ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ КАК НЕ ПОТЕРЯТЬ МИЛЛИАРДЫ? 12.03-13.03.2012

ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ СТРОИТЕЛЬСТВА
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ
КАК НЕ ПОТЕРЯТЬ МИЛЛИАРДЫ?
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ
В ожидании новых шагов
12.03-13.03.2012
Лондон
1
О компании
Фонд энергетического развития (Energy
Development Fund) – негосударственная
независимая исследовательская организация
в
области
проектирования
развития
энергетики России, созданная в 2007 году. Мы
объединяем
высококвалифицированных
специалистов электроэнергетики в области
маркетинга, НИОКР и
проектирования
энергообъектов.
Специализация: топливно-энергетический комплекс
Предметные области:
• рынок электрической энергии и мощности;
• рынок тепловой энергии;
• рынок системных услуг;
• рынки топлива (газа, угля, нефти);
• рынок производных финансовых инструментов.
2
СПРОС: Прогноз электропотребления до 2030 г.
1,490.0
1500
млрд. кВтч
1,361.0
1300
1100
908.4
947.3
968.8
989.7
2006
2007
2008
946.7
989.2 1,009.6
1,040.0
1,183.7
1,130.5 1,158.2
1,102.1
1,076.0
1,236.0
900
2005
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Электропотребление ЕЭС России
2015
2016
2017
прогноз
2020
2025
2030
факт
Территориальное распределение электропотребления (ЕЭС России)
Факт 2010 год, млрд. кВт.ч.
Прогноз 2020 год, млрд. кВт.ч.
221,8
279,3 347,3
92,7 114,2
137
Северо-Запад
Центр
82,4
108,8138,6
Юг
105,0 130,7
Волга
Прогноз 2030 год, млрд. кВт.ч.
248,7
304,4
358,8
155,4
208,4
259,9
Урал
304,9
48,4
30,1 38,7
Восток
Прирост
электропотребления к 2010 г.
относительно 2005 г. по ЕЭС
России
Составил 80,8 млрд. кВтч (на 8,9%).
Среднегодовые ожидаемые темпы
прироста в период 2010 – 2030 гг.
составят 2,1%. Максимальные – в
период 2015-2020 гг. (2.7%)
Сибирь
Увеличение электропотребления к 2020 г. относительно 2010 г. по ЕЭС России составит
246,8 млрд. кВтч (на 25%), аналогичный прирост к 2030 г. - 500,8 млрд. кВтч (на 50,6%).
Источник: «Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года».
АПБЭ
3
СПРОС: Прогноз максимальных электрических
нагрузок до 2030 г.
млн. кВт.
250
228.6
209.2
220
190
160
138.4
147.5
149.2
150.0
149.2
158.9
145.9
153.9
164.6
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
173.0
177.4
181.4
168.8
2014
2015
2016
2017
190.6
130
2005
Максимум электрической нагрузки ЕЭС России
прогноз
2020
2025
2030
факт
Территориальное распределение собственных максимальных электрических нагрузок ОЭС России
14,9
Рmax 2010 г., ГВт
Pmax 2020 г. , ГВт
Pmax 2030 г. , ГВт
18,2 21,7
36,9 46,8 56,9
Северо-Запад
35,9
Центр 16,8
13,6
17,7 22,7
42,8 50,5
20,6 24,4
37,6
44,0
31,7
Волга
5,2
Урал
6,8
Восток
Юг
Сибирь
8,4
Прирост нагрузки к 2010 г.,
относительно 2005 по ЕЭС
России составил – 10,8 млн.
кВт на (7,8 %)
Составил 80,8 млрд. кВтч (на
8,9%).
Среднегодовые ожидаемые
темпы прироста в период
2010 – 2030 гг. составят 2,2%.
Максимальные – в период
2015-2020 гг. (3%)
Прирост нагрузки к 2020 г. , относительно 2010 г. по ЕЭС России составит 41,4 млн. кВт
(на 27,7%), аналогичный прирост к 2030 г. – 79,4 млн. кВт (на 53,2%). Ожидаемые
темпы прироста максимальных нагрузок выше, чем электропотребления. Источник:
«Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года». АПБЭ
4
СПРОС: Динамика и структура потребности в
установленной мощности ЕЭС России
350
Новые мощности
«определившегося»
состава
Потребность в базовой
мощности
300
200
До 2020 года состав
мощностей
определился на 95% за
счет ДПМ и «дорожной
карты» ГК «Росатом»
150
100
Мощности
действующих
электростанций
Мощность, ГВт
250
50
0
2020
Действующие ГЭС
2025
годы
2030
Действующие АЭС
Действующие КЭС
Действующие ТЭЦ
Новые мощности ГЭС
Новые мощности АЭС
Новые мощности КЭС
Новые мощности ТЭЦ
К 2030 году
открываются
возможности
(потребность 59 ГВт)
строительства на
новых территориях
Потребность в установленной мощности
5
СПРОС: Потребность в базовой мощности
70
60
ОЭС Сибири
50
ОЭС Урала
40
Мощность, ГВт
Потребность в базовой
мощности растет во
всех ОЭС России, но
неравномерно.
