ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ

КАК НЕ ПОТЕРЯТЬ МИЛЛИАРДЫ?

1

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИВ ожидании новых шагов

12.03-13.03.2012Лондон

О компании

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

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.

СПРОС: Прогноз электропотребления до 2030 г.

30,1

Территориальное распределение электропотребления (ЕЭС России)

208,4

82,4

105,0

221,892,7279,3 114,2

130,7

304,4

259,938,7

108,8

248,7

Факт 2010 год, млрд. кВт.ч.

Прогноз 2020 год, млрд. кВт.ч.

Центр

Волга

Юг

Северо-Запад

Урал

Сибирь

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%)

3

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2020 2025 2030900

1100

1300

1500

908.4947.3 968.8 989.7

946.7989.2 1,009.6 1,040.0

1,076.0 1,102.1 1,130.5 1,158.2 1,183.71,236.0

1,361.0

1,490.0

прогноз факт

мл

рд

. кВ

тч

Электропотребление ЕЭС России

Прогноз 2030 год, млрд. кВт.ч.347,3

358,8

304,9

137

48,4

138,6

155,4

СПРОС: Прогноз максимальных электрических нагрузок до 2030 г.

5,2

31,7

13,6

16,820,6

42,8

37,6

6,817,7

35,9

Рmax 2010 г., ГВт

Pmax 2020 г. , ГВт18,2

14,9

46,836,9

Центр

Волга

Юг

Северо-Запад

Урал

Сибирь

Восток

4

Территориальное распределение собственных максимальных электрических нагрузок ОЭС России

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2020 2025 2030130

160

190

220

250

138.4147.5 145.9 149.2 150.0 149.2 153.9 158.9 164.6 168.8 173.0 177.4 181.4

190.6

209.2

228.6

прогноз факт

мл

н.

кВт.

Максимум электрической нагрузки ЕЭС России

Pmax 2030 г. , ГВт

56,9

21,7

24,4

22,7

50,5

44,0

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

СПРОС: Динамика и структура потребности в установленной мощности ЕЭС России

2020 2025 20300

50

100

150

200

250

300

350

Действующие ГЭС Действующие АЭС Действующие КЭС Действующие ТЭЦ

Новые мощности ГЭС Новые мощности АЭС Новые мощности КЭС Новые мощности ТЭЦ

Потребность в установленной мощности

Мо

щн

ост

ь, Г

Вт

годы

Нов

ые

мощ

ност

и «о

пред

елив

шег

ося»

сос

тава

Мощ

ност

и де

йств

ующ

их

элек

трос

танц

ий

Потребность в базовоймощности

5

К 2030 году открываются возможности (потребность 59 ГВт) строительства на новых территориях

До 2020 года состав мощностей определился на 95% за счет ДПМ и «дорожной карты» ГК «Росатом»

СПРОС: Потребность в базовой мощности

2020 2025 2030

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

ОЭС Сибири

ОЭС Урала

ОЭС Средней Волги

ОЭС Юга

ОЭС Центра

ОЭС Северо-Запада

Годы

Мощ

ност

ь, Г

Вт

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)

6

Потребность в базовой мощности максимальна в ОЭС Урала и Центра – здесь необходимо размещать новые станции

СПРОС: Потребность в базовой мощности ОЭС Центра по субъектам РФ

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. 2020 2025 2030

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

Тамбовская область

Липецкая область

Курская область

Воронежская область

Белгородская область

Ярославская область

Смоленская область

Рязанская область

Орловская область

Костромская область

Московская область с город.

Калужская область

Тульская область

Тверская область

Владимировская область

Ивановская область

Брянская область

Вологодская областьГоды

Мощ

ност

ь, Г

Вт

7

К 2030 году отмечается значительное расширение списка регионов, где возможно строительство новых станций

СПРОС: Ожидаемые результаты развития электроэнергетики в период с 2011-2030 гг.

Демонтаж мощности согласно Генсхеме

Демонтаж мощности согласно программе

развития

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

16.3 12

50.471

Демонтаж мощности в 2011-2030 гг.

ТЭСАЭС

ГВт

Ввод мощности согласно Генсхеме

Ввод мощности согласно программе

развития

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

6.05 710.721 14

42.4 27

106.5601 128

Ввод мощности в 2011-2030гг.

ТЭСАЭСГЭС и ГАЭСВИЭГВ

т

8

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

166176

66

83

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: Вопросы по уже построенным и планируемым к строительству

электростанциям

№ Канал продаж Оптовый рынок

Розничный рынок

1 Продажа электроэнергии

• РСВ;• Прямые договоры.

2 Продажа мощности

• КОМ;• ДПМ (Договор о предоставлении

мощности);• МГИ (Механизм гарантирования

инвестиций).3 Продажа тепла (гарантированный Pmin)

• Промышленные потребители;• Коммунальные ресурсы.

4 Продажа системных услуг

ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Источники формирования доходной части инвест. проекта

строительства электростанции

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).

12

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».

Спасибо за внимание.

13

1194356, г. Москва, Саввинская набережная, д. 15

Тел./Факс +7 (495) 660-70-20E-mail: Listovski@energofond.ru