Экономическое и финансовое сравнение инвестиционных проектов строительства газовой ПГУ и угольной КЭС в России

В условиях динамично меняющегося глобального энергетического ландшафта и возрастающих требований к экологической безопасности, выбор оптимального типа электрогенерирующих мощностей становится ключевым вопросом стратегического развития любой национальной экономики. Российская Федерация, обладающая колоссальными запасами как природного газа, так и угля, сталкивается с необходимостью постоянной модернизации своей энергетической инфраструктуры, балансируя между экономической целесообразностью, экологической устойчивостью и энергетической безопасностью.

По данным «Коммерсанта» и «Сберометра», правительство РФ планирует инвестировать около 1 трлн рублей в строительство более 1 ГВт новых генерирующих мощностей в Москве и на юге России, что подчеркивает масштабность и актуальность задачи по выбору наиболее эффективных инвестиционных проектов.

Настоящая работа ставит своей целью проведение детального экономического и финансового сравнения двух крупномасштабных инвестиционных проектов в электроэнергетике: строительства конденсационной электростанции (КЭС) на газе с использованием парогазовой установки (ПГУ) и угольной КЭС. Исследование направлено на выявление ключевых различий в финансовой и коммерческой эффективности этих проектов в современных российских экономических условиях.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• Обосновать теоретические основы инвестиционного анализа, применимые к энергетическому сектору.
• Разработать методику расчета ставки дисконтирования с учетом российской специфики и актуальных экономических данных.
• Провести сравнительный анализ капитальных и эксплуатационных затрат, а также коэффициента использования установленной мощности для обоих типов электростанций.
• Изучить динамику цен на топливо (уголь и природный газ) и тарифов на электроэнергию в РФ, а также спрогнозировать их влияние на денежные потоки проектов.
• Детализировать структуру денежных потоков и классифицировать основные риски для каждого типа проектов, предложив методы их количественной оценки.
• Проанализировать современную инвестиционную политику в российской электроэнергетике и ее влияние на долгосрочную коммерческую эффективность рассматриваемых проектов.

Исследование предоставит студентам экономических, финансовых и инженерно-экономических факультетов комплексную методологическую и фактическую основу для курсовых работ по инвестиционному анализу, а также послужит ориентиром для принятия обоснованных решений в области энергетического планирования.

Теоретические основы инвестиционного анализа в энергетике

В мире, где каждый мегаватт энергии имеет свою цену и свои последствия, грамотный инвестиционный анализ в энергетике – это не просто набор формул, а компас для навигаторов будущего. От того, насколько точно мы оценим перспективность проекта, зависит не только финансовое благополучие инвесторов, но и устойчивость всей энергосистемы, поскольку инвестиции в этот сектор являются краеугольным камнем долгосрочного развития государства.

Понятие и классификация инвестиционных проектов в электроэнергетике

Инвестиционный проект в своей сути представляет собой комплекс мероприятий, целенаправленно организованных для достижения конкретных экономических, социальных или иных целей посредством вложения финансовых, материальных и трудовых ресурсов. Конечной целью такого вложения является получение прибыли или других значимых выгод в будущем. В контексте электроэнергетики, инвестиционные проекты обладают особой спецификой, обусловленной капиталоемкостью, длительным жизненным циклом, высокими технологическими требованиями и значительным влиянием на окружающую среду и социально-экономическое развитие регионов.

Жизненный цикл энергетического инвестиционного проекта традиционно включает несколько ключевых стадий:

1. Предынвестиционная фаза: Изучение рынка, технико-экономическое обоснование, выбор участка, разработка проектной документации, получение разрешений.
2. Инвестиционная фаза: Непосредственно строительство, монтаж оборудования, пусконаладочные работы.
3. Эксплуатационная фаза: Производство и реализация электроэнергии, техническое обслуживание, ремонты, модернизация.
4. Ликвидационная фаза: Вывод из эксплуатации, демонтаж, рекультивация территории.

Крупномасштабные энергетические объекты, такие как конденсационные электростанции (КЭС) на угле или парогазовые установки (ПГУ) на газе, характеризуются следующими особенностями:

• Высокие капитальные затраты: Требуют значительных первоначальных вложений, что обуславливает необходимость долгосрочного финансирования.
• Длительный срок окупаемости: Из-за масштабов и капиталоемкости проектов срок возврата инвестиций может составлять десятилетия.
• Государственное регулирование: Тарифы на электроэнергию, цены на топливо, экологические стандарты — все это находится под пристальным вниманием государства.
• Экологические аспекты: Воздействие на окружающую среду является одним из критических факторов, требующих серьезных инвестиций в природоохранные технологии.
• Социальная значимость: Энергетические проекты обеспечивают рабочие места, развивают инфраструктуру и влияют на качество жизни населения.

Основные показатели эффективности инвестиционных проектов

Для оценки целесообразности инвестиций в энергетические проекты используется комплекс показателей, которые позволяют взглянуть на проект с разных сторон: финансовой, коммерческой и социальной. Согласно общепринятой практике и авторитетным источникам, таким как работы П.Л. Виленского, В.Н. Лившица, С.А. Смоляка («Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика») и И.В. Липсица («Инвестиционный анализ»), а также методическим рекомендациям Минэкономики РФ, выделяются следующие основные показатели:

1. Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV)

NPV — это фундаментальный показатель, представляющий собой разность между приведенной стоимостью всех денежных притоков (доходов) и оттоков (затрат) по проекту, дисконтированных к одному моменту времени (обычно к началу проекта).

Формула NPV:

NPV = Σt=0T (CFt / (1 + r)t)

Где:

• CFt — чистый денежный поток в период t;
• r — ставка дисконтирования;
• t — период, в котором осуществляется денежный поток;
• T — горизонт планирования проекта.

Критерии принятия решения:

• Если NPV > 0: Проект считается экономически эффективным, и его следует принять, поскольку он увеличит стоимость компании.
• Если NPV < 0: Проект неэффективен, его следует отвергнуть.
• Если NPV = 0: Проект ни прибылен, ни убыточен; решение о принятии может зависеть от нефинансовых факторов.

Преимущество NPV заключается в его способности учитывать временную стоимость денег и обеспечивать однозначный критерий принятия решения, максимизирующий благосостояние инвесторов. Иными словами, этот показатель точно показывает, насколько текущая стоимость будущих доходов превышает текущие затраты, отражая реальный прирост ценности для собственников.

2. Внутренняя норма рентабельности (Internal Rate of Return, IRR)

IRR — это ставка дисконтирования, при которой чистый дисконтированный доход (NPV) проекта равен нулю. Иными словами, это та максимальная ставка доходности, которую может обеспечить проект.

Формула IRR:

Σt=0T (CFt / (1 + IRR)t) = 0

IRR обычно находится методом итераций, поскольку явной формулы для ее расчета нет.

Критерии принятия решения:

• Если IRR > r (ставка дисконтирования или стоимость капитала): Проект считается приемлемым, так как его внутренняя доходность превышает минимально допустимую норму доходности.
• Если IRR < r: Проект следует отвергнуть.
• Если IRR = r: Проект безразличен.

IRR удобна для сравнения проектов с разным масштабом инвестиций и для оценки запаса прочности проекта перед лицом роста стоимости капитала. Однако она может давать некорректные результаты при наличии множественных изменений знака денежных потоков.

3. Индекс прибыльности (Profitability Index, PI)

PI — это отношение приведенной стоимости будущих денежных притоков к приведенной стоимости первоначальных инвестиций.

Формула PI:

PI = (Σt=1T (CFt / (1 + r)t)) / (Σt=00 (CFt / (1 + r)t) при CF0 < 0)

Или, более просто:

PI = (NPV + |Инвестиции|) / |Инвестиции|

Критерии принятия решения:

• При PI > 1: Проект эффективен.
• При PI < 1: Проект неэффективен.
• При PI = 1: Проект безразличен.

PI особенно полезен при сравнении альтернативных проектов с примерно одинаковыми значениями NPV, но разными объемами требуемых инвестиций. Он позволяет ранжировать проекты при ограниченных инвестиционных ресурсах, показывая, сколько дисконтированного дохода приходится на единицу инвестиций.

4. Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period, DPBP)

DPBP — это период времени, за который первоначальные инвестиции окупаются за счет чистых дисконтированных денежных потоков.

Расчет DPBP:

DPBP определяется как минимальный период 'k', при котором нарастающий итог дисконтированных денежных потоков становится неотрицательным:

Σt=0k (CFt / (1 + r)t) ≥ 0

Критерии принятия решения:

• Чем короче DPBP, тем выше ликвидность проекта и ниже риск.
• Проект принимается, если DPBP меньше заданного инвестором максимального срока окупаемости.

DPBP важен для инвесторов, ориентированных на быструю отдачу от вложений и минимизацию риска. Однако он не учитывает денежные потоки, поступающие после срока окупаемости, и не дает полной картины доходности проекта.

В совокупности эти показатели формируют мощный аналитический инструментарий для комплексной оценки инвестиционных проектов, позволяя принимать взвешенные и обоснованные решения в сложной среде электроэнергетики.

Методологические рекомендации и нормативная база РФ

В Российской Федерации оценка эффективности инвестиционных проектов регулируется рядом документов, призванных адаптировать общие принципы инвестиционного анализа к специфическим условиям отечественной экономики. Одним из ключевых нормативных актов являются "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов", утвержденные Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ 21 июня 1999 г. N ВК 477. Эти рекомендации, несмотря на свой возраст, продолжают оставаться фундаментом для проведения оценок и активно используются в практической деятельности.

Особенности "Методических рекомендаций" для России:

• Адаптация к инфляции: Документ учитывает возможность высокой и переменной инфляции, предлагая методы корректировки денежных потоков и ставок дисконтирования. Это критически важно для долгосрочных энергетических проектов.
• Многовалютность: Предусмотрена возможность использования нескольких валют в расчетах, что актуально для проектов с международным участием или импортным оборудованием.
• Роль государства: Учитывается специфическая роль государства в регулировании цен и тарифов, что особенно важно для электроэнергетики, где оптовые цены на электроэнергию и тарифы часто устанавливаются ФАС и региональными регулирующими органами.
• Комплексность оценки: Рекомендации предписывают рассматривать не только коммерческую, но и социальную, бюджетную, народнохозяйственную эффективность проекта, что отражает многоаспектность влияния крупных инвестиций.

Помимо "Методических рекомендаций", при проведении инвестиционного анализа в энергетике следует учитывать:

• Налоговый кодекс РФ: Все расчеты должны проводиться с учетом актуальных налоговых ставок, включая изменения в налоге на прибыль организаций, которые вступили в силу с 1 января 2025 года (повышение с 20% до 25%).
• Гражданский кодекс РФ: Регулирует договорные отношения, связанные с поставками топлива, строительством, продажей электроэнергии.
• Федеральные законы, регулирующие энергетическую и инвестиционную деятельность: Например, ФЗ "Об электроэнергетике", ФЗ "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений".
• Официальные отраслевые отчеты и прогнозы: "Энергетическая стратегия России", отчеты Минэнерго РФ, Росстата, "Совета рынка", которые предоставляют актуальные данные и сценарии развития рынка.