За 2025-2030
потребность в базовой
мощности вырастет
минимум в 2 раза по
каждой ОЭС (в ОЭС
Юга в 3 раза, ОЭС
Волги – в 2,5 раза).
К 2030 году
потребность в базовой
мощности
максимальна в ОЭС
Урала (20,4 ГВт),
Центра (19,9 ГВт), В
остальных – меньше 8
ГВт: Северо-Запад (7,4
ГВт), Средняя Волги
(5,8 ГВт)
ОЭС Средней
Волги
30
20
ОЭС Юга
10
ОЭС Центра
0
2020
-10
2025
Годы
2030
ОЭС СевероЗапада
Потребность в базовой мощности максимальна в ОЭС Урала и
Центра – здесь необходимо размещать новые станции
6
СПРОС: Потребность в базовой мощности ОЭС
Центра по субъектам РФ
Тамбовскаяобласть
Курскаяобласть
Воронежскаяобласть
20
Белгородскаяобласть
15
Ярославскаяобласть
Смоленскаяобласть
10
Рязанскаяобласть
Мощность, ГВт
Потребность в базовой
мощности к 2030 году
увеличивается
нарастающим темпом.
Максимальная
потребность в регионах
с высоким уровнем
потребления.
Регионы-лидеры
сохраняют свои позиции
в долгосрочной
перспективе.
Липецкаяобласть
25
Орловскаяобласть
5
Костромскаяобласть
0
2020
2025
2030
Московскаяобластьс
город.
Калужскаяобласть
-5
Тульскаяобласть
К 2030 году отмечается
значительное расширение
списка регионов, где
возможно строительство
новых станций
Тверскаяобласть
-10
Владимировскаяобласть
-15
Ивановскаяобласть
Брянскаяобласть
-20
Годы
Вологодскаяобласть
7
СПРОС: Ожидаемые результаты развития
электроэнергетики в период с 2011-2030 гг.
Ввод мощности в 2011-2030гг.
Демонтаж мощности в 2011-2030 гг.
200
180
90
166
80
160
70
140
107
128
100
ТЭС
АЭС
80
ГЭС и ГАЭС
60
40
20
0
66
60
ГВт
ГВт
120
83
176
50
40
71
50
ТЭС
АЭС
30
ВИЭ
20
42
27
11
6
14
7
Ввод мощности
согласно Генсхеме
Ввод мощности
согласно программе
развития
10
16
12
0
Демонтаж мощности
согласно Генсхеме
Демонтаж мощности
согласно программе
развития
Программа модернизации предполагает бόльший объем ввода/вывода
мощности, по сравнению с Генеральной схемой на 10 и 15 ГВт соответственно.
Различается также структура ввода и вывода: в программе модернизации доля
ТЭС выше
8
ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Вопросы по уже
построенным и планируемым к строительству
электростанциям
Опыт взаимодействия с инвесторами:
– знание нормативной базы электроэнергетики РФ;
– проработка структуры доходной части инвест.проекта (э.э. –
мощность – тепло);
– особенности оплаты мощности при работе на оптовом и
розничном рынке электроэнергии;
– прогнозный Коэф.Исп.Уст.Мощн. из-за особенностей
диспетчирования ОАО «СО ЕЭС» энергосистемы.
ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Источники
формирования доходной части инвест. проекта
строительства электростанции
№
Канал продаж
1
Продажа электроэнергии
•
•
2
Продажа мощности
•
•
•
3
КОМ;
ДПМ (Договор о предоставлении
мощности);
МГИ (Механизм гарантирования
инвестиций).
Продажа тепла (гарантированный Pmin)
•
•
4
РСВ;
Прямые договоры.
Промышленные потребители;
Коммунальные ресурсы.
Продажа системных услуг
Оптовый
рынок
Розничный
рынок
ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Варианты
договорных отношений при продаже
электроэнергии и мощности
Условие продажи на РРЭ:
– станция не является участником ОРЭ.
Покупатель:
– Гарантирующий поставщик по месту расположения станции;
– Сетевая компания на территории Гарантирующего поставщика
(при наличии договоренностей с ГП);
– Пул потребителей, непосредственно примыкающий к станции.
Условие заинтересованности покупателя:
– Цена в договоре должна быть ниже приведенной одноставочной
цены с ОРЭ (РСВ + тариф на мощность).
Основные выполненные работы и заказчики
•
Концепция строительства и модернизации
генерирующего объекта: предварительное
ТЭО, банковское ТЭО, в т.ч. обоснование
инвестиций, финансовая модель.
•
Исследование рынков сбыта: прогнозные
балансы энергии и мощности, прогноз
использования установленной мощности,
сценарии работы энергообъекта на
оптовом/розничных рынках
электроэнергии, а также тепловой энергии.
•
Анализ электрических режимов: режимная
ситуация, статическая и динамическая
устойчивость, токи короткого замыкания,
согласование проектов с ОАО «СО ЕЭС» и
ОАО «ФСК ЕЭС».
12
Спасибо за внимание.
1194356, г. Москва, Саввинская
набережная, д. 15
Тел./Факс +7 (495) 660-70-20
E-mail: Listovski@energofond.ru
13