Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики

· Модернизация котлов. Усовершенствования котлов могут  включать в себя модернизацию камер сгорания (к примеру, переход к камерам сгорания с низким уровнем NOx для соответствия природоохранным стандартам) и усовершенствование обдувочных аппаратов для очистки огневых поверхностей котла в целях повышения теплоотдачи и КПД.

· Паровые турбины. Работы по модернизации включают в себя удаление отложений, вызывающих ухудшение аэродинамических характеристик лопастей, ремонт или замену первого уровня лопастей турбины, поврежденных накипью котельных труб, а также замену или регулировку уплотнений лопастей и вала. Значительные улучшения рабочих характеристик могут быть достигнуты на многих турбинах за счет новых и более эффективных лопастей и других компонентов. Эти усовершенствования возможны благодаря тому, что современные конструкции турбин работают более эффективно, чем конструкции, доступные десять или двадцать лет назад.

· Конденсаторы. Накипь на трубах конденсаторов со стороны, контактирующей с водой, снижает  коэффициент теплопроводности и  приводит к повышению давления конденсаторов. Повышенное давление конденсаторов значительно снижает производительность и эффективность паровой турбины. Чистка труб конденсаторов может помочь частично избежать такого ухудшения эксплуатационных характеристик. 

В дополнение к  этим вариантам модернизации, при которых основная конфигурация электростанции остается неизменной, существует возможность, как минимум теоретическая, осуществления более значительных преобразований существующих электростанций, чтобы они больше соответствовали передовым технологиям. Хотя целесообразность превращения существующих субкритических электростанций в сверхкритические была изучена, реальных проектов по осуществлению таких превращений проведено не было. Более распространенными являются проекты по переходу на другой вид топлива (изучение примеров представлено в докладе Центра чистых угольных технологий МЭА, к примеру, по переходу от сжигания нефти к сжиганию угля в Италии и Японии) или переход на новые технологии (например, на котлы с псевдоожиженным слоем в Польше и интегрированную технологию газификации в Соединенных Штатах). Эти крупные проекты по модернизации электростанций более близки к проектам полной замены электростанций, чем к продлению срока службы существующих электростанций, однако с частичной экономией средств в связи с тем, что некоторые существующие дополнительные мощности электростанции продолжают эксплуатироваться. 

Данные о стоимости  таких вариантов модернизации особо  не разглашаются частично из‐за того, что они могут в значительной степени зависеть от конкретных характеристик электростанции, а также частично из‐за конфиденциальности этой информации. Там, где проекты были осуществлены, экономический анализ в основном сфокусирован на себестоимости, которая часто сообщается как отрицательная, т.e. демонстрирующая чистые преимущества проектов модернизации. Boncimino приводит данные по капитальным затратам на трех практических примерах: усовершенствование систем нагревания воздуха с капитальными затратами в объеме менее 1,5 млн долл. США, замена паровых турбин с капитальными затратами в объеме менее 5 млн долл. США и очистка труб конденсатора с общими затратами в объеме около 50 тыс. долл. США. В отчете также приведены данные о стоимости более крупных модернизаций (но без технических данных), чьи капитальные затраты составляют от 150 млн до 172 млн долл. США при чистой приведенной стоимости в размере от ‐65 млн долл. США до +77 млн долл. США. Проекты с отрицательной чистой приведенной стоимостью относятся к электростанциям, работающим на буром угле, у которых меньше расходы на топливо, однако более высокие капитальные затраты. Сокращение выбросов в результате осуществления проектов составляет от 2% до 3,4%. В публикации сделан вывод, что 50% электростанций, работающих на угле, в регионе Азиатско‐тихоокеанского экономического сотрудничества12 могут достичь 3,5% сокращения выбросов CO2 при отрицательной или нулевой себестоимости. 

Эти данные соотносятся  с данными МЭА, представленными  в публикации Ellerman13, согласно которым  капитальные затраты в случае полного продления срока службы паровых турбин, работающих на газе, составляют 127 млн долл. США, а в случае полного продления срока службы существующих угольных электростанций – 244 млн долл. США. Документ не дает определения полного продления срока службы, однако это, очевидно, предполагает переоснащение существующих электростанций с целью значительного повышения уровня производительности и продления срока эксплуатации электростанций как минимум на 10‐15 лет. Эти данные сейчас существенно устарели (доклад датирован 1994 годом) – с поправкой на инфляцию затраты сегодня составляют примерно 350 млн. долл. США, а может быть и выше, учитывая непропорциональное увеличение капитальных затрат оборудования за этот период. Интересным моментом в этих отчетных данных является тот факт, что повышение мощности существующих электростанций путем вышеуказанных вариантов модернизации намного дешевле, чем возведение новых электростанций согласно отчету Эллермана, хотя сравнение затрат усложняется предположениями о необходимых природоохранных характеристиках существующих электростанций в сравнении с новыми электростанциями, что обсуждалось в предыдущем разделе. 