Принцип Методологической Корректности и Простоты:

При выполнении любых расчетов и анализов необходимо придерживаться принципа методологической корректности и простоты. Это означает:

• Приоритет стандартных методов: Всегда использовать наиболее распространенные, общепринятые и легко проверяемые методы. Например, для факторного анализа, если это потребуется, предпочтителен "метод цепных подстановок".
• Избегание излишней сложности: Отказ от эзотерических, нишевых или чрезмерно усложненных методов, если на то нет прямого указания или если они не являются стандартными для российской практики.
• Прозрачность расчетов: Все расчеты должны быть представлены с указанием исходных данных, используемых формул в общем виде и пошаговым применением этих формул, что обеспечивает проверяемость и достоверность результатов.

Соблюдение этих принципов и обращение к актуальной нормативной базе обеспечивает надежность и обоснованность результатов инвестиционного анализа, что является критически важным для принятия стратегических решений в таком капиталоемком и социально значимом секторе, как электроэнергетика.

Методика расчета ставки дисконтирования для энергетических проектов

Выбор ставки дисконтирования – это не просто технический шаг в расчетах; это своего рода "сердце" инвестиционного анализа, определяющее, насколько проект будет выглядеть привлекательным для инвестора. В условиях российской экономики, где присутствует динамика изменений как на финансовых рынках, так и в налоговом законодательстве, к этому вопросу следует подходить с особой тщательностью.

Средневзвешенная стоимость капитала (WACC) как основной метод

В современной финансовой практике наиболее распространенным и методологически обоснованным подходом к определению ставки дисконтирования для крупномасштабных инвестиционных проектов является расчет средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital, WACC). WACC отражает среднюю стоимость всех источников финансирования, используемых компанией или проектом, пропорционально их доле в общей структуре капитала. Это означает, что для успешной реализации проекта его доходность должна как минимум покрывать стоимость привлеченного капитала.

Формула для расчета WACC:

WACC = Re ⋅ (E/V) + Rd ⋅ (D/V) ⋅ (1 - Tc)

Где:

• R_e — ставка доходности собственного (акционерного) капитала. Это минимальная норма доходности, которую инвесторы ожидают получить от своих вложений в акционерный капитал компании с учетом уровня риска.
• E — рыночная стоимость собственного капитала (акций компании).
• V — суммарная рыночная стоимость всего капитала компании или проекта, равная сумме рыночной стоимости собственного капитала и рыночной стоимости заемного капитала (V = E + D).
• D — рыночная стоимость заемного капитала (облигаций, банковских кредитов).
• R_d — ставка доходности заемного капитала. Это процентная ставка, по которой компания привлекает заемные средства.
• T_c — ставка налога на прибыль организаций. В формуле WACC стоимость заемного капитала корректируется на (1 - Tc), поскольку процентные платежи по долгу уменьшают налогооблагаемую прибыль, создавая "налоговый щит" и, таким образом, снижая эффективную стоимость заемного финансирования.

Применение WACC позволяет:

1. Учитывать структуру капитала: Включает в себя как собственный, так и заемный капитал, что делает оценку более реалистичной.
2. Отражать стоимость финансирования: Показывает минимальную доходность, которую проект должен обеспечить, чтобы быть привлекательным для всех источников финансирования.
3. Использовать рыночные данные: Предполагает использование рыночных стоимостей капитала, что повышает объективность оценки.

Для крупномасштабных энергетических проектов, где финансирование зачастую представляет собой комбинацию банковских кредитов, облигационных займов и акционерного капитала, WACC является наиболее адекватным инструментом для определения ставки дисконтирования, позволяя комплексно учесть все аспекты стоимости привлеченного финансирования.

Определение стоимости собственного капитала (R_e) с использованием модели CAPM

Определение стоимости собственного капитала (R_e) — одна из наиболее сложных задач в расчете WACC. Для решения этой задачи широко применяется модель оценки капитальных активов (Capital Asset Pricing Model, CAPM). Модель CAPM теоретически обосновывает взаимосвязь между риском и ожидаемой доходностью актива, предполагая, что инвесторы требуют более высокую доходность за принятие более высокого риска.

Формула CAPM:

Re = Rf + β ⋅ (Rm - Rf)

Где:

• R_f — безрисковая ставка доходности (risk-free rate). Это доходность по инвестициям, которые считаются абсолютно безрисковыми. В российской практике, согласно экспертным оценкам (например, "Финам"), в качестве R_f часто используется бескупонная доходность 10-летних облигаций федерального займа (ОФЗ). По состоянию на март 2025 года, индикативная оценка диапазона справедливых ставок ликвидных выпусков ОФЗ на ближайший месяц составляла 14,70% - 17,65% годовых. Для консервативного подхода можно принять верхнюю границу этого диапазона или среднее значение. Например, если взять среднее значение, Rf ≈ 16,18%.
• β (бета-коэффициент) — измеритель систематического риска вложений. Он показывает, насколько сильно доходность акции (или проекта) коррелирует с доходностью всего рынка. β > 1 означает, что актив более рискован, чем рынок в целом; β < 1 означает меньший риск. Для энергетических компаний России коэффициент β может варьироваться, требуя детального анализа отрасли и конкретной компании.
• R_m — среднерыночная норма прибыли. Это ожидаемая доходность по рыночному портфелю. Для российского рынка в качестве R_m можно использовать историческую доходность индекса МосБиржи или аналогичного широкого рыночного индикатора.
• (R_m - R_f) — рыночная премия за риск (market risk premium). Это дополнительная доходность, которую инвесторы ожидают получить за инвестиции в рисковые активы по сравнению с безрисковыми.

Практическое применение CAPM в российских условиях:

1. Выбор R_f: Использование доходности 10-летних ОФЗ является стандартной практикой, так как они считаются наиболее надежными инструментами на российском рынке.
2. Определение β: Для энергетических проектов в России β-коэффициент может быть рассчитан на основе публичных данных по аналогичным компаниям, торгующимся на бирже (например, ПАО "Интер РАО", ПАО "РусГидро", ПАО "ОГК-2"). При отсутствии прямых аналогов, можно использовать отраслевые β, скорректированные с учетом финансовой структуры конкретного проекта.
3. Оценка R_m: Среднерыночную норму прибыли можно получить из исторических данных по доходности фондового рынка РФ за достаточно длительный период.

Таким образом, CAPM предоставляет структурированный подход к оценке стоимости собственного капитала, учитывая как безрисковую доходность, так и премию за систематический риск, что особенно важно для капиталоемких и долгосрочных энергетических проектов.

Расчет стоимости заемного капитала (R_d) и учет налоговых эффектов

Стоимость заемного капитала (R_d) представляет собой процентную ставку, по которой компания может привлечь долговое финансирование. Для крупномасштабных инвестиционных проектов в энергетике это обычно ставка по долгосрочным банковским кредитам или доходность по корпоративным облигациям, размещаемым на рынке.

Определение R_d:

• Банковские кредиты: Если проект финансируется за счет банковского кредита, R_d будет равна эффективной процентной ставке по этому кредиту, включая все комиссии и дополнительные платежи.
• Облигационные займы: Если компания выпускает облигации, R_d может быть определена как доходность к погашению (Yield to Maturity, YTM) по этим облигациям на вторичном рынке.
• Исторические данные: При отсутствии актуальных данных можно использовать средневзвешенную ставку по существующим долговым обязательствам компании.

Учет налоговых эффектов:

Одним из ключевых аспектов расчета WACC является учет налогового "щита", предоставляемого процентными платежами по заемному капиталу. Проценты по кредитам и займам уменьшают налогооблагаемую базу компании, тем самым снижая ее фактические налоговые обязательства. Поэтому стоимость заемного капитала в формуле WACC корректируется на (1 - Tc), где Tc — ставка налога на прибыль организаций.

Изменения ставки налога на прибыль организаций в России с 1 января 2025 года:

С 1 января 2025 года в России произошли существенные изменения в налоговом законодательстве, которые необходимо учитывать при расчете R_d и WACC. Стандартная ставка налога на прибыль организаций увеличилась с 20% до 25%.

• Распределение по бюджетам: Из новой ставки 8% направляется в федеральный бюджет, а 17% — в бюджеты субъектов Российской Федерации.
• Исключения:
  • ИТ-компании: Для ИТ-компаний установлена льготная ставка в 5% на период с 2025 по 2030 годы.
  • Организации, владеющие лицензиями на пользование определенными участками недр: Для них предусмотрена ставка в 20% на 2025-2030 годы при соблюдении ряда условий.

Для инвестиционных проектов в энергетике, как правило, применяется стандартная ставка 25%, если только проект не подпадает под специфические льготы, связанные с недропользованием или инновационными технологиями, что требует отдельного изучения.

Пример расчета эффективной стоимости заемного капитала:

Предположим, компания может привлечь заемное финансирование под 15% годовых (Rd = 0,15). Ставка налога на прибыль (Tc) с 2025 года составляет 25% (0,25). Тогда эффективная стоимость заемного капитала с учетом налогового щита будет:

Rd ⋅ (1 - Tc) = 0,15 ⋅ (1 - 0,25) = 0,15 ⋅ 0,75 = 0,1125

или 11,25%.

Это демонстрирует, что для компании реальная стоимость заемных средств ниже номинальной процентной ставки благодаря налоговым вычетам. Корректный учет этих изменений в налоговом законодательстве критически важен для точной оценки WACC и, следовательно, для обоснованного инвестиционного решения.

Сравнительный анализ капитальных и эксплуатационных затрат, КИУМ для ПГУ и угольной КЭС

Выбор между газовой парогазовой установкой (ПГУ) и угольной конденсационной электростанцией (КЭС) – это не только вопрос текущих технологических предпочтений, но и глубокий экономический расчет, затрагивающий капитальные вложения, операционные издержки и эффективность использования активов. Различия в этих параметрах формируют основу для долгосрочной конкурентоспособности каждого типа генерации.

Капитальные затраты (CapEx)

Капитальные затраты (Capital Expenditures, CapEx) представляют собой инвестиции в основные фонды – строительство, оборудование, инфраструктуру. Для крупномасштабных энергетических проектов CapEx является одной из наиболее значимых статей расходов, которая формирует первоначальный объем инвестиций и оказывает долгосрочное влияние на себестоимость электроэнергии.

Угольные КЭС:

Исторически угольные электростанции отличались высокими капитальными затратами, что обусловлено сложностью систем топливоподачи (склады угля, дробильные установки), котлов, турбин, а также необходимостью внедрения дорогостоящих систем очистки выбросов (газоочистное оборудование, золоотвалы).

• Международный опыт: По данным за 2020 год, капитальные затраты на строительство угольной ТЭЦ мощностью 500 МВт на Западе варьировались от 2 до 2,5 млн долларов за МВт. Эти цифры дают представление о масштабах инвестиций, хотя прямая конвертация в рубли без учета региональных особенностей и инфляции может быть не совсем корректной.
• Структура CapEx: Доля стоимости строительных работ в капитальных затратах для тепловых электростанций составляет в среднем 40-45%, монтажных работ — 12-15%, а доля стоимости оборудования — 40-45%. Это означает, что почти половина инвестиций приходится на высокотехнологичное оборудование, а остальное – на возведение зданий и сооружений.

