Подписка на новости

Опрос

Нужны ли комментарии к статьям? Комментировали бы вы?

Реклама

 

2012 №1

Экономика альтернативной энергетики. Часть 7. Энергетическая политика и экономический риск

Авербух Шимон (Awerbuch Shimon)  
Бланко Изабель (Blanco Isabel)  
ван Халле Франс (Van Hulle Frans)  
Кйаэр Кристиан (Kjaer Christian)  
Крон Сорен (Krohn Soren)  
Мортост Пауль Эрик (Morthorst Poul Erik)  

Перевод: Карташев Евгений


Промышленно развитые страны, в особенности европейские, становятся все более зависимыми от импорта ископаемого топлива, которое, как правило, поставляется из политически нестабильных регионов. В то же время быстрыми темпами растет глобальный спрос на энергию и ее производство, а сопутствующие изменения климата требуют принятия срочных мер. В этой ситуации вполне вероятно, что рост цен на топливо и их нестабильность станут основными факторами риска не только для производителей электроэнергии, но и для экономики в целом.

Современные риски энергетической политики

Промышленно развитые страны, в особенности европейские, становятся все более зависимыми от импорта ископаемого топлива, которое, как правило, поставляется из политически нестабильных регионов. В то же время быстрыми темпами растет глобальный спрос на энергию и ее производство, а сопутствующие изменения климата требуют принятия срочных мер. В этой ситуации вполне вероятно, что рост цен на топливо и их нестабильность станут основными факторами риска не только для производителей электроэнергии, но и для экономики в целом.

В глобальном контексте Европа выступает как энергоемкий регион, сильно зависящий от импорта (более чем 50% первичного спроса ЕС). Крупнейшие европейские запасы нефти и газа в Северном море начинают истощаться. Еврокомиссия (EC 2007) считает, что без изменения энергетической политики эти запасы к 2030 году будут выбраны на 65%. Ожидается, что импорт газа вырастет с 57 до 84% в 2030 г., а импорт нефти — с 82 до 93%. Эти тенденции, взятые из доклада комиссии, представлены на рис. 1.

Зависимость ЕС от импорта энергоносителей до 2030 года

Рис. 1. Зависимость ЕС от импорта энергоносителей до 2030 года

В свою очередь, по прогнозу IEA (Международного энергетического агентства, МЭА) мировой спрос на нефть увеличится на 41% к 2030 году (IEA, 2007). По заявлению агентства, «способность и готовность крупных нефтяных и газовых производителей к расширению инвестиций в целях удовлетворения растущего мирового спроса является неопределенной». Даже если крупнейшие производители нефти и газа в состоянии соответствовать растущему мировому спросу, существуют значительные сомнения относительно фактического уровня оставшихся резервов.

Дополнительной проблемой является концентрация поставщиков в нескольких политически нестабильных регионах. Большинство нефти поступает в Европу с Ближнего Востока, а практически весь газ идет из трех стран: России, Алжира и Норвегии. Россия, которая обеспечивает 50% импорта газа, уже прерывала поставки газа в ЕС: в начале 2009 года российский газ не поступал в европейские страны в течение нескольких недель. При этом Евросоюз испытывает затруднения в подписании новой Энергетической хартии с Россией. Ситуация на Ближнем Востоке остается нестабильной, и неопределенные условия поставки газа из Алжира в Испанию демонстрируют возможные последствия этой зависимости.

Европейская экономика, таким образом, зависит от наличия углеводородов по доступным ценам. Поскольку стоимость нефти и газа оставалась почти неизменной в течение 1990-х годов, это создавало у многих политиков ложное чувство безопасности. В 2008 году цена нефти достигла пика в $150, а со второй половины 2008 года упала ниже $50 вследствие мирового финансового и экономического кризиса. Тем не менее несколько лет назад мало кто из экспертов допускал, что нефть может стоить 50 евро за баррель в середине худшей мировой экономической рецессии начиная с 1930-х годов.

Прогнозы отличались в зависимости от источника, однако никто не предвидел, что цены на нефть и газ вернутся на прежний уровень: согласно анализу Европейской комиссии (ЕС, 2007) нефть может достичь $100 за баррель в 2030 году (уровень 7 января 2008 года), что означает увеличение импорта до $170 млрд. Консервативные прогнозы МЭА предполагали стоимость барреля в $100 уже в 2010 году, при этом все аналитики единодушны в том, что зависимость ЕС от импорта ископаемого топлива будет увеличиваться в плане количества и цены. В решение этих проблем ветро-энергетика способна сделать двойной вклад: она имеет обильные и бесплатные природные ресурсы, а ее экономические показатели считаются предсказуемыми и безрисковыми.

