Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики

Такие технологические  и поведенческие изменения оказывают  косвенное влияние на все остальные компоненты системы и должны быть учтены в инвестиционных планах компаний. Сигналы о таких изменениях могут быть переданы другим группам в системе путем изменения ценовой политики, однако наличие неопределенностей, связанных с проецированием этих изменений на будущее, означает, что в определенной степени такое информирование никогда не будет безупречным. Следовательно, более широкая энергосистема может также оказывать ряд воздействий на решения об инвестировании в производство электроэнергии, к примеру такое влияние могут оказывать стоимость подключения к энергосети, системы регулирования и планирования таких подключений, рыночные вознаграждения за поставку чистой энергии в сравнении с мощностями, находящимися в распоряжении диспетчера, и прогнозируемый характера спроса. В той степени, в которой эти факторы являются неопределенными, может существовать дополнительная тенденция, при которой компании – производители электроэнергии готовы откладывать инвестирование в новые электростанции, если есть перспектива узнать о тенденциях развития в других частях системы.

6. Заключение 

Темпы перехода к энергосистеме с низким уровнем  выбросов углерода в значительной степени  будут определяться скоростью оборота  основных фондов, которая в свою очередь зависит от политики, стимулирующей компании осуществлять необходимые инвестиции25. Такие поощрительные механизмы должны быть тщательно проработаны с тем, чтобы компенсировать компаниям не только повышенные затраты на низкоуглеродные технологии, но и риски, связанные с таким переходом. Микроэкономический анализ может быть полезным инструментом для изучения того, каким образом факторы, которые обычно не учитываются в макроэкономическом анализе, в действительности влияют на инвестиционные решения и, следовательно, как реальное поведение будет отличаться от экономических моделей. Такие отличия могут возникнуть в результате многих факторов, которые обычно учитываются менеджерами. Они включают в себя решение вопросов риска и неопределенности, оптимизацию решений о более широком портфеле электростанций компании, учет стратегических факторов и реагирование на различные препятствия на пути инвестиций. Данный доклад посвящен первому из этих факторов. 

Обычно компании предпочитают продлевать срок службы существующих электростанций, если они сталкиваются с неопределенностью в отношении будущего своих капиталовложений. Капитальные затраты на модернизацию существующих станций часто намного ниже затрат на возведение новой электростанции. Это может влиять на решения об инвестировании в новые электростанции, даже если новые станции кажутся более рентабельными, чем старые станции в плане стоимости единицы выработанной электроэнергии. Поэтому политические механизмы, разработанные с целью стимулирования инвестиций в новые основные фонды, должны предоставлять больше стимулов для преодоления таких влияний риска и тенденции продлевать срок эксплуатации старых электростанций. Анализ, представленный в данном докладе, наводит на мысль, что неопределенность в отношении инвестиционных условий может быть существенным фактором, лежащим в основе решений об отсрочивании замены электростанции. Стоимость отложенной альтернативы ожидания составляет около 100‐300 млн евро, что соответствует 8‐25% капитальных затрат новой угольной электростанции, и может значительно превышать капитальные затраты, необходимые для осуществления проектов по модернизации и продлению срока службы существующих электростанций. 

Стремление отложить инвестиции в возведение новых станций  может существенно ослабнуть, если ожидается, что эти инвестиции будут более прибыльными, к примеру, вследствие повышения цен на электроэнергию и/или достаточно высоких цен на углерод (или если ожидается их достаточно быстрое повышение со временем). Кроме того, более высокая степень определенности в отношении цен на углерод, топливо и электроэнергию может ограничить стоимость отложенной альтернативы ожидания, помогая стимулировать более высокие темпы замещения электростанций. 

Чем масштабнее преобразования в энергетике, тем  более распространенными становятся связанные с ними риски и неопределенность. Компаниям при принятии инвестиционных решений необходимо будет учесть предположения, которые сильно отличаются от текущих условий равновесия. Факторы риска возникают за пределами традиционной цепочки «производство электроэнергии – передача – распределение – потребление» и включают в себя риски в системе газоснабжения, новые источники спроса (например, возможные смещения в энергопотреблении транспорта в сторону электричества) и новые источники энергоснабжения или конкурирующие бизнес‐модели (например, распределенное производство энергии вместо централизованного либо кардинальное повышение энергоэффективности). 

Если цены на углерод должны стать основным политическим механизмом, стимулирующим новые  капиталовложения в низкоуглеродные технологии, то они должны вырасти, чтобы преодолеть влияние риска. Теоретически, в случае схемы ограничения выбросов с помощью квот можно ожидать автоматического повышения цен, поскольку отсрочивание замены старых электростанций новыми станциями с низким уровнем выбросов углерода приведет к повышению спроса на квоты. Таким образом, наличие риска приведет к возникновению нового рыночного баланса с более высокими ценами на углерод, но с сохранением уровня выбросов. Достижение такого слаженного углеродного рынка требует от политиков и регуляторов рынка признать необходимость такого повышения цен и позволить ему произойти. Ценовой потолок и другие ограничения будут сдерживать возможность коррекции цен с учетом этих факторов риска. 

