CC BY
127
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
А.Н. Кархов
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В УСЛОВИЯХ РЫНКА
В статье рассматриваются методологические подходы к прогнозированию развития электроэнергетики при заданном сценарии роста спроса на электроэнергию в условиях товарного и фондового рынков. Представлена динамическая экономико-математическая модель, в которой прибыль определяет эффективность и масштабы инвестирования в различные технологии электрогенерации, равновесную цену электроэнергии на товарном рынке и рыночную цену основных фондов (капитализацию) на фондовом рынке. Оценивается влияние возможного роста цен ядерного топлива на перспективы развития атомной энергетики до 2030 г.
В Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] определены цели и задачи долгосрочного развития топливно-энергетического комплекса, рассмотрены ориентиры государственной энергетической политики на отдельных этапах движения к намеченным целям. Указывается, что основными проблемами в энергетике в настоящее время являются несовершенства рыночной инфраструктуры, базовых рыночных институтов и механизмов биржевой торговли. Для осуществления государственной энергетической политики предлагаются: согласованное тарифное, налоговое и антимонопольное регулирование; постепенный отказ от государственного регулирования цен, переход к рыночному ценообразованию; постепенное превращение прямого государственного управления развитием энергетики в государственно-частное партнерство. Стратегической целью политики развития региональных энергетических рынков должно являться удовлетворение внутреннего спроса на энергетические ресурсы посредством образования энергетических рынков с высоким уровнем конкуренции и справедливыми принципами организации торговли энергоресурсами.
Реформирование электроэнергетики предполагается, прежде всего, с целью совершенствования инновационной научно-технической политики, а также изменения инвестиционной привлекательности вследствие необходимости снижения выбросов парниковых газов. Предлагается использовать механизмы регулирования и контроля рыночных цен электроэнергии, обеспечивающих окупаемость инвестиций и приемлемых для конечных потребителей. Вместе с тем в [1] не указывается, какими могут быть показатели товарного рынка: равновесные цены, темпы роста и доли участников. Кроме того, отсутствуют какие-либо оценки показателей фондового рынка (капитализации активов и фондовых индексов), в решающей степени влияющих на процессы инвестирования.
Современная экономическая теория в качестве основного показателя окупаемости инвестиций использует удельные дисконтированные затраты (УДЗ), в которых норма дисконта отождествляется с «процентом на капитал» и используется в качестве основного показателя отдачи от инвестиций, тогда как реальная прибыль фактически исключается из определения эффективности инвестирования. Вместе с тем на практике влияние «процента на капитал» оказывается значительным только в условиях «первоначального накопления капитала», тогда как при рыночной конкуренции основную роль в развитии играет прибыль каждого из участников рынка. Таким образом, использование при анализе рынков исключительно показателей УДЗ совершенно недостаточно (и даже ошибочно), поскольку фактически лишает
возможности правильно оценивать состояния товарного и фондового рынков: в условиях развитого конкурентного рынка именно прибыль служит основным источником инвестиций в развитие производства продукции, от реализации (продажи) которой получается эта прибыль. В свою очередь недостаточное понимание механизма работы товарного рынка, приводящее к подмене отдельных показателей темпов роста технологических укладов общим показателем дисконта (процента на капитал), лишает экономическую теорию возможности оценивать соответствующие показатели фондового рынка, определяющего капитализацию (прибыльность) технологий и величину фондовых индексов, определяющих темпы роста и инновационное состояние всего энергетического рынка. Таким образом, перспективы развития и темпы роста технологических укладов следует связывать с прибыльностью соответствующих технологий.
Далее проводится модельный анализ поэтапного развития секторов органической и атомной электроэнергетики в условиях взаимосвязанных товарного и фондового рынков на основании данных, представленных в работах [1-4].
Модели конкуренции на товарном рынке. Стоимость продукции определяется балансом доходов и затрат за сроки сооружения (-Тстр< t < 0) и службы (0 < t < Т) основных фондов (активов) энергетической технологии. С учетом приведения во времени (дисконтирования) при заданной норме дисконта г (1/год) стоимость продукции (электроэнергии) С принято определять посредством выражения:
СТ,чЦ1+г)- = ЕК'(1+г)^ + ^ (1+г)-", (1)
где qt - производство продукции в году t = (1+г)- - дисконтированный выпуск продукции за срок службы (0< t <Т) и С^qi(1+г)~t — доход от продажи произведенной электроэнергии); К инвестиции в основные фонды в году t (К =2Ж(1+г)^ -дисконтированные инвестиции в основные фонды за срок их сооружения (-Тстр< t < 0)); ^ - производственные затраты в году t (1^ (1+г)^ - дисконтированные производственные затраты за срок службы (0< ^ Т)). Вводя определение производственных затрат на единицу продукции с = zt/qt, суммарные производственные затраты можно записать в виде: 2а = Ес qt (1+г)^.