Внешние эффекты

Рынки электрической энергии (или политика тарификации на регулируемых коммунальных рынках) не способны правильно оценить внешние эффекты производства электроэнергии, которые также называются эффектами распространения. Они проявляются тогда, когда затраты и выгоды для домовладельцев или фирм, которые покупают или продают на рынке, отличаются от затрат и выгод для общества. Проблема принятия рыночных решений без учета внешних эффектов состоит в том, что уровень производства или потребления оказывается слишком большим или слишком маленьким, что создает, таким образом, ошибочное представление о затратах или потерях выгоды для общества в целом.

Внешние эффекты подразделяются на внешние затраты и внешние выгоды. Примером первых могут быть расходы, вызванные загрязнением окружающей среды. Очевидно, что дешевле и удобнее для домовладельцев или фирм избавляться от своих отходов бесплатно в любом месте вне поля зрения. Также и в энергетическом секторе компании могут быть более конкурентоспособными, если они будут бесплатно сбрасывать отходы, такие как летучая зола, CO2, закись азота, оксиды серы, метан. Последствия такой политики всем хорошо известны: это заболевания дыхательных путей, кислотные дожди и глобальное потепление.

Как правило, для борьбы с подобными антисоциальными проявлениями используются штрафы, запрещающие и ограничивающие меры. До некоторой степени такие проблемы могут быть решены за счет налогов, идеальная налоговая ставка при этом должна быть эквивалентна предельному ущербу, наносимому обществу. Этот принцип хорошо известен: «кто загрязняет, тот и платит».

Примером «внешних выгод» служит использование оборудования для контроля состояния окружающей среды. Нет никакого экономического стимула покупать гибридомобили, если они дороже обычных автомобилей и владелец при этом не платит за загрязнение атмосферы. Одним из способов стимулирования развития гибридного транспорта является уменьшение налогов для данного типа автомобилей. Таким образом, посредством налогов или субсидий правительства могут уменьшить негативные последствия от внешних воздействий.

Колебания цен на топливо: издержки для общества

Использование ископаемого топлива для выработки электроэнергии сопряжено с риском нестабильных цен, что относится к потребителям и обществу в целом. Газогенераторы доминируют при вводе новых мощностей на энергетических рынках, они имеют сильные рыночные позиции, чтобы возложить ценовые риски на потребителей.

Из-за наличия избыточных мощностей на Европейском энергетическом рынке диверсификация рыночной политики идет медленно. Более того, государственные органы энергетического планирования, Европейская комиссия и МЭА продолжают использовать методы расчета, не учитывающие должным образом риски цен на топливо при оценке альтернативных вариантов развития энергетики. И как следствие, основной рост генерирующих мощностей в Европе ориентирован на природный газ. Эта тенденция отражается в документе Европейской ассоциации электроэнергетической промышленности EurElectric, где указано: «Рациональная основа для выбора наиболее экономичного способа инвестиций заключается в расчете нормализованной удельной стоимости кВт•ч для различных вариантов вложений. Конкуренция повышает уровень инвестиционного риска: в частности, есть опасность того, что потребители, которые покупают продукцию вашего предприятия, могут в будущем обратиться к другим поставщикам. Этот риск требует большей концентрации внимания на минимизации первоначальных капитальных вложений (подразумеваются меньшие затраты на топливо в последующие годы) и сокращения времени строительства (то есть времени возврата инвестиций). Указанные факторы напрямую работают в пользу газовых установок и одновременно против технологий с низкой или нулевой стоимостью топлива, таких как ГЭС, АЭС, а также угольных станций» [4].

Иными словами, в условиях неопределенности на энергетическом рынке проявляется относительный недостаток ветро-, гидро- и ядерных станций, заключающийся в том, что они имеют более высокую капиталоемкость по сравнению с газовыми и угольными. Они связывают много капитала и имеют большие постоянные издержки, даже если цена на электроэнергию падает.

Очевидно, что основные минусы газовых и угольных станций (кроме воздействия на окружающую среду) — это неопределенность будущих цен. Однако отметим, что начиная с 2013 года все электростанции в ЕС будут вынуждены покупать квоты на выбросы CO2 в атмосферу. Диверсифицированный портфель акций и облигаций может обеспечить лучший баланс между риском и доходом. Однако отправная точка политики в области энергетики в Европе абсолютно противоположна: Европа опирается на электростанции, работающие на ископаемом топливе с относительно низкой капиталоемкостью, однако с очень высоким компонентом риска в виде нестабильных и непредсказуемых цен.

Как мы увидим далее, диверсификация генерирующих технологий, включающая более капиталоемкую, но менее рисковую ветро-энергетику, может быть для общества гораздо более правильным выбором. Основной проблемой остается отсутствие реальных стимулов для генерирующих компаний к использованию альтернативных источников. Это будет продолжаться до тех пор, пока правительства не начнут использовать налоги или субсидии для устранения искажений рынка и правильного учета внешних издержек и внешних выгод в области энергетики.

