Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики

В принципе, компании могут вкладывать средства в существующие электростанции вплоть до достижения стоимости отложенной альтернативы, при этом продолжая увеличивать  ожидаемую чистую приведенную стоимость. Как будет видно из нижеприведенного обсуждения, подобная стоимость отложенной альтернативы часто намного выше сумм, необходимых для поддержания электростанций в рабочем состоянии, и приводит к возникновению финансовой пороговой ставки, которую должны превысить экономические характеристики новой электростанции в случае ее выхода на рынок в условиях неопределенности. 

Разработанная здесь модель − упрощенный анализ ключевых факторов неопределенности, влияющих на выбор технологий для  инвестиций в сектор электроэнергетики, который проводится с использованием дерева принятия решений. Предлагаемые в модели возможности включают рост использования угля, уголь + улавливание и хранение углерода, газовые и ядерные технологии. Технологии возобновляемых источников энергии не были включены в анализ, потому что инвестиции в эту сферу в настоящий момент стимулируются отдельными политическими механизмами, поэтому они не отвечают тем же ценообразующим факторам и не являются рентабельными в сценариях цен на углерод, рассмотренных в данном анализе. В более долгосрочной перспективе можно ожидать сближения между ценовыми сигналами, создаваемыми политикой в области возобновляемых источников энергии, и сигналами, создаваемыми углеродными рынками, так что все варианты инвестиций будут рассматриваться в однородной конкурентной среде. С точки зрения методологии, включение возобновляемых источников энергии в такой анализ не вызовет затруднений. 

Дерево решений  выделяет шесть параметров сценариев, представляющих ключевые факторы неопределенности в характеристиках денежного  потока:

· Цена на электричество;

· Цена на углерод;

· Капитальные  затраты (общие);

· Капитальные  затраты (ядерная энергетика);

· Цена на газ;

· Цена на уголь. 

Для каждого  приведенного параметра определяется сценарий максимального и минимального значения. Инвестор, принимающий решение, тут же рассчитывает их ожидаемую ЧПС на основании наиболее вероятного прогноза на будущее. Этот прогноз принимается как середина между упомянутыми двумя сценариями, однако инвестор сталкивается с неопределенностью относительно того, какой из этих сценариев будет реализован. Инвестор, который может подождать, получит дополнительную информацию о том, какой сценарий является реальным. 
 

Эти шесть переменных создают 64 возможные комбинации сценариев  цен и затрат, влияющих на экономику  рассматриваемых вариантов инвестирования. Отклонение между сценариями максимального  и минимального значения для каждой переменной не обязательно представляет неопределенность цены и стоимости в полном объеме, а скорее представляет степень, до которой инвестор может узнать о возможных будущих ценовых режимах за соответствующий период времени на протяжении срока инвестиций. В данной работе мы принимаем, что этот период ожидания составляет 5 лет. Уровень приобретенных за это время знаний, возможно, не сможет в полной мере компенсировать неопределенность в связи с изменчивостью цен, – к примеру, цены на ископаемые виды топлива останутся неопределенными через 5 лет, хотя можно ожидать, что за это время можно будет что‐либо узнать о вероятной тенденции их изменения. В случае капитальных затрат уровень приобретенных знаний может быть ближе к полному отсутствию неопределенности, если, к примеру, компании смогут учиться на опыте инвестиций, сделанных другими компаниями за этот период. 

В данном докладе  мы рассматриваем 4 различных варианта инвестиций в технологии: газотурбинную  установку замкнутого цикла, уголь, уголь + технологии улавливания и  хранения углерода и ядерную энергетику. По всем технологиям ожидаемая ЧПС рассчитывается для каждой из 64 комбинаций цен и затрат, а затем модель просто выбирает наиболее высокую ЧПС во всех четырех вариантах инвестиций. ЧПС рассчитывается исходя из одной и той же мощности электростанции (1 000 МВт электроэнергии) для каждого типа электростанции. Типичные результаты приведены на рисунке 8. 
 
 

Примечание: Голубые  ячейки представляют инвестиции в газовые  установки, оранжевые – в ядерные, серые – в угольные, а сиреневые  – в технологии улавливания и хранения углерода. Ячейки с нулем означают сценарии, при которых инвестиции не осуществляются, так как ЧПС всех технологий является отрицательным. 