В выражении (1), используемом в экономическом анализе, тем не менее содержатся принципиальные недостатки, устранить которые необходимо для получения более корректных результатов. Недостатки эти вызваны тем, что при суммировании предполагается проводить процедуру дисконтирования всего раз в год. Поэтому в показателе степени появляется недопустимая размерная величина (год), другая размерная величина г (1/год) складывается с безразмерной единицей, вследствие этого размерность величины в составе суммы оказывается неопределенной. Для устранения указанных недостатков в экономическом анализе принято использовать непрерывную процедуру дисконтирования, при которой показатели изменяются во времени непрерывно и суммирование заменяется интегрированием. При этом составляющие выражения (1) заменяются на следующие: дисконтированный
Т 0
выпуск продукции = о! qte'гtdt^; дисконтированные инвестиции Ка = -Тстр| К е-г^;
Т
дисконтированные производственные затраты 2а = 0! с qte'rtdt.
В предположении независимости показателей qt и с от времени (qt = q и с = с, что в энергетике имеет место) после подстановки значений Ка и 2а выражение (1) может быть представлено в виде [5; 6]:
С = ка/Теф + с, (2)
где ка = К^ — удельные дисконтированные инвестиции (долл.год/МВт-ч);
Т
Тф = 0! e~'rdt = (1 - егТ)/г — эффективный срок службы основных фондов (активов) энерготехнологии. В частности, при г = 0 (дисконтирование отсутствует) Тф = Т; при
T ^ ж имеем Т^- = 1/г, т. е. при г > 0 всегда Teff<T. В выражении (2) первое слагаемое определяет затраты на амортизацию (реновацию) основных фондов, второе слагаемое -возмещение оборотных фондов. Как видно, выражение (2) прибыль не включает. Подстановка срока Тф- в выражение (2) приводит к определению стоимости в виде:
С = kdr+ kdr/(erT - 1) + с. (3)
Сравнение выражений (2) и (3) показывает, что первое и второе слагаемые в (3) имеют смысл амортизации, тогда как прибыль по-прежнему отсутствует. Таким образом, первое и второе слагаемые совместно определяются сроком Teff, зависящим как от «физического» износа (за срок Т), так и от другого вида износа, а именно «морального». При этом норма дисконта г (1/год) определяется сроком «морального износа» существующей технологии вследствие появления последующих поколений этой технологии («инвестиционных проектов»), в данном случае следующего (инновационного) поколения энергоустановок. Например, международным проектом «Поколение-4» установлен 30-летний срок появления инновационных технологий, чем фактически назначена норма дисконта г = 1/30 ~ 0,03 (1/год). Проектом ИНПРО (МАГАТЭ) установлен 50-летний срок, и таким образом определяется величина нормы дисконта г = 0,02 (1/год).
Возможный рост производства энергетической технологии при реинвестировании рыночной прибыли (самофинансировании) на каждом шаге модели [5; 6] определяется выражением:
dq/dt = п (P - С) q/kd, (4)
где dq/dt - прирост производства (МВт-ч/год2); kd - удельные инвестиции в развитие производства (долл.год/МВт-ч); Р — цена и С — стоимость производимой электроэнергии, т.е. (Р - С) — прибыль от продажи электроэнергии (долл./МВт-ч); п - коэффициент инвестирования: при 0<п<1 учитываются возможные вычеты из прибыли (налоги, дивиденды и пр.); при п>1 учитывается возможность дополнительного прироста производства за счет привлекаемых инвестиций, субсидий, кредитов и пр.