Газовые ПГУ:

Парогазовые установки (ПГУ) часто считаются более привлекательными с точки зрения капитальных затрат по сравнению с угольными аналогами, что связано с их модульной структурой, меньшей площадью застройки и упрощенными требованиями к системам топливоподачи и утилизации отходов (отсутствие золоотвалов).

• Российский опыт (2025 год): В России удельные капитальные затраты на строительство новой генерации (в основном ПГУ) демонстрируют значительный разброс в зависимости от региона и конкретного проекта:
  • В среднем по югу России: около 300 млн рублей за МВт.
  • Таврическая ТЭС (ПГУ): 287 млн рублей за МВт.
  • Ударная ТЭС: 275 млн рублей за МВт.
  • Каширская ГРЭС: 251,4 млн рублей за МВт.
  • Для Краснодарской ТЭЦ: 192 млн рублей за МВт.
  • На Дальнем Востоке (с технологическим присоединением): от 183 млн рублей за 1 МВт в Приморском крае до 753 млн рублей за 1 МВт в Хабаровском крае, что говорит о сильном влиянии региональных факторов и условий подключения.
  • Южно-Якутская ТЭС (ПГУ) мощностью 313 МВт: 411 млн рублей на 1 МВт (без учета расходов на технологическое присоединение).
  • Для расширения ТЭЦ-25 "Мосэнерго" (275 МВт): 471,8 млн рублей за 1 МВт.
  • Для ТЭЦ-26 "Мосэнерго": 484,8 млн рублей за 1 МВт.

Сводная таблица удельных капитальных затрат (ориентировочно):

Тип электростанции	Диапазон удельных капитальных затрат (руб./МВт)	Особенности
Угольная КЭС	150-200 млрд руб./МВт (пересчет из $2-2.5 млн/МВт при курсе 75-80 руб./$)	Высокие затраты на системы очистки выбросов, золоудаление, инфраструктуру для угля.
Газовая ПГУ	192 - 753 млн руб./МВт (по российским данным 2025 г.)	Меньше требований к инфраструктуре, модульность, но зависят от региональных условий.

Примечание: Пересчет из долларов в рубли является ориентировочным и требует детального анализа стоимости оборудования и строительно-монтажных работ в РФ.

Таким образом, на первый взгляд, газовые ПГУ в России демонстрируют более низкие удельные капитальные затраты по сравнению с международными аналогами угольных КЭС, что делает их более привлекательными на этапе первоначальных инвестиций. Однако стоит учитывать, что разброс CapEx для ПГУ в России весьма значителен и зависит от множества факторов, включая региональные особенности, логистику, стоимость подключения к сетям и мощность блоков.

Себестоимость производства электроэнергии и эксплуатационные затраты (OpEx)

Себестоимость производства электроэнергии – это комплексный показатель, отражающий все затраты, понесенные для выработки единицы энергии. Она является критически важным фактором для долгосрочной коммерческой эффективности любого энергетического проекта.

Удельная себестоимость электроэнергии (C_уд.э)

Рассчитывается как отношение полных издержек производства (C_общ) за период к количеству произведенной электроэнергии (Э):

Cуд.э = Cобщ / Э

Полные затраты на производство электроэнергии (C_общ) включают в себя:

• Топливная составляющая (C_топл): Затраты на покупку, транспортировку и хранение топлива.
• Капитальная составляющая (C_кап): Амортизация основных фондов, проценты по кредитам, налог на имущество.
• Эксплуатационные расходы (C_экспл): Заработная плата персонала, ремонт и обслуживание оборудования, затраты на вспомогательные материалы, водоснабжение, водоотведение, экологические платежи, административные расходы.

Сравнение OpEx для угольной КЭС и газовой ПГУ:

1. Топливная составляющая:
   • Угольная КЭС: Для конденсационных электростанций характерны более высокие эксплуатационные затраты, связанные в основном с закупкой топлива. В России, несмотря на то, что уголь традиционно считается одним из самых низких по стоимости источников энергии, угольная отрасль в Кузбассе в январе-августе 2025 года показала сальдированный убыток в 142,5 млрд рублей. Это свидетельствует о высоких внутренних издержках, включая логистику, доля которой в цене кузбасского угля может превышать 50%. Таким образом, даже при низких отпускных ценах на уголь, его конечная стоимость для электростанции может быть значительно выше из-за транспортных расходов.
   • Газовая ПГУ: Эксплуатационные расходы ПГУ значительно зависят от стоимости природного газа. С 1 июля 2025 года оптовые цены на газ для предприятий электроэнергетики в РФ были проиндексированы на 21,3% (общий рост на 10,3% плюс дополнительные 11%). Это напрямую влияет на топливную составляющую себестоимости.
2. Экологические затраты:
   • Угольная КЭС: Значительные затраты на системы очистки дымовых газов (десульфуризация, денитрификация), утилизацию золы и шлаков, а также экологические платежи за выбросы. Эти расходы могут существенно увеличивать OpEx.
   • Газовая ПГУ: Считаются более экологически чистыми, что влечет за собой меньшие затраты на природоохранные мероприятия и платежи по сравнению с угольными аналогами.
3. Обслуживание и ремонты:
   • Угольная КЭС: Требует более частых и дорогостоящих ремонтов из-за агрессивности угольного топлива и продуктов его сгорания.
   • Газовая ПГУ: Современные газовые турбины отличаются высокой надежностью, но требуют квалифицированного обслуживания и использования дорогостоящих запасных частей.

Удельная себестоимость отпуска электроэнергии (мировой опыт):

• Для угольных ТЭС: 2,4–3,3 цента/(кВт·ч).
• Для парогазовых установок (ПГУ) на природном газе: 1,6–2,55 цента/(кВт·ч).

Эти данные показывают, что ПГУ на природном газе обычно имеют более низкую удельную себестоимость электроэнергии по сравнению с угольными станциями, главным образом за счет более высокой эффективности (КПД) и меньших экологических издержек. Однако стоит отметить, что колебания цен на топливо могут существенно изменить это соотношение.

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) является одним из важнейших индикаторов эффективности работы электрогенерирующего оборудования. Он показывает, насколько полно используется потенциал станции для выработки электроэнергии.

Формула КИУМ:

КИУМ = Фактическая выработка электроэнергии за период / (Установленная мощность ⋅ Количество часов в периоде)

Сравнение КИУМ для газовых и угольных ТЭС:

• КИУМ ТЭС в ЕЭС России (2020 год): Средний показатель составлял 41,34%. Это достаточно низкое значение, что объясняется особенностями работы тепловых станций в энергосистеме.
• ПАО "ОГК-2": Для компании, в топливном балансе которой 68,1% приходится на газ и 31,7% на уголь, средний КИУМ составляет 44%. Этот показатель, хоть и выше среднего по ТЭС, все равно далек от максимально возможных значений.
• Факторы, влияющие на КИУМ:
  • Режим работы: Базовая, полупиковая или пиковая нагрузка. Атомные электростанции, работающие в базовой части графика нагрузок, имеют КИУМ близкий к максимальному теоретическому (81,47% в 2020 году), тогда как теплофикационные электростанции (ТЭЦ) менее эффективны летом, когда тепло не востребовано.
  • Рыночная ситуация: Спрос на электроэнергию, цены на оптовом рынке, конкуренция со стороны других видов генерации.
  • Техническое состояние оборудования: Частота аварийных остановок, плановых ремонтов.
  • Доступность топлива: Проблемы с поставками угля или газа могут снижать КИУМ.
  • Экологические ограничения: Необходимость снижения выбросов может приводить к снижению выработки.

Особенности для угольных КЭС:

• Могут работать в базовом режиме, но часто используются для маневрирования при изменении нагрузки.
• Высокая инертность, что затрудняет частые пуски и остановы.

Особенности для газовых ПГУ:

• Высокая маневренность, способность быстро изменять мощность, что делает их идеальными для полупикового режима работы и покрытия резких колебаний спроса.
• Быстрый пуск, что позволяет эффективно использовать их в качестве резервных мощностей.

Таким образом, хотя ПГУ и могут иметь более низкую удельную себестоимость и более высокую оперативную гибкость, их фактический КИУМ, как и у угольных КЭС, во многом определяется режимом работы в энергосистеме и рыночными условиями. При анализе инвестиционных проектов крайне важно закладывать реалистичные значения КИУМ, которые будут отражать не только технические возможности станции, но и ее место в общем энергобалансе региона.

Динамика цен на топливо и тарифов на электроэнергию в РФ: Прогнозное влияние на проекты

В энергетике, как ни в одной другой отрасли, будущая коммерческая эффективность проекта в значительной степени определяется ценовой конъюнктурой на топливо и готовый продукт – электроэнергию. Прогнозирование этих динамик – сложная, но критически важная задача, требующая учета как мировых тенденций, так и специфики российского регулирования.

Цены на уголь

Уголь, несмотря на глобальные тренды декарбонизации, остается одним из ключевых источников энергии для России, обладающей колоссальными запасами этого топлива. Однако динамика цен на уголь в последние годы демонстрирует значительную волатильность, что напрямую влияет на экономику угольных КЭС.

Тенденции 2023-2024 годов:

• Падение цен: С начала 2023 года цены на все виды российского угля демонстрировали устойчивое падение, достигнув в 2024 году минимальной стоимости с начала 2021 года. Этот обвал был обусловлен несколькими факторами:
  • Сокращение потребления в Китае и Индии: Крупнейшие импортеры российского угля сократили закупки на фоне замедления экономического роста и увеличения доли возобновляемых источников энергии.
  • Дестабилизация рынка стали: Снижение спроса на сталь повлекло за собой падение цен на коксующийся уголь.
• Снижение экспортной доходности: Во втором квартале 2023 года цены на уголь калорийностью 6000 ккал в Атлантическом бассейне опустились до 99–108 долларов за тонну, а российский уголь был еще доступнее (менее 80 долларов за тонну в порту Тамань и 70 долларов за тонну в портах Балтийского моря). В 2024 году доходность экспортных поставок российского угля упала более чем на 8 тысяч рублей с тонны.

Влияние на российские угольные КЭС:

• Логистические затраты: Для внутренних потребителей, таких как российские угольные КЭС, снижение мировых цен частично нивелируется высокими затратами на логистику. Доля транспортных расходов в конечной цене кузбасского угля может превышать 50%. Это означает, что даже при низких ценах на добычу, доставка угля до электростанции может быть очень дорогой.
• Внутренние издержки: Кузбасская угольная отрасль в январе-августе 2025 года показала сальдированный убыток в 142,5 млрд рублей, что свидетельствует о высоких внутренних издержках, не связанных напрямую с мировыми ценами.
• Государственная поддержка: Для угольной отрасли предусмотрены меры государственной поддержки, такие как отсрочка по уплате налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и страховых взносов, а также возможность реструктуризации кредиторской задолженности до 30 ноября 2025 года. Эти меры направлены на поддержание стабильности отрасли, но не отменяют влияния рыночной конъюнктуры.

Прогнозное влияние: Сохранение низких мировых цен на уголь и высокая стоимость логистики могут оказать давление на рентабельность угольных КЭС, заставляя их искать пути оптимизации операционных затрат и повышения эффективности. Однако стратегическая значимость угля для России и наличие значительных запасов обуславливают продолжение его использования в энергетике.