Внешние выгоды для общества, обусловленные стабильными ценами на ветроэнергию, не могут быть легко «проданы» на рынке, потому что основным бенефициаром от такого изменения политики является общество в целом. В этом смысле преимущества возобновляемых источников энергии «продать» гораздо сложнее, чем, например, подушки безопасности в автомобилях. Во втором случае бóльшая часть выгоды индивидуализирована, то есть направлена на пользователя автомобиля (в дополнение к экономии общества на затратах на здравоохранение).

Отметим, что собственник, например, гибридного автомобиля или ветротурбины не может продать на рынке какие-либо внешние преимущества своего продукта для финансирования его приобретения. Остальные члены общества — это так называемые «зайцы», которые пользуются общественными благами (включая хорошую экологию и низкие ценовые риски), хотя не платят и не участвуют в создании этих внешних выгод.

Нефтяной ВВП-эффект

Рост цен на нефть и газ вследствие кризиса 1970-х годов имел драматические последствия для мировой экономики, выразившиеся в сильной инфляции и торможении экономического роста на десятилетия. Хотя последствия последнего подорожания энергоносителей были менее драматичным, очевидно, что экономические потери из-за нестабильных цен ископаемого топлива оказывают существенное влияние на реальный сектор экономики, сопоставимое по масштабам с воздействием на рынок ЕС.

Непредсказуемость цен на углеводороды представляет угрозу для экономического развития. Стоимость энергии имеет важнейшее значение для производства большинства товаров и является ключевым фактором ценообразования: четыре последние глобальные рецессии были вызваны подорожанием нефти. Таким образом, наличие внутренних источников, генерирующих энергию по стабильным ценам1, позволяет уменьшить системные риски и экономические затраты.

Уязвимость экономической системы, опирающейся на цены нефти, была эмпирически описана К. Гамильтоном в 1983 году и названа в литературе «нефтяным ВВП-эффектом». Дальнейшие исследования Sauter (2005 г.), Awerbuch (2005 и 2006 гг.), Dillard (2006 г.) выявили его причины и последствия. Эти авторы утверждают, что расхождения между частными и общественными интересами увеличивают риск для экономики.

Коммерческие компании добиваются максимизации выгоды или минимизации затрат без учета глобального риска для сектора экономики, в котором они работают. Это часто приводит к субоптимальному сочетанию технологий генерации энергии. В 2006 году Awerbuch и Sauter оценили, насколько ветроэнергетика может смягчить потери от «нефтяного ВВП-эффекта», предполагая, что он действует последние 50 лет. Они обнаружили, что за счет вытеснения газа и нефти 10%-ное увеличение доли возобновляемых источников энергии могло бы предотвратить потерю от 75 до 140 млрд евро мирового ВВП.

Нобелевские лауреаты Шарп-Литнер в труде “Capital Asset Pricing Model” («Модель оценки доходности финансовых активов — модель САРМ») и Марковиц в “Mean Variance Portfolio Theory” доказали, что оптимальное портфолио должно содержать набор технологий с различными уровнями риска. Здесь имеет место так называемый «эффект портфолио», согласно которому введение безрисковых генерирующих мощностей, таких как ВЭУ, помогает диверсифицировать энергетический портфель, снижая общую стоимость производства электроэнергии.

Использование «Теории портфолио» как метода анализа энергетической политики позволяет определить различие между социальными и частными издержками. Согласно этой теории крупные производители энергии имеют возможность компенсировать скачки цен ископаемого топлива за счет конечного потребителя, перекладывая, таким образом, риски частных компаний на общество в целом.

Тенденция поиска технологий, которые менее капиталоемки и рискованны, чем ветро- энергетика, усугубляется отсутствием финансовых ресурсов в период инвестирования. Как мы объяснили в первой части статьи, авансовые/капитальные затраты на строительство ветряной электростанции составляют около 80% от общих расходов, в то время как для других технологий они остаются в диапазоне от 40 до 60%. Если финансовый рынок недостаточно хорошо информирован о преимуществах ветроэнергетики и неопределенности альтернативных вариантов, это затрудняет получение финансовых ресурсов, необходимых на начальном этапе проекта для осуществления подобных капиталоемких проектов.

Упомянутые выше переменные факторы ставят ветроэнергетику в невыгодное положение. Ее более высокие капитальные расходы компенсируется очень низкими переменными затратами, обусловленными нулевой стоимостью топлива, однако инвестор сможет ощутить это только через несколько лет. Вот почему стабильность так важна для этой отрасли экономики. Более высокая стоимость ветроэнергии должна сравниваться с возможностью планировать экономическое будущее Европы на основе известных и предсказуемых цен энергии, получаемых от источника, свободного от политических, экономических и экологических проблем, с которым мы сталкиваемся в настоящее время.

Стоимость ветроэнергии по сравнению с традиционными видами энергии

В этой главе мы рассмотрим значение ветроэнергетики с точки зрения потребителя или общества в целом, то есть оценим социальные затраты для этого вида энергии и сравним их с показателями других технологий. Вопросы, касающиеся доставки, требуемого уровня напряжения, дополнительного сервиса по балансировке, а также затрат на передачу, были обсуждены в предыдущих разделах.