Вводя показатель привлекаемых удельных инвестиций Я = kd/n, представим выражение (4) в виде:
Р = С + ЯУ, (5)
где У = (dq/dt)/q - темп роста производства (1/год). Уравнения (4) и (5) фактически выражают действие закона динамики в экономике (аналога закона динамики Ньютона), где прибыль (Р - С) является движущей силой, удельные инвестиции (Я ~ kd) мерой инерции производства, темп роста У — относительным ускорением производства. Упоминавшийся выше показатель УДЗ является частным случаем выражения (5), в котором вместо темпа роста У используется процент на капитал Е. При таком подходе к ценообразованию «приведенные (дисконтированные) затраты» оказываются однозначно заданной величиной, что ограничивает возможности анализа экономической динамики и рыночных показателей.
В условиях энергетического рынка, включающего 1<)<п различных технологий («участников рынка»), имеющих соответствующие дисконтированные стоимости С) и удельные инвестиции Я,, устанавливается равновесная (рыночная) цена электроэнергии Рт, при которой развитие всех 1<)<п технологий происходит с индивидуальными темпами У,, определяемыми согласно выражению (5) системой уравнений:
У, = (Рт - С, )/Я,, (1< ,<п). (6)
На основании балансов производства, записываемых в виде: q = T1qi и dq/dt =
вводя рыночные доли участников рынка 51,., Si,., Бп (Х/5 = 1, где в общем случае все зависят от времени), запишем уравнение баланса темпов роста в виде:
Ут = Е5У, , (7)
где Ут - темп роста всего энергетического рынка. При этом рынок оказывается регулируемым, если темп роста Ут полагается заданным (согласно имеющемуся прогнозу роста спроса). В этом случае рыночная цена [7] определяется решением системы уравнений (6) и (7):
Рт Ст + ЯmУm, (8)
где показатели Ст и Ят играют фактически ту же роль, что и показатели С и Я в уравнениях (5) и (6), однако относятся не к отдельной технологии, а ко всему рынку. Поэтому далее назовем показатели: Ят = 1/2(£г/Яг) - рыночный индикатор инвестиций; Ст = Ят2(5,гСг/Яг) — рыночный индикатор стоимости (электроэнергии). Сравнение выражений (5) и (8) показывает, что при использовании в анализе рыночных индикаторов все участники товарного рынка как бы представляют одного эквивалентного участника рынка, определяющего рыночную цену Рт. Диапазоны возможных изменений рыночных индикаторов Ят и Ст задаются соответственно минимальными и максимальными значениями показателей Я, и С, при любом числе конкурирующих участников рынка (технологий). Подстановка значения полученной рыночной цены (8) в уравнения системы (6) позволяет определить индивидуальные темпы роста всех участников рынка.
Рынок является свободным («стихийным»), если рыночная цена Рт(^), определяемая равенством спроса и предложения на некотором уровне q, оказывается известной, т. е. в модели рынка фактически заданной (формирование цены Рт(4) является особой проблемой, которая здесь не рассматривается). В этом случае все индивидуальные темпы (6) также оказываются известными (заданными), и следовательно, темп роста всего рынка определяется выражением:
Ут = (Рт(д) - Ст)/Ят. (9)
В процессе конкуренции участники рынка (технологии), у которых У>Ут, захватывают рынок, вытесняя тех участников, у которых Уг<Ут. Поскольку рынок электроэнергии обычно регулируется (определяется стратегией [1]), особенности поведения свободного рынка далее не рассматриваются.
Модель конкуренции на фондовом рынке. Для определения инвестиционной привлекательности технологий (активов «инвестиционных проектов») на фондовом рынке используются показатели капитализации (оценки акций). Капитализация определяется суммой необходимых (привлекаемых) инвестиций и прогнозируемой рыночной прибыли за эффективный срок службы инвестиционного проекта. Полагая величину инвестиций в проект известной (равной Ка), используем оценку чистой прибыли, фактически показатель чистого дисконтированного дохода (ЧДД), за срок службы Тг основных фондов (активов) /-го инвестиционного проекта:
Т
Рг, = 0!п(Рт - С/) qг е^Л, (10)
где Рт - рыночная цена (8) и Сг — дисконтированная стоимость продукции (3) г-го участника рынка. В условиях стационарного режима работы, когда величины п, qг, Рт и Сг не зависят от времени, из выражения (10) получаем:
Рг/ = П (Рт - С/) qг ТеД/, (11)
Т,
где Тф = 0! е~гг dt = (1 - е~гТт)/г - эффективный срок службы г-го инвестиционного проекта, т.е. тот же, что и в выражении (2). При этом показатель рыночной капитализации г-го проекта Ктаг определяется суммой:
Ктаг = К/ + п (Рт - С,) qг Теф , (12)
где Каг= kdiqг - инвестиции в г-й инвестиционный проект. Используя выражение (6), представим относительную капитализацию г-го инвестиционного проекта в виде:
Карг= Ктаг/Каг = 1 + У'¡Тф. (13)
Выражение (13) определяет сравнительные оценки эффективности (прибыльности) инвестиций в различные инвестиционные проекты. Поскольку величину Тф < Т, можно считать заданной (она определяется нормой дисконта), капитализация активов оказывается зависящей в основном от темпа У, (6), что позволяет относительно просто прогнозировать изменение показателей фондового рынка. В частности, из выражения (13) следует, что при У, = 0 (и поэтому Кар,= 1) некоторая )-я технология, не принося прибыли на товарном рынке, не может считаться перспективной на фондовом рынке.