Данные о капитальных  затратах приведены также в отчетах  за 2007 год о модернизации угольной электростанции Дракс (Drax) в Великобритании, что предполагает затраты в размере 100 млн английских фунтов стерлингов в течение 5 лет на установку новых лопастей турбины. Ожидается, что в результате этих мер средняя эффективность электростанции повысится с 38% до 40%, а сокращение выбросов составит 1 млн т CO2 в год14. 12 Азиатско‐тихоокеанское экономическое сотрудничество − группа включающая 21 страну в Азиатско‐тихоокеанском регионе. 

В общем, размер необходимой модернизации и соответствующих  затрат, необходимых для увеличения срока службы электростанции, зависит от многих факторов, в том числе от текущего состояния существующих электростанций, срока требуемого продления, потребности в увеличении производительности, а также от природоохранных норм, соблюдение которых требуется от модернизированных электростанций. Капитальные затраты проектов в литературе колеблются в диапазоне от <1 млн долл. США до 244 млн долл. США в зависимости от масштаба изменений. Согласно докладам, такие проекты часто имеют положительную общую чистую приведенную стоимость, хотя в выборе практических примеров для анализа может присутствовать некоторая предвзятость. Даже если учитывать только капитальные затраты, это дает некоторую основу для сравнения с альтернативными вариантами, рассмотренными в следующем разделе, которые, зачастую, намного выше капитальных затрат, необходимых, по имеющимся данным, для продления срока эксплуатации электростанции. 
 

4. Микроэкономика решений  о модернизации  и замене электростанций

4.1. Потребность в  микроэкономической  перспективе 

В соответствии со стандартной экономической теорией компании принимают решения о замене существующих мощностей тогда, когда их краткосрочные предельные операционные расходы превышают долгосрочные предельные расходы на новое оборудование. Это может произойти, если эффективность оборудования снизилась в связи с возрастом или если стоимость новой электростанции уменьшилась вследствие технологических нововведений или положительного эффекта масштаба. В секторе электроэнергетики ситуация немного сложнее, так как более старые электростанции часто постепенно выводят из эксплуатации, снижая нагрузку по мере их старения, вместо единовременного вывода из эксплуатации. Тем не менее, эконометрические модели равновесия рекомендуют принимать такие решения исключительно на основании предельных затрат различных альтернативных вариантов, рассчитанных в определенный момент времени. Поскольку рассматриваемые расходы  возникнут в будущем и, следовательно, неизвестны, анализ должен осуществляться на основании ожидаемых величин − т.e. на основании средней величины предполагаемого вероятного распределения будущих значений ключевых параметров, таких как цены, капитальные затраты и т.п. 

На практике, существует ряд факторов, которые  могут снизить темп внедрения  новых технологий, создавая разрыв между наиболее энергоэффективными технологиями, существующими в определенный момент времени, и технологиями, которые фактически применяются15. Как обсуждалось в разделе 2, пример США показывает, что природоохранное законодательство может изменить экономику замены электростанций в сравнении с продлением срока службы существующих электростанций, в итоге приводя к чрезвычайно низким коэффициентам оборачиваемости производственных активов. Но даже при отсутствии законодательного давления существуют факторы, побуждающие продлевать срок эксплуатации старых электростанций вместо их замены на новые улучшенные технологии. Они включают в себя:

· Сочетание  неопределенности относительно инвестиционных решений, возможности узнать в будущем, какое из этих решений было правильным (что позволяет частично снять эту неопределенность), и некоторой степени необратимости инвестиционного решения формирует стоимость отложенной альтернативы ожидания, что способствует дальнейшей эксплуатации существующих электростанций16;

· Эксплуатационные качества новых технологий могут со временем улучшиться (или риски со временем могут уменьшиться), благодаря побочным результатам технологических исследований и разработок и обучения на собственном опыте фирмами‐конкурентами, создавая мотивацию не быть первопроходцем17;

· Компании могут  иметь сильную заинтересованность в определенных типах технологий, прочно укоренившихся в промышленной структуре страны, в которой они  ведут свою деятельность, что искажает их мотивацию вкладывать средства в  лучшие существующие технологии18;

· Компаниям  может быть выгодно поддерживать разнообразие технологий, используемых ими для производства энергии, что  вместе с другими стратегическими  целями может перевесить экономическую  мотивацию, обосновывающую выбор отдельно взятой электростанции19. 