Подразумевается, что при сравнении ветроэнергетики и других технологий мы должны рассматривать одинаковый уровень напряжения, регион и пакет дополнительных услуг. Но даже если технология ВЭУ в этом плане кажется похожей на любую другую, она принципиально отличается по своим экономическим показателям.

Сравнивая затраты «безрисковых» генерирующих технологий (ветровой, солнечной и гидро-) и их отличия от обычных тепловых электростанций с высокими рисками, мы видим, что большинство организационных и эксплуатационных расходов для первых известны заранее с высокой степенью достоверности. Эти капиталоемкие технологии отличаются низкими затратами на эксплуатацию и обслуживание по сравнению с тепловыми электростанциями, поскольку первичную энергию они получают бесплатно. Капитальные затраты для таких проектов (капиталовложения и амортизация) известны на этапе финансирования и строительства. Расходы на O&M следуют за ценами на товары и услуги в экономике в целом, индекс потребительских цен (или дефлятор ВВП) также отслеживает эти затраты достаточно хорошо.

Ветроэнергетика, таким образом, может быть классифицирована как низкорисковая технология в отношении оценки затрат. Ситуация с тепловыми электростанциями иная: они имеют гораздо более высокие затраты на эксплуатацию и обслуживание, их экономические показатели зависят от стоимости топлива.

Неопределенность в воображаемом мире

Давайте гипотетически предположим, что у нас есть надежный прогноз цен на нефть и газ на 2–20 лет, то есть они достаточно предсказуемы (или хотя бы отслеживают общий уровень), но при этом колеблются изо дня в день около известного среднего значения. В этом случае стоимость нефти и газа является неопределенной, но статистически предсказуемой. Это позволяет сделать упрощенный расчет затрат на основе прогнозируемого среднего значения цен нефти и газа.

При сравнении тепловых электростанций с ВЭУ, где ценовая модель меняется со временем, мы могли бы соответственно снижать расходы с учетом момента времени (как объясняется в следующем разделе), используя при расчетах процентные ставки по задолженности или альтернативные затраты в виде недополученного дохода от других инвестиций. В действительности большинство правительств, Еврокомиссия и МЭА именно так делают расчеты затрат на производство электроэнергии. Одна из гипотетических причин разумности данного подхода заключается в том, что при наличии предсказуемых средних цен можно купить страховку, учитывая ежемесячное потребление топлива (так же, как вы можете застраховать свою ветростанцию, если страховая компания знает средний уровень производства энергии на годовой и сезонной основе).

Поскольку существует мировой рынок газа и нефти, большинство страховок для предсказуемых, но краткосрочно неопределенных цен на топливо можно купить на рынке энергетических финансовых фьючерсов, где активно работают спекулянты, способствуя таким образом стабилизации цен. Однако в реальном мире вы не можете приобрести контракт на поставку ископаемого топлива на 15 или 20 лет вперед, рынок фьючерсов на топливо не работает и не будет работать в долгосрочной перспективе; риск в этом случае слишком велик для обеих сторон.

Игнорирование рисков в реальных инженерно-экономических расчетах представляется неразумным. Результаты таких расчетов потеряют смысл, потому что будущие цены на топливо, как и цены на акции, являются неопределенными и непредсказуемыми.

Непредсказуемость: борьба с экономическими рисками в реальном мире

Топливные рынки, а также рынки акций, облигаций и валюты отличаются нестабильными и непредсказуемыми ценами. Финансовые рынки очень важны для борьбы с рисками, у них есть инструменты, отсутствующие на рынках ископаемого топлива, такие как фьючерсные акции и облигации, с помощью которых инвесторы могут страховать и продавать свои риски. Далее будет показано, как данные инструменты финансовой теории работают при анализе инвестиций в секторе генерирующих технологий. Применяя эти методы, мы можем исправить основные ошибки классических методов анализа, используемых правительствами, МЭА и Еврокомиссией.

Ключевым элементом метода, описанного в следующем разделе, является объяснение того, что инвесторы готовы платить больше за относительно низкий, но предсказуемый доход от государственных облигаций, чем за потенциально более высокую, но непредсказуемую и неопределенную выгоду от, например, «бросовых облигаций». Аналогичным образом в секторе энергетики инвесторы, как и общество в целом, должны быть в равной степени рациональны и предпочитать инвестиции в электростанции с возможно более низким, но прогнозируемым показателем доходности.

Способом анализа данных вопросов в финансовой экономике является использование различных учетных ставок в зависимости от рисков. Непредсказуемый доход должен быть дисконтирован по более высокой ставке, чем предсказуемый, как это делается для финансовых рынков. Непредсказуемые расходы должны быть дисконтированы по более низкой ставке, чем предсказуемые, не рекомендуется также использовать произвольные ставки. Их размер может быть определен логически или на основе рыночных оценок.

