Существует мнение, что российская электроэнергетика недооценена. Отчасти мы можем согласиться с этим мнением (по крайней мере, в отношении большинства АО-энерго). Однако крупнейшая компания страны на данный момент выглядит справедливо оцененной. Существует ряд причин, которые влияют на нашу оценку, но причины эти могут исчезнуть в ближайшее время.
Частная электрификация России
Электроэнергетика
В своем обзоре российской электроэнергетики мы рассмотрели главные тенденции отрасли и провели оценку основной компании электроэнергетики – РАО ЕЭС.
Существует мнение, что российская электроэнергетика недооценена. Отчасти, мы можем согласиться с этим (по крайней мере, в отношении большинства АО-энерго). Однако крупнейшая компания страны на данный момент выглядит справедливо оцененной.
Есть несколько причин, которые заставляют нас считать, что РАО ЕЭС на данный момент оценена, в целом, справедливо.
Во-первых, неопределенность вокруг реформы оставляет вероятность реализации пессимистического сценария прохождения реформы и активного вмешательства государства в процесс.
Во-вторых, мы сомневаемся в том, что реформа не может войти в конфликт с задачами роста капитализации. На наш взгляд, интересы менеджмента РАО ЕЭС лежат в области привлечения инвестиций в отрасль, что может сопровождаться (а может и не сопровождаться) ростом капитализации компании.
В-третьих, мы считаем российскую экономику чрезвычайно энергозатратной и уверены, что в перспективе спрос на электроэнергию будет снижаться за счет энергосбережения. Мы считаем, что недостатка мощностей в электроэнергетике не существует и не будет наблюдаться вплоть до 2009-2010 годов. В основе такого прогноза лежит убежденность в том, что существующие старые российские промышленные технологии неэффективны с точки зрения расхода электроэнергии. При модернизации технологий потребление электроэнергии существенно сократится и придет в соответствие с аналогичными показателями других стран.
Однако, по крайней мере, первая из этих причин может исчезнуть в ближайшее время. Если это произойдет, то мы можем ожидать роста капитализации электроэнергетических компаний.
- Отрасль
Реформирование и результаты
Цены на электроэнергию
- Подходы к системе ценообразования
Издержки- Издержки привлечения капитала
Операционные издержки
Газовые, в среднем
Топливные издержки
Цена входа на рынок
Цена на электроэнергию.
Приложение 2. Целевая стоимость региональных энергетических компаний, используемых при расчете целевой цены РАО ЕЭС.
Приложение 3. Технологические основы отрасли
Содержание:
 |
Отрасль | |  |
| |||
Мировое производство электроэнергии в мире составляет 15 500 ТВтч (млрд. кВтч). Из них примерно четверть производится в США. Россия в 2000 году произвела 877 тераваттчасов (приблизительно 5,7% от мирового производства).
Источник: IEA
Хотя по данным International Energy Agency с 1973 года относительное потребление всей мировой энергии по отношению к мировому ВВП снижалось (примерно на 1,4% в год), в натуральном выражении потребление электроэнергии за тот же период медленно росло (с темпом 0,2% в год). Рост потребления электроэнергии связан с появлением новых и усовершенствованием существующих способов производства электроэнергии.
Изменения структуры топливного баланса
В настоящий момент в развитых странах довольно активно строятся газовые электростанции. Это диверсифицирует структуру топливного баланса в сторону повышения доли использования газа в качестве топлива для электростанций. Газотурбинные и парогазовые установки, использующие газ, гораздо быстрее окупаются и требуют меньших инвестиций, в том числе, и из-за меньшей мощности. Строительство крупных электростанций, работающих на угле, на конкурентных рынках довольно рискованно из-за больших сроков строительства и крупных начальных вложений. Хотя такие электростанции могут быть дешевле в эксплуатации.
Существуют также и экологические стандарты, принуждающие энергетические компании использовать газ для производства электроэнергии. И с ужесточением экологических требований все больше угольных станций перестают им удовлетворять.
Хотя газ занимает не очень большую долю в структуре производства электроэнергии, почти все новые вводимые в США мощности работают на газе. Похожая ситуация в Великобритании, где после либерализации рынка стало появляться много новых электростанций, работающих на газе.
В России газ составляет около 2/3 топливного баланса страны (27% - уголь). При существующей ценовой диспропорции, когда уголь стоит дороже газа, такая ситуация выгодна энергетикам. Однако мы ожидаем ее изменения.
Новые парогазовые установки, достигающие КПД в 50-60% - одна из наиболее эффективных существующих промышленных технологий производства электроэнергии.
Что касается использования атомной энергии, то в мировой энергетике встречается разное отношение к использованию данного вида энергии: Франция является сторонником развития атомной энергетики (более 2/3 выработки электроэнергии в стране осуществляется АЭС), Германия же, напротив, стремится свести использование атомной энергии к минимуму.
Общая же тенденция такова, что строительство атомных реакторов существенно сократилось в развитых странах в последние 15 лет. В развивающихся странах атомная энергетика, скорее всего, получит более широкое распространение.
Электроэнергетика в России была создана в основном в 1960-1990 годах.
В российской электроэнергетике преобладают крупные электростанции. Это позволяло получать выгоды от экономии на масштабе. Крупнейшие электростанции России сравнимы по мощности с крупнейшими электростанциями США и гораздо мощнее европейских.
Крупные электростанции могут снабжать энергией несколько районов. Такие электростанции называются ГРЭС (Государственная районная электрическая станция). Соответственно, районы, которые обеспечивались электричеством от этих электростанций, не имели доступа к другим крупным источникам энергии, поскольку в условиях плановой экономики это было нецелесообразно. Избыточные мощности создавались лишь для создания аварийных и пиковых резервов. За годы кризиса 90-х электропотребление по территории Российской Федерации значительно сократилось и в 2002 году составило порядка 80% от уровня 1990 года. На наш взгляд, при некоторых условиях потребление может сократиться и в дальнейшем.
В будущем, при либерализации рынка и свободной продаже электроэнергии перед энергетикой встанет проблема передачи электроэнергии на большие расстояния в достаточном количестве. Система энергетики, спроектированная в условиях монополии, может давать сбои в условиях свободного рынка, в частности, из-за нехватки передающих мощностей.
В настоящее время темпы выбытия ЛЭП превышают темпы их строительства, что может поставить под угрозу возможность организации крупных перетоков мощности и электроэнергии в определенных направлениях. Хотя, в целом, передающая система, на наш взгляд, находится во вполне удовлетворительном состоянии.
Стоит отметить, что аналогичный недостаток ЛЭП, способных передавать большие количества энергии наблюдается, например, и в США.
На наш взгляд, в будущем для создания полноценного рынка электроэнергии потребуется построить несколько крупных ЛЭП, в основном в направлении Урал-Европейская часть России.
Созданная в соответствии с планом реформирования электроэнергетики ФСК (Федеральная сетевая компания) в процессе реформ получит в свое управление системообразующие сети, трансформаторные пункты, подстанции и прочее сетевое хозяйство, обеспечивающее контроль над функционированием единой энергосистемы России.
Электроемкость ВВП России за последние годы выросла почти в 1,4 раза и в данный момент превышает значения данного показателя для развитых стран в 3-4 раза. Это, отчасти, обусловлено и изначально «тяжелой» структурой российской (советской) промышленности, однако все же отражает крайне невысокую эффективность использования электроэнергии в существующей экономике.
Мы полагаем, что российская экономика имеет значительные резервы по снижению электропотребления в долгосрочном периоде. Основным потребителем электроэнергии в России является промышленность. Не стоит забывать, что большинство промышленных предприятий было спроектировано в советскую эпоху без учета экономии издержек на электроэнергию. Тогда электроэнергия «стоила» (если это можно так назвать в условиях плановой экономики) довольно дешево, так что не существовало стимулов экономить на обогреве помещений за счет электроэнергии, например. Промышленные технологии также отличались повышенным потреблением электроэнергии. Фактически, дешевая электроэнергия являлась (и до сих пор является) преимуществом при производстве ряда промышленных товаров. Однако изменение технологий может существенно изменить структуру производства и сократить издержки на электроэнергию.
Даже по сравнению с северными странами (Норвегией, Финляндией, Швецией, Канадой) Россия явно выделяется по энергоемкости ВВП.
Источник: IEA, World fact book
Мы считаем, что часть российских товаров конкурентоспособна только в условиях дешевой электроэнергии (например, алюминий). Если цены на электроэнергию будут повышаться, предприятия, их производящие, либо закроются, либо начнут применять энергосберегающие технологии. Таким образом, на наш взгляд, спрос на электроэнергию в долгосрочном периоде в российских условиях довольно эластичен. Как показывают международные сравнения по энергоемкости ВВП, Россия имеет резервы по снижению потребления энергии как минимум в 25-40%.
Источник: International Energy Agency, оценки Финанс-Аналитик
Таким образом, мы считаем, что повышение цен на электроэнергию до мирового уровня трудно будет осуществить при существующей структуре промышленности. В то же время, если цены будут повышены, мы можем ожидать некоторого спада спроса за счет появления нового оборудования и энергосбережения.
Пока в России не было достаточных стимулов к энергосбережению в силу двух факторов:
низкой стоимости электроэнергии и отсутствия долгосрочных горизонтов планирования. Проекты по энергосбережению, рассматриваемые компаниями, зависят от таких факторов, как экономия на электроэнергии (зависит от цены) и ставки дисконтирования (зависит от рисков и горизонта планирования). По мере снижения рисков и роста цен на электроэнергию, энергосберегающие технологии будут применяться все больше.
Так, в 2001 году в России ВВП вырос на 5%, а потребление электроэнергии -- на 1,2%. А в 2002 году потребление энергии уже, напротив, сокращалось.
Энергосбережение будет отрицательно сказываться на спросе на электроэнергию. С учетом уже существующих избыточных мощностей, мы считаем, что серьезного увеличения электопотребления в ближайшие годы в России не произойдет и над ценами будут довлеть существующее превышение предложения над спросом.
Топливо является одной из основных статей затрат в структуре издержек электростанций. Основным топливом для электростанций служат уголь и газ. В России, в отличие от многих других стран, основу топливного баланса составляет газ.
Мы считаем, что в том случае, если инвесторы будут строить новые электростанции или вкладываться в существующие, в российских условиях, их выбор, скорее всего, должен остановиться на газотурбинных или парогазовых установках. Низкая внутренняя цена газа, а также быстрая окупаемость таких установок делает их оптимальным выбором. Однако их существование во многом будет зависеть от наличия гарантии поставок газа. В условиях отсутствия свободного рынка газа, инвесторы будут вкладываться в электростанции, работающие на газе при наличии долгосрочных контрактов на поставку газа со стороны Газпрома или независимых производителей. У некоторых газотурбинных установок есть и дополнительные преимущества: они могут использовать дизельное топливо в качестве резервного.
В настоящее время российский топливный баланс уже имеет значительный перекос в сторону газа. Это связано с так называемой «газовой паузой». В 70-х годах прошлого века советская энергетика была переориентирована на газ, поскольку прогнозировалось снижение добычи нефти и угля. Планировалось освоить новые месторождения этих ресурсов и разработать новые технологии производства электроэнергии на твердом топливе и нефти, развивать атомную электроэнергетику, после чего в 90-х годах планировалось выровнять топливный баланс. Однако в последующем ничего подобного не произошло и энергетика так и осталась газовой.
Добыча газа в России за последние 10 лет упала, и Газпром вынужден прикладывать большие усилия, чтобы сохранить ее на прежнем уровне. В тоже время, если газовый рынок будет либерализован, могут появиться независимые производители, способные увеличить предложение газа.
В 2000 году примерно каждый четвертый кубометр газа, сжигаемого в турбинах электростанций во всем мире, сжигался в России. Структура внутренних цен способствует использованию газа на российских электростанциях. Для того, чтобы уголь стал конкурентоспособным топливом для производства электроэнергии в тех местах, где есть доступ и к газу, и к углю, цена на тонну условного топлива, по информации РАО ЕЭС, должна быть в 1,6-1,8 раза выше для газа, чем для угля. Мировое соотношение цен варьируется в широком диапазоне: в основном газ в 1,5-2,5 раза дороже угля за тонну нефтяного эквивалента. Наши собственные оценки показывают, что необходимо соотношение приблизительно 1,1 для того, чтобы уголь выгоднее было использовать на уже существующих электростанциях и порядка 1,7, чтобы было выгоднее строить новые угольные электростанции.
В настоящий момент соотношение цен за тонну условного топлива в России таково, что уголь в среднем обходится электростанциям несколько дороже, чем газ.
Нынешние российские цены на газ порядка $20 за тонну условного топлива, тогда как цены на уголь составляют порядка $25 за тонну. И даже рост цен газа до уровня $35 за тонну условного топлива – приблизительно $40 за 1000 кубометров (эта цена близка к европейской с учетом транспортных издержек по экспорту газа в Европу) -- не сильно изменит существующую ситуацию, когда газ использовать выгоднее. Скорее всего, цены на уголь также будут расти, хотя и существенно более низкими темпами.
Исключение в плане использования угля могут составить те случаи, когда рядом с электростанциями имеется дешевый и качественный уголь, или при наличии ограничений на транспортировку газа (например, Дальний Восток или Кузбасс).