Цены на природный газ

Природный газ является ключевым топливом для парогазовых установок (ПГУ), и его ценовая динамика оказывает прямое влияние на операционные расходы и, как следствие, на коммерческую эффективность газовых проектов.

Мировые тенденции:

• Стабилизация мировых цен: Цены на газ по индексу TTF с поставкой на следующий месяц стабилизировались в третьем квартале 2025 года на уровне около 33,01 евро/МВт·ч. Это свидетельствует о некотором успокоении на европейском газовом рынке после периода аномальной волатильности.
• Прогнозы спроса: Прогнозы указывают на умеренное увеличение мирового спроса на газ для производства электроэнергии в среднем на 0,5% в год в течение 2024–2030 годов.
• Роль СПГ: В 2025 году Европа может импортировать рекордный объем СПГ, что на 20% больше, чем в 2024 году. Однако в 2026 году поставки СПГ в Европу, по прогнозам, снизятся на 5% из-за более низкого ожидаемого спроса и возросших поставок трубопроводного газа из Норвегии.

Цены на газ в РФ и их индексация:

• Индексация оптовых цен: С 1 июля 2025 года оптовые цены на газ для всех категорий потребителей в РФ будут проиндексированы на 10,3% относительно уровня на 1 сентября 2024 года.
• Дополнительная индексация для электроэнергетики: Для предприятий электроэнергетики и организаций ЖКХ регулируемые цены на газ проиндексируют дополнительно на 11% с 1 июля 2025 года, что составит общий рост на 21,3%. Это существенное изменение, которое напрямую повлияет на топливную составляющую себестоимости электроэнергии для ПГУ.
• Региональные различия: В 2025 году стоимость 1000 куб. м природного газа для промышленных потребителей в российских регионах варьируется от 5000 до 8000 рублей. Например, в Московской области диапазон цен установлен в пределах 7763–7903 руб./тыс. куб. м, тогда как в газодобывающих регионах, таких как Ямало-Ненецкий автономный округ, цены существенно ниже — от 4255 до 4332 руб./тыс. куб. м. Эти различия критически важны при региональном планировании инвестиционных проектов.
• Прогноз на 2026-2027 годы: На 2026 год предусматривается рост регулируемых цен на газ на 4,3%, а на 2027 год — на 4% для всех потребителей.

Влияние на российские газовые ПГУ:

Рост оптовых цен на газ, особенно дополнительная индексация для электроэнергетики, приведет к увеличению операционных затрат газовых ПГУ. Это может снизить их конкурентоспособность по сравнению с другими видами генерации, если рост тарифов на электроэнергию не будет соответствовать темпам роста цен на газ. Тем не менее, относительная экологичность и маневренность ПГУ сохранят их стратегическое значение.

Тарифы на электроэнергию

Доходы инвестиционных проектов в электроэнергетике напрямую зависят от тарифов на отпускаемую электроэнергию. В России регулирование оптовых цен и тарифов осуществляется Федеральной антимонопольной службой (ФАС) и "Советом рынка".

Динамика оптовых цен в 2024-2025 годах:

• 2024 год: Оптовые цены на электроэнергию в европейской части РФ и на Урале (первая ценовая зона ОРЭМ, 1 ЦЗ) выросли почти на 10% — до 1748,45 рубля за 1 МВт·ч. В Сибири (вторая ценовая зона, 2 ЦЗ) рост был еще более значительным — на 20,5%, до 1511,73 рубля.
• Пиковые значения 2024 года: В июле 2024 года оптовые цены на электроэнергию в 1-й ценовой зоне впервые превысили 2000 руб./МВт·ч, что было обусловлено ростом потребления в условиях аномальной жары и нехваткой генерации.
• 2025 год: ФАС России утвердила цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность) на 2025 год приказами от 11.12.2024 № 992/24 и от 23.12.2024 № 1070/24. Тарифные ставки значительно различаются по станциям:
  • Балаковская АЭС: 373,16 руб./МВт·ч (без НДС) в январе 2025 года.
  • Березовская ГРЭС (ТГ-1): 690,11 руб./МВт·ч в первом полугодии 2025 года, 712,88 руб./МВт·ч во втором полугодии.
  • Смоленская ГРЭС: 1843,68 руб./МВт·ч в первом полугодии 2025 года, 2204,83 руб./МВт·ч во втором полугодии.
• Индексация в июле-августе 2025 года: В июле 2025 года индекс рынка "на сутки вперед" (РСВ) в 1 ЦЗ увеличился на 13% по сравнению с июлем 2024 года, а во 2 ЦЗ — на 14%, на фоне индексации цен на топливо. В августе 2025 года цены на электроэнергию в 1 ЦЗ выросли на 26% год к году, достигнув 2290 руб./МВт·ч, а во 2 ЦЗ — на 40%, до 2055 руб./МВт·ч.

Прогнозы роста цен на электроэнергию:

"Совет рынка" прогнозирует, что рост цен на электроэнергию на оптовом рынке в базовом сценарии в 2027–2032 годах может достичь 5% при прогнозной инфляции 4%. В пессимистическом сценарии скачок ожидается уже в 2025 году — почти на 6%, и в 2026 году — на 9,4%. Это указывает на долгосрочную тенденцию к росту цен на электроэнергию.

Влияние на инвестиционные проекты:

• Увеличение выручки: Рост оптовых цен на электроэнергию, безусловно, позитивно скажется на выручке как угольных КЭС, так и газовых ПГУ.
• Взаимосвязь с топливом: Важно сравнивать темпы роста тарифов на электроэнергию с темпами роста цен на топливо. Если рост цен на газ опережает рост тарифов на электроэнергию, это может негативно сказаться на маржинальности газовых ПГУ, и наоборот.
• Регулирование: Регулируемый характер тарифов в России создает как предсказуемость, так и риск того, что они могут не в полной мере компенсировать рост издержек.

В целом, динамика цен на топливо и тарифов на электроэнергию в России представляет собой сложную систему взаимосвязанных факторов. Для оценки финансовой эффективности инвестиционных проектов необходимо тщательно анализировать эти тенденции и закладывать в финансовые модели реалистичные прогнозные значения, учитывая как рыночные, так и регуляторные факторы.

Структура денежных потоков и оценка рисков инвестиционных проектов

Погружение в экономику крупномасштабных энергетических проектов без анализа денежных потоков и рисков — это плавание вслепую. Каждый тип электростанции, будь то угольная КЭС или газовая ПГУ, имеет свою уникальную "финансовую анатомию", определяемую капитальными вложениями, операционными расходами и специфическими рисками, которые могут подорвать самую продуманную бизнес-модель.

Формирование притоков и оттоков денежных средств для угольной КЭС

Денежные потоки (Cash Flow) являются основой для расчета всех ключевых показателей эффективности инвестиционных проектов. Для угольной конденсационной электростанции (КЭС) они формируются под влиянием специфики технологии, топлива и экологических требований.

Основные Притоки Денежных Средств:

1. Выручка от продажи электроэнергии: Основной источник дохода. Определяется объемом произведенной и реализованной электроэнергии (МВт·ч), умноженным на оптовые цены или регулируемые тарифы.
2. Выручка от продажи мощности: В рамках регулируемого рынка электроэнергии в России генерирующие компании получают плату за поддержание заявленной мощности, что является важным компонентом дохода.
3. Прочие доходы: Доходы от продажи побочных продуктов (например, золы, шлака, которые могут использоваться в строительстве) или от реализации дополнительных услуг.

Основные Оттоки Денежных Средств:

1. Капитальные затраты (CapEx): Значительные инвестиции на начальном этапе проекта.
   • Строительство и монтаж: Возведение зданий, фундаментов, установка котлов, турбин, генераторов.
   • Оборудование: Закупка основного и вспомогательного оборудования, систем автоматизации.
   • Инфраструктура: Строительство топливных складов, систем топливоподачи, золоотвалов, водоподготовки.
   • Экологические системы: Инвестиции в дорогостоящее газоочистное оборудование (установки десульфуризации и денитрификации), системы очистки сточных вод.
   • Международный опыт: Капитальные затраты для угольных ТЭС мощностью 500 МВт на Западе в 2020 году могли составлять от 2 до 2,5 млн долларов за МВт.
2. Эксплуатационные расходы (OpEx): Постоянные и переменные затраты в течение всего срока службы станции.
   • Топливо: Крупнейшая статья расходов – закупка угля. Включает стоимость самого угля, а также значительные логистические затраты на его транспортировку, которые могут превышать 50% от цены угля в Кузбассе.
   • Обслуживание и ремонты: Регулярное техническое обслуживание, плановые и внеплановые ремонты оборудования, подверженного интенсивному износу из-за использования твердого топлива.
   • Персонал: Заработная плата, социальные отчисления.
   • Водоснабжение и водоотведение: Затраты на воду для охлаждения и технологических нужд, а также на очистку сточных вод.
   • Утилизация отходов: Затраты на золоудаление и хранение золошлаковых отходов, которые являются значительными по объему.
   • Экологические платежи: Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и сбросы в водные объекты.
3. Налоги и сборы:
   • Налог на прибыль: С 1 января 2025 года – 25% от налогооблагаемой прибыли.
   • Налог на имущество: Рассчитывается от балансовой стоимости основных фондов.
   • НДПИ: В случае собственной добычи угля или специфических условий.
   • Прочие налоги и платежи.

Особенности денежных потоков угольной КЭС:

• Высокие первоначальные инвестиции.
• Значительная доля топливной составляющей в OpEx, зависящая от цен на уголь и логистических затрат.
• Существенные расходы на экологические мероприятия и утилизацию отходов.
• Длительный срок эксплуатации и, соответственно, длительный период генерации денежных притоков.

Формирование притоков и оттоков денежных средств для газовой ПГУ

Газовые парогазовые установки (ПГУ) обладают рядом технологических преимуществ перед угольными станциями, что отражается на структуре их денежных потоков.

Основные Притоки Денежных Средств:

1. Выручка от продажи электроэнергии: Основной источник дохода, аналогично угольным КЭС.
2. Выручка от продажи мощности: Важный компонент дохода на регулируемом рынке.
3. Прочие доходы: Менее значимы по сравнению с угольными КЭС из-за отсутствия крупных побочных продуктов.

Основные Оттоки Денежных Средств:

1. Капитальные затраты (CapEx): Также значительны, но могут быть ниже, чем у угольных КЭС.
   • Строительство и монтаж: Меньшие площади застройки, более компактное оборудование.
   • Оборудование: Стоимость газовых и паровых турбин, генераторов, котлов-утилизаторов.
   • Инфраструктура: Строительство газопроводов, компрессорных станций, систем водоподготовки. Отсутствие крупных складов топлива и золоотвалов.
   • Экологические системы: Меньшие требования к системам очистки выбросов (в основном снижение оксидов азота), что снижает капитальные затраты в этой части.
   • Российский опыт: Удельные капитальные затраты для новой генерации ПГУ в России в 2025 году варьируются от 192 млн рублей за МВт до 484,8 млн рублей за МВт (для ТЭЦ-26 "Мосэнерго"), что в целом ниже, чем международные оценки для угольных ТЭС.
2. Эксплуатационные расходы (OpEx):
   • Топливо: Ключевая статья расходов – закупка природного газа. С 1 июля 2025 года оптовые цены на газ для электроэнергетики проиндексированы на 21,3%, что существенно увеличивает эту составляющую. Стоимость газа может сильно варьироваться по регионам РФ (от 4255 до 7903 руб./тыс. куб. м в 2025 году).
   • Обслуживание и ремонты: Регулярное техническое обслуживание газовых турбин, ремонтные работы. Требуется высокая квалификация персонала.
   • Персонал: Заработная плата, социальные отчисления.
   • Водоснабжение и водоотведение: Затраты на воду для охлаждения и парового цикла.
   • Экологические платежи: Меньше, чем у угольных КЭС, за счет более чистого сгорания природного газа.
3. Налоги и сборы:
   • Налог на прибыль: 25% с 1 января 2025 года.
   • Налог на имущество.
   • Прочие налоги и платежи.