Для того чтобы охарактеризовать состояние и изменение во времени всего фондового рынка, используется показатель равновесной капитализации на данном рынке («фондовый индекс»), определяемый выражением:
Fo,n = !51Кар,. (14)
Совпадение значения капитализации какой-либо технологии («инвестиционного проекта») с фондовыми индексами означает, что эта технология развивается темпом, совпадающим с темпом роста всего рынка, сохраняя при этом неизменной свою рыночную долю. Превышение или снижение показателей капитализации технологии относительно фондовых индексов означает соответственно привлекательность или непривлекательность данной технологии для инвестирования. Для удобства сопоставления и анализа показатели относительной капитализации участников рынка и фондовые индексы далее выражаются в процентах.
Анализ показателей рыночной конкуренции в электроэнергетике. Стратегической целью развития электроэнергетики, исследовавшейся в работах [1-3], является оптимальное формирование комплекса энергетических технологий (электростанций) в условиях изменяющихся во времени, экономически обоснованных и прогнозируемых потребностей в электроэнергии. Далее рассматриваются варианты развития энергетического рынка, участниками которого могут являться перспективные технологии (электростанции), работающие на газе, угле и ядерном топливе в европейской части единой энергосистемы (ЕЕЭС), доля которой относительно всей выработки электроэнергии в стране составляет «74%. Поскольку в ЕЕЭС дальнейшее строительство ГЭС оказывается практически невозможным [1], эти электростанции в модели энергетического рынка не включались.
Объемы и темпы роста выработки электроэнергии задавались согласно сценарию «инерционного экономического роста» [2], в котором до 2020 г. темп роста выработки принимается Ут= 1,45%/год, затем вплоть до 2030 г. предполагается 1,21%/год (табл. 1).
Таблица 1
Прогнозируемые темпы роста рынка, выработка электроэнергии, цены газа и угля в ЕЕЭС*
Показатель 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.
Темпы роста рынка, %/год 1,45 1,45 1,21 1,21 1,21
Выработка, млрд. кВт.ч 690 740 795 846 900
Цена газа
долл./т у.т. 87 110 137 152 165
долл./тыс. куб. м 100 127 158 175 190
Цена угля, долл./т у.т. 65,5 70,5 75,5 80,5 86,5
* Прогнозируемые значения цен газа и угля (в руб./т у.т.) для ряда регионов и интервалов времени до 2030 г. представлены в работе [3], откуда для ЕЕЭС (в пересчете на долл./т у.т. и долл./тыс. куб. м газа при ставке 31 руб./долл.) получены значения, приведенные в табл. 1._
В оценках производства электроэнергии на ТЭС использовались технико-экономические показатели перспективных технологий, представленные в работе [4], в
которых особо учитывалось возрастание затрат при улавливании выбросов парниковых газов. Согласно этим данным, удельные капиталовложения в парогазовые установки (ЛГУ на газе) принимались в среднем 625 долл./кВт, если не производится улавливания выбросов СО2, и 1250 долл./кВт при улавливании до 90% выбросов СО2.