Цены топлива за тонну нефтяного эквивалента для электростанций
| Газ | Уголь | |
| Германия | 170 | 83 |
| Великобритания | 115 | 85 |
| США | 138 | 50 |
| Финляндия | 121 | 77 |
| Турция | 240 | 50 |
| Россия | 22 | 30 |
Источник: International Energy Agency, РАО ЕЭС
Очевидно, что сейчас внутренние регулируемые цены на газ не столько отражают баланс спроса и предложения, сколько являются скрытой субсидией электроэнергетики и промышленности.
На наш взгляд, топливный баланс России по-прежнему будет смещаться в сторону газа.
Мы можем видеть, что в российской электроэнергетике основную долю потребления занимает промышленность (прежде всего, добывающая), в отличие от многих других стран. Однако это соотношение, на наш взгляд, будет меняться в силу двух причин – энергосбережение на промышленных предприятиях и более активное использование электроэнергии населением с ростом качества жизни. Соответственно, российской электроэнергетике в будущем, на наш взгляд, понадобится больше пиковых мощностей и меньше базовых (поскольку население потребляет в основном пиковую нагрузку, тогда как промышленность – базовую). Это дает приоритет в пользу пиковых электростанций, по крайней мере, в европейской части России. Пиковые потребности Сибири и Урала могут быть покрыты за счет гидроэлектростанций.
Мы считаем, что наибольший рост потребления электроэнергии будет наблюдаться в сфере услуг. Также, на наш взгляд, возможен некоторый рост потребления электричества населением.
С точки зрения структуры потребителей существует ряд перспективных возможностей и опасностей.
Одна из опасностей, связанных с недополучением доходов, для существующих электростанций – это наличие крупных промышленных потребителей. Как правило, издержки таких компаний (например, металлургических) сильно зависят от стоимости электроэнергии. Фактически, в некоторых отраслях (например, в алюминиевой промышленности) дешевая электроэнергия является одним из основных конкурентных преимуществ компаний. В этой связи мы можем ожидать, что ряд крупных потребителей может предпринять определенные шаги для того, что бы получить контроль над электроэгнергетическими активами. Это уже удалось Русалу в Иркутскэнерго. Аналогичные шаги пытается предпринимать Норникель и др. предприятия.
Мы считаем, что, получив контроль над генерирующими мощностями, крупные потребители будут стараться минимизировать свои расходы на электроэнергию. Скорее всего, в этом случае цены на электроэнергию на принадлежащих им электростанциях будут низкими. Кроме того, крупные потребители могут найти и другие рычаги влияния на энергетические компании (в том числе, политические, социальные и т.д.). Поэтому мы негативно относимся к перспективам высоких доходов электростанций, которые непосредственно снабжают крупных потребителей.
В то же время, цены акций некоторых энергокомпаний, имеющих крупных потребителей, могут расти по другой причине. Крупные потребители могут быть стратегически заинтересованы в обеспечении своей «энергетической безопасности» и скупать акции с учетом надбавки за эту безопасность. Едва ли эта цена будет иметь что-то общее с дисконтированной суммой дивидендов, дисконтированным денежным потоком и прочими мерами стоимости компании для миноритарных акционеров. И почти однозначно можно утверждать, что цена энергокомпаний для крупных потребителей, стремящихся обеспечить свою «энергетическую безопасность», будет выше, чем для прочих инвесторов.
Как только контроль над такими региональными энергокомпаниями будет получен, интерес к их акциям упадет. Таким образом, акции региональных компаний, снабжающих крупных потребителей будут интересны только в относительно краткосрочном периоде.
К тому же, мы считаем, что такая стратегия будет применяться только в тех регионах, где потребности крупных потребителей будут сопоставимы с возможностями энергетической компании региона. Если крупные потребители будут иметь возможность покупать энергию с оптового рынка в достаточных количествах по приемлемой цене, то «энергетическая безопасность» не будет иметь для них особого значения. Более того, мы считаем, что в долгосрочном периоде крупные потребители, доля затрат на электроэнергию в структуре себестоимости которых не высока и не отличается от средних значений, будут стремиться либо избавиться от непрофильных активов, либо вовсе не вкладываться в них, поскольку использование дешевой электроэнергии не дает им конкурентных преимуществ.
Электростанции, снабжающие электричеством население в регионах с низкими доходами или нестабильной политической ситуацией, могут получать более низкие доходы, чем в среднем по отрасли. Правительство уже предусмотрело меры, направленные на то, чтобы население таких регионов снабжалось за счет пониженных тарифов, часть бремени которых может быть возложена на плечи электростанций.
К категориям потребителей, чей спрос будет расти, мы можем отнести население регионов с довольно высоким уровнем жизни. Однако в этом случае возникает дополнительная проблема. Сбором платежей с таких потребителей занимаются муниципальные службы, которые являются не самыми аккуратными плательщиками.
Наиболее перспективные потребители электроэнергии, с точки зрения свободного рынка, на наш взгляд, это небольшие и средние предприятия (в основном из сферы услуг) и население регионов с высокими доходами. На наш взгляд, эти потребители готовы платить довольно высокую цену за электричество, и их потребности будут расти в будущем.
Еще одна довольно специфическая российская особенность электроэнергетики –постоянные задержки платежей за электроэнергию, особенно со стороны государственных и муниципальных структур. Отчасти, это касается и коммерческих организаций, которые пока не всегда готовы платить за электроэнергию. Учитывая, что в дальнейшем цены на электроэнергию будут расти (за счет удорожания топлива), мы можем ожидать увеличения неплатежей.
Это связанно, прежде всего, с психологией потребителей. Можно отметить, например, такой интересный факт, что потребители, находящиеся на Рублево-Успенском шоссе, – одни из самых злостных неплательщиков.
С начала 90-х многие потребители привыкли воспринимать электроэнергию как практически само собой разумеющееся бесплатное благо. До 1998 года в энергетике существовали значительные неплатежи. После значительных усилий менеджмента удалось повысить собираемость платежей почти до 100%, однако во многом этому способствовало резкое удешевление электроэнергии в реальном выражении после девальвации и инфляции 1998 года.
Наиболее ненадежные потребители, на наш взгляд, это бюджетные организации. Производителям электроэнергии необходимо иметь возможность каким-либо образом контролировать оптовых перепродавцов для обеспечения собираемости платежей.
Качество менеджмента и мотивация персонала.
На наш взгляд, менеджмент российской электроэнергетики не приспособлен к рыночным условиям. Рыночные условия в электроэнергетике – это минимум затрат при оптимальном количестве выработки электроэнергии. Однако в настоящий момент стимулы менеджмента к сокращению затрат не очень сильны, а во многих случаях отрицательны.
Государство – само по себе очень плохой собственник, не ориентированный на прибыль, что значительно снижает мотивацию менеджмента и персонала.
По качеству менеджмента основная компания отрасли -- РАО ЕЭС -- далека от успешного коммерческого предприятия. Как и каждая крупная государственная структура, РАО ЕЭС вынуждена действовать более административными методами, чем это присуще рыночным компаниям.
Не лучше обстоит дело и в региональных АО-энерго. На наш взгляд, низкая заработная плата работников электростанций и раздутый штат резко снижают мотивацию персонала и увеличивают операционные издержки. Фактически, раздутый штат – это прямое следствие государственного контроля над отраслью, что типично и для многих западных государственных энергокомпаний.
Отсутствие заинтересованности менеджмента в получении прибыли из-за системы расчета тарифов по методу «издержки плюс», создает отрицательные стимулы для менеджмента в отношении увеличения эффективности. Система ценообразования «издержки плюс», наоборот, стимулирует менеджмент увеличивать операционные расходы.
Мы считаем, что для успешного управления энергокомпаниями в условиях свободного рынка необходимо будет привлекать иностранных специалистов.
Распределение затрат между стадиями производства
Издержки между различными стадиями электроснабжения в некоторых, например, европейских странах разделяются следующим образом:
| Процент общих издержек | |||
| Стадия | Великобритания | Румыния | Россия |
| Генерация | 65% | 62% | 45% |
| Передача | 10% | 6% | 12% |
| Распределение | 20% | 17% | 32% |
| Затраты на заключение контрактов, биллинг и прочее | 5% | 15% | 11% |
Источник: данные компаний, оценки Финанс-Аналитик
Мы считаем, что доля издержек генерации будут расти в общих издержках из-за удорожания топлива.
В настоящее время в отрасли существует перекрестное субсидирование населения и промышленности. Тарифы для промышленности сейчас почти в два раза выше, чем для населения. Однако издержки снабжения электроэнергией, напротив, гораздо выше у бытовых пользователей.
Перекрестное субсидирование было довольно распространенной практикой во многих странах, однако сейчас наметилась явная тенденция к ее устранению.
Издержки доставки электроэнергии конечным потребителям выше по двум причинам: во-первых, низковольтовые сети (основной пользователь которых – население) требуют гораздо больших эксплутационных издержек, обусловленных технологическими причинами. Во-вторых, население, как правило, характеризуется неравномерностью электропотребления во времени и создает пиковые нагрузки. А себестоимость покрытия пиковых нагрузок выше, чем базовых.
Еще один довольно часто упоминаемый вид перекрестного субсидирования – превышение цены электричества для городских районов над ценой для сельских, однако для российского рынка, на наш взгляд, это не представляет сколь либо существенного интереса.
Правительства некоторых стран также могут поддерживать субсидирование производства электроэнергии на одних видах топлива за счет производства электроэнергии на других. Например, довольно распространенная практика – это субсидии (или освобождения от налогов) для электростанций на возобновляемых и нетрадиционных источниках топлива (ветер, биомасса и т.д.)
В экономически развитых странах население платит в 1,5-3 раза больше, чем промышленность за потребленный кВтч электроэнергии, и это является экономически справедливой ситуацией.
Тарифы на электроэнергию в развитых странах, цент/кВтч
| Потребитель | США | Канада | Фран-ция | Герма-ния | Япония |
| Промышлен-ность | 4,0 | 3,8 | 4,7 | 6,7 | 14,6 |
| Население | 8,2 | 6,0 | 12,9 | 15,9 | 20,7 |
Опасность перекрестного субсидирования в том, что промышленные потребители, несущие большие затраты, могут предпочесть построить собственные мини-электростанции.
Регулирование цен в текущей российской ситуации является довольно негативным фактором. Если основная цель реформ – привлечение инвестиций в отрасль, то регулирование может оказать сильное искажающее влияние на этот процесс. Цены должны отражать баланс спроса и предложения и таким образом сигнализировать инвесторам, где в настоящий момент существует нехватка мощностей. Однако у нас есть опасения, что правительство оставит за собой механизмы регулирования цен на электроэнергию в случае их высоких значений. Таким образом, цены не смогут давать правильные сигналы инвесторам и потребителям. А несколько лет практики регулирования цен на рынке со свободным доступом независимых производителей к сети может привести к системному кризису, аналогичному тому, что наблюдался в Калифорнии, например.
|
Реформирование и результаты | | |
| |||
Рынок электроэнергии с середины прошлого века считался естественной монополией. В 50-60-х годах новые технологии резко увеличили размер электростанций, при котором достигается минимум издержек. Это создало предпосылки к тому, что электростанции стали занимать монопольное положение на рынке сбыта электроэнергии из-за большого размера по отношению к потребностям покупателей электроэнергии. Таким образом, электроэнергетика стала либо государственной монополией (в Европе), либо частной монополией, подпадающей под жесткие рамки регулирования (в США).
Электростанции, находящиеся под государственным контролем, вынуждены были иногда продавать электроэнергию по ценам ниже себестоимости (в периоды высокой инфляции, например), а также имели излишнюю занятость (в периоды высокой безработицы).
Резкий рост цен на энергоресурсы в 70-х предопределил использование угля и ядерного топлива в качестве основного.
Однако в 80-90 годах прошлого века тенденция сменилась. Возросшие требования к экологическим выбросам и безопасности привели к удорожанию энергии, произведенной на угольных и атомных электростанциях. В то же время, развитие парогазовых турбин и падение цен на газ обнаружило явные преимущества парогазовых установок по сравнению с угольными или ядерными электростанциями. Парогазовые установки могут достигать максимальной эффективности при гораздо меньших размерах: 50-320 Мвт, по сравнению с 1000 Мвт для их предшественников. Газопоршневые турбины, также обладающие довольно высоким КПД, могут быть эффективны при небольшой мощности (до 10 Мвт)
Удельные капитальные затраты на 1 кВт мощности ПГУ в Великобритании
Источник: OFGSM
Кроме того, потребление электроэнергии во второй половине прошлого века резко выросло, в результате чего отдельные электростанции стали не так велики по отношению к масштабам потребления. Все это привело к реформированию отрасли и созданию конкурентной среды производства электроэнергии во многих странах.
Одной из первых стран, начавших либерализацию электроэнергетики в начале 90-х, была Англия. Во многом, остальные страны при реформе электроэнергетики брали на вооружение английский опыт.
В Англии первоначально из государственной монополии были выделены две конкурирующие компании, и на рынок были допущены независимые производители, был создан конкурентный оптовый рынок электроэнергии.
Некоторые элементы системы снабжения электроэнергией оказываются естественными монополиями, что определяется технико-экономическими характеристиками. Это магистральные и распределительные сети. Тарифы на передачу и распределение электроэнергии при либерализации рынка, остаются под контролем регулирующих органов.
