Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики

д) Стоимость  отложенной альтернативы ожидания неуклонно повышается по мере увеличения разницы между сценариями минимального и максимального повышения цен на углерод. Ось X в данном случае показывает разницу между базовым сценарием и сценариями высоких/низких цен в абсолютном значении евро/т CO2. Это степень вероятности получения инвестором устойчивых знаний о новом ценовом режиме в результате ожидания, что отличается от полной изменчивости или неопределенности цен. 

е) Для умеренных  уровней неопределенности ниже 10% стоимость ожидания относительно нечувствительна к предположениям о том, сколько инвестор узнает в отношении цен на топливо и электричество, отложив решение приблизительно на 5 лет. Однако в случае газа и электричества, как только этот уровень знания превысит 10%, он станет доминировать в стоимости отложенной альтернативы, а ожидание становится намного более ценным, поскольку прогнозируемый уровень отклонения между ценовыми сценариями возрастает. Стоимость отложенных альтернатив нечувствительна к неопределенности цены на уголь. 

ж) Корреляция между  шестью параметрами сценариев имеет  большое значение для стоимости  отложенной альтернативы. Если существует полная корреляция (например, между  ценами на электричество, углерод, газ, уголь и капитальными затратами), то существует только два возможных сценария: «все высокие» или «все низкие». В таком случае стоимость отложенной альтернативы намного меньше, чем в случае отсутствия корреляции, когда все 64 ситуации одинаково вероятны и позволяют достичь максимальной выгоды от ожидания в целях оптимизации инвестиционного выбора. Фактическое значение будет где‐то посередине между двумя крайними, хотя точная оценка этих корреляций априори является сложной задачей.

4.4. Предпосылки  модернизации или замены 

Чем выше стоимость  отложенной альтернативы, тем большая вероятность того, что компания отдаст предпочтение ожиданию, снижая темпы оборачиваемости производственных активов. Поэтому тенденции, рассмотренные в разделе 4.3, имеют важное значение для инвестиционных решений относительно модернизации либо замены. Первое, что следует отметить в связи с этими показателями, это то, что размер стоимости откладывания инвестиций значителен и обычно составляет от 100 до 300 млн евро (что соответствует 8‐25% капитальных затрат новой угольной электростанции). Такая стоимость отложенной альтернативы – это ожидаемая стоимость, получаемая компанией в результате ожидания вместо немедленного инвестирования. Один из способов, которым компании могут реализовать эту стоимость, – это продолжение эксплуатации существующих электростанций с целью откладывания новых капиталовложений до получения дальнейшей информации и прояснения будущих инвестиционных условий. 

Как обсуждалось  в разделе 3, часто существуют варианты продления срока службы электростанций, которые находятся в пределах такого бюджета. Даже полное переоснащение с целью продления срока службы электростанции на 10‐15 лет может вписаться в такой бюджет при определенных условиях, хотя на практике, как правило, выбираются менее кардинальные решения о модернизации, в зависимости от временной шкалы, на протяжении которой рассматривается возможность откладывания решения о строительстве новой электростанции, и в зависимости от конкретного состояния старых мощностей. 

Таким образом, взаимосвязи между решениями о модернизации и возможностями сооружения новых электростанций очень сложны. Со временем старые электростанции становятся более дорогими в обслуживании, а разница между снижающейся эффективностью стареющих электростанций и улучшающимися результатами работы новых электростанций становится настолько высокой, что оправдывает решение о строительстве новых электростанций. На этой стадии старые электростанции не обязательно выводятся из эксплуатации, а опускаются ниже в порядке ранжирования и функционируют с более низким коэффициентом нагрузки при другом наборе экономических условий. До этого времени стоимость отложенной альтернативы ожидания для инвестирования в новые электростанции стимулирует достаточный приток инвестиций в существующие электростанции, чтобы поддержать их рабочее состояние в период ожидания. 

На рисунке 9в  показано, что стимул инвестировать  в модернизацию вместо возведения новых  электростанций может значительно  уменьшиться, если ожидаемая рентабельность инвестиций в новые электростанции будет выше. К примеру, это может произойти вследствие повышения цен на электричество и/или если цены на углерод достаточно высоки (или ожидается их достаточно быстрое повышение со временем), что способствует завышению экономического воздействия, разницы в эффективности существующих и новых электростанций. Во‐вторых, уменьшение неопределенности в отношении цен на углерод, топливо и электричество обычно снижает мотивацию инвестировать в существующие электростанции и помогает стимулировать увеличение коэффициента замещения электростанций. 