Аналогично удельные капиталовложения в парогазовые установки с газификацией угля (ПГУ на угле) принимались равными 1500 долл./кВт без улавливания СО2 и 2050 долл./кВт с улавливанием СО2. Инвестиции в АЭС принимались при всех оценках равными 2500 долл./кВт. В стоимость вырабатываемой АЭС электроэнергии также включались страховые взносы, определявшиеся при вероятности 510-4 (1/год) тяжелой аварии, последствия которой могут сказываться только на площадке АЭС. Из получаемой ТЭС и АЭС прибыли вычитался налог 20%, вследствие этого в выражении (4) принимался показатель инвестирования п = 0,8.
В большинстве представленных далее оценочных расчетов норма дисконта принималась равной г = 0,03 (3% в год), при которой эффективные сроки службы оказываются: для ПГУ на газе при сроке службы основных фондов Т = 40 лет Тф = 23,3 года; для ПГУ на угле при сроке службы Т2 = 35 лет Тф = 21,7 года; для АЭС при сроке службы Т3 = 60 лет Тефф3 = 27,8 года. Для оценки влияния нормы дисконта на показатели рынка электроэнергии также выполнены расчеты при норме дисконта г = 0,005 (0,5% в год), близкой к значениям, используемым в настоящее время на практике (эффективные сроки службы при этом составляют: Теш = 36,3 года, Тф = 32,1 года, Тф = 51,8 года).
В соответствии с указанными темпами роста суммарной выработки (см. табл. 1) в условиях регулируемого энергетического рынка были заданы первоначальные (2010 г.) доли выработки электроэнергии в ЕЕЭС каждым из способов генерации -ПГУ на газе, ПГУ на угле и АЭС. Для всех рассматриваемых ниже вариантов оценок принимался одинаковый прогноз [2] выработки электроэнергии в ЕЕЭС. Распределения этой выработки между ТЭС и АЭС (т. е. их рыночные доли) в различных условиях конкуренции на рынке представлены в табл. 2, где также показаны полученные по формуле (8) прогнозные значения равновесных (рыночных) цен производства электроэнергии (без учета затрат на электросети и иные услуги) для вариантов использования в энергосистеме технологий ПГУ на газе и ПГУ на угле без улавливания или с улавливанием СО2 [4].
Как видно, равновесные (рыночные) цены электроэнергии заметно возрастают при использовании ПГУ на газе и ПГУ на угле с улавливанием СО2 и снижаются при уменьшении нормы дисконта. Однако даже при использовании полного улавливания С02 на ПГУ рыночные цены (=4,2-5,6 цент/кВт-ч или =1,4-1,7 руб./кВт-ч) оказываются в допустимых пределах, указанных в [1]. Поскольку переход к использованию ПГУ с улавливанием ожидается только после 2025 г. [4], можно полагать, что рыночные цены производства электроэнергии в основном не должны превышать 5 цент/кВт-ч, если показатель инвестирования п не будет снижаться. Как следует из данных табл. 2, цены электроэнергии на товарном рынке будут возрастать со временем, в первую очередь вследствие значительного роста цен газа (с =120 до =190 долл./тыс. куб. м), что будет способствовать увеличению рыночной доли АЭС.
Значения равновесных цен и долей рынка ТЭС и АЭС (табл. 2) показывают, что при уменьшении нормы дисконта до 0,5% равновесные цены также снижаются. Выигрывают от этого в основном только более капиталоемкие технологии, какими являются ПГУ на угле и АЭС. Согласно представленным в табл. 2 оценкам развития товарного рынка, следует, что вклад АЭС в выработку электроэнергии будет возрастать со временем, причем их рыночная доля существенно зависит от внешних условий, определяющих привлекательность технологий для инвестирования.
Таблица 2
Равновесные (рыночные) цены электроэнергии (долл./МВт-ч) и доли ТЭС и АЭС в суммарной выработке при отсутствии и применении улавливания СО2, двух значениях нормы дисконта г и темпов роста цен ядерного топлива , %
Рыночные цены Рт доли участников рынка Б, 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.
