Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиях реформирования отрасли

• Автор: Куликова, Кира Александровна
• Шифр специальности: 08.00.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 218 с.

Введение
ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИЕЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
1. Анализ возможностей и приоритетов инвестиционной деятельности в условиях становления конкурентного рынка
2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании
3. Анализ инвестиционных ресурсов компаний электроэнергетики и вариантов привлечения финансирования
Выводы по главе
ГЛАВА 2. МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ
1. Алгоритм и общие принципы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка
2. Инструменты и методы количественного анализа рисков в инвестиционном проектировании
3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний
4. Предлагаемая экономикоматематическая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов
5. Ключевые показатели эффективности инвестиционной программы в системе управления энергокомпанией
6. Программное обеспечение процесса формирования инвестиционной программы
Выводы по главе
ГЛАВА 3. ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ МЕХАНИЗМА ПОСТРОЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ НА ПРИМЕРЕ ОАО МОСЭНЕРГО
1. Краткая характеристика ОАО Мосэнерго и сценарные условия развития компании
2. Оценка эффективности и рисков инвестиционных проектов реконструкции и строительства новых генерирующих мощностей ОАО Мосэнерго
3. Формирование инвестиционной программы ОАО Мосэнерго на основе методов экономикоматематического моделирования
Заключение
Литература


Основные исходные данные для расчетов приведены в табл. При определении тарифов, окупающих инвестиции с заданной нормой доходности, использовался традиционный подход к построению финансовой модели проекта и расчету его показателей эффективности V, I тариф на электроэнергию определялся обратным пересчетом исходя из заданных требуемых показателей эффективности I. Целесообразность проведения таких оценок по сравнению с Vанализом обусловлена укрупненным характером проводимых расчетов определение сравнительной эффективности инвестиционных альтернатив ведется не для конкретного проекта, а для возможной группы проектов, расположенных в разных энергозонах России. Таким образом, при расчете показателей эффективности необходимо было бы задаваться неким средним по ЕЭС тарифом на электроэнергию, существенно отличающимся от тарифов в территориальном разрезе и тарифов отдельных станций и поэтому дающим усредненный, мало что характеризующий результат. Проводя обратный расчет, тариф на электроэнергию получается в качестве результата, с которым можно сравнивать реальные цены на электроэнергию, сложившиеся в конкретном узле ЕЭС или устанавливаемые для конкретной электростанции или региональной энергокомпании в разных энергозонах. Таблица 1. Тип Топливо Тип существующего оборудования Способы обновления ТЭС Удельные капиталовложения, доллкВт Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии. ТЭС Продление ресурса Модерыим ииа Зшеиак прогресс ,ч. Газ мазут КЗСО0, К0 КЗСО0. К МК. МХ ПГУ5. Газ, мазут К2СО0. КЭС Уголь К8СО0. КЗОО0. К5СО0 К4ОЗ0. КЗСО0. К мкззо 0. МХ. Уголь К2СО0. К.О. Уголь Маяков конденсационное оборудование ата и ккме К0 У. Газ, мазут ТЮО. ПТ. ТЮСМЗО МГ5 0 ПГУ 0СП. ПГУ ПОСГ. Ь. 9 5 Ь,0 Ь. ТЭЦ Газ, мазут Мелкое тетикфикаиионнх сбрудэмпле ата и инке Т МПТ 0 ГТУ КУ ГГУ КУ 5 Ь. Уголь Т0, 0 и ПТ. Гкрсаслсыо х Сиеклрмих условий то курсу 1 дсии руб вЬ удельный расход условного топливо и отпуск жктрюмсргмм кочдежшикжио ыикэе, гу. Отч. Й расход тоопи ка отпуск элеэпрээигртои втспюбикшдошюмрегггке, г. ТЛсВгч, Ь, удельный расход теплим К1 отпуск теша. Крохе ТОГО, в расчет были сл. Я иод ноли СО часе, чисао чэсв ислаглювамш теогевпй мощности часе, тариД па тспэззмерпно 8. Гвд, штатный коэффицяшт 0. МВт, средняя азработшд ллш рубмес. МВт ч, цена топливе прфодиыР. Сшс. ДОуг, испопьхиаиие 1С0 ссбстяениссо калитаа, период фихнмэп жсодуатаими паротурбинное обедооммие лет. ГУ лет. Мымиукимые 1нйчгмю1 лш. Максчнтьные гначстм покаюте. Рис 1. Тарифы окупаемости для конденсационного оборудования, топливо газ при 1КК
2,ОСв
1
1. М 0. Рис 1. ЛМС1КЧК1Г 1чр. М.ишмм, мклам ои. Мятмии ттк. Рис 1. Результаты расчетов приведены на рис. Наибольшей эффективностью характеризуется проекты продления ресурса оборудования, в силу их низкой капиталоемкости. При рассмотренных условиях проекты установки паротурбинного, но модернизированного оборудования, несмотря на худшие эксплуатационные характеристики существенно более высокий расход топлива более эффективны имеют меньший тариф, окупающий инвестиции с 1 по сравнению с сооружением прогрессивных парогазовых и газотурбинных установок, характеризующихся высоким уровнем капиталовложений. Новые ТЭС, как газовье, так и угольные, имеют существенно более высокий тариф окупаемости, решение об их строительстве принимается только в случае их необходимости по балансу энергии и мощности. В условиях конкурентного рынка при рассмотрении инвестиционных проектов наряду с детерминированными показателями эффективности проектов ключевую роль играют оценки рисков их реализации. Риск инвестора может зависеть от применяемой технологии производства электроэнергии газовые и угольные ТЭС, АЭС, ГЭС, от территориального размещения и вероятности колебания цен в конкретных ценовых зонах, а также от характера проекта новое строительство, реконструкция, вынужденные проекты поддержания надежности энергообеспечения. Международное энергетическое агентство 1ЕЛ, Ii приводит следующую качественную оценку рисков для различных технологий производства электроэнергии табл. Таблица 1.