Один из существенных рисков свободного оптового рынка электроэнергии – волатильность цен из-за низкой краткосрочной эластичности спроса. Цены могут вырасти в несколько раз из-за неожиданных изменений в предложении (например, при внеплановой остановке крупной электростанции). Для того, чтобы сгладить ценовую волатильность, используют либо долгосрочные двусторонние контракты с покупателями, либо (если такая торговля организована) опционы и фьючерсы на электроэнергию.
Наиболее логичная схема страхования от рисков для энергетических компаний – заключение долгосрочных контрактов на покупку топлива и на продажу электроэнергии. Однако в США, например, существуют электростанции (преимущественно газовые) принципиально работающие только на спотовом рынке. В регионах, где быстро растет спрос при ограниченном предложении такая стратегия может себя оправдать.
Среди причин, которые выдвигались для обоснования реформы в других странах, обычно назывались:
- снижение высоких цен на электроэнергию
- недостаток инвестиций
- отражение технологических изменений
Что касается России, то мы можем отметить основное отличие целей реформы от реформы в других странах. Соотвественно, различные цели реформ должны привести и к их разной реализации.
Среди основных направлений и особенностей реформы в России мы видим следующие:
- создание привлекательной среды для частных инвестиций
сохранение влияния государства за стратегически важными активами (атомные и гидроэлектростанции, сетевые компании, общее управление системой)
- предотвращение слишком быстрого роста цен на электроэнергию.
Если США и Великобритания, например, ставили основной целью реформы снижение цен на электроэнергию и повышение операционной эффективности сектора, то в российских условиях, на наш взгляд, на первый план выходит именно такой фактор, как недостаток инвестиций. Государство больше не может позволить себе развивать энергетику за счет собственных средств, поэтому отрасль планируется отдать в руки частных инвесторов.
Отметим, что привлечение инвестиций и снижение цен на электроэнергию – противоречащие друг другу задачи. Инвестиции появятся только тогда, когда это будет выгодно инвесторам, что идет вразрез с логикой низких цен.
На наш взгляд, либерализация рынка электроэнергии не сможет серьезно увеличить инвестиции в эту отрасль. Новым электростанциям придется соперничать со старыми. Однако, старые электростанции и генерирующие компании, фактически, получили свою существующую инфраструктуру бесплатно. Соответственно, у них гораздо меньше стимулов включать в стоимость электроэнергии капитальные затраты. Таким образом, после реформы мы сможем наблюдать ситуацию, когда новые электростанции не будут появляться до тех пор, пока ресурс старых не исчерпает себя окончательно, и величина избыточной мощности не достигнет минимальных значений. В худшем варианте развития отрасли, это может случится через 7 (а возможно, и более) лет.
Таким образом, избыточные мощности и наличие старой инфраструктуры (за которую нет необходимости выплачивать займы кредиторам и отчитываться перед акционерами) создает отрицательные стимулы для инвестиций в электроэнергетику. Эти стимулы, по-видимому, будут отражаться в слишком низкой цене электроэнергии для осуществления инвестиций в эту отрасль в ближайшие годы.
С экономической точки зрения перед владельцами основных потребителей электроэнергии -- промышленных предприятий -- будет стоять выбор. Либо вкладываться в довольно долгосрочные проекты строительства новых генерирующих мощностей, либо переходить на более экономичные и современные технологии. Конечно, в каждом случае выбор будет зависеть от многих условий. Однако, учитывая энергоемкость российской экономики, многие компании могут предпочесть второй путь. Это может отрицательно сказаться на спросе на электроэнергию и не только в долгосрочном периоде.
Таким образом, создание свободного рынка электроэнергии не приведет к масштабным инвестициям в отрасль. Низкие затраты существующих станций создадут довольно непривлекательную ситуацию для ввода новых мощностей.
Подобная проблема, хотя и гораздо менее серьезная, существует и в западных странах. В условиях регулируемой государством электроэнергетической монополии существуют активы, которые не будут воспроизводиться при переходе к конкурентному рынку. В тоже время, загрузка существующих станций может увеличиться.
После либерализации могут быть осуществлены не инвестиции, а напротив, сокращение действующих мощностей (за счет вывода наиболее убыточных и более интенсивного использования существующих). В большей мере это относится к генерирующим активам АО-энерго и ТЭЦ.
Реформирование отрасли напрямую связано с компанией РАО «ЕЭС России» и разрабатывается ее менеджментом во главе с А.Чубайсом.
Окончательный вариант реформ до сих пор еще не определен и, скорее всего, может существенно измениться в результате воздействия тех или иных политических групп в Думе или в правительстве.
Пока мы рассматриваем несколько вариантов развития электроэнергетики. На наш взгляд, лучший вариант реформы электроэнергетики, прежде всего, должен снимать проблему неопределенности.
Определенность должна существовать в следующих аспектах:
Политические процессы, сопровождающие реформу, безусловно, увеличивают риски для инвесторов. Необходима четкая позиция правительства в отношении реформы, закрепленная соответствующим законодательством. Инвесторов в наибольшей степени будет интересовать четкий, прозрачный механизм регулирования тарифов и случаи, когда он будет применяться.
Электроэнергетика не сможет привлечь иностранных инвесторов не только в случае, если государственному регулированию будут подвергаться тарифы на электроэнергию, но и тарифы на топливо. Для решения проблемы с покупкой топлива для электростанций должен существовать либо свободный рынок газа, либо абсолютно прозрачная система заключения долгосрочных контрактов с поставщиками (прежде всего, с Газпромом).
Должны существовать четкие и, желательно, законодательно закрепленные гарантии сохранности электроэнергетических активов, принадлежащих государству, в процессе реформ.
Инфраструктура рынка должна быть подготовлена к моменту реформ таким образом, чтобы обеспечить его функционирование в условиях либерализации.
Еще один аспект, необходимый, на наш взгляд, для успешного функционирования генерирующих компаний - это возможность контроля над поступлением платежей. В этом случае желательно мотивировать сбытовые организации на полную собираемость платежей за электроэнергию и ограничить их от участия в политических процессах.
Оптимистичный вариант (best case):
Определение четкого плана реформ, поддержанного на политическом уровне, включающего:
построение довольно свободной системы продажи электроэнергии (как на спотовом рынке, так и путем заключения двухсторонних контрактов).
законодательное ограничение на вмешательство государства в регулирование конкурентных сфер деятельности (только в экстренных случаях). Максимальная прозрачность и определенность процесса регулирования, если таковой будет.
Осуществление инвестиций в новые мощные ЛЭП до завершения реформирования, в том числе, передающие мощности между Россией и другими странами. Это позволит существенно увеличить доходы ряда электростанций от экспорта электроэнергии и снизить риск вмешательства регулирующих органов.
Четкие правила и возможность свободного заключения долгосрочных контрактов на топливо. Прежде всего, на газ.
Пропорциональное разделение активов РАО ЕЭС и региональных АО-Энерго между существующими акционерами РАО с опционом миноритарных акционеров на обмен своих долей в сетевых и распределительных компаниях на доли в генерирующих. Мораторий на смену собственников принадлежащих государству долей в компаниях до окончания реформы.
Создание, по возможности, более крупных генерирующих компаний.
Создание системы контроля над сбытовыми организациями в части собираемости платежей.
Сроки начала реформы должны быть несколько ускорены. Желательно, чтобы она состоялась в 2005 году.
Реалистичный (base-case)
Установление частичного контроля правительства над уровнем тарифов (на федеральном уровне). Порядка 35% электроэнергии каждой электростанции может продаваться по долгосрочным контрактам для населения, цены которых будут регулироваться государством в течение 3-х лет после либерализации рынка.
Некоторое расширение возможностей по экспорту электроэнергии.
Наличие долгосрочных обязательств со стороны Газпрома по поставкам газа по ценам, близким к равновесным.
Привлечение независимых консультантов для определения схемы разделения активов РАО ЕЭС между акционерами. Ограничения на требования со стороны кредиторов электростанций в период до окончания реформы.
Генерирующие компании будут создаваться с учетом создания приемлемого уровня конкуренции.
Срок завершения реформы придется на 2005 год.
Частичное сохранение практики перекрестного субсидирования.
Пессимистичный вариант:
Сохранение существенного контроля регулирующих органов над установкой тарифов как на местном, так и на федеральном уровне.
Консервация существующих экспортных возможностей
Директивное выделение газа для электростанций с ежегодным пересмотром.
Продажа и вывод стратегически значимых активов в процессе реструктуризации. Потеря долей РАО ЕЭС и АО-Энерго в наиболее прибыльных электростанциях. Получение полного контроля над стратегически важными активами энергетики российскими финансово-промышленными группами без соответствующей компенсации миноритарным акционерам.
Генерирующие компании будут иметь относительно небольшой размер.
Перенос сроков реформы на 2006-2007.
Планируемая реструктуризация энергетики
Во время реструктуризации РАО ЕЭС будет разделено на ряд компаний: 10 генерирующих оптовых компаний, федеральная сетевая компания, региональные сетевые компании, системный оператор и т.д. По аналогичному сценарию будут разделены и региональные АО-энерго (на генерацию, распределение и сбыт). Миноритарные акционеры получат пропорциональную долю в будущих компаниях, образованных на базе РАО ЕЭС (генерирующих, сетевой и холдинговой компании). По крайней мере, так предусматривает основной вариант реформы. Однако в РАО ЕЭС существуют планы по увеличению доли государства в сетевой компании до 75% (за счет обмена на акции генерирующих компаний, либо выкупа на вторичном рынке).
Мы полагаем, что генерирующий бизнес будет создавать основную стоимость для всех энергокомпаний, поскольку именно этот вид деятельности выйдет из-под госконтроля. Стоимость, сетевых активов, на наш взгляд, будет не слишком высока в силу того, что этот бизнес будет находиться под значительным контролем государства и, скорее всего, будет иметь довольно низкую прибыль.
10 генерирующих оптовых компаний:
При создании РАО ЕЭС в начале 90-х в эту компанию были включены все тепловые электростанции мощностью свыше 1000 Мвт и гидроэлектростанции мощностью свыше 300 Мвт.
На базе станций, принадлежащих РАО ЕЭС, а также, возможно, некоторых электростанций, входящих в АО-энерго планируется создать 10 оптовых генерирующих компаний. Хотя состав компаний пока окончательно не определен, мы думаем, что он едва ли претерпит существенные изменения. 6 генерирующих компаний будут сформированы на базе тепловых станций и 4 компании -- на базе гидроэлектростанций.
Существуют планы увеличения доли государства в генерирующих компаниях, состоящих из гидроэлектростанций. По-видимому, это связано с тем, что именно за счет этих электростанций можно будет поддерживать технологические нормы выработки электроэнергии (поддерживать частоту, сглаживать пики нагрузок). Кроме того, гидроэлектростанции имеют существенный резерв в области издержек (энергия гидроэлектростанций – самая дешевая), что может оказывать существенное влияние на рынок в случае резкого роста цен, например.
Реструктуризация региональных АО-энерго.
Для региональных компаний существует базовый вариант реформирования, который может претерпеть изменения в случае каждой конкретной компании.
Региональные компании, в которых РАО ЕЭС владеет большинством голосов, или в которых удастся договориться с остальными акционерами будут разделены на генерирующие (всего порядка 30), распределительную и сетевые компании. На переходном этапе также будут созданы управляющие компании, осуществляющие управление сетевыми, генерирующими и распределительными компаниями бывшего АО-энерго.
Сетевые компании и входящие в АО-энерго могут быть дальше объединены в межрегиональные сетевые компании. Небольшие электростанции, входящие в состав АО-энерго могут быть также объединены в ряд генерирующих компаний. Некоторые крупные электростанции, принадлежащие АО-энерго, смогут выступить как отдельные генерирующие компании. Хотя дальнейшая консолидация генерирующих мощностей АО-энерго пока еще не совсем очерчена в планах реформ. Прерогативой со стороны РАО ЕЭС в этом случае может выступать создание генерирующих компаний, обеспечивающих конкуренцию.
Не решены пока и вопросы взаимодействия с миноритарными акционерами. Скорее всего, на данном этапе реформирования потребуется привлечение оценщиков для того, чтобы определить коэффициенты обмена акций АО-энерго на акции различных генерирующих, межрегиональных сетевых и распределительных компаний.
Из АО-энерго также будут выделены непрофильные виды бизнеса, сервисно-ремонтные подразделения и т.д., которые в дальнейшем могут быть проданы.
|
Цены на электроэнергию | | |
| |||
Подходы к системе ценообразования
Формирование оптимального уровня тарифов на электроэнергию и выбор тарифной политики являются сложной многопараметрической задачей.
Выбор тарифных инструментов в настоящий момент достаточно широк:
одноставочные тарифы. Применяются в основном для населения и потребителей с невысокой потребляемой мощностью.
двухставочный (трехставочный) тариф. Применяется в основном для крупных потребителей, оснащенных приборами измерения нагрузки.
ступенчатые (обратные ступенчатые) тарифы являются более гибкими в отношении потребителя: предполагается, что при увеличении (снижении) потребляемой электроэнергии (мощности) происходит ступенчатый рост (снижение) тарифа.
дифференцируемые по времени суток (года) тарифы широко применяются многими западными энергокомпаниями.
специальные тарифы. В данную категорию включаются тарифы, устанавливаемые при долгосрочных контрактах на покупку электроэнергии, различные стимулирующие и специально ориентированные тарифы (например, льготы для сельского хозяйства) и т.д.