Анализ показывает, что когда МЭА и Еврокомиссия применяют единую учетную ставку для всех будущих расходов, они предполагают, что цены на топливо являются безрисковыми и предсказуемыми. Иными словами, текущая практика расчета ориентирована на высокорасходные способы производства электроэнергии на основе ископаемого топлива. Альтернативой им служат капиталоемкие технологии выработки электроэнергии из возобновляемых источников, обеспечивающие нулевые выбросы и минимальный риск, такие как ветроэнергетика.

Сравнение ветро- и газовых генераторов: подход с поправкой на риск

Различные методики оценки стоимости электроэнергии (СОЕ) для разных технологий ее производства широко используются при разработке политического курса стран и составлении руководящих директив. Политические деятели нуждаются в простом способе определения стоимости кВт·ч электроэнергии, вырабатываемой ветротурбиной в течение ближайших 20 лет, и ее сравнения с энергией, вырабатываемой с использованием парогазовых турбин. Такая информация помогает государствам формировать различные формы налоговой политики, а также программы научных исследований и другие меры. Например, Европейская комиссия, признавая важность стоимостных оценок, предложила изучать методы анализа СОЕ до начала работы с проектами по новым возобновляемым источникам энергии.

В декабре 2008 года Евросоюз установил новые обязательные программы на 2020 г. по доле возобновляемых источников энергии в 27 странах — членах ЕС, однако методология Европейской комиссии по оценке СОЕ при этом осталась неизменной. В этом разделе рассказывается о том, как Еврокомиссия, МЭА и правительства должны оценивать стоимость энергии ветра и других возобновляемых источников и сопоставлять их с классическими формами производства энергии.

В традиционных юрисдикциях сравнение удельной стоимости кВт·ч создает базис, на основании которого коммунальные и нормативные органы разрабатывают инвестиционные планы в соответствии с, например, концепцией «минимума затрат», которая используется во многих странах ЕС и остального мира. Эта процедура предполагает, что если каждый новый энергетический проект выбирается по минимуму затрат, то в результате совокупный план производства электроэнергии также будет низкозатратным.

Здесь описывается «инвестиционно-ориентированный» подход к оценке стоимости энергии, производимой ВЭУ и газовыми станциями. Этот подход, описанный в любом финансовом учебнике (например, Brealey & Myers «Принципы корпоративных финансов», McGraw Hill, любое издание), отражает рыночный риск2, учитывающий изменчивость операционных расходов для разных технологий производства энергии.

Традиционная инженерно-экономическая модель затрат

Традиционные инженерно-экономические модели затрат, которые широко используются во многих странах ЕС, создавались более 100 лет назад. Они были отвергнуты другими отраслями промышленности3 по причине смещения в сторону более дешевых и рискованных интенсивно-затратных технологий4.

При оценке стоимости электроэнергии использование инженерных моделей почти всегда означает, что рискованные проекты на базе полезных ископаемых являются более экономически эффективными, чем проекты, использующие безрисковые, но капиталоемкие альтернативные источники. Это аналогично тому, если сказать, что инвестиции в высокодоходные, но рискованные «бросовые облигации» или запасы предпочтительнее, чем в менее доходные, но более надежные и предсказуемые государственные облигации.

Эта аналогия работает следующим образом. Рассмотрим две инвестиционные альтернативы: корпоративные долговые обязательства низкого качества (так называемые «бросовые» или «мусорные» облигации), по которым обещано 8% годовых, и высоконадежные государственные облигации с 4% годовых. Вложение 1000 евро в «мусорные» облигации должно принести годовой доход в 80 евро. Чтобы получить такой же доход от государственных облигаций, сумма инвестиций должна быть в два раза больше, то есть 2000 евро (2000×4% = 80 евро).

Действительно, если сравнить два вида облигаций с использованием инженерной СОЕ концепции применительно к традиционным и возобновляемым источникам электроэнергии, то окажется, что государственные облигации стоят в два раза дороже, чем «бросовые», то есть инвестиции в них должны быть в два раза больше для получения такого же предполагаемого дохода. Государственные облигации стоят примерно столько же, сколько и «мусорные», поскольку инвесторы понимают, что в их стоимость входит плата за отсутствие риска. Эти же идеи должны применяться при сравнении ВЭУ со станциями, работающими на природном газе и других ископаемых видах топлива.

Инженерные стоимостные модели достаточно хорошо работали и в предыдущие технологические эпохи, характеризующиеся как стабильные и однородные, то есть в статической технологической среде, где все альтернативные технологии имели близкие финансовые характеристики и аналогичные производственные и капитальные затраты в течение всего срока службы [5]. Если ваша система электропитания основана только на нефти, газе и угле, то инженерный подход к оценке затрат не создает проблем.

Сказанное было справедливо для большей части прошлого столетия, но теперь это уже не так. Сегодня планирование энергетики должно опираться на широкий спектр ресурсов, от традиционных видов ископаемого с высоким уровнем риска до низкорисковых капиталоемких технологий, таких как ветроэнергетика, отличающаяся нулевым расходом топлива и низкими эксплуатационными затратами.

