Основные источники заработка генерирующих компаний в России
- 10 Декабря 2020
В статье «Основные способы генерации электроэнергии в России» были представлены способы производства электроэнергии и теплоэнергии, что полезно знать для прогнозирования производственных показателей генерирующих компаний, но этого недостаточно. Для построения полноценной модели DCF нужно также понимать, как формируется выручка и как формируются цены.
Выручка компаний в секторе генерации электроэнергии состоит из 3 основных видов доходов:
продажа электроэнергии,
продажа мощности,
продажа теплоэнергии.
Для начала разберемся, что из себя представляет каждый тип продукта, а потом как устанавливаются цены.
Электроэнергия — это ток в розетке, который нужен для работы электроприборов. Единицей измерения выработки и потребления электрической энергии является киловатт-час (кВт⋅ч). На электрическом счетчике вы можете посмотреть, сколько вы использовали электроэнергии. Например, электрический чайник мощностью 1,5 кВт за 1 минуту (время кипячения воды) потребляет 0,025 кВт⋅ч электроэнергии.
Мощность — скорость передачи или преобразования электрической энергии, возможность генерировать определенное количество электроэнергии за единицу времени. По сути, благодаря мощности у вас есть ток в розетке. Мощность измеряется в Ваттах.
Например, установленная мощность Саяно-Шушенской ГЭС 6 400 000 000 Вт или 6 400 МВт. А годовая выработка электроэнергии 23 787 000 000 кВт⋅ч, чего хватит на 1 810 273 чайника постоянно кипятящих воду.
Но, как видно из примера, компании используют установленные мощности не полностью, в основном только наполовину. Если установленная мощность Саяно-Шушенской ГЭС 6 400 МВт, то за год при полной загрузке, она должна была выработать 6 400 000 кВт*24 ч*365 дней = 56 064 млн кВт⋅ч, а за 2019 год выработка составила 23 787 млн кВт⋅ч. Т.е. эффективность работы Саяно-Шушенской ГЭС или коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) составляет 23 787/56 064 * 100% = 42,43%. КИУМ отличается для разных типов производства электроэнергии, например, за 9 месяцев 2020 года, согласно отчету ЕЭС России, в тепловой генерации КИУМ составляет 40%, в гидрогенерации — 47%, в ветряной генерации — 25%, в солнечной генерации — 17%.
Если с оплатой электроэнергии все просто: сколько электроэнергии продали, столько денег и получили, то с продажей мощности немного интересней. Генерирующие компании получают плату за мощность, предоставляя гарантии, что по запросу они смогут произвести больше электроэнергии, если это будет необходимо. Дело в том, что бывают периоды, когда потребителям нужно больше электричества, чем обычно, а создать достаточные запасы готовой продукции (электроэнергии), как это делают производственные предприятия, не представляется возможным.
Теплоэнергия — тепло, которое используется для обеспечения горячего водоснабжения и для отопления помещений. Теплоэнергия получается в основном при тепловой генерации и, по сути, является побочным продуктом производства электроэнергии.
Как устанавливаются цены
Электрическая энергия, произведенная генерирующими компаниями продается на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Для создания конкуренции рынок был поделен на ценовые зоны.
Территориальное деление ОРЭМ на ценовые зоны представлено на картинке:
Ценовые зоны
I ценовая зона (европейская часть России и Урал)
II ценовая зона (Сибирь)
Зоны с особенностями функционирования (республики Северный Кавказ, Бурятия, Тыва, Карелия, Крым)
Неценовые зоны
I неценовая зона (Калининградская обл., Архангельская обл., республика Коми)
II неценовая зона (Дальневосточный федеральный округ)
Изолированные энергорайоны (в основном в северной и восточной части России)
В ценовых зонах существует свободная конкуренция между поставщиками электроэнергии за счет значительной пропускной способности электросети. В связи с различной топологией сети имеется еще и разделение на I ценовую зону и II ценовую зону. Цены на электроэнергию и мощность в I ценовой зоне выше, чем во II. К зонам с особенностями функционирования относятся дотационные регионы, поэтому там цены на электроэнергию и мощность устанавливаются ниже рыночных, экономически обоснованных.