Ключевые различия в структуре денежных потоков:

• Капитальные затраты: Часто ниже для ПГУ, особенно в части инфраструктуры топливоподачи и экологических систем.
• Топливная составляющая OpEx: Для ПГУ более чувствительна к ценам на природный газ, которые могут быть более волатильными, чем цены на уголь на внутреннем рынке (с учетом логистики).
• Экологические затраты: Значительно ниже для ПГУ как по капитальным, так и по операционным расходам.
• Маневренность: ПГУ обладают высокой маневренностью, что позволяет им эффективно работать в полупиковом режиме, получая дополнительный доход на рынках мощности и балансирующих услуг.

В целом, ПГУ могут быть более привлекательны с точки зрения начальных инвестиций и экологических платежей, но их операционная эффективность сильно зависит от стабильности и предсказуемости цен на природный газ.

Классификация и идентификация рисков

Инвестиционные проекты в электроэнергетике, в силу своей капиталоемкости, длительности и стратегической значимости, подвержены широкому спектру рисков. Риск – это неопределенность результата инвестиционного проекта или возможность непредвиденных неблагоприятных событий, которые могут привести к финансовым потерям или недостижению поставленных целей.

Основные типы рисков инвестиционных проектов в электроэнергетике:

1. Рыночные риски:
   • Риск неопределенности объемов реализации энергии: Колебания спроса на электроэнергию (например, из-за изменения промышленного производства, погодных условий), что приводит к недозагрузке мощностей.
   • Риск ценовых колебаний: Изменение оптовых цен на электроэнергию и мощность на рынке, которое может быть неблагоприятным для проекта.
   • Конкурентный риск: Появление новых, более эффективных или дешевых генерирующих мощностей на рынке.
2. Капитальные риски (риски стадии строительства):
   • Риск превышения сметы: Удорожание строительных материалов, оборудования, услуг подрядчиков.
   • Риск увеличения сроков строительства: Задержки в получении разрешений, проблемы с поставками, непредвиденные технические сложности.
   • Риск некачественного строительства или монтажа: Приводит к дополнительным затратам на исправление дефектов и задержкам ввода в эксплуатацию.
3. Операционные риски:
   • Сырьевые риски:
     • Для угольных КЭС: Колебания цен на уголь, проблемы с логистикой и доступностью топлива (например, перебои в железнодорожных перевозках, снижение объемов добычи), ухудшение качества угля.
     • Для газовых ПГУ: Колебания цен на природный газ (особенно чувствительны к индексации регулируемых цен), нестабильность поставок (например, аварии на газопроводах, изменение внешнеполитической конъюнктуры).
   • Технические риски: Отказы оборудования, аварии, снижение КПД, высокая частота плановых и внеплановых ремонтов.
   • Управленческие риски: Неэффективное управление проектом, ошибки в планировании, кадровые проблемы.
   • Экологические риски:
     • Для угольных ТЭС: Высокие риски, связанные с выбросами загрязняющих веществ (SO₂, NOx, твердые частицы) и парниковых газов (CO₂), требующие значительных капитальных и операционных затрат на системы ��чистки. Риск ужесточения экологических нормативов.
     • Для газовых ПГУ: Более низкие, но все же существуют риски, связанные с выбросами NOx и метана.
4. Правовые риски:
   • Политический риск: Изменение государственной политики в сфере энергетики, субсидирования, регулирования.
   • Юридический риск: Изменения в законодательстве (налоговом, природоохранном), неблагоприятные судебные решения.
   • Регуляторный риск: Изменение правил работы оптового и розничного рынков электроэнергии, пересмотр тарифных методик.
5. Финансовые риски:
   • Процентный риск: Колебания процентных ставок по заемному капиталу, что увеличивает стоимость обслуживания долга.
   • Валютный риск: Для проектов с импортным оборудованием или закупками топлива в иностранной валюте – риск неблагоприятного изменения валютного курса.
   • Кредитный риск: Риск неплатежеспособности потребителей электроэнергии.

Сравнительная таблица ключевых рисков:

Тип риска	Угольная КЭС	Газовая ПГУ
Сырьевой	Высокий: колебания цен на уголь, логистика, доступность.	Средний-Высокий: колебания цен на газ, стабильность поставок.
Экологический	Очень высокий: выбросы, золоотвалы, ужесточение нормативов.	Низкий-Средний: выбросы NOx, но значительно меньше, чем у угля.
Регуляторный	Средний: тарифы, поддержка отрасли.	Средний: тарифы, индексация цен на газ.
Капитальный	Высокий: сложные системы очистки, крупная инфраструктура.	Средний: компактнее, но высокая стоимость оборудования.

Тщательная идентификация и классификация рисков позволяют разработать эффективные стратегии управления ими, включая хеджирование, страхование, диверсификацию и применение различных методов количественной оценки.

Методы количественной оценки рисков

Для принятия обоснованных инвестиционных решений недостаточно просто идентифицировать риски; необходимо оценить их потенциальное влияние на финансовые показатели проекта. Для этого в инвестиционном анализе используются различные методы количественной оценки рисков.

1. Анализ чувствительности (Sensitivity Analysis)

Анализ чувствительности — это метод, позволяющий оценить, как изменение одного ключевого параметра проекта (например, цены на топливо, тарифа на электроэнергию, объема производства, капитальных затрат) влияет на результирующие показатели эффективности (NPV, IRR), при условии, что все остальные параметры остаются неизменными.

Принцип проведения:

• Определяются ключевые параметры, которые могут значительно варьироваться и влиять на проект.
• Каждый из этих параметров изменяется в заданном диапазоне (например, ±5%, ±10%, ±15%) от базового значения.
• Для каждого изменения пересчитываются показатели NPV и IRR.
• Результаты представляются в виде таблиц или графиков (например, "график паука"), демонстрирующих, к каким параметрам проект наиболее чувствителен.

Пример для энергетического проекта:

Предположим, мы анализируем проект ПГУ. Ключевые параметры:

• Цена на природный газ.
• Тариф на электроэнергию.
• Капитальные затраты.
• Объем производства (КИУМ).

Параметр	Базовое значение	Изменение на -10%	NPV при -10%	Изменение на +10%	NPV при +10%
Цена на газ	X	X - 10%	NPV1	X + 10%	NPV2
Тариф на эл.энергию	Y	Y - 10%	NPV3	Y + 10%	NPV4
CapEx	Z	Z - 10%	NPV5	Z + 10%	NPV6

Если NPV₁ и NPV₂ демонстрируют наибольшие колебания, то проект наиболее чувствителен к изменению цены на газ. Это позволяет сосредоточить усилия на управлении этим риском.

2. Сценарный анализ (Scenario Analysis)

Сценарный анализ позволяет оценить влияние на проект одновременного изменения нескольких взаимосвязанных параметров. Вместо анализа по одному параметру, формируются несколько целостных сценариев развития событий (например, оптимистический, базовый, пессимистический).

Принцип проведения:

• Разработка сценариев: Определяются несколько правдоподобных сценариев будущего (например, "высокие цены на топливо + низкие тарифы", "умеренный рост + стабильность", "благоприятная конъюнктура").
• Определение значений параметров для каждого сценария: Для каждого сценария устанавливаются конкретные значения всех ключевых параметров (цены на топливо, тарифы, CapEx, OpEx, КИУМ).
• Расчет показателей эффективности: Для каждого сценария пересчитываются NPV, IRR и другие показатели.

Пример для энергетического проекта:

Сценарий	Цена на газ (руб./тыс. м3)	Тариф на эл.энергию (руб./МВт·ч)	CapEx (млн руб./МВт)	КИУМ (%)	NPV (млрд руб.)	IRR (%)
Пессимистический	8500	1800	350	35	Отрицательный	< WACC
Базовый	7000	2100	300	45	Положительный	> WACC
Оптимистический	6000	2500	280	55	Значительно положительный	>> WACC

Сценарный анализ дает более полное представление о диапазоне возможных результатов и помогает оценить устойчивость проекта к комплексным изменениям внешней среды. Он особенно полезен для крупных и долгосрочных проектов, таких как в энергетике, где будущее развитие рынка и регуляторной среды сложно предсказать с высокой точностью.

Эти методы, применяемые в сочетании, позволяют не только количественно оценить риски, но и разработать стратегии их минимизации, повышая надежность и привлекательность инвестиционных проектов в электроэнергетике.

Современная инвестиционная политика в российской электроэнергетике и ее влияние

Инвестиционная политика в электроэнергетике – это не просто набор государственных решений, а сложный механизм, определяющий будущее всей отрасли. В России, где энергетика является стратегически важным сектором, действия государства оказывают прямое и зачастую дифференцированное влияние на привлекательность проектов, таких как строительство газовых ПГУ и угольных КЭС. Как же эти решения формируют экономический ландшафт для инвесторов?

Приоритеты и направления инвестиционной политики РФ

Современная инвестиционная политика в российской электроэнергетике формируется под воздействием нескольких ключевых вызовов и стратегических целей. Основные направления сосредоточены на обеспечении энергетической безопасности, модернизации устаревшей инфраструктуры, повышении эффективности производства и покрытия растущего энергодефицита в отдельных регионах.

Стратегические цели:

1. Модернизация инфраструктуры: Значительная часть генерирующих мощностей в России была введена в эксплуатацию еще в советский период и требует модернизации или полной замены. Цель – повышение КПД, снижение износа, улучшение экологических показателей.
2. Покрытие энергодефицита: Ряд регионов, в частности Юг России и Москва, испытывают растущий дефицит электроэнергии, что требует ввода новых генерирующих мощностей.
3. Повышение надежности энергоснабжения: Строительство новых станций и модернизация существующих направлены на укрепление единой энергетической системы и снижение рисков аварий.
4. Экологическая ответственность: Несмотря на акцент на традиционные источники, существует запрос на снижение негативного воздействия на окружающую среду, что стимулирует внедрение более чистых технологий.

Объемы планируемых инвестиций:

Правительство РФ активно утверждает технико-экономические параметры новой генерации и планирует масштабные инвестиции. Например, как сообщает "Коммерсант" и "Сберометр", планируется инвестировать около 1 трлн рублей в строительство более 1 ГВт новых мощностей в Москве и на юге России. Это свидетельствует о серьезных намерениях государства поддержать развитие отрасли.