В России в последнее время менеджментом энергокомпаний стал все больше использоваться гибкий подход при формировании тарифа для определенных групп потребителей. Стал широко применяться дифференцируемый по времени суток тариф для бытовых потребителей.
В России, согласно действующему законодательству, регулирование тарифов осуществляется Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) и региональными энергетическими комиссиями (РЭК). Процедура пересмотра уровня тарифа является для энергокомпаний достаточно долгой и сложной процедурой.
Так как РЭК являются организациями, представляющими интересы администрации Субъектов Федерации, то они напрямую заинтересованы в удержании роста тарифов. Сами энергетики практически не принимают участия в установлении уровня тарифов, лишь только предоставляют всю необходимую информацию и экономическое обоснование необходимого уровня. Величина тарифа устанавливается директивно в одностороннем порядке. Причем, как правило, вопрос установки тарифов зачастую выходит из экономической плоскости в социальную и политическую. Данный подход привел к тому, что некоторые электростанции продают электроэнергию по цене ниже себестоимости.
В целом, можно сказать, что в данный момент в России нет эффективно действующей тарифной политики, которая стимулировала бы сокращение издержек, как у потребителя, так и у производителя.
Грядущая реформа электроэнергетики предусматривает изменение существующей политики ценообразования. До июля 2005 года (при сохранении намеченных сроков и темпов проведения реформы) цены на электроэнергию будут по-прежнему жестко регулироваться государством. Однако, наряду с регулируемым рынком, предполагается функционирование так называемого рынка «5-15», то есть каждому поставщику, за исключением независимых, обеспечивается равное право продажи на торгах определенной, одинаковой для всех, доли электроэнергии (5-15 процентов выработки) с целью отработки конкурентных механизмов, формирования инфраструктуры рынка, определения с помощью рыночных механизмов реальной стоимости энергии. На всю остальную электрическую энергию сохраняется государственное регулирование тарифов. Независимые производители поставляют всю произведенную электроэнергию по нерегулируемым государством тарифам.
Формирование рыночных цен будет осуществляться на основании сопоставления ценовых заявок покупателей и продавцов и нахождения равновесной цены.
После либерализации рынка в сфере генерации и сбыта электроэнергии предполагается введение рыночных механизмов с минимумом вмешательства регулирующих органов государств.
Однако, в законе «Об электроэнергетике» предусмотрена статья, оставляющая за государством право устанавливать предельные тарифы на продукцию предприятий электроэнергетики «в случаях, предусмотренных законодательством РФ».
Также определенные требования к генераторам, обусловленные соображениями бесперебойного функционирования энергосистемы России, будут предъявляться и системным оператором рынка электроэнергии.
Ряд поправок, внесенных депутатами при подготовке ко второму чтению законов об электроэнергетике, тоже снижает степень свободы поведения энергокомпаний.
Мы считаем возможность свободного ценообразования ключевым аспектом, определяющим успех реформ и инвестиционную привлекательность сектора.
Рассмотрим аспекты, которые могут повлиять на цену электроэнергии
Издержки
Издержки привлечения капитала для электростанций могут измениться под влиянием различных факторов. В российских условиях, на наш взгляд, будут доминировать факторы, увеличивающие стоимость привлечения капитала, что будет вызвано снижением доли государства (с предположительно долгосрочными инвестиционными горизонтами). Частные инвесторы, на наш взгляд, будут иметь более краткосрочные горизонты и, следовательно, более высокую требуемую отдачу. Хотя влияние этих факторов может быть компенсировано общим снижением рисков в экономике.
Издержки привлечения капитала отразятся и на структуре вновь вводимых мощностей, где преимущество будет отдаваться менее капиталоемким и быстрореализуемым проектам.
Мы оцениваем издержки привлечения капитала для новых парогазовых установок в 0.8 цента на квтч. выработанной энергии.
В современной российской электроэнергетике можно наблюдать классические последствия системы ценообразования по методу «издержки плюс». В соответствии с этим методом, наиболее затратные (и наиболее неэффективные) электростанции получают больше прибыли. Это противоречит экономической логике, когда максимально использоваться должны наиболее эффективные электростанции. Переход к свободному рынку устраняет стимулы к увеличению затрат и избыточной занятости. Таким образом, возможно, после реформы издержки некоторых электростанций могут сократиться.
Структура издержек в целом по холдингу РАО ЕЭС не сильно отличается от других мировых аналогов.
| РАО ЕЭС | Мос-энерго | Костром-ская ГРЭС | CEZ | ENEL | Kepco | |
| Топливо | 28% | 34% | 48% | 31% | 24% | 10% |
| Материалы | 4% | 4% | 5% | |||
| Зарплата | 16% | 12% | 13% | 9% | 15% | 12% |
| Покупная электроэнергия | 12% | 15% | 15% | 18% | ||
| Амортизация | 13% | 10% | 10% | 22% | 19% | 17% |
| Ремонт и обслуживание | 7% | 13% | 6% | 8% | 11% | |
| Налоги (кроме налога на прибыль) | 5% | 3% | 15% | 7% | ||
| Прочие | 10% | 26% | 6% | 8% | 20% | 21% |
| Итого | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% | 100% |
Отметим только довольно низкую долю амортизации в целом по холдингу и по отдельным российским компаниям.
На уровне отдельных генерирующих активов издержки западных компаний и РАО ЕЭС все же заметно отличаются
| Структура затрат российских электростанций, 2001 год | |||
| Топливные, центов/квтч | Прочие затраты, центов/квтч | Итого затраты, центов/квтч | |
| Угольные, в среднем | 0.93 | 0.44 | 1.37 |
| Газовые, в среднем | 0.42 | 0.52 | 0.94 |
| Костромская ГРЭС (газ) | 0.46 | 0.50 | 0.96 |
| Процент топливных затрат в структуре затрат на генерацию | |
| Тепловые электростанции ENEL, 2001 | 85% |
| Костромская ГРЭС, 2001 | 48% |
| Электростанции, принадлежащие РАО ЕЭС, 2001, в среднем | 56% |
| Электростанции, принадлежащие РАО ЕЭС, 2005, оценка | 72% |
В связи с прогрессирующим старением оборудования на существующих электростанциях мы можем ожидать увеличение издержек. Износ основных узлов энергоустановок будет снижать их эффективность все более ускоряющимися темпами. Более современные электростанции должны обладать меньшими операционными издержками.
Топливные издержки в настоящий момент составляют 45-70% в структуре затрат электростанций. Однако, учитывая опыт западных компаний, доля этих издержек вполне может дойти даже до 80-90% затрат электростанций. Новые электростанции будут гораздо более эффективны и потому цена производимой на них электроэнергии должна оказаться существенно ниже.
Себестоимость производства электроэнергии (без учета издержек на привлечение капитала) в зависимости от цены газа
Источник: оценки ИК «Финанс-Аналитик»
В тоже время, новые электростанции будут нести более высокие издержки по обслуживанию капитала. При существующих условиях новые газовые электростанции могут нести до 0.8 дополнительных цента за каждый киловатт-час в качестве платы за использование капитала. Старым электростанциям нет необходимости платить за капитал.
Постройка новых парогазовых электростанций по нашим расчетам, будет целесообразна при цене электроэнергии 2.2 цента за квтч. (при цене газа 35 долл. за т.у.т.). В долгосрочном периоде цена входа на рынок будет равновесной.
У нас есть как минимум два предположения для того, чтобы прогнозировать довольно высокие цены и низкий спрос на электроэнергию в долгосрочном периоде:
во-первых, это довольно высокая энергоемкость ВВП, которая имеет огромный потенциал к снижению.
во-вторых, мы считаем, что спрос на газ в Западной Европе в среднесрочной перспективе будет расти. Это может вызвать существенное повышение внутренних цен на газ в среднесрочном периоде, что неизбежно увеличит стоимость электроэнергии при существующей структуре топливного баланса.
Однако оба этих фактора, скорее, негативно будут сказываться на прибылях электроэнергетических компаний.
В то же время, мы можем отметить еще одну довольно негативную для электроэнергетики тенденцию – небольшие успешные промышленные предприятия также стремятся самостоятельно обеспечить себя электроэнергией, например, за счет газотурбинных установок небольшой мощности. Во многом это вызвано перекрестным субсидированием, при котором промышленные предприятия вынуждены платить повышенный тариф, компенсируя затраты энергетиков на снабжение населения. Это снижает платежеспособный спрос на электроэнергию в будущем. Особенно опасна такая тенденция среди добывающих компаний, которые в дальнейшем, на наш взгляд, будут обеспечивать существенную долю платежеспособного спроса на энергию.
В целом, мы можем сделать вывод, что в условиях довольно эластичного в долгосрочном периоде спроса и наличия избыточных мощностей в ближайшие годы электростанции столкнутся с довольно невысокой маржой между ценами на электроэнергию и ценами на топливо. Это существенно снизит привлекательность сектора в будущем
Значительное влияние на потенциальную динамику спроса на электроэнергию оказывает фактор энергосбережения.
Низкие тарифы на электрическую энергию – вот основное препятствие внедрения энергосберегающих технологий. На основе имеющихся данных мы можем утверждать, что российская экономика все же обладает довольно высокой эластичностью энергоемкости ВВП даже в среднесрочном периоде (5-8 лет), что может существенно влиять на спрос.
Источник: Госкомстат
В своих расчетах мы рассмотрели три варианта спроса на электроэнергию.
Первый вариант, характеризующийся как оптимистический, соответствует высоким темпам роста российской экономики (до 5% в год). По оптимистическому сценарию мы ожидаем роста энергопотребления, предполагая, что предприятия будут использовать существующие энергоемкие технологии.
Ожидаемый среднегодовой темп роста электроэнергии в рамках данного варианта оценивается в 1– 1,5 % в год.
При наблюдающемся отсутствии необходимых объемов инвестирования в новые генерирующие источники можно предположить, что для экономики страны существует риск к 2004-2005 году столкнуться с дефицитом электроэнергии.
Что касается структуры потребления электроэнергии, то к 2008 году значительных структурных изменений не предполагается.
Небольшие изменения в структуре электропотребления предполагаются в сторону увеличения доли потребления электроэнергии бытовыми потребителями и сферой услуг; ожидается снижение доли потерь электроэнергии при передаче и распределении за счет проведения мер по снижению «коммерческой составляющей» (несанкционированными отборами).
Основными потребителями будут по-прежнему являться топливная и металлургические отрасли промышленности (порядка 30% все потребляемой электроэнергии), а также бытовой сектор и сфера услуг (около 25%).
Второй предлагаемый вариант (реалистический) исходит из принципа реалистически-консервативного прогноза, включающего в себя вероятную, но относительно менее благоприятную комбинацию внешних и внутренних условий.
В своем базовом (реалистичном) варианте мы предполагаем, что спрос на электроэнергию все же будет расти, хотя и несущественно (на 0,2% в год).
Хотя у энергосбережения, безусловно, довольно большие возможности, и большое количество энергоемких производств будет закрыто с повышением цены электроэнергии, однако мы считаем, что рост ВВП сможет скомпенсировать влияние снижения энергопотребления, так что в итоге потребление электричества увеличится.
Предлагаемый вариант характеризуется средними темпами развития экономики страны, задержками в проведении реформ.
Пессимистический вариант
По пессимистическому сценарию мы ожидаем падения спроса на электроэнергию за счет сокращения неэффективных производств и строительства собственных электростанций крупными потребителями.
Основываясь на различных вариантах спроса, мы сможем определить примерные уровни цен на электроэнергию, какими они могли бы быть на либерализованом рынке. Хотя спрос на электроэнергию, в свою очередь, зависит от уровня цен в долгосрочном периоде, однако, поскольку мы не можем оценить подобное влияние, мы будет абстрагироваться от этого эффекта.
| Прогноз спроса на электроэнергию | |||||||
| Варианты | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | |
| Оптимистич. | млрд. кВтч. | 881.7 | 895.0 | 908.4 | 917.5 | 926.6 | 935.9 |
| темп прироста, % | 1.00 | 1.50 | 1.50 | 1.00 | 1.00 | 1.00 | |
| Реалистич. | млрд. кВтч. | 874.7 | 876.5 | 878.2 | 880.0 | 880.9 | 881.8 |
| темп прироста, % | 0.20 | 0.20 | 0.20 | 0.20 | 0.10 | 0.10 | |
| Пониженный | млрд. кВтч. | 871.1 | 868.5 | 865.9 | 862.4 | 858.1 | 852.9 |
| темп прироста, % | -0.22 | -0.30 | -0.30 | -0.40 | -0.50 | -0.60 | |
В своем реалистичном сценарии мы не предполагаем, что российская энергетика будет иметь значительные избыточные мощности вплоть до 2008 года. Несмотря на то, что энергетики заявляют о том, что в ближайшие годы потребуется ввести 40-50 ГВт мощностей, мы уверены, что эти цифры далеки от реальности. Нехватка мощностей, прогнозируемая энергетиками, на наш взгляд, не учитывает того факта, что при более дорогой электроэнергии ряд промышленных предприятий с высоким электропотреблением (например, небольшие алюминиевые заводы, некоторые машиностроительные заводы и т.д.) должны будут закрыться.