В неценовых зонах конкуренция невозможна в связи с низкой пропускной способностью электросети.
Изолированные энергорайоны не подключены к единой энергосистеме и оптовый рынок электроэнергии там отсутствует. У потребителя нет возможности выбрать поставщика, а оплата осуществляется по установленным тарифам.
Также помимо разделения на ценовые зоны имеются следующие механизмы формирования цен.
Электроэнергия
Регулируемые договоры (РД)
Рынок на сутки вперед (РСВ)
Балансирующий рынок (БР)
По регулируемым договорам цена на электроэнергию соответствует тарифам, которые устанавливается государством. Характерно для неценовых зон.
Ключевым субъектом на рынке «на сутки вперед» является оператор в лице АО «Администратор торговой системы» (АО «АТС»). Покупатели электроэнергии сообщают оператору сколько энергии им понадобится на следующий день. АО «АТС» владея информацией о спросе и о возможностях генерирующих компаний определяет равновесную цену электроэнергии на следующие сутки. Данный механизм ценообразования характерен для ценовой зоны, причем рынки на «на сутки вперед» у I ценовой зоны и II ценовой зоны разные.
Если у участников РСВ возникают отклонения от плана, то они реализуются на балансирующем рынке. Балансирующий рынок необходим для соблюдения баланса производства и потребления электроэнергии. Генерирующие компании, которые изменили нагрузку на производственные мощности по указанию Системного оператора, получают премию. Покупатели электроэнергии, которым в результате нужно больше электроэнергии, чем это было запланировано сутками ранее, получают штрафы, как и генерирующие компании, которые в результаты не смогли поставить запланированный объем электроэнергии.
Мощность
Регулируемые договоры (РД)
Конкурентный отбор мощности (КОМ)
Договор о предоставлении мощности (ДПМ)
Как уже было сказано ранее рынок мощности, по сути, представляет собой возможность в нужный момент увеличить производство электроэнергии, если в этом появится необходимость. Поэтому у генерирующих компаний появляется необходимость поддерживать свое оборудование в оптимальном состоянии.
По регулируемым договорам (РД) государством устанавливаются специальные тарифы на покупку мощности и фиксированный объем, который не зависит от того, сколько процентов установленной мощности используется в конкретный момент.
Рыночный механизм формирования цен на мощность представлен в виде конкурентного отбора мощности (КОМ). Генерирующие компании представляют на рынок объем мощности, которая не превышает установленную. А покупатели в пределах ценовых зон оплачивают эту мощность по ценам, которые фиксируются на 4 года. Мощность, которая не прошла конкурентный отбор, не оплачивается. В рамках КОМ в первую очередь отбираются ГЭС и новые энергоблоки, модернизированные или построенные в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ).
В рамках договоров о предоставления мощности (ДПМ) генерирующие компании должны построить или модернизировать объекты генерации, а взамен получают оплату по повышенному тарифу в течение нескольких лет (обычно 10 лет) после ввода в эксплуатацию нового или обновленного оборудования, гарантируя возврат инвестиций. Этот механизм призван стимулировать производителей энергии строить новые объекты, т.к. тарифы на электроэнергию зачастую довольно низкие и не окупают вложений в модернизацию. Отбор проектов на модернизацию по ДПМ проводится в виде аукциона, где основным критерием является более низкая себестоимость новой произведенной электроэнергии.
В итоге получается, что выручка от продажи электроэнергии переменная и зависит от объемов продаж, а выручка от продажи мощности фиксированная.
Теплоэнергия
Цены на тепловую энергию устанавливаются государством в виде тарифов, т.е., по сути, поставка осуществляется по регулируемым договорам (РД).
Структура выручки основных генерирующих компаний
У «Интер РАО» и «РусГидро» основную часть выручки составляет реализация электроэнергии, а продажа мощности и тепловой энергии не существенны. «Юнипро» и ОГК-2 около 40% выручки составляет продажа мощности. «Мосэнерго» и ТГК-1 получают значительную часть платежей от продажи тепловой энергии, которая в структуре доходов занимает около 40%, однако данный сегмент неприбыльный, даже убыточный.
В следующей статье мы разберем как устроен рынок сбыта электроэнергии в России