Инженерные модели по-прежнему широко используются в энергетическом планировании на макро- и микроэкономическом уровне. Как правило, они игнорируют разницу в рисках альтернативных технологий, что является важнейшим недостатком и причиной систематического искажения результатов в пользу газа и других рискованных интенсивно-затратных технологий. Инженерные стоимостные модели основаны на произвольных учетных ставках, поэтому они дают результаты, не имеющие экономической интерпретации.

Современный рыночный метод оценки стоимости электроэнергии

В этой главе описан рыночный и финансовый экономический подход к оценке СОЕ, который отличается от традиционного, инже-нерно-экономического. Оба подхода приводят прогнозируемые операционные расходы генерирующих технологий к, например, «текущей» (дисконтированной) стоимости. Однако финансовая теория использует этот термин в строгом экономическом смысле: «текущая стоимость» представляет собой рыночную стоимость будущего потока выгод или затрат. Относительно «мусорных» и государственных облигаций текущая стоимость будущих годовых процентов и сумма основного платежа определяются непосредственно, как цена каждой из этих облигаций на рынке капитала.

Это уникальное значение получается аналитически только в том случае, когда используется корректная учетная ставка, имеющая поправку на риск (табл. 1). Дисконтирование обеих облигаций по одной ставке (табл. 1, группа А) дает ошибочные результаты, предполагающие, что «мусорные» облигации имеют бóльшую ценность. Это происходит вследствие игнорирования фактора риска.

Таблица 1. Оценка двух вариантов пятилетних облигаций

Лет 8% — «бросовые» облигации 4% — государственные облигации
Годовая выручка
за 1000 евро
инвестиций, евро
1 80 40
2 80 40
3 80 40
4 80 40
5 1080 1040
А. Предполагаемая скидка
Текущий уровень доходов (некорректный)
6% 1084 6% 916
В. Предполагаемая скидка
Текущий уровень доходов (корректный)
8% 1000 4% 1000

На современном рынке ходит много низкопробных бумаг с показателями доходности, похожими на те, что показаны в таблице 1. Они, как правило, покупаются по цене безопасных государственных облигаций или выше, и их доходность оказывается в два раза меньше, так как рынок придает различные уровни риска для денежных потоков двух описанных типов инвестиций.

Цены на облигации представляют собой «текущую стоимость», скорректированную с учетом риска для будущих платежных потоков. Текущее значение может быть получено только путем дисконтирования или «обрушения» будущих процентных ставок и суммы основного платежа с учетом рисков ставок дисконтирования, в данном случае 8% — для «мусорных» облигаций и 4% — для корпоративных облигаций. Оценка обеих инвестиций с использованием одинакового процента скидки ошибочно показывает, что доходы от государственных облигаций ниже (табл. 1, группа А).

Таким же образом будет получен неправильный результат в том случае, если затраты на производство различных видов энергии дисконтируются по одной ставке, поскольку при этом игнорируется риск. Если бы финансовые рынки действовали в соответствии с государственным анализом энергетических рынков, то не было бы спроса на государственные облигации, за исключением облигаций, выпущенных нестабильными политическими режимами.

Оценка цены с поправкой на риск для технологий производства электроэнергии

Текущая оценка расходов на топливо на 20-летний период имеет экономическую интерпретацию, аналогичную стоимости облигации: это контрактная цена на будущие закупки топлива, предполагающая наличие рынков для подобных контрактов. Рынки облигаций предлагают инвесторам десятки тысяч возможностей, учитывающих взаимозависимость уровня риска и доходности, со сроками погашения от одного дня до 30 или 40 лет.

Будущее ископаемого топлива трудно предсказать более чем на 5–6 лет, что делает невозможным непосредственно спрогнозировать закупочные цены на 25 лет. Там, где не существует эффективного рынка капитала, как в случае будущих расходов на топливо и O&M, предполагается оценка учетной ставки на основе рыночного подхода или оценка с поправкой на риск.

В предыдущем разделе было рассказано об идее, которая лежит в основе процедуры анализа СОЕ. Текущую стоимость двух финансовых инвестиций с различными рыночными рисками нельзя сравнить, если прибыль не дисконтирована по определенному курсу и, соответственно, не определена рыночная цена актива. Таким же образом две альтернативные технологии производства энергии можно сравнить только в том случае, если прогнозируемые ежегодные затраты для каждой из них дисконтированы по собственной ставке с учетом риска. При этом мы получаем рыночную цену, по которой можем взять на себя соответствующие обязательства. В случае двух облигационных инвестиций это правильно, поскольку величина учетной ставки является корректной и цена обеих облигаций прозрачна.