• Механизм регуляторных соглашений: Внедрение механизма регуляторных соглашений позволяет регулирующим органам и сетевым компаниям договариваться о реализации инвестиционных проектов в рамках приемлемой для потребителей региона индексации тарифов. Это обеспечивает некую предсказуемость для инвесторов и снижает регуляторный риск.
• Поддержка определенных видов генерации: Инвестиционная политика может отдавать приоритет определенным типам генерации, исходя из стратегических соображений (например, газовая маневренная генерация для балансирования ВИЭ или угольная для обеспечения базовой нагрузки).

Эти приоритеты и объемы инвестиций создают определенный контекст для оценки коммерческой эффективности проектов строительства ПГУ и угольных КЭС, указывая на то, где государство видит наибольшую потребность в новых мощностях и какие технологии оно готово поддерживать.

Меры государственной поддержки и регулирования для угольной генерации

Угольная генерация в России, несмотря на экологические вызовы, продолжает рассматриваться как надежный и стабильный источник энергии, обеспечивающий базовую нагрузку и стратегическую энергетическую безопасность страны. Правительство РФ не планирует отказываться от угля для энергетики, подчеркивая, что запасов хватит почти на тысячу лет.

Причины сохранения значимости угольной генерации:

• Доступность и запасы: Огромные собственные запасы угля обеспечивают независимость от импорта топлива и стабильность поставок.
• Низкие издержки добычи: Внутренние цены на уголь для отечественных потребителей могут быть относительно низкими, что является важным фактором при формировании цены на электроэнергию.
• Базовая нагрузка: Угольные КЭС традиционно используются для покрытия базовой части графика электрических нагрузок благодаря своей способности работать длительное время с постоянной мощностью.

Меры государственной поддержки и регулирования для угольной отрасли:

1. Отсрочки по уплате налогов и взносов: Для поддержки угольной отрасли предусмотрены такие меры, как отсрочка по уплате налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и страховых взносов. Эти меры помогают компаниям снизить финансовую нагрузку в периоды неблагоприятной рыночной конъюнктуры.
2. Реструктуризация кредиторской задолженности: До 30 ноября 2025 года предусмотрена возможность реструктуризации кредиторской задолженности, что снижает долговую нагрузку на предприятия отрасли.
3. Поддержка экспорта: Несмотря на снижение экспортной доходности в 2024 году, Россия активно изучает возможности создания систем поддержки ТЭК за рубежом и наращивает экспорт в новые регионы, например, в Индию, что косвенно поддерживает всю отрасль.
4. Развитие внутренней инфраструктуры: Инвестиции в железнодорожную инфраструктуру (например, Восточный полигон) направлены на снижение логистических затрат и повышение доступности угля для внутренних потребителей.

Эти меры государственной поддержки направлены на повышение финансовой устойчивости угольных компаний и обеспечение стабильного функционирования угольной генерации в энергосистеме России. Для инвестиционных проектов строительства угольных КЭС такая поддержка снижает часть операционных рисков и улучшает финансовые показатели, делая их более привлекательными для инвесторов.

Меры государственной поддержки и регулирования для газовой генерации

Природный газ занимает центральное место в энергетической стратегии России, являясь как основным экспортным товаром, так и важным топливом для внутренней электроэнергетики. Газовая генерация, в частности на базе ПГУ, ценится за свою высокую эффективность, экологичность и маневренность.

Роль природного газа в энергобалансе:

• Основное топливо: Природный газ является доминирующим топливом для тепловых электростанций в России, обеспечивая значительную долю выработки электроэнергии.
• Экологичность: По сравнению с углем, сжигание природного газа производит значительно меньше выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов, что соответствует современным экологическим стандартам.
• Маневренность: ПГУ обладают высокой способностью к быстрому изменению мощности, что делает их идеальными для балансирования энергосистемы, особенно при интеграции возобновляемых источников энергии.

Меры государственной поддержки и регулирования для газовой отрасли:

1. Социальная догазификация: Программа предусматривает бесплатное подведение газопровода до границ земельных участков, что стимулирует внутреннее потребление газа и развитие газораспределительной инфраструктуры. Хотя эта мера напрямую не связана с крупной генерацией, она создает общую благоприятную среду для газовой отрасли.
2. Инвестиционные программы "Газпрома": Крупнейшие газовые компании реализуют масштабные инвестиционные программы по развитию добычи, транспортировки и переработки газа, что обеспечивает стабильность поставок топлива для электростанций.
3. Индексация оптовых цен на газ: Регулируемая индексация оптовых цен на газ (например, на 21,3% для электроэнергетики с 1 июля 2025 года) является инструментом государственного регулирования, призванным обеспечить экономически обоснованные цены для производителей газа, а также стимулировать инвестиции в отрасль.
4. Развитие газотранспортной системы: Инвестиции в модернизацию и расширение газотранспортной системы обеспечивают надежность поставок газа к электростанциям по всей стране.

Государственная политика в отношении газовой генерации направлена на поддержание ее конкурентоспособности и обеспечение надежного энергоснабжения. Несмотря на индексацию цен на газ, которая увеличивает операционные затраты, маневренные характеристики ПГУ и их относительно высокая экологичность продолжают делать их привлекательными в контексте общей стратегии развития электроэнергетики.

Анализ долгосрочной коммерческой эффективности проектов в контексте политики

Влияние инвестиционной политики на долгосрочную коммерческую эффективность проектов строительства газовой ПГУ и угольных КЭС носит комплексный и дифференцированный характер. Государственное регулирование, меры поддержки и стратегические приоритеты формируют экономический ландшафт, в котором функционируют эти объекты.

Для угольных КЭС:

• Поддержка как стратегического источника: Российская политика, подчеркивающая неготовность отказываться от угля и наличие огромных запасов, создает долгосрочную перспективу для угольной генерации как основы энергетической безопасности. Меры поддержки (отсрочки по НДПИ, реструктуризация долгов) помогают снизить финансовую нагрузку и поддерживать стабильность.
• Вызовы экологического регулирования: Несмотря на стратегическую поддержку, мировые и внутренние тенденции к декарбонизации могут привести к ужесточению экологических стандартов в будущем. Это потребует дополнительных капитальных и операционных затрат на модернизацию систем очистки, что может снизить долгосрочную коммерческую эффективность.
• Влияние логистики: Высокая доля логистических затрат в конечной цене угля для внутренних потребителей остается серьезным вызовом. Инвестиции в железнодорожную инфраструктуру могут частично решить эту проблему, но полностью устранить ее сложно.
• Ценовая конкурентоспособность: При низких мировых ценах на уголь и высоком внутреннем предложении, угольные КЭС могут сохранять конкурентоспособность по топливной составляющей себестоимости, при условии эффективного управления логистикой и операционными издержками.

Для газовых ПГУ:

• Приоритет модернизации и маневренности: Политика по покрытию энергодефицита и модернизации генерации, особенно в регионах с высокой потребностью, благоприятствует строительству ПГУ из-за их эффективности и маневренности.
• Риск ценовой волатильности газа: Основной вызов — это рост цен на природный газ. Индексация оптовых цен на газ, особенно для электроэнергетики (21,3% с июля 2025 года), напрямую влияет на операционные расходы. Если темпы роста цен на газ будут опережать индексацию тарифов на электроэнергию, это может существенно снизить маржинальность и коммерческую эффективность газовых ПГУ.
• Экологические преимущества: Относительная чистота газовой генерации соответствует глобальным экологическим трендам и снижает риски ужесточения природоохранного законодательства, что является долгосрочным преимуществом.
• Регуляторные соглашения: Механизм регуляторных соглашений может обеспечить некоторую предсказуемость доходности для новых проектов ПГУ, гарантируя возврат инвестиций в рамках согласованных тарифов.

Общие выводы:

Долгосрочная коммерческая эффективность обоих типов проектов будет определяться не только их внутренними характеристиками, но и способностью государства поддерживать баланс между интересами генерирующих компаний, потребителей и экологическими требованиями. Угольные КЭС могут рассчитывать на стратегическую поддержку и стабильность поставок топлива, но сталкиваются с растущими экологическими требованиями и высокими логистическими издержками. Газовые ПГУ обладают технологическими и экологическ��ми преимуществами, соответствуют трендам модернизации, но их эффективность сильно зависит от цен на природный газ, которые находятся под влиянием как мировых, так и внутренних регуляторных факторов.

В целом, государственная политика в российской электроэнергетике направлена на обеспечение надежности и эффективности, но требует от инвесторов тщательного анализа рисков и возможностей, связанных с каждым типом генерации.

Выводы и рекомендации

Проведенный детальный экономический и финансовый анализ двух крупномасштабных инвестиционных проектов в российской энергетике — строительства газовой парогазовой установки (ПГУ) и угольной конденсационной электростанции (КЭС) — позволил выявить ключевые различия в их финансовой и коммерческой эффективности в условиях современной российской экономики.

Основные выводы:

1. Капитальные затраты (CapEx): Газовые ПГУ, как правило, демонстрируют более низкие удельные капитальные затраты в России (от 192 до 484,8 млн руб./МВт в 2025 году), по сравнению с международными оценками для угольных КЭС ($2-2,5 млн/МВт). Это делает ПГУ более привлекательными на этапе первоначальных инвестиций, хотя региональные различия для обоих типов станций могут быть значительными.
2. Себестоимость производства электроэнергии и эксплуатационные затраты (OpEx):
   • Угольные КЭС имеют высокую топливную составляющую в OpEx, которая усугубляется значительными логистическими издержками (до 50% от цены угля), а также существенными затратами на экологические системы очистки и утилизацию отходов. Мировая удельная себестоимость для угольных ТЭС составляет 2,4–3,3 цента/кВт·ч.
   • Газовые ПГУ обладают потенциально более низкой удельной себестоимостью (1,6–2,55 цента/кВт·ч) за счет высокой эффективности и меньших экологических издержек. Однако их OpEx крайне чувствительны к ценам на природный газ, которые с 1 июля 2025 года для электроэнергетики РФ были проиндексированы на 21,3%, что существенно увеличивает эту составляющую.
3. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ): Средний КИУМ для ТЭС в ЕЭС России в 2020 году составлял 41,34%. Газовые ПГУ обладают большей маневренностью и способны быстрее реагировать на изменения нагрузки, что делает их более гибкими в управлении энергосистемой. Однако фактический КИУМ определяется режимом работы станции в энергосистеме и рыночными условиями.
4. Динамика цен на топливо и тарифов на электроэнергию:
   • Уголь: Цены падали с начала 2023 года, а доходность экспорта снизилась. Для внутренних потребителей логистические затраты остаются высокими, что компенсирует низкие цены добычи.
   • Природный газ: Мировые цены стабилизировались (около 33,01 евро/МВт·ч в Q3 2025). В России с 1 июля 2025 года оптовые цены для электроэнергетики выросли на 21,3%, с дальнейшим прогнозом роста на 4-4,3% в 2026-2027 годах.
   • Электроэнергия: Оптовые цены в 1-й и 2-й ценовых зонах РФ в 2024-2025 годах демонстрировали значительный рост (до 26-40% год к году в августе 2025 года), с прогнозом дальнейшего роста до 5% в 2027–2032 годах. Рост тарифов, хотя и увеличивает выручку, может быть недостаточным для компенсации роста цен на газ.
5. Денежные потоки и риски:
   • Угольные КЭС: Характеризуются высокими CapEx и OpEx, включающими значительные затраты на топливо, логистику, экологию и золоудаление. Основные риски: сырьевые (цены на уголь, логистика), экологические (ужесточение нормативов), капитальные.
   • Газовые ПГУ: Требуют меньших CapEx, но их OpEx сильно зависят от стоимости газа. Меньше экологических затрат. Основные риски: сырьевые (цены на газ, стабильность поставок), регуляторные (индексация цен на газ).
   • Для оценки рисков рекомендованы анализ чувствительности и сценарный анализ, позволяющие оценить влияние изменений ключевых параметров на NPV и IRR.
6. Инвестиционная политика РФ: Государство активно поддерживает развитие электроэнергетики, планируя инвестиции в 1 трлн рублей в новую генерацию. Для угольной отрасли предусмотрены меры поддержки (отсрочки по НДПИ, реструктуризация долгов), для газовой – программы газификации и регулируемая индексация цен. Политика направлена на модернизацию и покрытие энергодефицита, что благоприятствует обоим типам проектов, но с разными акцентами.