Цифры, приведенные  в матрице решений на рисунке 8, представляют ЧПС конкретных проектов, которые были бы достигнуты, если бы инвестиции были сделаны в соответствующие технологии после задержки в 5 лет (детали предположений, использованных для расчета этих ЧПС, приведены в приложении). Выбор технологии считается сделанным с учетом ретроспективы того, в какой из 64 стран мира находится инвестор. Затем ЧПС дисконтируется до текущего периода времени с целью сравнения с инвестиционными решениями, принимаемыми незамедлительно. Поскольку в различных комбинациях сценариев учитываются различные технологии в случае откладываемых инвестиций, такая матрица решений представляет простую процедуру оптимизации. 

Чтобы определить стоимость отложенной альтернативы ожидания, необходимо заранее просчитать общую ожидаемую на пятом году ЧПС такого оптимизированного решения в текущем периоде времени. Для этого необходимо заранее оценить вероятность реализации для каждой из 64 комбинаций сценариев. Если шесть переменных цены и затрат полностью некоррелированные, все 85 н64 комбинации сценариев имеют одинаковую вероятность реализации. В таком случае ожидаемая ЧПС оптимизированных решений является просто средней величиной всех 64 значений в матрице решений. С другой стороны, если шесть переменных цены и затрат на 100% коррелированные, то в таком случае существует лишь два возможных результата (все переменные имеют высокие значения или все переменные имеют низкие значения), а ожидаемая ЧПС является средней величиной значения в левом верхнем углу и значения в правом нижнем углу матрицы. Реальная цифра будет где‐то посередине, а матрица вероятностей может быть создана на основании априорных решений о вероятных корреляциях. 

Простой пример поможет проиллюстрировать этот процесс. Для матрицы решений, представленной на рисунке 8, при принятии всех переменных как некоррелированных, ожидаемая ЧПС будет средней величиной значений, приведенных в таблице, и составит 472 млн евро. Эту ЧПС можно сравнить с ожидаемой ЧПС для каждого из четырех вариантов инвестирования, если бы вложение инвестиций осуществилось без промедления, как показано в таблице 2. 
 
 

Как ядерная  энергетика, так и уголь + улавливание  и хранение углерода имеют отрицательную  ожидаемую ЧПС в случае незамедлительного  инвестирования. ЧПС для ядерной  энергетики очень чувствительна  к предполагаемым значениям капитальных  затрат: как можно увидеть из рисунка 8, если капитальные затраты оказываются ниже предполагаемых, ядерная энергетика становится предпочтительным вариантом в большинстве сценариев, а если капитальные затраты оказываются выше ожидаемых, это может привести к существенным потерям. При инвестициях в Период 0, полученный инвестором результат будет посередине между этими двумя вариантами и в целом будет отрицательным. Вариант «уголь + улавливание и хранение углерода» также имеет отрицательную ожидаемую ЧПС, поскольку ввиду основных предположений относительно цены на углерод в данном случае такой вариант инвестирования не является рентабельным. 

Из вариантов  инвестиций, приведенных в таблице 2, газ является наиболее рентабельным с ЧПС в размере 242 млн евро при использованных здесь основных предположениях и, следовательно, выглядит привлекательным инвестиционным вариантом для немедленного осуществления, поскольку он соответствует традиционному правилу о положительной ЧПС. Тем не менее, как можно заметить из матрицы решений на рисунке 8, ЧПС, которую можно получить в результате ожидания до Периода 1, даже выше и составляет 472 млн евро. 

Стоимость отложенной альтернативы ожидания является разницей двух величин: 

472 млн евро  – 242 млн евро = 230 млн евро. Эти  230 млн евро – сумма, от которой компания может быть готова отказаться для «приобретения» альтернативы ожидания и оптимизации своего инвестиционного решения. Эти затраты могут возникнуть либо в виде альтернативных затрат в результате утерянных доходов из‐за откладывания инвестирования, либо в качестве прямых затрат, например, на существующие электростанции с целью сохранения доли рынка на протяжении периода ожидания. Для обоснования немедленного инвестирования вместо отложенного инвестирования нужно, чтобы либо рентабельность новых электростанций, либо стоимость модернизации существующих электростанций (либо их комбинация) превышали такую стоимость отложенной альтернативы. 