В случае налога на выбросы углерода наличие риска снижает темпы сокращения выбросов при любом уровне цен, поэтому для достижения определенного уровня выбросов налог должен быть увеличен для учета факторов риска. В странах, где сектор электроэнергетики основывается на рыночной системе, такие механизмы на основании цен должны быть эффективными, поскольку решения об эксплуатации и инвестировании обычно основываются на цене и стоимости входящих факторов. 

Тем не менее, политические механизмы, не основывающиеся на ценах, также оказывают сильное влияние на сектор электроэнергетики. Несмотря на то, что политика редко требует модернизации старых электростанций исключительно на основании эффективности или уровня выбросов парниковых газов, вполне распространенными являются политические меры, требующие выполнения минимальных экологических предписаний, связанных с другими загрязняющими веществами (например, SO2, NOx, твердые частицы). В случае если природоохранное законодательство освобождает старые электростанции от выполнения норм, циклы замены электростанций могут существенно замедлиться, приводя к старению генерирующих мощностей и стагнации уровней эффективности (как можно наблюдать в случае угольных генерирующих мощностей в США). И наоборот, старые электростанции могут прекратить свою деятельность, если от них потребуется выполнение природоохранных норм, требующих нерентабельных капиталовложений (например, в случае десульфуризации отработанных газов). В таком случае циклы замены электростанций могут быть ускорены, предоставляя возможность улучшить ситуацию с выбросами парниковых газов в секторе производства электроэнергии. 

Масштаб преобразований, необходимых для достижения целей, связанных с изменениями климата, требует более радикальных мер, чем постепенное улучшение характеристик электростанций. Значительная декарбонизация предполагает более радикальные изменения как в плане технологий, так и в плане разработки более широкой системы/рынка. С точки зрения мощностей угольных электростанций успех или неуспех улавливания и хранения углерода определит возможность осуществить плавный и контролируемый переход. Если нет, то процесс перехода, вероятно, окажется более радикальным, хотя для сектора в целом потенциал улавливания и хранения углерода составляет лишь часть многообразия возможных технологических решений. 

В общих чертах, в секторе электроэнергетики  модернизация может поднять уровни эффективности до уровней, близких  к техническим требованиям существующих электростанций, однако, как правило, не может повысить их до уровней, достигаемых новыми электростанциями. Вариант модернизации или продления срока службы существующих электростанций является препятствием на пути к значительным сокращениям выбросов. Такая ситуация не является неизбежной для всех секторов. В секторах, где срок службы активов особенно велик (например, здания), целесообразными могут быть значительные капиталовложения в существующие активы с целью достичь более радикального повышения энергоэффективности. В таких случаях могут понадобиться политические предписания, нацеленные конкретно на модернизацию основных фондов с целью повышения энергоэффективности. Эти случаи мы рассмотрим в других докладах этой серии.

Приложение –  предположения, используемые в модели 

Модель денежного  потока, применяемая в данном документе, рассчитывает ЧПС каждой из 64 различных комбинаций сценариев в матрице решений, как описано в разделе 4. ЧПС рассчитывается по следующей формуле: 

ЧПС = Приведенная  стоимость валовой прибыли после  вычета налогов на протяжении срока  эксплуатации электростанции 

– капитальные  затраты инвестиций, скорректированные  по процентам, выплаченным во 

время строительства. 

Валовая прибыль  – это прибыль от проекта за вычетом фиксированных и переменных операционных расходов и расходов на топливо, впоследствии скорректированная на налог в размере 30%. Приведенные стоимости рассчитаны по учетной ставке в размере 7,5%. Данные по операционным и капитальным затратам электростанций взяты из последних оценок ЕС26. Сценарии цен на нефть, газ и уголь взяты из публикации Trends to 2030 ‐ 2007 Update27. Цены на электроэнергию взяты с предположением об их соответствии краткосрочным предельным издержкам как угольных, так и газовых электростанций, в зависимости от того, у которых из них будут более высокие операционные расходы в любом заданном сценарии. Таким образом формируется перечень электростанций, определяющих цену электроэнергии при маржинальном ценообразовании, в порядке отпуска электроэнергии. Стоимость и цены приведены в Таблицах П.1 и П.2. Таблица П.3 демонстрирует степень повышения информированности о ценах в результате ожидания. Представленные здесь «темпы получения новой информации» являются степенью, в которой сценарии высоких и низких значений для каждой переменной отличаются от среднего значения за 5‐летний период ожидания. Эти отличия приведены в Таблице П.1 и П.2 для капитальных затрат и цен на углерод соответственно.