Все эти факторы  представляют динамическое воздействие, при котором решения, принимаемые  компанией, основываются на факторах, отличных от базовых финансовых критериев  достижения положительной чистой приведенной  стоимости (ЧПС). Компании, как правило, оптимизируют свои решения на основании многих факторов, которые не учитываются в обычном подсчете ЧПС. Такие факторы включают выбор оптимального времени для инвестирования, которое бы учитывало разрешение проблемы с неопределенностью, оптимизацию эффективности объемистых портфелей компаний или оптимизацию на основании более обширных стратегических целей, динамики рынка или динамики логистической цепочки. Именно наличие таких динамических факторов и возможность компаний оптимизировать решения ,благодаря применению управленческой гибкости и стратегии объясняет, почему поведение в реальном окружении часто отличается от поведения, принятого в макроэкономическом анализе, который обычно предполагает, что компании стремятся максимизировать ЧПС на основании моментальных текущих оценок. 

В зависимости  от того, на каком аспекте сфокусирован процесс принятия решений, могут  использоваться разные подходы. К примеру, теория портфеля со средним отклонением  доходности часто используется для  рассмотрения величины диверсификации в структуре генерирующих мощностей20. Данный подход может помочь лучше понять преимущества диверсификации в масштабе системы, которые не обязательно учтены в анализе ЧПС на уровне отдельной электростанции, и может подтолкнуть к политическим выводам о том, что стимулирование такой диверсификации может потребовать дополнительного поощрения. Другой подход21, который и рассматривается в настоящем докладе, использует анализ реальных опционов, чтобы показать, как наличие риска и развитие условий инвестирования со временем приводят к заключению о том, что стимулы должны превышать стандартное правило положительной ЧПС, принимаемое эконометрическими моделями равновесия для предоставления инвестиций. Такой подход эффективен, если рассматривается возможность введения более строгих, по сравнению с ожиданиями, сформированными макроэкономическими моделями, законодательных рамок, что может понадобиться для стимулирования перехода на технологии с низкими выбросами углерода. 

Хотя данный доклад посвящен в основном вопросам риска в процессе принятия решений, одним из общих положений, которые необходимо принять, является то, что микроэкономический анализ может привести к важным догадкам и стратегическим выводам, дополняющим результаты более обширных макроэкономических анализов. Вид необходимого микроэкономического анализа зависит от рассматриваемого конкретного случая его применения или от политического вопроса, при этом анализ реальных опционов не всегда является наиболее подходящим решением. Однако цель настоящего доклада – детально рассмотреть, как микроэкономическая перспектива может охватить некоторые из таких движущих сил, чтобы проиллюстрировать, какие результаты политического анализа можно получить при более близком изучении процесса принятия решений. 
 

4.2. Стоимость отложенной альтернативы ожидания 

Данный документ рассматривает конкретную особенность  микроэкономики инвестирования, в частности, стоимость ожидания, возникающую  в результате неопределенности будущих  цен. Предыдущая публикация МЭА представляла количественный анализ стоимости отложенных альтернатив ввиду неопределенности климатической политики и цен на энергоресурсы22. Она продемонстрировала, что при определенных обстоятельствах неопределенность климатической политики может создать ощутимую надбавку за риск в случае инвестирования в новые электростанции. В частности, это имело место тогда, когда цены на углерод существенно влияли на инвестиционную привлекательность (например, для технологий с низким уровнем выбросов углерода, таких как улавливание и хранение углерода, а также для ядерной энергии), в то время как политическая неопределенность была менее актуальна в случаях, когда на выбор технологий большее влияние оказывал прогноз цен на топливо и электроэнергию. 

В данной работе мы углубляем наши исследования, чтобы более внимательно рассмотреть, как продление срока службы существующих электростанций может позволить компаниям реализовать стоимость отложенной альтернативы ожидания, позволяя им удерживать свою долю рынка путем поставки электричества от существующих электростанций и откладывая строительство новых электростанций. Как описано в упомянутой выше публикации МЭА, стоимость такой гибкости в плане откладывания инвестиций может быть весьма существенной, если в результате ожидания компании могут узнать что‐либо о будущих ценах и условиях инвестирования. Такая возможность познания позволяет компаниям принять в будущем инвестиционное решение, которое будет выгоднее решения, принятого в данный момент, и именно это создает стоимость отложенной альтернативы ожидания.