Рыночные цены Рт при г = 3, Ул= 0
Без улавливливания СО2 31,89 36,36 41,62 43,93 45,94
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 60,2 58,8 54,9 49,2
ПГУ на угле 17,8 16,7 16,9 18,1 19,8
АЭС 23,2 23,1 24,3 27,0 31,0
С улавливанием СО2 41,39 45,55 50,02 50,87 51,11
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 57,8 54,1 47,9 39,9
ПГУ на угле 17,8 16,5 15,9 15,7 15,5
АЭС 23,2 25,7 30,0 36,4 44,6
Рыночные цены Рт при г = 3, Уп1= 5
Без улавливливания СО2 31,89 36,53 42,03 44,77 47,50
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 60,3 59,7 57,2 54,1
ПГУ на угле 17,8 16,8 17,0 18,4 20,6
АЭС 23,2 22,9 23,3 24,4 25,3
С улавливливанием СО2 41,39 45,89 51,03 53,17 55,75
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 58,0 55,0 50,4 44,3
ПГУ на угле 17,8 16,5 16,0 16,2 16,8
АЭС 23,2 25,5 29,0 33,4 38,9
Рыночные цены Рт при г = 0,5, Уп1= 0
Без улавливливания СО2 30,09 34,55 39,65 41,65 43,16
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 58,8 55,9 55,2 42,6
ПГУ на угле 17,8 17,1 17,7 19,3 21,4
АЭС 23,2 24,1 26,4 30,5 36,0
Рыночные цены Рт при г = 0,5, Уп1= 5
Без улавливливания СО2 30,09 34,73 40,12 42,70 45,25
Рыночные доли: ПГУ на газе 59,0 58,9 56,8 52,7 47,9
ПГУ на угле 17,8 17,2 17,8 19,7 22,4
АЭС 23,2 23,9 25,4 27,6 29,7
Отражением такой привлекательности являются оценки капитализации активов ТЭС и АЭС на фондовом рынке, определяемые формулой (13). В качестве усредненных показателей капитализации для всего фондового рынка используются фондовые индексы (14). Показатели капитализации на фондовом рынке и фондовые индексы показаны на рис. 1-6.
На рис. 1 представлена динамика капитализации ТЭС и АЭС в условиях, когда не используется улавливание парниковых газов и цены ядерного топлива не возрастают со временем. Как видно, в этом случае в ближайшие годы капитализация ПГУ на газе может превышать капитализацию АЭС и ПГУ на угле, а также величину фондовых индексов, что как будто обеспечивает достаточную привлекательность ПГУ на газе для инвестирования. Напротив, показатели капитализации АЭС, и особенно ПГУ на угле, в это время оказываются ниже фондовых индексов, и эти технологии представляются менее привлекательными для инвестирования. Однако в последующие годы прогнозируется возрастание цен природного газа настолько (см. табл. 1), что вначале капитализация АЭС и затем капитализация ПГУ на угле превысит снижающуюся капитализацию ПГУ на газе, и следовательно АЭС и ПГУ на угле окажутся более привлекательными для инвестирования. Далее, вплоть до 2030 г. показатели капитализации АЭС и ПГУ на угле будут возрастать, тогда как капитализации ПГУ на газе будут снижаться и настолько, что инвестирование в них после 2015 г. окажется невыгодным. Причем после 2020 г. капитализация ПГУ на газе может стать менее 100%, т. е. эта технология полностью потеряет прибыль и будет ускоренно вытесняться из электроэнергетики.
%
250 -,
200
150 -
50
Год
2010
2015
2020
2025
2030
Рис. 1. Относительная капитализация: ТЭС без улавливания СО2 и АЭС при неизменной во времени цене ядерного топлива (У„,=0) (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 3%/год) 1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (136-131%)
100
0
Общее падение темпов роста электроэнергетики после 2020 г. приведет к тому, что фондовые индексы также снизятся, что негативно скажется на привлекательности инвестирования в электроэнергетику на органическом топливе.
На рис. 2 представлены зависимости капитализации ТЭС и АЭС от времени в том случае, если по условиям международных соглашений потребуется развивать электроэнергетику исключительно на основе ПГУ с улавливанием СО2.
%
2010 2015 2020 2025 2030
Рис. 2. Относительная капитализация: ТЭС с улавливанием СО2 и АЭС при неизменной во времени цене ядерного топлива (Уи/=0) (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 3%/год) 1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (135-140%)
Как видно, это приведет к уменьшению капитализации ПГУ на газе и ПГУ на угле ниже значений фондовых индексов вследствие возрастания необходимых инвестиций и эксплуатационных издержек [4]. При этом АЭС, не выделяющие заметного количества парниковых газов, получат значительные преимущества в инвестировании на фоне некоторого общего увеличения фондовых индексов.
