Финансовый инжиниринг строительства генерирующих объектов Как не потерять миллиарды?

1. Финансовый инжиниринг строительства генерирующих объектов Как не потерять миллиарды? ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ В ожидании новых шагов 12.03-13.03.2012Лондон

2. О компании 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. 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.

3. СПРОС: Прогноз электропотребления до 2030 г. Территориальное распределение электропотребления(ЕЭС России) 347,3 279,3 Факт 2010 год, млрд. кВт.ч. 221,8 137 358,8 Прогноз 2020год, млрд. кВт.ч. 114,2 304,4 92,7 Прогноз 2030год, млрд. кВт.ч. 248,7 304,9 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%) Северо-Запад 259,9 155,4 208,4 48,4 130,7 105,0 38,7 Центр 30,1 138,6 Восток 108,8 Волга 82,4 Урал Юг Сибирь 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

4. СПРОС: Прогноз максимальных электрических нагрузок до 2030 г. Территориальное распределение собственных максимальных электрических нагрузок ОЭС России 56,9 21,7 Рmax 2010 г., ГВт 46,8 Pmax2020 г. , ГВт 36,9 18,2 50,5 14,9 Pmax2030 г. , ГВт 42,8 35,9 44,0 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%) Северо-Запад 37,6 24,4 20,6 31,7 16,8 Центр 22,7 8,4 17,7 6,8 Волга 13,6 5,2 Урал Восток Юг Сибирь 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

5. СПРОС: Динамика и структура потребности в установленной мощности ЕЭС России Потребность в базовой мощности Новые мощности «определившегося» состава Мощность, ГВт До 2020 года состав мощностей определился на 95% за счет ДПМ и «дорожной карты» ГК «Росатом» Мощности действующих электростанций годы К 2030 году открываются возможности (потребность 59 ГВт) строительства на новых территориях

6. СПРОС: Потребность в базовой мощности • 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) Потребность в базовой мощности максимальна в ОЭС Урала и Центра – здесь необходимо размещать новые станции

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

8. СПРОС: Ожидаемые результаты развития электроэнергетики в период с 2011-2030 гг. 83 176 166 66 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

9. ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Вопросы по уже построенным и планируемым к строительству электростанциям 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.

10. ФИНАНСОВЫЙ ИНЖИНИРИНГ: Источники формирования доходной части инвест. проекта строительства электростанции

11. 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».

13. Спасибо за внимание. 1194356, г. Москва, Саввинская набережная,д. 15 Тел./Факс +7 (495) 660-70-20 E-mail: Listovski@energofond.ru