В случае если стоимость  отложенных альтернатив высока (что  предполагает повышенную мотивацию  к продлению эксплуатации существующих электростанций), может понадобиться введение дополнительных регуляторных мер, которые позволят повысить коэффициент замещения или обеспечить соблюдение некоторых минимальных стандартов эффективности при модернизации. В качестве примера мер по повышению коэффициента замещения электростанций можно привести Китай, где в течение 11‐й пятилетки все электростанции мощностью ниже 100 МВт были закрыты, а электростанции мощностью ниже 200 МВт должны быть выведены из эксплуатации в течение пяти лет. Эти маломощные электростанции, как правило, более старые, и ввиду положительной экономии за счет роста масштабов производства повышение эффективности может быть достигнуто путем их замены на более крупные электростанции. В секторе электроэнергетики сложно найти подобные примеры мер по модернизации, нацеленных конкретно на повышение эффективности. Однако, как обсуждалось ранее, меры в рамках общего природоохранного законодательства могут оказать огромное влияние на экономическую эффективность более старых электростанций. Благоприятные экономические показатели существующих электростанций, работающих на угле, в большой степени обусловлены тем, что крупные капитальные затраты уменьшились, а операционные затраты обычно относительно низки, следовательно, они могут окупиться с относительно низкими размерами прибыли. Однако если для соответствия новым экологическим стандартам возникнет необходимость в значительных инвестициях, они могут стать нежизнеспособными при таких низких уровнях прибыли. В разделе 2 показана ситуация в Соединенных Штатах, при которой многие случаи проведенной модернизации были интерпретированы, как не требующие от электростанций соответствия новым нормам выбросов SO2 и NOx. Это позволило модернизированным электростанциям функционировать рентабельно наряду с новыми электростанциями, приводя к все большему старению генерирующих мощностей. 

В других случаях  введение стандартов для существующих электростанций может ускорить циклы замены электростанций. Текущий пример в Европейском Союзе – выполнение Директивы о крупных сжигательных установках. Директива устанавливает нормы по выбросам SO2, которые требуют от электростанций установки оборудования по десульфуризации отработанных газов (ДОГ). Это – капиталоемкая инвестиция, снижающая эффективность эксплуатации электростанций, а установка ДОГ‐оборудования на старых электростанциях экономически нецелесообразна. У существующих электростанций есть два варианта: либо они должны перейти на новые нормы по охране окружающей среды до 2015 года, либо же они должны сократить свое производство до ограниченного количества часов, а в 2015 году прекратить свое существование. Если эта Директива будет строго выполняться, компании не смогут больше бесконечно продлевать срок службы существующих электростанций, что значительно изменит анализ процесса принятия решений относительно модернизации либо возведения новых мощностей. 

Таким образом, процесс принятия решений о модернизации фактически сведется к сложному набору факторов, выходящих за пределы базовой экономики и включающих вопросы риска, регламентирования и другие стратегические факторы. По сути, как показано в следующем разделе, диапазон факторов выходит за пределы сектора производства электроэнергии.

5. Электроэнергетическая  система в более широком контексте 

В предыдущих разделах этого доклада обсуждение касалось принятия решений относительно замены или модернизации производственных мощностей в секторе электроэнергетики. Однако на практике эти решения нельзя рассматривать отдельно от более широкого контекста электроэнергетической системы. Важнейшими контекстуальными факторами являются физические характеристики системы передачи и распределения электроэнергии, структура рынков электроэнергии и законодательная база, а также характер секторов спроса. 

В странах, прошедших  либерализацию электроэнергетики, собственность на генерирующие мощности, как правило, отделена от собственности  на активы по передаче и распределению электроэнергии. На более традиционных товарных рынках такое распределение собственности и эксплуатации между компаниями по производству и транспортировке – обычная и вполне понятная практика. Компании, занимающиеся транспортировкой, могут получить прибыль в результате перемещения товаров из мест, где они дешевле (т.e. где они производятся), в места, где они дороже (т.e. где они потребляются). Однако электро‐энергетическая система намного сложнее из‐за необходимости уравновешивать спрос и предложение в режиме реального времени, а также необходимости синхронизировать работу всей системы (генераторов, сетей передачи, распределения и спроса). 

Что касается законов  физики, сектор электроэнергетики представляет собой единую высоко интегрированную систему, включающую в себя все генераторы, линии передачи, распределительные сети и устройства, потребляющие энергию. Однако собственность на эту систему разделена между многими разными (и разнородными) группами. В сложных энергосистемах путь электрического потока между генерацией и потреблением сложно отследить − в зависимости от наличия ограничений и перегрузок в системе он не всегда соответствует простому течению из регионов с высокими ценами в регионы с низкими ценами. Поэтому весьма проблематично разработать системы, позволяющие компаниям, осуществляющим транспортировку, точно компенсировать издержки по транспортировке электричества между генераторами и потребителями. 

Системы передачи электроэнергии часто считаются  естественными монополиями в силу ряда причин:

· Учитывая воздействие  линий электропередач на ландшафт, проектирование новых линий весьма проблематично, а возведение нескольких линий по одинаковым маршрутам вряд ли будет разрешено.

· Экономия за счет роста масштабов производства высока ввиду значительных фиксированных затрат по установке новых линий электропередач, поскольку затраты часто определяются скорее длиной линии электропередач, чем ее пропускной способностью.

· Сети должны достигнуть определенного размера, прежде чем  они смогут эффективно и надежно функционировать.