Вместе с тем можно ожидать, что цены ядерного топлива для АЭС также будут возрастать со временем по целому ряду причин, в том числе вследствие увеличения цен природного урана. На рис. 3 динамика относительной капитализации ТЭС и АЭС рассчитана при тех же исходных данных, что и на рис. 1, однако при условии возрастания цены ядерного топлива темпом = 5%/год. В этом случае после 2020 г. капитализация АЭС начнет снижаться и к 2030 г. окажется существенно ниже капитализации ПГУ на угле. Капитализация ПГУ на газе также будет снижаться, однако существенно медленнее, чем в случаях на рис. 1 и 2. %
150
100
50 -
Год
2
0
2020
2025
Рис. 3. Относительная капитализация: ТЭС без улавливания СО2 и АЭС при темпе роста цен ядерного топлива Уп, =5%/год (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 3%/год) 1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (135-129%)
На рис. 4 (как и на рис. 2) показаны расчетные оценки относительной капитализации ТЭС и АЭС в случае, если появится необходимость развивать электроэнергетику исключительно на основе ПГУ с улавливанием СО2, и при этом цена ядерного топлива будет возрастать темпом Уп1 = 5%/год.
% 250
200
150
Год
3
100
50
0
2015
2020
2030
Рис. 4. Относительная капитализация: ТЭС с улавливанием СО2 и АЭС при темпе роста цен ядерного топлива Гп=5%/год (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 3%/год) 1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (139-134%)
Как видно, до 2020 г. АЭС смогут иметь значительное преимущество по сравнению с ТЭС в прибыльности инвестиций. Со временем вследствие возрастания цен ядерного топлива преимущество АЭС на фондовом рынке начнет уменьшаться, однако преимущество ПГУ на угле может проявиться лишь много позже 2030 г.
На рис. 5 представлена динамика капитализации ТЭС и АЭС при Ynt = 0 для случая, когда в течение всего периода 2010-2030 гг. норма дисконта г = 0,5%, что означает значительное сокращение (по сравнению с ситуациями, отраженными на рис. 1-4, где г = 3%) финансирования НИОКР. В этом случае возрастут эффективные сроки службы технологий, снизится стоимость электроэнергии и увеличится прибыль, получаемая ТЭС
и АЭС, однако соответственно замедляется темп научно-технического прогресса.
%
Рис. 5. Относительная капитализация: ТЭС (без улавливания СО2) и АЭС при неизменной во времени цене ядерного топлива (Ги,=0) (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 0,5%/год) 1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (160-171%)
Как видно, снижение нормы дисконта приводит к значительному возрастанию фондовых индексов и капитализации в первую очередь АЭС, как наиболее капиталоемкой технологии. При этом конкуренция АЭС и ТЭС приводит к более быстрому вытеснению ПГУ на газе с рынка, тогда как капитализация ПГУ на угле после 2015 г. окажется выше фондовых индексов (как и на рис. 1).
На рис. 6 показаны зависимости капитализации ТЭС и АЭС при норме дисконта г = 0,5% и годовом темпе роста цен ядерного топлива Ynt = 5%.
Здесь АЭС сохраняют возможность активно развиваться и вытеснять с рынка ПГУ на газе, однако к 2030 г. практически теряют преимущество перед ПГУ на угле, что приведет в дальнейшем к полному преобладанию на рынке ПГУ на угле.
На всех представленных выше графиках (рис. 1-6) присутствуют зависимости от времени фондовых индексов, определяемых выражением (14). В отличие от показателей капитализации, фондовые индексы изменяются незначительно, отражая средние взвешенные значения капитализации всех ТЭС и АЭС, т.е. некоторое равновесное состояние фондового рынка.