Мы не видим причин, почему в условиях свободного рынка частные промышленные предприятия должны будут субсидироваться за счет дешевой электроэнергии, также вырабатываемой частными компаниями. Частные электроэнергетические компании, на наш взгляд, вынуждены будут обеспечивать своим владельцам приемлемый доход на капитал и покупать топливо по более высоким ценам, чем это делают государственные компании сейчас. В тоже время, нельзя ожидать высоких цен на электроэнергию на оптовом рынке, прежде всего из-за того, что в России существует избыток мощностей и издержки входа на рынок для российских компаний (за счет более дешевого отечественного оборудования) также невысоки.
Кроме того, несмотря на довольно старое оборудование, используемое в энергетике, и чрезвычайно низкую эффективность, российская электроэнергия оказывается дешевле в производстве, прежде всего потому, что российские электростанции пользуются (и будут пользоваться) более дешевым топливом и не должны платить за уже когда-то вложенный капитал.
Даже если предположить невероятно высокий уровень внутренних цен на газ в 35 долл. за т.у.т., который, на наш взгляд, близок к равновесной цене газа на внутреннем рынке, это все равно будет приблизительно в два раза меньше европейского уровня. Учитывая, что большинство существующих электростанций было создано в СССР, инвесторы не должны платить за капитал, привлеченный в процессе строительства этих электростанций. Это может снизить цену одного киловатт-часа вырабатываемой электроэнергии на 30%. Таким образом, несмотря на изношенность оборудования и неэффективность, мы можем констатировать, что цена производства электроэнергии на существующих мощностях оказывается на 10-20% меньше, чем на аналогичных новых, построенных частными инвесторами, и на 30-50% ниже, чем на аналогичных зарубежных электростанциях. Соответственно, пока существующие мощности обеспечивают более дешевую электроэнергию, рынок остается неинтересен для новых инвестиций.
Мы считаем, что определяющее значение для привлекательности всей отрасли будут играть цены на электроэнергию в будущем, которые, в свою очередь, находятся под влиянием некоторых рассмотренных нами тенденций.
Цены на электроэнергию во многом являются производной от цены топлива. Фактически, инвесторов будет интересовать не столько сама цена электроэнергии, сколько превышение цены электроэнергии над ценой топлива.
Мы считаем, что сложившаяся структура цен повлияла на структуру потребления электроэнергии. Следовательно, сильное изменение текущего уровня цен может (и должно) существенно изменить структуру экономики (и промышленности). Но это довольно проблематично в силу некоторых институциональных (в том числе, и политических) причин.
В рамках представленных нами вариантов спроса на электроэнергию мы спрогнозировали несколько возможных уровней цен к 2005 году в том случае, если бы рынок был полностью либерализован к этому моменту. При прогнозировании цен мы попытались рассчитать затраты так называемой маржинальной электростанции. Для того, чтобы рассчитать цену электроэнергии по методу предельных издержек, необходимо проранжировать все электростанции в соответствии с их издержками на производство киловатта электроэнергии. Далее прогнозируется спрос на электроэнергию и определяются электростанции, способные удовлетворить этот спрос (начиная с самых эффективных). Эти электростанции будут поставлять электроэнергию. Цена электроэнергии устанавливается на уровне затрат самой неэффективной станции, попавшей в число работающих.
В процессе расчета мы предположили, что все атомные и гидроэлектростанции попадут в число работающих как станции с наименьшими издержками. Кроме того, мы предположили, что маржинальные электростанции будут тепловыми и будут находиться в составе будущих оптовых генерирующих компаний. Однако в своих расчетах мы вынуждены были ограничиться только электростанциями, которые являются отдельными юридическими лицами, поскольку информация о затратах отдельных электростанций, входящих в настоящий момент в состав АО-энерго недоступна. Таким образом, мы предположили, что предельная цена на электроэнергию будет формироваться за счет 16 отдельных электростанций с совокупным производством в 10% от общего объема производимой электроэнергии.
Поскольку мы имеем информацию не о всех станциях, нам пришлось также отказаться от рассмотрения внутрирегиональных особенностей установки тарифов, и мы предположили, что цена электричества на оптовых рынках всех энергозон будет примерно равной. Если будут созданы новые передающие мощности из Сибири в европейскую часть России, цены электроэнергии в различных зонах действительно могут выровняться.
При прогнозировании цен мы предположили, что цена газа составит 35 долларов за тонну условного топлива (+75% от текущих уровней). Цена угля для электростанций составит порядка 30 долларов за тонну условного топлива (+20% от текущих уровней).
Кроме того, в наших расчетах мы учли, что атомные электростанции будут использоваться более эффективно, увеличив нагрузку до 80%. Сейчас АЭС используются только на 71% от установленной мощности
В оптимистичном варианте спрос на электроэнергию превысит существующие мощности уже в 2005 году. Однако превышение будет несущественным и, скорее всего, сможет быть покрыто за счет более эффективного использования существующих мощностей.
В реалистичном варианте мы предположили, что нехватка мощностей и, соответственно, новый вход в отрасль придется на 2010 год (до этого момента спрос будет невысок и удастся обойтись усилением использования существующих мощностей)
В пессимистичном варианте избыточные мощности (при падении спроса) просуществуют до 2011 года.
В долгосрочном периоде цена на электроэнергию будет стремиться к цене входа в отрасль: уровню издержек новых вводимых электростанций. Если цена электроэнергии будет ниже, то существующие мощности будут стареть без замены, что вызовет рост цен. Если цена будет выше, то в отрасль войдут новые игроки и увеличат предложение. По нашим расчетам, уровень входа в отрасль составит порядка 2.2 цента за киловатт час для новых парогазовых установок.
| Стоимость электроэнергии новых парогазовых установок центов за киловаттчас | |
| Нетопливные затраты | 0.39 |
| Топливные затраты | 0.92 |
| Прибыль и амортизация | 0.89 |
| Итого | 2.20 |
Естественно, при осуществлении любого из вариантов тарифы выйдут на уровень издержек входа в отрасль, поскольку новые мощности все равно, рано или поздно, придется строить. Мы получили примерно следующую динамику тарифов:
В долгосрочном периоде при любом развитии событий все тарифы выйдут на уровень издержек входа в отрасль – 2.2 цента за киловатт на оптовом рынке (+90% от существующих уровней).
| Прогноз уровня тарифов на электроэнергию | ||||||||||
| Вариант | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | |
| Оптимист. | цент/кВт.ч | 1.14 | 1.40 | 1.70 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
| темп при-роста, % | 22.81 | 21.43 | 29.41 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | ||
| Реалист. | цент/кВт.ч | 1.14 | 1.35 | 1.60 | 1.95 | 2 | 2.05 | 2.1 | 2.15 | 2.20 |
| темп при-роста, % | 18.42 | 18.52 | 21.88 | 5.13 | 2.44 | 4.76 | 0.00 | 0.00 | ||
| Пониж. | цент/кВт.ч | 1.14 | 1.30 | 1.45 | 1.68 | 1.75 | 1.85 | 1.95 | 2.05 | 2.10 |
| темп при-роста, % | 14.04 | 11.54 | 14.48 | 8.43 | 5.56 | 5.26 | 5.00 | 4.76 | ||
В своих расчетах мы предполагали, что в ближайшие три года из строя не будет выведено сколь либо значительного объема мощностей. Также стоит учесть, что мы предполагаем рост цен на газ до своего долгосрочного равновесного уровня в 35 долл. за т.у.т. уже в 2005 году.
Мы довольно низко оцениваем вероятность выхода цен на электроэнергию на оптовом рынке на уровень выше издержек входа на рынок. На наш взгляд, будет существовать серьезное политическое давление на тарифы в сторону их понижения. В случае, если тарифы окажутся выше уровня издержек входа в отрасль, электроэнергетика может подвергнуться ценовым ограничениям со стороны правительства с целью стимулирования промышленного роста и субсидирования населения. В тоже время, очевидно, что при цене электроэнергии ниже уровня входа в отрасль экономика довольно быстро столкнется с ограничениями в поставках электроэнергии, что вызовет рост цен.
|
Оценка РАО ЕЭС | | |
| |||
| Цена обыкновенной акции | $0.1306 |
| Рыночная капитализация | $5606 млн. |
| Стоимость компании (EV) | $7109 млн. |
Наша справедливая стоимость одной обыкновенной акции с перспективой на год: $0.161. Несмотря на то, что это выше текущей рыночной цены, мы присваиваем обыкновенным акциям РАО ЕЭС рекомендацию «держать».
Мы обуславливаем нашу рекомендацию рядом причин, связанных с процессом реформы и управлением компанией:
Принятие пакета законов по электроэнергетике пока еще не проясняет ситуацию с дальнейшим ходом реформ и не меняет нашего мнения относительного высоко уровня неопределенности в процессе реформирования.
Мы сомневаемся в том, что мотивы менеджмента не могут войти в конфликт с задачами роста капитализации. По нашему мнению, рост капитализации акций также пока слабо отражен в интересах ряда акционеров (правительства и российских стратегических инвесторов).
Частичное сохранение госрегулирования в отрасли и после либерализации существенно снизит прибыли генерирующих компаний.
Ближайшее событие, которое может серьезно повлиять на курс акций компании – это представление акционерам для обсуждения стратегии реформирования, которая, по словам Анатолия Чубайса, находится в «завершающей стадии». Представление стратегии ожидается в конце марта. Скорее всего, появление новой стратегии принесет мало сюрпризов, но сможет снизить уровень неопределенности в отношении реформы.
|
|
РАО «ЕЭС России» учреждено указами Президента в 1992 году. При образовании в эту компании были переданы крупнейшие электростанции федерального значения. РАО «ЕЭС России», являясь одним из крупнейших энергетических холдингов мира, включает в себя довольно много структурных подразделений. Для инвесторов интересны следующие активы РАО:
региональные энергосистемы АО-энерго (72 региональные энергосистемы, за исключением «Иркутскэнерго» и «Татэнерго», в которых РАО не имеет пакета акций);
крупные тепловые и гидравлические электростанции акционированные как отдельные субъекты рынка;
Федеральная Сетевая Компания
Государству принадлежит 52,7 % акций РАО «ЕЭС России», причем обыкновенных акций у государства 54,9%. Более 20% акций принадлежит иностранным инвесторам.
Установленная мощность Холдинга по состоянию на конец 2001 года равна 156,1 ГВтч (более 72% от суммарного общероссийского значения). Из них 122 ГВт – тепловые станции, 34,1 – ГЭС. Электростанции Холдинга РАО "ЕЭС России" в 2001 году выработали 71% общей выработки электроэнергии в России.
РАО ЕЭС также экспортирует электроэнергию. Величина экспортируемой в 2001 году электроэнергии составила 17,9 млрд. кВтч на сумму 254,1 млн. долларов.
Помимо электростанций, холдинг владеет системообразующими линиями электропередач (напряжением свыше 220 кВ). Общая протяженность таких ЛЭП составляет порядка 144 тыс. км. Часть из них (около 2/3) находится на балансе АО-энерго, а часть -- на балансе материнской компании -- РАО «ЕЭС России».
Численность персонала Холдинга на конец 2001 года составляла порядка 665 тыс. человек.
Мы оценивали РАО ЕЭС, разбив все активы компании на три группы: генерирующие мощности, федеральную сетевую компанию и региональные распределительные компании. Мы предполагаем, что генерация тепловой энергии ТЭЦ не будет иметь ценности для акционеров.
Наша целевая цена по акциям РАО ЕЭС установлена на уровне 0.161. Рекомендация «Держать». Это связано, прежде всего, с тем, что в отношении реформы довольно высок уровень неопределенности, и сама реформа несет в себе ряд негативных моментов. В тоже время, отметим, что уровень целевой цены определяется, прежде всего, ставкой дисконтирования в 16%, что, на наш взгляд, отражает высокие риски реформы. В случае, если эти риски будут устранены, целевая цена обыкновенной акции может возрасти до $0.197
Мы не стали отдельно оценивать будущие оптовые генерирующие компании и региональные генерирующие компании. Поскольку состав будущих оптовых компаний еще не определен, и в процессе реформирования могут возникнуть проблемы с выделением некоторых электростанций из состава АО-энерго, мы предпочли оценить все генерирующие активы и включить их в расчет стоимости компании в той пропорции, в которой РАО ЕЭС владеет этими активами.
Получить данные по затратам отдельных генерирующих мощностей, входящих в состав АО-энерго, не представляется возможным, в том числе, из-за отсутствия финансовой отчетности, ведущейся по принципу раздельного учета генерирующих и передающих активов, в отдельных АО-энерго. Поэтому в своих оценках затрат генерирующих мощностей мы базировались на данных о затратах 16 отдельных ГРЭС (среди которых 10 газовых и 6 угольных). Оценив затраты данных станций (в том числе, разбив их на топливную и нетопливную составляющие), мы экстраполировали эти данные на генерирующие активы остальных АО-энерго, корректируя их на топливную эффективность каждого АО-энерго, предполагая, что те региональные компании, где топливная эффективность ниже, будут нести и пропорционально более высокие топливные издержки.
Соответственно, мы оценивали генерирующие мощности электростанций и каждого АО-энерго в зависимости от вида используемого топлива (уголь или газ). Те АО-энерго, где используется и уголь, и газ, мы оценивали по средним показателям. В ряде АО-энерго нам пришлось скорректировать свою оценку, учитывая некоторые особенности их функционирования. К тому же, ряд генерирующих активов некоторых АО-энерго мы оценили в 0, поскольку, по нашим расчетам, они генерировали отрицательный денежный поток. Однако в целом, АО-энерго были оценены весьма приблизительно, без учета местных условий. В дальнейшем, при оценке отдельных региональных компаний, мы будем проводить корректировки их стоимости. Однако в целом, на наш взгляд, оценка РАО ЕЭС незначительно изменится от изменения оценки отдельных компаний.