Понятие рыночного риска в отношении будущих расходов на производство энергии кажется более неопределенным, хотя основные принципы оценки одинаковы. Сравнение стоимости энергии, вырабатываемой ВЭУ и тепловыми станциями, на основе одних и тех же учетных ставок дает бессмысленные результаты. Для того чтобы сопоставление СОЕ было корректным, мы должны оценить точное значение ставки дисконтирования для расходов на производство электроэнергии, включая топливо и O&М. Хотя каждая из этих затрат имеет свою учетную ставку, расходы на топливо требуют особого внимания, так как они оказываются намного выше прочих, если расчеты производятся с учетом рисков.

Как же производить оценку учетной ставки для газа и других ископаемых видов топлива? Ряд исследователей (Awerbuch, 1995; 2003; Bolinger и Wiser, 2002; Bolinger и др., 2003; Kahn и Stoft, 1993; Roberts, 2004) дают историческую оценку рисков расходов на ископаемое топливо с использованием модели САРМ (Capital Asset Pricing Model), описанной в любом финансовом учебнике.

Первый шаг анализа заключается в поиске так называемого параметра «s», который позволяет определить риск активов. Величина «s» может быть получена путем нахождения количественной корреляции между изменениями курса акций топливной компании (например, добывающей природный газ) и изменениями цены этого топлива. Для природного газа это значение считается отрицательным, оно находится в диапазоне от –0,2 до –0,78. Далее определяется величина учетной ставки, которая используется международными рынками в долгосрочных облигациях (30–40 лет), и добавляется долгосрочная страховая премия, позволяющая учесть неопределенность будущих расходов.

Эмпирический анализ, проведенный при данных условиях, неизменно свидетельствует о том, что номинальный уровень таких затрат лежит в пределах от 1 до 3%5. Это означает, что текущее значение стоимости ископаемого топлива будет существенно больше величины, заявленной МЭА и другими организациями, которые используют произвольные проценты скидок в очень высоком диапазоне (8–13%). Когда расходы дисконтируются по высоким ставкам, результирующая стоимость энергии оказывается ниже установленного уровня (табл. 2).

Таблица 2. Текущая оценка стоимости ископаемого топлива при различных учетных ставках

Год Предполагаемая цена топлива, $/ГДж
2010 4,58
2020 4,97
2030 4,97
2040 4,97
2050 4,97
Сценарий дисконтирования Номинальная учетная ставка Текущее значение затрат на топливо, $/МВт•ч
МЭА — высокая скидка 13% $166
МЭА — низкая скидка 8% $301
Исторический ценовой риск газа 4% $579
Предполагаемый 40-летний контракт 3,5% $702

Примечание. Предполагаемые МЭА цены производства электроэнергии на 2005 год (USA-G1). Установленный уровень инфляции — 3%.

МЭА полагает, что риск стоимости топлива можно исключить при использовании различных учетных ставок (анализ чувствительности). Однако, как говорилось выше, этот метод не позволяет проводить сравнение технологий с различным уровнем потребления топлива или отсутствия его потребления, как в случае ветроэнергетики. Вместо того чтобы дифференцировать уровни риска для всех способов производства энергии, МЭА должна использовать разные ставки дисконтирования для различных технологий.

Скорее всего, исторический анализ рисков цен природного газа и угля не позволяет точно предсказать будущее. В этом случае мы можем оценить стоимость выработки электроэнергии с помощью альтернативного набора предположений. Можно предположить, например, что производители энергии могут закупать топливо в течение всего срока инвестиций (как правило, от 25 до 40 лет) по ценам, прогнозируемым в настоящее время, и что поставщики топлива будут фиксировать эти цены в контракте. Это самый оптимистичный сценарий, который можно себе представить, учитывая современные тенденции на рынке газа и нефти.

Такие фиксированные контракты легко поддаются оценке, они представляют собой обязательства перед производителем энергии, риск которых очень близок к риску платежа по его долгам. До тех пор пока производитель имеет достаточный доход для покрытия своих обязательств, по закону он должен выплачивать проценты и выполнять контрактные обязательства по закупке топлива.

В финансовой терминологии долгосрочный контракт на топливо является эквивалентом долгового обязательства, чья стоимость определяется путем дисконтирования по ставке, равной стоимости задолженности компании. Чтобы получить представление об этой величине, рассмотрим гипотетический инвестиционный уровень фирмы, выпускающей облигации, риск которых оценивается в диапазоне от 1 А до ВВВ на рынке США. Текущая6 ставка по таким обязательствам составляет от 5 до 6% от номинала.

При использовании модели САРМ для некоторого ряда электростанций были получены интересные результаты (рис. 2). В докладе МЭА «Прогнозируемая стоимость генерирующих мощностей в 2005 году» сказано, что для типовой станции на природном газе7 предполагаемые затраты на топливо составят $2967 при учетной ставке 10%, что эквивалентно 0,049 $/кВт•ч (около 3,9 евроцент/кВт•ч8). Однако если используется методология, основанная на историческом риске цен на топливо, то стоимость возрастает до $8018, или 0,090 $/кВт•ч (приблизительно 7,2 евроцент/кВт•ч). При использовании 40-летнего контракта с фиксированными ценами мы получим $7115, или 0,081 $/кВт•ч (6,48 евроцент/кВт•ч).