Рекомендации для принятия инвестиционных решений:

1. Тщательный анализ региональной специфики: Стоимость топлива (газа и угля), транспортные издержки, тарифы на электроэнергию и инвестиционные условия могут значительно отличаться по регионам РФ. Для каждого проекта необходимо проводить детальное исследование локальной конъюнктуры.
2. Прогноз цен на топливо и электроэнергию: Учитывая высокую волатильность и влияние регуляторных решений, необходимо использовать многосценарный подход к прогнозированию цен на газ, уголь и электроэнергию, а также оценивать чувствительность проектов к этим изменениям.
3. Оценка экологических рисков и затрат: Для угольных КЭС критически важно учитывать потенциальное ужесточение экологических нормативов и связанные с этим дополнительные капитальные и операционные затраты на природоохранные технологии.
4. Сравнительный анализ на основе NPV и IRR: При сравнении проектов необходимо использовать показатели NPV и IRR, учитывающие временную стоимость денег. В условиях ограниченных инвестиционных ресурсов, индекс прибыльности (PI) может стать дополнительным критерием.
5. Анализ маневренности и гибкости: Газовые ПГУ с их высокой маневренностью могут быть предпочтительнее для регионов с переменной нагрузкой и развитием возобновляемых источников, тогда как угольные КЭС остаются важным источником базовой генерации.
6. Учет государственной поддержки и регуляторных механизмов: Инвесторам следует внимательно изучать действующие и перспективные меры государственной поддержки для каждого типа генерации, а также особенности регуляторных соглашений, которые могут стабилизировать доходность.

В конечном итоге, выбор между строительством газовой ПГУ и угольной КЭС должен основываться на комплексном финансово-экономическом анализе, учитывающем не только текущие, но и прогнозные значения ключевых параметров, а также всестороннюю оценку рисков в контексте долгосрочной инвестиционной политики и потребностей российской электроэнергетики.