Зная приблизительные затраты электроэнергетических компаний и спрогнозировав цену на электроэнергию, мы рассчитали стоимость отдельных электростанций по методу дисконтированных денежных потоков и построили регрессию полученной стоимости (на квтч произведенной энергии) на топливную эффективность.
Зависимость стоимости активов (долларов за киловатт-час) от топливной эффективности (грамм на киловатт-час) для газовых электростанций при цене на газ 35 долл. за т.у.т.
Зависимость стоимости активов (долларов за киловатт-час) от топливной эффективности (грамм на киловатт-час) для угольных электростанций
Далее мы применили данные, полученные методом регрессионного анализа, ко всем остальным генерирующим активам сектора.
Генерирующие активы компаний, которые не будут участвовать на свободном рынке электроэнергии (Дальний Восток и Восточная Сибирь), мы оценили в 0, поскольку считаем, что эти регулируемые государством генерирующие компании не будут приносить прибыли акционерам. Гидроэлектростанции мы оценили по средней стоимости генерирующих компаний в отрасли, поскольку уверены в том, что правительство будет облагать эти компании значительными налогами и накладывать на них социальные обязательства (например, гарантирующие поставки). В совокупности это не позволит акционерам получать доходы с этих электростанций выше средних по отрасли. В ином случае, на наш взгляд, на эти электростанции может быть оказано давление в области установки тарифов.
Таким образом, оценив затраты электростанций при высоких ценах топлива на основе их топливной эффективности и зная цену электричества на оптовом рынке, мы посчитали стоимость всех генерирующих активов.
При расчете стоимости генерирующих компаний мы отказались от расчета дисконтированных денежных потоков в постпрогнозный период, поскольку активы большинства электростанций изношены, и из-за своей низкой эффективности они либо будут приносить слишком небольшой денежный поток в долгосрочном периоде, либо вовсе будут вытеснены с рынка более новыми электростанциями. В расчетах мы ограничились 2015 годом. 10 лет с предполагаемого момента либерализации рынка (2005 год), на наш взгляд, вполне хватит, для того чтобы в энергетике появились новые, более эффективные активы.
До момента либерализации рынка (2005 год) мы предположили, что электростанции не будут приносить своим акционерам сколь либо существенного дохода и поэтому исключили эти периоды из рассмотрения.
Оценка распределительных компаний.
Распределительные компании в России, в отличие от генерирующих, имеют довольно мало особенностей, поэтому мы решили оценить эту часть бизнеса методом аналогов. В качестве компаний-образцов мы выбрали две украинские распределительные компании, проданные в 2001 году и грузинскую распределительную компанию, которые были приобретены компанией AES в 2001 году
| Компания | Стоимость компании, млн. долл. | Продаваемая электроэнер-гия, млн кВтч | Стоимость компании на кВтч проданной энергии, долл. |
| Киевоблэнерго | 61 | 3330 | 0.018 |
| Ровноблэнерго | 31 | 2210 | 0.014 |
| Теласи | 33 | 4858 | 0.007 |
В качестве базы для сравнения нами было использовано количество киловатт-часов, передаваемое в системе.
Средняя оценка дала нам цифру 0.013 долларов за проданный киловатт-час, которую мы использовали для оценки распределительных активов. Учитывая, что по распределительным сетям будет передаваться не более 50% от существующих объемов производства электроэнергии, стоимость распределительных активов можно оценить как 0.0065 доллара за производимую электроэнергию. Но и эту оценку мы существенно скорректировали до 0.003 долларов за киловатт-час, так как считаем, что в российских условиях распределительные компании будут испытывать большее давление со стороны государства, и российские потребители – недисциплинированные плательщики за электроэнергию.
На данный момент предполагается, что гарантирующими поставщиками будут в основном распределительные компании. Таким образом, им придется нести серьезную социальную нагрузку. Кроме того, не исключено, что местные власти, лишенные полномочий устанавливать цены на электроэнергию на оптовом рынке и регулировать тарифы Федеральной Сетевой Компании, будут оказывать сильное давление на региональные распределительные компании. Эта ситуация несколько отличается от ситуации на Украине, например, и больше напоминает модель, используемую в Грузии.
Зная цену компаний-аналогов и оценив объем передаваемой энергии, мы оценили стоимость распределительных активов каждого АО-энерго.
Оценка стоимости Федеральной Сетевой Компании
Хотя Федеральная сетевая компания не будет иметь каких-либо сильных операционных отличий от аналогичных компаний в других странах, подобрать соответствующие аналоги оказалось довольно сложно. Западные компании, где принципиально иная ситуация с износом оборудования, не подходят в качестве аналогов. В то же время, в развивающихся странах и странах СНГ нам не удалось найти адекватных аналогов. Поэтому мы оценили Федеральную Сетевую Компанию по методу дисконтированных денежных потоков. Мы полагаем, что общий объем электроэнергии, передаваемый по сетям ФСК может остаться прежним. На свободном рынке у потребителей будет гораздо больше возможностей по выбору генерирующих компаний, что может заставить их покупать электроэнергию у довольно отдаленных, но более дешевых поставщиков. Увеличение же передачи электроэнергии, на наш взгляд, будет ограничено технологически. Поэтому физические объемы передаваемой электроэнергии останутся приблизительно такими же. Существующий тариф передачи электроэнергии по магистральным сетям сейчас составляет приблизительно 0.27 цента за киловатт. Мы полагаем, что при сохранении государственного регулирования выручка может увеличиться не более чем на 10% -- до 0.3 цента за киловатт.
Хотя показатель EBITDA может быть довольно высок (по нашим оценкам, EBITDA margin может составить до 90%, что близко к существующему уровню), из-за существенного износа сети и необходимости осуществления крупных инвестиций свободный денежный поток, на наш взгляд, не превысит 15% от выручки.
Мы учли, что максимальная рентабельность монополий, принадлежащих государству, находится на уровне 25%, но высокий уровень инвестиций уменьшит свободный денежный поток до 15%.
К тому же, ФСК будет находиться под давлением антимонопольных органов, которые будут стремиться ограничить доходы компании для снижения стоимости электроэнергии, поставляемой конечному потребителю.
Общий объем электроэнергии, передаваемой по сетям ФСК, мы оцениваем в 60% от всего передаваемого объема. Необходимо учесть, что ФСК может передавать и больший процент. Выполнение одной из задач ФСК – обеспечение безопасности на рынке снабжения электроэнергией, на наш взгляд, будет предусматривать увеличение объемов электроэнергии, передаваемой по ее сетям, даже если это будет предполагать передачу в собственность ФСК значительной части высоковольтных линий, принадлежащих АО-энерго, а также отдельным предприятиям и ведомствам.
На базе нашего анализа мы получили оценку компании в размере 1178 млн. долл. Дисконтированная к 2003 году стоимость составит 1095 млн. долл.
| Оценка ФСК. Базовый спрос, реалистичный вариант реформирования | |
| Выручка, млн. долл. | 1571 |
| EBITDA, млн. долл. | 1257 |
| FCF, млн. долл. | 235 |
| Стоимость компании | 1095 |
| EV/EBITDA | 0.94 |
| EV/Sales | 0.75 |
Отметим, что для аналогичных западных компаний показатели EV/EBITDA составляют от 4 до 10, а EV/Sales колеблются в рамках 1-2,5.
В своих расчетах мы приняли довольно высокую ставку дисконтирования, которая, прежде всего, отражает высокий уровень неопределенности в реформе. Хотя риски уже частично заложены нами в стоимости компании, поскольку мы рассматриваем несколько вариантов развития энергетики, мы посчитали необходимым учесть, что любой из этих вариантов является довольно неопределенным. До сих пор реформа регулируется, фактически, лишь только внутренними документами самого РАО. И принятие законов об электроэнергетике не слишком прибавляет определенности процессу.
| Безрисковая ставка | 8% |
| Премия за риск вложения в акции | 5% |
| Премия за риск реструктуризации | 3% |
| Итоговая ставка дисконтирования | 16% |
Рассчитав стоимость всех компонентов РАО ЕЭС -- генерирующих мощностей, Федеральной Сетевой Компании и распределительных компаний, -- мы получили оценку стоимости РАО ЕЭС, рассчитанную для трех вариантов развития электроэнергетики.
Мы рассмотрели влияние двух факторов на цену электроэнергии: уровень неопределенности и прогноз спроса на электроэнергию. Высокий уровень неопределенности и соответствующая ставка дисконта (19%) соответствуют пессимистичному сценарию прохождения реформы. 16%-ная ставка дисконта соответствует реалистичному варианту и 13% -ная ставка – лучшему (best case).
Вторая группа факторов – это спрос на электроэнергию (Высокий, Базовый, Низкий).
Целевая цена при реалистичном варианте осуществления реформы (ставка дисконта 16%)
| Низкий спрос | Базовый | Высокий спрос | |
| Генерирующие активы | 4655 | 6267 | 7470 |
| Федеральная Сетевая Компания | 1095 | 1095 | 1095 |
| Распределительные активы | 792 | 799 | 803 |
| Итого | 6542 | 8160 | 9368 |
| Стоимость обыкновенной акции | 0.123 | 0.161 | 0.189 |
Целевая цена (начало 2004 года) в зависимости от варианта прохождения реформы при базовом спросе на электроэнергию.
| Ставка дисконта | 19% | 16% | 13% |
| Пессими-стичный сценарий | Реалисти-чный сценарий | Оптимисти-чный сценарий | |
| Генерирующие активы | 5328 | 6267 | 7462 |
| Федеральная Сетевая Компания | 876 | 1095 | 1420 |
| Распределительные активы | 756 | 799 | 846 |
| Итого | 6960 | 8160 | 9728 |
| Стоимость обыкновенной акции | 0.133 | 0.161 | 0.197 |
Таким образом, при лучшем варианте осуществления реформы, в случае базового сценария спроса на электроэнергию, целевая цена составит $0.161. Соответственно, в этом случае по бумагам можно будет дать рекомендацию к покупке.
При наиболее удачных сценариях реализации реформы и сохранении высоко спроса на электроэнергию целевая цена составит $0.26. При худшем сценарии реализации реформ и низком спросе целевая цена установится на уровне $0.099.
Хотя в настоящий момент вокруг реформы существует высокий уровень неопределенности мы, тем не менее, считаем, что основное направление реформы в скором времени обозначится законодательно. Мы не ожидаем, что утвержденный вариант будет сильно отличаться от предполагаемого нами реалистичного и поэтому устанавливаем целевую цену в 0.161. Прогноз спроса на электроэнергию мы также сохраняем пока положительным.
Однако этого пока недостаточно для того, чтобы мы рекомендовали покупать акции компании. Мы рекомендуем «Держать» РАО ЕЭС в долгосрочном периоде.
В то же время, следует учесть, что практически все региональные АО-энерго имеют потенциал роста цены в среднем 57% к текущим уровням при принятой нами схеме расчета. В этой ситуации акции АО-энерго кажутся нам более привлекательными.
Мы хотели бы обратить внимание на ряд аспектов, влияющих, по нашему мнению, на цену акций компаний энергетического сектора:
Сроки реструктуризации
При переносе сроков реструктуризации на один год позже, чем мы закладываем в своем обзоре (2005 год), целевая цена РАО ЕЭС может быть понижена приблизительно на 19%, что будет вызвано как более отдаленной перспективой получения доходов инвесторами, так и старением оборудования, которое получат инвесторы.
Затягивание сроков реструктуризации РАО ЕЭС усиливает интерес российских промышленных групп к региональным энергетическим компаниям. Многие региональные энергетические компании, на наш взгляд, реформировать значительно проще, поскольку в этом случае придется преодолевать значительно меньше политических и социальных препятствий.
Проблемы вывода активов.
Мы считаем, что существует опасность продажи активов, при которой акционеры не получат соответствующей компенсации. Фактически электроэнергетика – это последний крупный актив, оставшийся под контролем государства, которое не всегда может правильно продать принадлежащую ему собственность. Однако, на наш взгляд, в этом отношении наметились некоторые позитивные изменения. Недавние покупки акций РАО ЕЭС крупными российскими инвесторами, на наш взгляд, являются положительными сигналами. Это свидетельствует о том, что, по крайней мере, покупка акций РАО стала для финансово-промышленных групп одним из вариантов участия в «последней приватизации». А значит, теперь привлекательность (а, следовательно, и стоимость) акций может вырасти, потому что они стали иметь ценность для крупных потребителей электроэнергии и всерьез рассматриваются ими как одна из возможностей получения контроля над активами.
Ценность электроэнергетических активов
Мы считаем, что для крупных промышленных потребителей цена энергетических активов значительно выше, чем для сторонних инвесторов.
Покупая электроэнергетические компании, крупные российские холдинги фактически приобретают опцион на проведение реформы. Если сроки реформы и дальше будут затягиваться, то российские промышленные группы смогут обеспечивать электроэнергией свои собственные предприятия. Если реформа пройдет успешно, ранее купленные энергокомпании могут быть проданы, причем уже существенно дороже. Иностранные и прочие инвесторы такого опциона не имеют, и потому стоимость электроэнергетических активов для них априори ниже.