Стоимость выработки энергии

Рис. 2. Стоимость выработки энергии газовыми, угольными, ветряными и атомными станциями с учетом рисков

Нечто подобное происходит и с угольными электростанциями, которые также отражены в докладе МЭА. В общем случае при ставке 10% затраты на топливо для угольной станции (DEU-C1) равны $1234, или 0,040 $/кВт•ч (около 3,2 евроцент/кВт•ч). Если исторический подход к рискам является предпочтительным, то пиковые расходы составят $5324, или 0,083 $/кВт•ч (6,64 евроцент/кВт•ч). И наконец, при использовании 40-летнего контракта мы получаем $3709, и 0,066 $/кВт•ч соответственно (приблизительно 5,28 евроцент/кВт•ч). В обоих случаях затраты на топливо и, как следствие, общая стоимость производства энергии при использовании дифференцированных учетных ставок увеличивается более чем вдвое.

Судя по графику, стоимость энергии ветра остается неизменной, поскольку данная технология не связана с риском цен на топливо. Следует отметить, что расчет затрат береговых ветростанций, показанный выше, основан на методологии МЭА, согласно которой удельная цена ветроэнергии составляет 5,3 евроцент/кВт•ч. Во второй главе мы выяснили, что нормализованная стоимость энергии для береговых ВЭУ находится в диапазоне от 6 евроцент/кВт•ч при учетной ставке 5% до 8 евроцент/кВт•ч по ставке 10% при средней интенсивности ветра9.

Литература

  1. Awerbuch S., Morthorst P.-E. The Economics of Wind Energy. A report by the European Wind Energy Association. March 2009.
  2. http://www.renewableenergy.com
  3. http://www.gwec.net
  4. http://public.eurelectric.org/Content/Default.asp?PageID=503
  5. Awerbuch S. The Surprising Role of Risk and Disc-ount Rates in Utility Integrated-Resource Planning // The Electricity Journal. Vol. 6, No. 3. Apr. 1993.

1 Цена ископаемого топлива равна нулю, а переменные расходы низкие. Это означает, что большинство капитальных затрат инвестора известны на момент начала проекта.

2 Представленный здесь анализ предполагает, что в мире нет налогов на прибыль, хотя они не влияют одинаково на все технологии. Зависящий от амортизационных отчислений налог на прибыль снижает стоимость производства энергии для капиталоемких технологий, таких как ветро- и атомная энергетика, в большей степени, чем для интенсивно-затратных технологий, таких как газовая.

3 Они были отвергнуты производителями США на основе ретроспективной оценки, то есть только после глобального давления конкуренции (начиная с 1970-х годов), ясно проявившей невозможность отражения экономии затрат на CIM (computer integrated manufacturing) и другие инновационные капиталоемкие технологии. В предыдущие десятилетия, пока американские производители пользовались глобальной рыночной властью, они, как правило, опирались на неподходящие и вводящие в заблуждение инвестиционные процедуры, что, по мнению некоторых экономистов (например, Каплан — 198_, HBR), способствовало потере превосходства.

4 Интенсивно-затратные технологии — противоположность капиталоемких, то есть затратные инвестиции имеют относительно высокие текущие переменные расходы, например на топливо. Масштабы переменных затрат являются более неопределенными, чем размеры капитальных расходов (включая проценты и амортизацию).

5 Учетные ставки в данном разделе, как правило, представлены в номинальном выражении. Это означает, что они включают в себя прогнозы по инфляции и, следовательно, непосредственно сопоставимы с величинами, наблюдаемыми на рынках капитала. Номинальные ставки могут быть преобразованы в реальные или неизменные валютные курсы с помощью выражения: kreal = (1+knominal)/(1+p)–1, где p представляет собой ожидаемый темп инфляции. Для относительно небольших ставок это отношение выглядит так: kreal = knominal–р.

6 Июнь 2006 г.

7 USA-G1, глава 3.

8 При курсе USD/Euro 1,25.

9 Shimon Awerbuch проводил такой анализ на основе отчета МЭА по стоимости электроэнергии, опубликованного в 2005 году, где средняя импортная цена сырой нефти принята $51 за баррель. Результаты, естественно, были бы совершенно другими при цене, эквивалентной $150/баррель, достигнутой в середине 2008 года. Однако в качестве примера полученные цифры отражают, как будет меняться позиция ветроэнергетики по отношению к другим технологиям, если использовать более рациональный подход на основе оценки СОЕ. Результаты могут быть даже еще более позитивными для ветроэнергетики, если учесть в анализе цены на уголь.

Скачать статью в формате PDF  Скачать статью Компоненты и технологии PDF

 


Другие статьи по данной теме:

Сообщить об ошибке