Рис. 6. Относительная капитализация:
ТЭС (без улавливания СО2) и АЭС при темпе роста цен ядерного топлива Ynt =5%/год (норма дисконта для ТЭС и АЭС принята равной г = 0,5%/год)
1. Капитализация ПГУ (на газе); 2. Капитализация ПГУ (на угле); 3. Капитализация АЭС; 4. Фондовые индексы (162-153%)
При этом представленные на рис. 1-6 значения фондовых индексов делят рынок на части, в которых показатели развития ТЭС и АЭС могут существенно различаться:
- если капитализация некоторого участника рынка (технологии) в данный момент времени оказывается выше значения соответствующего фондового индекса (в частности, для АЭС в той или иной степени это имеет место на всех рисунках), следовательно, этот участник находится в условиях роста (вытесняет других участников с рынка), и его рыночная доля будет возрастать со временем;
- если капитализация участника рынка оказывается практически равной фондовому индексу, например, как для ПГУ на угле на рис. 4 после 2020 г., то рыночная доля такого участника будет оставаться практически неизменной, т.е. такой участник будет развиваться в равновесии с развитием всего рынка;
- если капитализация участника рынка оказывается ниже соответствующего фондового индекса (но выше 100%), то этот участник будет увеличивать выработку продукции (электроэнергии), однако его рыночная доля будет снижаться, т.е. этот участник, несмотря на рост производства, будет постепенно вытесняться с рынка;
- и наконец, если капитализация участника станет ниже 100% (как у ПГУ на газе на рис. 1-6), то такой участник не сможет развиваться, он попадает в рецессию, ускоренно вытесняется с рынка и в конце концов может стать банкротом.
Представленные на рис. 1-6 ограниченные возможности развития ПГУ на газе по сравнению с преимущественными возможностями развития ПГУ на угле и АЭС проявляются исключительно вследствие прогнозируемого в работе [3] роста цен природного газа (см. табл. 1). Если же рост цен на газ к 2030 г. будет ограничен, например, уровнем до 140 (вместо 190) долл./тыс. куб. м, равновесные цены электроэнергии составят <38,5 (вместо 45,9) долл./Мвт-ч, капитализация ПГУ на газе составит «120%, превысив капитализацию ПГУ на угле («105%), но окажется все же ниже фондовых индексов («130%) и капитализации АЭС («170%) при неизменной цене ядерного топлива (Упй = 0). Если же цена ядерного топлива будет возрастать темпом Уп( = 5%/год, равновесные цены электроэнергии окажутся <39,5 (вместо 47,5) долл./Мвт-ч, капитализация ПГУ на газе увеличится до «140%, превысив соответствующий фондовый индекс («128%), тогда как капитализация АЭС снизится до «95%, т.е. атомная энергетика попадет в рецессию.
Согласно также рассмотренному в работе [2] сценарию «потенциал экономического роста», спрос на электроэнергию может быть таким, что темп роста производства составит «2-3%. Тогда даже при указанных в табл. 1 ценах газа капитализация ПГУ на газе окажется «130-160% в течение всего периода вплоть до 2030 г., однако при этом конкурентоспособность ПГУ на газе будет недостаточной для вытеснения АЭС с рынка электроэнергии.
* * *
Используемые в настоящее время методологические подходы к оценке экономической эффективности отдельных инвестиционных проектов и систем энергетики на основе приведенных (дисконтированных) затрат не позволяют с достаточной полнотой анализировать процессы конкуренции и развития электроэнергетики в условиях рыночной экономики, что может приводить к серьезным ошибкам. Вышеприведенный инструментарий экономико-математического описания товарного и фондового рынков предполагает реинвестирование прибыли как основу экономической динамики. Предложенный методологический подход позволяет выполнять более строгий анализ закономерностей развития, присущих товарному и фондовому рынкам электроэнергии.
Литература
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009. №1715-р. http://www.atominfo.ru/files/strateg/strateg.htm
2. Sinyak Yu.A., NekrasovA.S., Voronina S.A., Semikashev V.V., KolpakovA.Yu. Russia's Energy Systems: Opportunities and Prospects // Studies on Russian Economic Development. 2013. № 1.
3. Баринов В.А. Перспективы развития электроэнергетики России на период до 2030 г. // Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» (семинар А.С. Некрасова), сто тридцать третье заседание. М.: ИНП РАН, 2012.
4. Лагерев А.В., Ханаева В.Н. Возможные направления снижения выбросов парниковых газов от электростанций в России до 2050 г. //Известия РАН. Энергетика. 2010. № 1.
5. Кархов А.Н. О методологии оценок конкурентоспособности проектов АЭС и ТЭС // Известия РАН. Энергетика. 2008. № 4.
6. Кархов А.Н. Методики оценки эффективности инновационных проектов в энергетике // Атомная энергия. 2009. Т. 107. Вып. 6.
7. Кархов А.Н. Экономическая эффективность инноваций в энергетике //Атомная энергия. 2011. Т. 111. Вып. 3.