4.3. Ключевые факторы,  определяющие стоимость  отложенной альтернативы 

Очевидно, стоимость  отложенной альтернативы зависит от предположений, содержащихся в модели движения денежных потоков как в плане центральных величин для каждого параметра, так и в плане изменчивости между сценариями максимального и минимального значения. Представленная здесь конкретная стоимость в размере 230 млн евро – это всего лишь наглядный пример, основанный на одном наборе предположений. Целью данного документа является не столько предоставление точной оценки стоимости такой отложенной альтернативы, сколько сравнение ее величин с затратами на модернизацию, чтобы продемонстрировать возможную роль, которую может сыграть неопределенность в принятии решений относительно модернизации либо замены оборудования. Представленная здесь модель позволит с относительной легкостью проанализировать факторы, лежащие в основе такой стоимости отложенной альтернативы, рассмотрев чувствительность стоимости отложенной альтернативы к ключевым параметрам денежного потока. Эта чувствительность рассматривается здесь через сравнительную статистику, в которой поочередно меняется каждый из ключевых параметров. Результаты приведены на рисунке 9. 
 
 

Стоимость таких  отложенных альтернатив можно интерпретировать либо как надбавку за риск, либо как  дополнительную пороговую ставку, которую  должна превысить новая электростанция, чтобы оправдать немедленные инвестиции, либо как денежную сумму, которую компании могут быть готовы вложить в модернизацию (переоснащение) существующих электростанций, чтобы удержать свою долю рынка и «купить» альтернативу ожидания, пока не представится возможность принять более оптимизированное инвестиционное решение. Такие стоимости отложенных альтернатив демонстрируют некоторые наглядные тенденции: 

а) Если будущие  цены на углерод прогнозируются на очень низком уровне, модель выбирает электростанции, работающие на угле, в большинстве комбинаций сценариев, а стоимость ожидания для оптимизации такого выбора очень мала. В случае умеренных цен на углерод стоимость отложенной альтернативы ожидания повышается по мере увеличения цен. Это связано с тем, что общая стоимость инвестиций в целом увеличивается (за исключением угольных электростанций) из‐за прямой зависимости цен на электричество от цен на углерод. Однако в случае повышенных цен стоимость отложенной альтернативы ожидания снова уменьшается, поскольку вероятность сделать дорогостоящую ошибку уменьшается по мере повышения ЧПС инвестиций в низкоуглеродные технологии. При ценах на уровне около 50 евро/т CO2 стоимость отложенной альтернативы ожидания исчезает, а немедленное инвестирование становится более рентабельным из‐за более высокой окупаемости. 

б) Подобная ситуация наблюдается и в случае коэффициента эскалации цен на углерод. Этот коэффициент  контролирует ожидаемое годовое  повышение в базовом сценарии цен на углерод. Высокий рост цен  на углерод может сформировать стоимость отложенной альтернативы ожидания в результате увеличения экономической выгоды со временем. Однако стоимость гибкости с целью оптимизации в результате ожидания снижается по тем же причинам, что и в случае «a», поскольку в экономической выгоде преобладает цена на углерод и уменьшается выбор между различными низкоуглеродными технологиями согласно различным комбинациям сценариев. 

в) Искровая/темная маржа (спрэд) оценивает дополнительную надбавку к цене на электроэнергию вдобавок к краткосрочным эксплуатационным затратам электростанций, определяющих цену при маржинальном ценообразовании (работающих как на угле, так и на газе в зависимости от ценового сценария). При невысокой марже стоимость отложенной альтернативы возрастает вместе с маржой, поскольку растет общая рентабельность проектов. Однако при средних и высоких искровых/темных маржах стоимость отложенной альтернативы ожидания снижается, так как все проекты становятся рентабельными. При отсутствии необходимости остерегаться потерь, стоимость ожидания, позволяющая оптимизировать инвестиционный выбор, теряет свою привлекательность по сравнению с немедленным инвестированием, которое позволяет достичь высоких уровней прибыли. 

г) Ось X измеряет степень преодоления неопределенности капитальных затрат: 100% означает, что неопределенность затрат будет полностью преодолена в результате 5‐летнего ожидания, в то время как 0% означает отсутствие разницы между капитальными затратами в сценариях высоких и низких капитальных затрат (снижение стоимости отложенной альтернативы ожидания). Единственным параметром неопределенности капитальных затрат, влияющим на результаты, являются капитальные затраты ядерной энергетики. На инвестиционные решения относительно угольных и газовых электростанций большее влияние оказывают колебания цен на топливо, чем капитальные затраты, а неопределенность капитальных затрат для этих технологий меньше, чем для ядерных. С другой стороны, улавливание и хранение углерода не сильно влияет на стоимость отложенной альтернативы, рассчитанной на рисунке 8, поскольку эти проекты не часто реализуется в соответствии с ожидаемыми ценами на углерод, следовательно, стоимость отложенной альтернативы нечувствительна к изменениям стоимости улавливания и хранения углерода.