· Активы электропередач очень капиталоемкие, поскольку  затраты, необходимые для прокладывания  новых линий электропередач и  установки связанных распределительных  устройств и трансформаторов, очень  высоки по сравнению с последующими эксплуатационными расходами. 

Активы передачи и распределения электроэнергии имеют очень длительный срок эксплуатации (обычно от 20 до 40 лет и даже больше), а системы в странах – членах ОЭСР наращивались в течение десятилетий. Эти системы обычно не оптимизируются до современных параметров генерации и нагрузки, однако развиваются и адаптируются на более узкоспециализированной основе, как правило, оставляя существующие конструкции неизменными из‐за значительных невозвратных расходов в существующих системах. Данные по Соединенным Штатам показывают, что из суммарных капитальных активов в размере 800 млрд долл. США в электроэнергетике в целом 40% приходится на системы передачи и распределения электроэнергии23. 

Новые капиталовложения в электропередачи следует осуществлять с осторожностью, поскольку они, по сути, необратимы. Это создает трудности при рассмотрении более радикальных сценариев изменений в энергосистеме. Существующие установки обычно имеют преимущество перед новыми конструкциями, поскольку в инфраструктуре передачи уже заложена возможность принятия новых объемов выработки электроэнергии (а также, зачастую, преимущества в плане более легкого прохождения местных процедур планирования). Поэтому наличие современной физической инфраструктуры, спроектированной вокруг крупных централизованных энергетических установок, обычно способствует развитию подобных централизованных генерирующих вариантов (например, уголь, ядерные технологии, газотурбинные установки замкнутого цикла), при этом не поощряя источники с другим географическим месторасположением. К последним относятся возобновляемые источники энергии, поскольку хорошие источники энергии ветра, волн, биомассы и солнца необязательно удобно расположены относительно существующих электростанций. Адаптация системы передачи электроэнергии, которая бы сделала возможной широкую интеграцию возобновляемых источников энергии, потребует дополнительных затрат в зависимости от удаленности мест расположения ресурсов. 

Исследование, проведенное  в Великобритании в 2002 году24, показало, что если бы энергия ветра (в основном сосредоточенная на севере страны) обеспечивала 20% от общего объема электропотребления, дополнительные вложения в инфраструктуру передачи электроэнергии составляли бы примерно 90 млн фунтов стерлингов в год, что на 6% выше, чем текущие ежегодные капитальные затраты компании «National Grid», осуществляющей передачу электроэнергии. Эти затраты могли бы увеличиться до 240 млн фунтов стерлингов в случае, если бы доля ветроэнергетики составила 30% рынка, что на 17% превышает текущие капитальные затраты. Периодический характер энергопоставок в ветроэнергетике обусловливает необходимость в дополнительных мощностях для поддержания надежности системы. При этом сопутствующие ежегодные затраты составят 280 млн фунтов стерлингов при 20% доле ветроэнергетики на рынке и 620 млн фунтов стерлингов при 30% доле на рынке. 

Физическое расположение и характеристики этих новых источников – всего лишь одна сторона проблемы. Кроме того, необходимо разработать  механизмы, поощряющие компании, транспортирующие электроэнергию, строить новые линии электропередач, а также стимулирующие энергосистемы к созданию дополнительных резервных мощностей, при этом ответив на вопрос о том, за чей счет будут осуществляться эти нововведения. Это не тривиальный вопрос, поскольку возложение всех расходов на первую компанию − разработчика проекта генерации в определенном месте создает значительное препятствие для первопроходца. С другой стороны, равномерное распределение всех затрат по усовершенствованию сети между всеми пользователями системы может не дать достаточно сильных сигналов для обеспечения экономически эффективных разработок. Всестороннее обсуждение этих вопросов выходит за рамки данного доклада, однако вопросы структуры рынка определят, кто несет нагрузку этих обширных инвестиций в систему, и могут оказать существенное воздействие на экономику решений об инвестировании в производство электроэнергии. 

Еще одним важным фактором, который следует учесть, является характер электропотребления. Поскольку большинство потребителей не имеют возможности получать информацию о тарификации в реальном времени и, как правило, не имеют формальных средств для быстрого реагирования на изменение цен, электропотребление считается очень негибким в отношении цен в краткосрочной перспективе. Поэтому на колебания спроса (или предложения) обычно реагируют наращиванием или сокращением мощностей генераторов системы. Таким образом, гибкость электрогенераторов в виде такого способа реагирования является ценным вкладом в систему, не говоря о вырабатываемой ими чистой энергии, а в системе обычно нужен определенный минимальный уровень генерирующей мощности, находящейся в распоряжении диспетчера (т.e. не включающей ядерную энергетику или Нетермальные источники возобновляемой энергии). Однако характер секторов потребления может измениться, если интеллектуальные электросети и учет энергопотребления позволят автоматически включать и выключать второстепенные устройства в ответ на колебания цен. Широкая интеграция электромобилей может также существенно изменить профили спроса, особенно в сочетании с интеллектуальным учетом энергопотребления, позволяющим заряжать аккумуляторы в часы непиковых нагрузок.