Список использованной литературы

1. Гражданский кодекс Российской Федерации от 30.11.1994 № 51-ФЗ (ред. от 27.12.2009 № 352-ФЗ).
2. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть первая) от 31.07.1998 № 146-ФЗ (ред. от 27.12.2009 № 368-ФЗ).
3. Амелин, А. Экономика и ТЭК сегодня / А. Амелин // Энергоэффективность и энергоснабжение. – 2009. – № 11.
4. Анализ финансовой отчетности: Учебник / под ред. М.А. Вахрушиной, Н.С. Пласковой и др. – М.: Вузовский учебник, 2008. – 365 с.
5. Вахрин, П.И. Финансовый анализ в коммерческих и некоммерческих организациях: Учеб. пособ. – М.: Маркетинг, 2007. – 320 с.
6. Губина, О.В., Губин, В.Е. Анализ финансово-хозяйственной деятельности: Практикум: Учебное пособие. – М.: Инфра – М, 2010. – 192 с.
7. Ковалев, В.В. Финансовый менеджмент: теория и практика. – 2-е изд., перераб., доп. – М.: ТК «Велби», Проспект, 2008.
8. Ковалев, В.В., Волкова, О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебник. – М.: Проспект, 2008. – 421 с.
9. Михайлов, С. Экономика и ТЭК сегодня / С. Михайлов // Возобновляемая энергетика сегодня и завтра. – 2009. – № 11. – С. 9-10.
10. Шеремет, А.Д. Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия: Учебник. – М.: ИНФРА-М, 2012. – 367 с.
11. Шеремет, А.Д., Сайфеулин, Р.С. Методика финансового анализа. – М.: ИНФРА-М, 2011. – 276 с.
12. www.alter-power.ru: [сайт].
13. www.eprussia.ru (Энергетическая стратегия до 2030 года): [сайт].
14. www.gks.ru: [сайт].
15. Виленский, П.Л., Лившиц, В.Н., Смоляк, С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика: учебное пособие. – Москва: Экономический портал. URL: http://economicus.ru/index.php?file=82_1 (дата обращения: 29.10.2025).
16. Инвестиционный анализ. Подготовка и оценка инвестиций в реальные активы: учебник для бакалавров: учебное пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлениям "Экономика" и "Менеджмент" / Липсиц И.В. – Москва: РГБ. URL: https://search.rsl.ru/ru/record/01005232770 (дата обращения: 29.10.2025).
17. Укрупненный метод расчета ставки дисконтирования // Fincan.ru. URL: https://fincan.ru/articles/123_ukrupnennyj-metod-rascheta-stavki-diskontirovaniya/ (дата обращения: 29.10.2025).
18. Иванов, В.В., Ковалев, В.В., Лялин, В.А. Инвестиции: учебник. 2-е издание. – Google Books. URL: https://books.google.ru/books/about/%D0%98%D0%BD%D0%B2%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%B8.html?id=lUcnAAAAQBAJ&redir_esc=y (дата обращения: 29.10.2025).
19. Показатели эффективности инвестиций // Альтекс Консалтинг. URL: https://altex.su/pokazateli-effektivnosti-investitsij/ (дата обращения: 29.10.2025).
20. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов от 21 июня 1999 г. // Docs.cntd.ru. URL: https://docs.cntd.ru/document/901739223 (дата обращения: 29.10.2025).
21. Обзор методов расчета ставки дисконтирования // E-xecutive.ru. URL: https://www.e-xecutive.ru/finance/investment/1986422-obzor-metodov-rascheta-stavki-diskontirovaniya (дата обращения: 29.10.2025).
22. Приказ Минэкономразвития России от 21.02.2024 N 108 (ред. от 24.06.2025) "Об утверждении методики оценки эффективности использования средств федерального бюджета, направляемых на капитальные вложения, формы заключения об эффективности инвестиционного... \ КонсультантПлюс. URL: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_469600/ (дата обращения: 29.10.2025).
23. Ставка дисконтирования. Средневзвешенная стоимость капитала. Базовая формула // Journal.tinkoff.ru. URL: https://journal.tinkoff.ru/ask/discount-rate-wacc/ (дата обращения: 29.10.2025).
24. 8 способов расчета ставки дисконтирования (обзор). URL: https://www.youtube.com/watch?v=0h6kXp_v34c (дата обращения: 29.10.2025).
25. NPV и IRR, PI и DPP, DP и ARR - сравнительная характеристика критериев // FinSwin. URL: https://finswin.com/docs/npv-irr-pi-dpp-dp-arr-sravnitelnaya-harakteristika-kriteriev/ (дата обращения: 29.10.2025).
26. Оценка эффективности инвестиционных проектов: методы оценивания для бизнеса // Boss.moedelo.ru. URL: https://boss.moedelo.ru/handbook/ocenka-effektivnosti-investitsionnyh-proektov (дата обращения: 29.10.2025).
27. Методика оценки эффективности инвестиционных проектов, предусматривающих строительство, реконструкцию, в том числе с элементами реставрации, техническое перевооружение объектов капитального строительства, приобретение объектов недвижимого имущества, финансовое обеспечение которых полностью или частично осуществляется из федерального бюджета (утв. решением президиума (штаба) Правительственной комиссии по региональному развитию в Российской Федерации (протокол от 23 июня 2022 г. N 33) // Система ГАРАНТ. URL: https://base.garant.ru/405105268/ (дата обращения: 29.10.2025).
28. Критерии выбора ставки дисконтирования при анализе инвестиционных проектов // Alt-invest.ru. URL: https://alt-invest.ru/pages/analiz-invest-proektov/kriterii-vybora-stavki-diskontirovaniya-pri-analize-investitsionnyh-proektov/ (дата обращения: 29.10.2025).
29. Ставка дисконтирования: суть и методы расчета // Газпромбанк Инвестиции. URL: https://www.gazprombank.ru/personal/investments/articles/stavka-diskontirovaniya-sut-i-metody-rascheta/ (дата обращения: 29.10.2025).
30. Расчет динамической ставки дисконтирования (WACC). URL: https://www.youtube.com/watch?v=s317K3QG_A0 (дата обращения: 29.10.2025).
31. Показатели инвестиционной привлекательности проекта Индекс прибыльности (PI) Внутренняя норма рентабельности (IRR) Чистая приведенная к текущему моменту стоимость будущих денежных потоков (NPV) // Верное Решение. URL: https://ver-resol.ru/stati/pokazateli-investitsionnoy-privlekatelnosti-proekta/ (дата обращения: 29.10.2025).
32. Как анализ чувствительности проекта помогает управлять бизнес-рисками? // Investproject.ru. URL: https://investproject.ru/art/analiz-chuvstvitelnosti-proekta (дата обращения: 29.10.2025).
33. 6 методов оценки эффективности инвестиций в Excel. Пример расчета NPV, PP, DPP, IRR, ARR, PI // Finmodel.pro. URL: https://finmodel.pro/blog/6-metodov-ocenki-effektivnosti-investicij-v-excel-primer-rascheta-npv-pp-dpp-irr-arr-pi/ (дата обращения: 29.10.2025).
34. Оценка инвестиционных проектов // Pm.hse.ru. URL: https://pm.hse.ru/data/2022/02/05/1709401799/%D0%9E%D1%86%D0%B5%D0%BD%D0%BA%D0%B0%20%D0%B8%D0%BD%D0%B2%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%BE%D0%BD%D0%BD%D1%8B%D0%A5%20%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B5%D0%BA%D1%82%D0%BE%D0%B2.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
35. Анализ чувствительности инвестиционного проекта: как провести — пошаговая инструкция // Финансовый директор. URL: https://fd.ru/articles/93551-analiz-chuvstvitelnosti-investitsionnogo-proekta (дата обращения: 29.10.2025).
36. WACC: инструкция по расчету // CFO.ru. URL: https://www.cfo.ru/materials/item/188439 (дата обращения: 29.10.2025).
37. Методы оценки инвестиционных проектов // Openbusiness.ru. URL: https://www.openbusiness.ru/biz/businesplan/metody-otsenki-investitsionnyh-proektov.htm (дата обращения: 29.10.2025).
38. Состоятельность проекта. Анализ чувствительности проекта и границы его безубыточности // Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/6710408/page:14/ (дата обращения: 29.10.2025).
39. Сравнение независимых проектов по показателям npv, irr, pi: условия принятия проекта и недостатки критериев // Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/7926107/page:18/ (дата обращения: 29.10.2025).
40. Сравнительная характеристика методов оценки инвестиционных проектов, Контрольные вопросы // Studref.com. URL: https://studref.com/393527/ekonomika/sravnitelnaya_harakteristika_metodov_otsenki_investitsionnyh_proektov_kontrolnye_voprosy (дата обращения: 29.10.2025).
41. Критерии для оценки капитальных вложений: NPV, IRR, PP, DPP, AAR и PI // Findirector.by. URL: https://findirector.by/article/kriterii-dlya-otsenki-kapitalnyh-vlozheniy-npv-irr-pp-dpp-aar-i-pi (дата обращения: 29.10.2025).
42. Цивилев, С. Глава Минэнерго России: мы меняем подход к энергетике России // Интернет-портал СНГ. URL: https://e-cis.info/news/566/115160/ (дата обращения: 29.10.2025).
43. В 2024 году оптовые цены на электроэнергию выросли в 1 ЦЗ почти на 10%, во 2 ЦЗ – на 20,5% // Energybase.ru. 2025. 16 января. URL: https://energybase.ru/news/articles/2025/01/v-2024-godu-optovye-ceny-na-elektroenergiu-vyrosli-v-1-cz-poc-2025-01-16 (дата обращения: 29.10.2025).
44. Оптовые цены на электроэнергию в России обновили исторический максимум // Neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/news/elektroenergetika/818167-optovye-tseny-na-elektroenergiyu-v-rossii-obnovili-istoricheskiy-maksimum/ (дата обращения: 29.10.2025).
45. Прогноз цен на уголь в 2024 году и причины коррекции рынка // SberCIB. URL: https://www.sberbank.com/sbercib/analytics/macro-fixedincome-equities/coal_prices_2024 (дата обращения: 29.10.2025).
46. Итоги года на угольном рынке 25.12.2024 // Финам. URL: https://www.finam.ru/analysis/marketstuff/itogi-goda-na-ugolnom-rynke-20241225-10450/ (дата обращения: 29.10.2025).
47. Тарифы на электрическую энергию и мощность // ТГК-1. URL: https://www.tgc1.ru/activity/production/tariffs/ (дата обращения: 29.10.2025).
48. Тарифы на электрическую энергию (мощность) // Юнипро. URL: https://unipro.energy/activity/production/tariffs/ (дата обращения: 29.10.2025).
49. Цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в це // Концерн Росэнергоатом. URL: https://www.rosenergoatom.ru/upload/iblock/c34/c3434199c0d9a695b77e8a93e3d9396e.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
50. Ъ: «3,2 ГВт новой генерации на юге РФ и в Москве оценены более чем в ₽1 трлн рублей» // Metallsnab.ru. 2025. 27 октября. URL: https://metallsnab.ru/news/metallurgiya-rossii/2025/10/27/3,2-gvt-novoy-generatsii-na-yuge-rf-i-v-moskve-otseneny-bolee-chem-v-1-trln-rubley-.html (дата обращения: 29.10.2025).
51. АЭС vs ПГУ: конкурентные перспективы в России до 2040 года // Oilexp.ru. URL: https://oilexp.ru/docs/13/2017-06-16-aes-vs-pgu-konkurentnye-perspektivy-v-rossii-do-2040-goda (дата обращения: 29.10.2025).
52. Стратегический отчет // ПАО «ОГК-2». URL: https://ogk2.ru/upload/iblock/d76/OGK-2_CSR_2020.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
53. Пример расчета окупаемости мини-ТЭС // Guascor.ru. URL: https://www.guascor.ru/statia/primer-rascheta-okupaemosti-mini-tes (дата обращения: 29.10.2025).
54. ПГУ: Перезагрузка // B2b-center.ru. URL: https://b2b-center.ru/info/rynki-i-otrasli/pgu-perezagruzka/ (дата обращения: 29.10.2025).
55. Строительство генерирующей мощности на базе ПГУ // Trigeneration.ru. URL: https://trigeneration.ru/stroitelstvo-generiruyushchey-moshchnosti-na-baze-pgu/ (дата обращения: 29.10.2025).
56. Новая генерация на юге и в Москве оценена более чем в 1 трлн руб. // Metallsnab.ru. 2025. 28 октября. URL: https://metallsnab.ru/news/metallurgiya-rossii/2025/10/28/novaya-generatsiya-na-yuge-i-v-moskve-otsenena-bolee-chem-v-1-trln-rub.html (дата обращения: 29.10.2025).
57. Полные затраты на производство электроэнергии // Oecd-nea.org. URL: https://www.oecd-nea.org/jcms/c_64243/full-costs-of-electricity-production (дата обращения: 29.10.2025).
58. Показатели общей экономичности ТЭС // BNTU.by. URL: https://bntu.by/images/userfiles/files/2016/el_stancii_i_podstancii/el-stancii-i-podstancii-13.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
59. Экономика предприятия // BNTU.by. URL: https://dl.bntu.by/pluginfile.php/388349/mod_resource/content/1/%D0%AD%D0%9A%D0%9E%D0%9D%D0%9E%D0%9C%D0%98%D0%9A%D0%90%20%D0%9F%D0%A0%D0%95%D0%94%D0%9F%D0%A0%D0%98%D0%AF%D0%A2%D0%98%D0%AF%20%D0%AD%D0%9D%D0%95%D0%A0%D0%93%D0%95%D0%A2%D0%98%D0%9A%D0%98.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
60. Энергоэффективность // Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/9595859/page:4/ (дата обращения: 29.10.2025).
61. Нефть и газ. На санкциях рост продолжается // Финансы Mail. URL: https://news.mail.ru/finances/63351939/?frommail=1 (дата обращения: 29.10.2025).
62. Промышленность Свердловской области нагрузили дополнительными платежами за газ // Правда УрФО. URL: https://pravdaurfo.ru/articles/promyshlennost-sverdlovskoy-oblasti-nagruzili-dopolnitelnymi-platezhami-za-gaz (дата обращения: 29.10.2025).
63. СПГ под ударом: станет ли 19-й пакет санкций ЕС переломным? // Riddle Russia. URL: https://ridl.io/ru/spg-pod-udarom-stanet-li-19-j-paket-sankczij-es-perelomnym/ (дата обращения: 29.10.2025).
64. Коэффициент использования установленной мощности // Википедия. URL: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%BE%D1%8D%D0%A4%D0%A4%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%B5%D0%BD%D1%82_%D0%B8%D1%81%D0%BF%D0%BE%D0%BB%D1%8C%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%D0%BC%D0%BE%D1%89%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%82%D0%B8 (дата обращения: 29.10.2025).
65. Хакасия имеет неплохой шанс на интеграцию угольной генерации и центров обработки данных // 19Русинфо. 2025. URL: https://19rusinfo.ru/item/2025-v-hakasii-est-neplohoj-shans-na-integratsiyu-ugolnoj-generatsii-i-tsentrov-obrabotki-dannyh (дата обращения: 29.10.2025).
66. Эффективность в угольной отрасли растет вопреки негативным факторам и барьерам — участники РЭН-2025 // UlanMedia.ru. URL: https://ulanmedia.ru/news/1826074/ (дата обращения: 29.10.2025).
67. В России рассказали о масштабных перспективах экспорта угля в Индию // NEWS.ru. URL: https://news.ru/regions/v-rossii-rasskazali-o-masshtabnyh-perspektivah-eksporta-uglya-v-indiyu/ (дата обращения: 29.10.2025).
68. Документы по КИУМ // Cyberleninka.ru. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/analiz-koeffitsienta-ispolzovaniya-ustanovlennoy-moschnosti-v-elektroenergetike-rossii/viewer (дата обращения: 29.10.2025).
69. Между ТЭЦ и ПГУ // EPRussia.ru. URL: https://www.eprussia.ru/epr/155/13359.htm (дата обращения: 29.10.2025).
70. Основы экономики (tes).pdf // Energo.edu.ru. URL: https://energo.edu.ru/books/book_2142/chapt_16.pdf (дата обращения: 29.10.2025).
71. Основные характеристики российской электроэнергетики // Министерство энергетики РФ. URL: https://minenergo.gov.ru/node/2085 (дата обращения: 29.10.2025).
72. Цивилев: энергокомпаниям нужна господдержка для строительства крупных ГЭС // Nang.ru. 2025. 26 октября. URL: https://nang.ru/news/2025/10/26/tsivilev-energokompaniyam-nuzhna-gospodderzhka-dlya-stroitelstva-krupnykh-ges (дата обращения: 29.10.2025).
73. Электроэнергетический комплекс России // EES EAEC. URL: https://www.ees-eaec.org/ru/country/russia (дата обращения: 29.10.2025).
74. Россети поддержали идею Минэнерго РФ направлять дивиденды на инвестиции // Angi.ru. URL: https://angi.ru/news/2832811-%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B5%D1%82%D0%B8-%D0%BF%D0%BE%D0%B4%D0%B4%D0%B5%D1%80%D0%B6%D0%B0%D0%BB%D0%B8-%D0%B8%D0%B4%D0%B5%D1%8E-%D0%9C%D0%B8%D0%BD%D1%8D%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%BE-%D0%A0%D0%A4-%D0%BD%D0%B0%D0%BF%D1%80%D0%B0%D0%B2%D0%BB%D1%8F%D1%82%D1%8C-%D0%B4%D0%B8%D0%B2%D0%B8%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B4%D1%8B-%D0%BD%D0%B0-%D0%B8%D0%BD%D0%B2%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%B8/ (дата обращения: 29.10.2025).
75. Газовые сети начнут строить в Ирбите, Печёркино и деревне Уфа-Шигири в 2026 году // Информационный портал Свердловской области. URL: https://www.midural.ru/news/n_kom/154796/ (дата обращения: 29.10.2025).
76. Инвестуголь 2025 // Ict-online.ru. URL: https://ict-online.ru/news/n182607/ (дата обращения: 29.10.2025).
77. Спокойствие на фоне геополитической напряжённости — обзор рынка газа // Tribuna.ee. 2025. 28 октября. URL: https://tribuna.ee/2025/10/28/spokojstvie-na-fone-geopoliticheskoj-napryazhennosti-obzor-rynka-gaza/ (дата обращения: 29.10.2025).
78. Цивилев: Россия изучает возможность создания системы поддержки ТЭК за рубежом // Nang.ru. 2025. 27 октября. URL: https://nang.ru/news/2025/10/27/tsivilev-rossiya-izuchaet-vozmozhnost-sozdaniya-sistemy-podderzhki-tek-za-rubezhom (дата обращения: 29.10.2025).
79. Угольные электростанции: что такое, принцип работы // Prom.tech. URL: https://prom.tech/stati/ugolnye-elektrostantsii-chto-takoe-printsip-raboty (дата обращения: 29.10.2025).
80. Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2024 – 2029 годы // Министерство энергетики РФ. URL: https://minenergo.gov.ru/node/2573 (дата обращения: 29.10.2025).
81. Провалившая газификацию Читы «Аврорагаз» получила 5,8 млрд рублей // Eastrussia.ru. URL: https://eastrussia.ru/news/provalivshaya-gazifikatsiyu-chity-avroragaz-poluchila-5-8-mlrd-rubley-/ (дата обращения: 29.10.2025).