При расчете справедливой цены мы не учитывали цену такого опциона для крупных потребителей. Однако в последнее время, крупные российские стратегические инвесторы (Базел, МДМ) начали участвовать в реструктуризации РАО ЕЭС, что может несколько увеличить целевую цену, если принять в расчет стоимость этого опциона.
Инвестиционные проекты РАО ЕЭС
В настоящий момент мы считаем, что инвестиции РАО ЕЭС явно осуществляются из иных принципов, чем обеспечение дохода на вложенный капитал. Прежде всего, потому, что этот процесс регулируется ФЭК. К тому же после либерализации рынка, сами условия получения прибыли существенно изменяться. Кроме того, учитывая приоритетную роль государства в управлении компанией, мы уверены, что инвестиции в переходный период, скорее, будут направляться на «социальные» проекты, чем на коммерчески выгодные. Таким образом, мы считаем, что осуществление больших инвестиций в переходный период до либерализации снижает стоимость компании, поскольку они не смогут обеспечить требуемой частными инвесторами доходности.
|
Приложение 1. Производственные характеристики компаний энергетики | | |
| |||
| Вид топлива | Установленная мощность, МВт | Производство электроэнергии, млн квтч | |
| Алтайэнерго | газ, уголь | 812 | 3058 |
| Амурэнерго | уголь | 496 | 1220 |
| Архэнерго | уголь, мазут | 1055 | 3108 |
| Астраханьэнерго | газ | 480 | 3132 |
| Башкирэнерго | газ, мазут | 5079 | 23996 |
| Белгородэнерго | газ | 62 | 225 |
| Брянскэнерго | газ | 50 | 243 |
| Бурятэнерго | уголь | 138 | 346 |
| Челябэнерго | газ, уголь | 1824 | 8195 |
| Черепетская ГРЭС | уголь | 1425 | 2929 |
| Читаэнерго | уголь | 508 | 2736 |
| Дагэнерго | газ | 1365 | 3819 |
| Дальэнерго | уголь | 1174 | 3694 |
| Хабаровскэнерго | газ, уголь, мазут | 2126 | 8137 |
| Иркутскэнерго | газ | 12882 | 54484 |
| Ивэнерго | газ | 683 | 1213 |
| Калугаэнерго | газ | 12 | 16 |
| Камчатскэнерго | мазут | 491 | 1546 |
| Кировэнерго | газ, уголь | 940 | 3613 |
| Колэнерго | уголь, мазут | 1928 | 6925 |
| Комиэнерго | газ, уголь, мазут | 754 | 3139 |
| Конаковская ГРЭС | 2400 | 7891 | |
| Костромаэнерго | газ | 215 | 1144 |
| Костромская ГРЭС | 3600 | 12150 | |
| Красноярскэнерго | уголь | 2075 | 8915 |
| Кубаньэнерго | газ | 829 | 5734 |
| Курганэнерго | газ, уголь | 480 | 1192 |
| Курскэнерго | газ | 197 | 885 |
| Кузбассэнерго | уголь | 4732 | 26439 |
| Ленэнерго | газ | 5353 | 16249 |
| Магаданэнерго | уголь | 494 | 283 |
| Мариэнерго | газ | 195 | 882 |
| Мордовэнерго | газ | 355 | 1149 |
| Мосэнерго | газ, уголь | 15100 | 71353 |
| Нижновэнерго | газ | 1311 | 5617 |
| Новгородэнерго | газ | 190 | 794 |
| Новосибирскэнерго | газ, уголь | 2537 | 10760 |
| Омскэнерго | газ, уголь | 1655 | 6033 |
| Орелэнерго | газ | 342 | 1306 |
| Печорская ГРЭС | 1060 | 3021 | |
| Пензаэнерго | газ | 375 | 1397 |
| Пермьэнерго | газ, уголь | 2044 | 9646 |
| Псковэнерго | газ | 13 | 28 |
| Псковская ГРЭС | 430 | 2486 | |
| Ростовэнерго | газ | 861 | 3499 |
| Рязаньэнерго | газ | 100 | 379 |
| Сахалинэнерго | газ, уголь | 627 | 2024 |
| Самараэнерго | газ | 3470 | 13819 |
| Саратовэнерго | газ | 1496 | 4839 |
| Саяно-Шушенская ГЭС | 6721 | 26638 | |
| Смоленскэнерго | газ, уголь | 1042 | 3580 |
| Ставропольэнерго | газ | 477 | 1299 |
| Ставропольская ГРЭС | 2400 | 10061 | |
| Свердловэнерго | 8263 | 37664 | |
| Тамбовэнерго | газ | 315 | 1474 |
| Томскэнерго | газ | 421 | 1674 |
| Тулаэнерго | газ | 1268 | 3406 |
| Тверьэнерго | газ | 297 | 1203 |
| Удмуртэнерго | газ, уголь | 486 | 2467 |
| Ульяновскэнерго | газ | 862 | 1529 |
| Владимирэнерго | газ | 407 | 2104 |
| Волгоградэнерго | газ | 1637 | 4130 |
| Вологдаэнерго | газ, уголь | 664 | 2678 |
| Воронежэнерго | газ | 155 | 976 |
| Воткинская ГЭС | 1020 | 2760 | |
| Якутскэнерго | газ, уголь | 1816 | 7465 |
| Ярэнерго | газ | 661 | 2682 |
| Зейская ГЭС | 1330 | 4852 | |
| Березовская ГРЭС-1 | уголь | 1400 | 4989 |
| Гусиноозерская ГРЭС | уголь | 1100 | 2936 |
| Красноярская ГРЭС-2 | уголь | 1250 | 3048 |
| Невинмысская ГРЭС | газ | 1270 | 6383 |
| Новочеркасская ГРЭС | газ, уголь | 2112 | 7509 |
| Пермская ГРЭС | газ | 2400 | 10579 |
| Рязанская ГРЭС | газ, уголь | 2640 | 8652 |
| Троицкая ГРЭС | уголь | 2059 | 5819 |
| Харанорская ГРЭС | уголь | 430 | 1120 |
|
Приложение 2. Целевая стоимость региональных энергетических компаний, используемых при расчете целевой цены РАО ЕЭС. | | |
| |||
| Компания | Рыночная капитализация | Капитализация при расчете стоимости РАО ЕЭС | Потенциал роста |
| Костромаэнерго | 4.6 | 29.1 | 529% |
| Саяно-Шушенская ГЭС | 105.6 | 453.5 | 330% |
| Ставропольская ГРЭС | 38.4 | 151.1 | 294% |
| Кузбассэнерго | 128.5 | 444.7 | 246% |
| Смоленскэнерго | 20.3 | 66.3 | 227% |
| Новосибирскэнерго | 63.0 | 177.7 | 182% |
| Красноярскэнерго | 135.3 | 361.6 | 167% |
| Бурятэнерго | 13.1 | 34.6 | 165% |
| Пензаэнерго | 16.0 | 42.4 | 164% |
| Ярэнерго | 20.7 | 53.1 | 156% |
| Ульяновскэнерго | 14.2 | 35.2 | 148% |
| Астраханьэнерго | 21.5 | 53.0 | 146% |
| Тверьэнерго | 14.2 | 34.2 | 140% |
| Удмуртэнерго | 30.4 | 70.8 | 133% |
| Архэнерго | 50.7 | 117.9 | 132% |
| Владимирэнерго | 19.0 | 44.0 | 132% |
| Башкирэнерго | 181.1 | 417.8 | 131% |
| Орелэнерго | 14.3 | 29.9 | 110% |
| Кировэнерго | 43.2 | 87.2 | 102% |
| Колэнерго | 61.9 | 116.6 | 89% |
| Челябэнерго | 96.0 | 177.3 | 85% |
| Кубаньэнерго | 50.9 | 91.9 | 81% |
| Курскэнерго | 14.7 | 26.3 | 78% |
| Конаковская ГРЭС | 60.6 | 105.8 | 75% |
| Тамбовэнерго | 17.5 | 29.4 | 69% |
| Воткинская ГЭС | 29.0 | 47.0 | 62% |
| Ивэнерго | 16.5 | 26.5 | 61% |
| Воронежэнерго | 12.2 | 19.4 | 59% |
| Самараэнерго | 152.4 | 242.5 | 59% |
| Омскэнерго | 49.1 | 77.1 | 57% |
| Свердловэнерго | 129.4 | 200.5 | 55% |
| Вологдаэнерго | 30.5 | 46.5 | 52% |
| Черепетская ГРЭС | 16.2 | 23.8 | 47% |
| Алтайэнерго | 32.5 | 47.8 | 47% |
| Костромская ГРЭС | 173.2 | 253.0 | 46% |
| Нижновэнерго | 71.2 | 101.8 | 43% |
| Курганэнерго | 14.3 | 20.2 | 42% |
| Пермьэнерго | 135.9 | 188.3 | 39% |
| Мосэнерго | 1113.5 | 1492.3 | 34% |
| Саратовэнерго | 85.0 | 112.9 | 33% |
| Мордовэнерго | 12.8 | 16.7 | 31% |
| Брянскэнерго | 5.7 | 7.3 | 28% |
| Томскэнерго | 29.7 | 37.7 | 27% |
| Белгородэнерго | 16.1 | 17.6 | 9% |
| Новгородэнерго | 15.6 | 16.8 | 8% |
| Печорская ГРЭС | 48.3 | 51.9 | 7% |
| Рязаньэнерго | 11.0 | 11.7 | 7% |
| Ленэнерго | 286.7 | 272.2 | -5% |
| Ставропольэнерго | 38.5 | 33.6 | -13% |
| Читаэнерго | 23.5 | 12.1 | -49% |
| Комиэнерго | 84.7 | 33.8 | -60% |
| Амурэнерго | 20.8 | 6.3 | -70% |
| Волгоградэнерго | 60.3 | 17.9 | -70% |
|
Приложение 3. Технологические основы отрасли | | |
| |||
Создавалась российская электроэнергетика преимущественно в советские годы в условиях планово-административной экономики, что предопределяет географию расположения и текущее состояние предприятий отрасли.
Электроэнергетика в России состоит из более чем 600 тепловых электростанций (ТЭС), 100 гидроэлектростанций (ГЭС), 10 атомных электростанций (АЭС).
Тепловые, гидравлические и атомные станции делятся на несколько видов.
К тепловым станциям относятся ГРЭС (Государственные районные электростанции) и ТЭЦ (теплоэлектроцентрали).
ГРЭС являются крупными электростанциями, производящими электроэнергию. По принципу работы их также называют конденсационными электростанциями (КЭС). Строились они, как правило, для снабжения электроэнергией нескольких областей.
На ТЭЦ возможна комбинированная выработка как электроэнергии, так и тепла. ТЭЦ являются главными производителями тепла для населенных пунктов и строились в крупных городах для обеспечения теплоснабжения.
Установленная мощность крупнейшей тепловой электростанции (Сургутская ГРЭС-2 – самая крупная тепловая станция в мире) оставляет 4 800 МВт.
ГЭС в зависимости от типа работающего оборудования подразделяют как на обычные (ГЭС), так и гидроаккумулирующие (ГАЭС). ГАЭС в Российской электроэнергетике представлена в единственном экземпляре (Загорская ГАЭС).
Мощность крупнейшей гидроэлектростанции (Саяно-Шушенской ГЭС) составляет 6 400 МВт.
АЭС различают по типу реакторов (водо-водяные – ВВР, реакторы на быстрых нейтронах РБН; одноконтурные, двухконтурные и т.д.). Крупнейшие атомные электростанции имеют мощность до 4000 МВт.
Также существует направление в электроэнергетике, связанное с использованием возобновляемых источников энергии (солнечная энергия, энергия ветра, геотермальная энергия, установки работающие на бытовых отходах и т.д.). Их доля в производстве электроэнергии в России незначительна, хотя в мире в последние годы данное направление в энергетике получает все большее распространение.
Вопрос технологий во многом определяет структуру и создает соответствующую среду для развития отрасли. Технологии во многом определяют форму собственности и принципы управления компаниями.
Производство электроэнергии можно разделить на несколько стадий: генерацию, передачу, распределение и сбыт.
Наибольшую ценность для инвесторов, на наш взгляд, представляет именно генерация. Передача и распределение, скорее всего, будут жестко регулироваться государственными органами. Как показывает опыт стран СНГ, передача и распределение электроэнергии, тем не менее, может представлять ценность для инвесторов. Активы, связанные с передачей и распределением энергии, составляют довольно большую часть стоимости региональных АО-Энерго.
Генерация, на наш взгляд, сможет предоставить существенные возможности для получения инвесторами экономической прибыли. Потребуется несколько лет для того, чтобы в строй вошли новые генерирующие мощности, а это позволит владельцам существующих более выгодно использовать ситуацию.
Упрощенно процесс выработки электроэнергии можно определить как процесс последовательного превращения нескольких видов энергии в электрическую: химической энергии сожженного топлива, кинетической энергии падающей воды, либо атомной энергии. Рассмотрим последовательно принцип действия и виды основных генерирующих агрегатов.
Тепловые генерирующие установки.
Принцип действия: химическая энергия топлива при сгорании преобразуется в тепловую энергию, которая передается рабочему телу (обычно вода), рабочее тело поступает на лопатки турбины (вода поступает в виде пара с критическими параметрами давления (более 10 МПа) и температуры (более 700°С). Энергия перегретого пара трансформируется в энергию турбины, приводя ее во вращение. При этом вал турбины является ротором электрогенератора, вырабатывающего электрическую энергию. Данный процесс характерен в той или иной мере для всех тепловых генерирующих агрегатов.
Существует несколько видов таких агрегатов.
Парогенераторы (паровые турбины)
Паровые турбогенераторы являются наиболее распространенным видом тепловых генерирующих агрегатов, работающих на органическом топливе, особенно на территории России. Принцип работы данных генераторов заключается в последовательной трансформации нескольких видов энергий. Схема работы паротурбинного агрегата показана на рисунке. Продукты сгорания топлива нагревают воду в котлоагрегате, которая, превращаясь в пар с высоким давлением и критическими температурами, попадая на лопатки турбины приводит в движение ротор электрогенератора, который и производит электрическую энергию.
Отработавший пар поступает в конденсатор, а затем опять в котловое отделение.
Потери энергии в данном цикле составляют в большинстве агрегатов более 60%.
Топливом для парогенераторов является уголь, газ, мазут, прочие сгораемые виды топлива (торф, сланцы и т.д.).
При относительно невысоких величинах КПД станции, имеющие данные агрегаты, отличаются высокой удельной стоимостью капитального строительства (от 600 до 1000 долл. за кВт установленной мощности), более высокими текущими издержками (ремонты, собственные нужды, персонал и т.д.), достаточно долгими сроками строительства генерирующих объектов.
Однако более 60% всех генерирующих мощностей России приходится как раз на долю ТЭС – тепловых электростанций, использующих паротурбинные установки.
Это, отчасти, объясняется необходимостью выработки тепловой энергии практически по всей территории страны, а паровые установки являются одними из основных агрегатов, обеспечивающими отпуск тепла потребителям; отчасти составом имеющегося производственного оборудования, большая часть которого морально и физически устарела.
КА – котлоагрегат
ПТ – паровая турбина
ЭГ – электрогенератор
К – конденсатор
В отличие от паровых турбин, газовые в качестве рабочего тела используют не воду, как в парогенераторах, а газ, образующийся в процессе сгорания топлива (обычно – природного газа). Это позволяет увеличить эффективность работы и тепловую экономичность таких генераторов.
Газотурбинные установки обладают, как правило, более простой конструкцией, чем парогазовые и паровые, следовательно, могут быть гораздо быстрее и дешевле построены.
Газовые турбины имеют достаточно высокую степень мобильности (возможность быстро изменять величину вырабатываемой мощности), поэтому их используют в основном для пиковых и полупиковых нагрузок.
Цикл работы ГТУ выглядит следующим образом: продукты сгорания топлива поступают в компрессор, где доводятся до критических параметров давления и температуры, на выходе из компрессора они попадают на лопатки турбины, приводя в движение одновременно и ротор электрогенератора.
Отработавшие газы выводятся в атмосферу. Принципиальная схема работы ГТУ представлена на схеме.
КС – камера сгорания топлива.
ГТ – газовая турбина
ЭГ – электрогенератор
К – компрессор
Основное топливо для газотурбинных установок – природный газ. Это также может быть и дизельное топливо.
Некоторые газовые турбины могут использовать несколько видов топлива, например, природный газ и дизельное топливо. Это существенно снижает риски колебания цен на топливо. Более того, американские электростанции подобного типа, например, имеющие долгосрочные контракты на поставку газа могут продавать его напрямую потребителям в период высоких цен, пользуясь при этом дизельным топливом и т.д.
Существуют газовые турбины так называемого замкнутого цикла, работающие, в том числе, и на угле. Однако такие газовые турбины теряют ряд преимуществ, присущих ГТУ разомкнутого цикла.
Среди недостатков ГТУ выделяют, как правило, довольно низкий КПД, близкий по значению к КПД паротурбинных агрегатов (30-35 %). Кроме того, ГТУ используют довольно дорогое в развитых странах топливо – газ.
В российской энергетике использование ГТУ было ограничено. В том числе, и из-за некоторого технологического отставания в этой области. Однако в развитых странах использование ГТУ быстро растет.
Небольшие капитальные затраты на строительство ГТУ и их относительно небольшой размер, а также большая маневренность, делают строительство электростанций на базе таких установок существенно более привлекательным в условиях либерализации рынка электроэнергии. Такие установки небольшой мощности могут строиться крупными предприятиями – потребителями электроэнергии как собственный источник электрической энергии. И, наверняка, крупные потребители будут активно внедрять установки такого типа.
В период до 2010 года предполагается широкое применение технологий ГТУ и ПГУ при сооружении новых ТЭС и реконструкции существующих.
Отечественные производители (например, ЛМЗ), в том числе, и при помощи иностранных партнеров, активно развивают технологии по производству ГТУ большой мощности, что позволяет снизить их стоимость.
ПГУ совмещают в себе принципы работы паровых и газовых турбин.
Парогазовые турбины используют и газ, и воду в качестве рабочего тела турбины. Сначала топливо сжигается в газотурбинной установке, после чего прошедший через турбину газ используется для нагревания воды в котле и работы по обычному паровому циклу.
Парогазовые турбины обладают более высоким КПД, но меньшей маневренностью.
КС – камера сгорания топлива
Км - компрессор
ГТ – газовая турбина
КА – паровой котлоагрегат
ПТ – паровая турбина
К - конденсатор
ЭГ 1 – электрогенератор газового цикла
ЭГ 2 – электрогенератор теплового цикла
Фактически, парогазовые турбины – это один из наиболее эффективных промышленных способов производства электроэнергии.
С учетом довольно низкой стоимости газа парогазовые установки будут одним из наиболее прибыльных способов производства электроэнергии в России. Фактически, единственная реально работающая установка такого типа в России – это блок, установленный на Северо-Западной ТЭЦ мощностью 450 МВт. Северо-Западная ТЭЦ на данный момент одна из самых эффективных (по удельным затратам топлива) тепловых электростанций в России.
Гидравлические генерирующие установки.
Гидроэлектростанции составляют около 22% всех генерирующих мощностей России.
Особенностью данных агрегатов является высокая маневренность (что определяет приоритет использования ГЭС в пиковые часы нагрузки), а также низкая (почти в 5 раз) себестоимость произведенной электроэнергии.
Существует также особый тип ГЭС – гидроаккумулирующие электростанции. По сути, они ничем не отличаются от обычных ГЭС, за исключением возможности работы в насосном режиме. В часы минимальных нагрузок, когда стоимость электроэнергии ниже, станция работает в режиме насоса, перегоняя воду из нижнего бьефа (нижний уровень воды) в верхний. В часы же пиковых нагрузок появляется возможность использовать накопленную воду для выработки дополнительной электроэнергии.
Низкая цена электроэнергии, выработанной на ГЭС обуславливается отсутствием в ее составе топливной составляющей (в тарифе на электроэнергию, выработанную на тепловых станциях, она составляет до 60%).
Однако, не смотря на столь явные преимущества, строительство ГЭС имеет и столь же очевидные недостатки. Во-первых, высокие капитальные затраты на строительство (от 1000 до 3000 долл. и выше за кВтч установленной мощности). Во-вторых, необходимость отчуждения под водохранилища большого количества земельных площадей. В третьих, появляется зависимость работы агрегатов от погодных условий.
Рабочий процесс генерации электроэнергии представляет собой трансформацию кинетической энергии падающей на лопатки гидравлической турбины воды в механическую энергию вращения ротора генератора, вырабатывающего электроэнергию.
Гидроэлектростанции являются достаточно мобильными и могут нести как базовую, так и пиковую нагрузки. Как правило, гидроэлектростанции выполняют особые функции – поддержания частоты в энергосистеме.
Принцип работы атомных энергоустановок схож с принципом работы паровых агрегатов.
Принципиальной разницей является источник тепловой энергии – на атомных станциях используются тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ), содержащие ядерное топливо.
Удельная стоимость сооружения атомных станций является достаточно высокой из-за высокой стоимости защитных сооружений и приборов автоматики.
Атомные агрегаты являются наименее мобильными из всех традиционных источников энергии, поэтому атомные станции несут базовую нагрузку с постоянным уровнем выработки электроэнергии.
В России атомная энергетика, потенциально обладает всеми необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части энергетики на ископаемом органическом топливе и становления в качестве доминирующей энерготехнологии, однако ближайшие инвестиционные проекты в этой области направлены в основном на перевооружение и поддержание на необходимом уровне надежности имеющихся АЭС. В тоже время, мы прогнозируем существенное увеличение поставок электроэнергии АЭС за счет их более интенсивного использования и строительства новых линий передач, позволяющих увеличить предложение электроэнергии атомных станций на ФОРЭМ.
Транспортной инфраструктурой для передачи электроэнергии являются электрические сети и сетевые объекты.
Существуют как воздушные, так и кабельные линии электропередач (ЛЭП). Топология ЛЭП насчитывает большое количество типов линий электропередач, отличающихся конструктивно, уровнем напряжения, материалом и т.д., поэтому не имеет смысла подробно описывать все модификации. При передаче электроэнергии на расстояния возникают технологические потери, зависящие от материала, из которого изготовлены провода, конструкции ЛЭП, уровня напряжения и прочих условий. Чем выше напряжение, тем меньше потери электроэнергии при передаче. В нашей стране используется довольно широкий диапазон напряжений: от 0,4 кВ до 1150 кВ. Также при распределении электроэнергии у потребителей используются и более низкие классы напряжения.
К сетевым объектам относятся трансформаторные подстанции, устройства противоаварийной автоматики и т.д.
Как уже говорилось, экономически выгоднее передавать электроэнергию высокого напряжения, поэтому при передаче электроэнергии используются повышающий (у производителя) и понижающий (у потребителя) трансформаторы.
Принципиальная схема передачи электроэнергии от генерирующего источника до потребителя представлена на схеме.
ТП (пов) – повышающая напряжение трансформаторная подстанция;
ТП (пон) – понижающая напряжение трансформаторная подстанция.
При превышении нагрузок на энергосистему над ее генерирующими возможностями происходит падение частоты и падение напряжения в сети – это может сказаться на работе некоторых электрических устройств.
В этом случае может быть либо отключен какой-либо блок потребителей (так называемые «веерные отключения»), либо понижено напряжение в сети (что допускается в американских энергосистемах, например).
В сетях передачи электроэнергии также используется и постоянный ток, но, как правило, для передачи электроэнергии между не синхронизированными системами. Например, передача электроэнергии между Россией и Финляндией осуществляется через вставку постоянного тока.
Нужно отметить, что система передачи больших объемов электроэнергии в России развита довольно слабо. Связано это и с большой географической протяженностью страны, и с особенностями построения энергетики в Советском Союзе. В результате, большие перетоки электроэнергии осуществляются только внутри 6 так называемых «электрозон», связи между которыми довольно ограничены. А такая электрозона, как Дальний Восток, например, вообще фактически отрезана от объединенной энергосистемы и, скорее всего, еще долго не будет субъектом свободного рынка электроэнергии.
Наиболее значительные потери электроэнергии при передаче (в удельных долях) возникают при трансформации ее на низкое напряжение и передаче по низковольтным распределительным сетям. Таким образом, чем больше конечных пользователей с низкими нагрузками, тем более разветвленной является сеть, тем более высоки издержки на поддержание ее в рабочем состоянии и тем выше потери электроэнергии при трансформации напряжения.
Нормой потерь при передаче в различных странах считается величина от 6 до 10% от передаваемого объема. В России эта цифра доходит до 20% и выше в зависимости от региона. Это обусловлено не столько технологическим отставанием в развитии передающей сети, сколько так называемыми «коммерческими потерями» (несанкционированные отборы электроэнергии и т.д.). Надо заметить, что такие отборы возможны только в сети низкого напряжения. Наибольший процент коммерческих потерь наблюдается на территории Северо-Кавказского Федерального округа.
Электричество – это особый товар на рынке, поскольку существующие технологии не позволяют его хранить.
Потребление электроэнергии и мощности во времени совпадает с выработкой и неравномерно. Степень неравномерности характеризуется таким понятием, как коэффициент неравномерности графика нагрузки.
График нагрузки представляет собой зависимость величины потребляемой мощности от времени (суток, месяца, года и т.д.)
График нагрузки можно составить для любого потребителя отдельно, а также совмещенный график нагрузки всех потребителей.
Общий вид дневного графика нагрузки бытовых потребителей представлен на рисунке.
Нетрудно заметить, что потребление носит неравномерный характер. Пики потребления приходятся на дневное и вечернее время.
Часы наибольшего потребления мощности называются пиковыми.
Нагрузка в эти часы также называется пиковой нагрузкой или максимумом нагрузки потребителя.
Нагрузка в прочие часы называется полупиковой (незначительные колебания нагрузки) и базовой (постоянная во времени величина потребляемой мощности.
Поскольку электричество нельзя хранить, для покрытия пиковых нагрузок существуют резервы мощности, которые используются ограниченное время, что создает дополнительные затраты у производителей электроэнергии. Пиковая нагрузка является наиболее дорогой для производителя.
Соответственно, принято разделять электростанции на базовые, пиковые, полупиковые. В качестве базовых, как правило, используются наиболее эффективные станции, которые, к тому же, не могут быстро изменять нагрузку (например, АЭС), в качестве пиковых используются, как правило, электростанции с высокой маневренностью, но невысоким КПД (например, ГТУ) либо гидроэлектростанции.