Инвестиционная политика ОАО ТГК-1 в развитии производственно-хозяйственной деятельности компании

Введение
Глава 1 Теоретические основы управления инвестиционной деятельностью предприятия
1.1. Понятие инвестиционной деятельности предприятия
1.2. Методологические основы управления инвестиционной деятельностью предприятия
1.3. Методологические подходы к оценки эффективности инвестиционных проектов
Глава 2 Разработка инвестиционного проекта «Энергоэффективнй остров»
2.1. Краткая характеристика ТГК-1
2.2. Стратегический анализ внешней и внутренней среды предприятия
2.2. Основные направления инвестиционной деятельности ТГК-1
3 Совершенствование управление деятельностью ТГК-1 в связи с реализацией инвестиционного проекта
3.1. Описание инвестиционного проекта «Энергоэффективный остров»
3.2. Экономической обоснование проекта
Заключение
Список использованной литературы
Приложения

Инвестиционная политика ОАО ТГК-1 в развитии производственно-хозяйственной деятельности компании

По мере вывода из эксплуатации энергоблоков РБМК-1000 предлагается осуществить их постепенную замену на четыре энергоблока с многопетлевым кипящим энергетическим реактором повышенной безопасности МКЭР-1000 суммарной электрической мощностью 4000 МВт. [51]Программа ввода новых мощностей станции ориентирована на замену уже существующего оборудовании на новое с аналогичной установленной мощностью. Замена существующего оборудования снизит выдаваемую мощность, как минимум на 1000 МВт.Кольская атомная станция. расположена за Полярным кругом на берегу озера Имандра. За период с 1973 по 1984 гг. введены и эксплуатируются четыре энергоблока с реакторами ВВЭР-440: два энергоблока с реакторами В-230, ст.№ 1,2 два энергоблока с реакторами ВВЭР-440 В-213, ст. № 3,4. Кольская АЭС поставляет электроэнергию в энергосистемы «Колэнерго» Мурманской области и «Карелэнерго» Республики Карелия. Связь с ЕЭС России осуществляется четырьмя линиями электропередачи напряжением 330 кВ. Выработка электроэнергии Кольской АЭС составляет около 60 % выработки электроэнергии в Мурманской области. За всю историю работы станции КАЭС максимальная годовая выработка составила 127900 млн. кВтч (1987 год). В среднем выработка составляет около 9243 млн. кВтч. Учитывая изношенность оборудования и условия эксплуатации энергоблоков выше номинальных параметров, можно с достаточно высокой вероятностью говорить, что максимально возможная выработка КАЭС на сегодняшний день составляет около 10000 млн. кВтч. Принимая во внимание отсутствие у Росэнергоатома планов по увеличению мощности КАЭС, можно предполагать, что общее количество отпускаемой э/э КАЭС до 2015 года не изменится. [51]ОАО «Юго-Западная ТЭЦ». Ввод Юго-Западной ТЭЦ намечается на 2008 год. ЮЗ ТЭЦ будет строится с использованием современных достижений и современного оборудования, способных обеспечить её более конкурентно выгодными показателями КПД и расходами условного топлива. Учитывая наличие тепловой нагрузки ("Балтийская жемчужина" Шанхайской инвестиционной компании (общий объем инвестиций оценивается примерно в 1,3 млрд. долл.), практически невозможен без строительства новой ТЭЦ) можно с достаточной долей вероятности говорить о том, что себестоимость производимой электроэнергии на ЮЗ ТЭЦ достаточно конкурентоспособной.Предполагаемые мощности Юго-Западной ТЭЦ [51]:- Электрическая - 200 МВт.- Тепловая - 600 Гкал/ч.ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ». Северо-Западная ТЭЦ является одной из самых современных электростанций в России. По проекту на Северо-Западной ТЭЦ предусматривается установка 4-х парогазовых блоков ПГУ-450. В состав каждого блока входят две газовые турбины мощностью по 150 МВт типа V-94.2 фирмы «Сименс», теплофикационная паровая турбина мощностью 150 МВт. типа Т-150-7,7 ОАО « ЛМЗ», три генератора с воздушным охлаждением мощностью 160 МВт типа ТФГ (П)-160-2УЗ ОАО «Электросила», трехступенчатая теплофикационная установка ОАО «ЛМЗ» и два котла-утилизатора. В апреле 2001 года вышел на проектную мощность первый энергоблок ПГУ-450 [51]. В настоящее время Северо-Западная ТЭЦ вырабатывает только электрическую энергию, и выделена из энергосистемы на поставку электроэнергии в Финляндию. Рабочая мощность в 1-м полугодии 2003 года составила 384 МВт, что составляет более 84% от установленной мощности. Используемый для выработки электроэнергии парогазовый цикл позволяет достигнуть высоких экономических показателей, при выработке одной электроэнергии КПД превышает 55%, при комбинированной выработке – до 85 % [51]. Базовая тепловая мощность одного энергоблока ПГУ-450 составляет 350 Гкал/час, возможный отпуск тепла от одного блока составляет 350 Гкал/час. В настоящее время осуществляется строительство теплотрассы от Северо-Западной ТЭЦ к Приморскому району Санкт-Петербурга, для обеспечения города тепловой энергией.В феврале 2004 г. итальянская энергетическая компания ENEL выиграла тендер на управление Северо-Западной ТЭЦ. В соответствии с условиями тендера, ENEL должна привлечь около $230 млн. на строительство второго энергоблока мощностью 450 МВт и теплотрассы в Приморский район Санкт-Петербурга. Приход иностранной управляющей компании увеличивает конкурентоспособность Северо-Западной ТЭЦ, ее возможности привлечения инвестиций и скорейшей реализации проекта станции в полном объеме.Северо-Западная ТЭЦ принципиально не может быть привлечена к работе на рынке в ОЭС Северо-Запада по причине её выделенной работы на поставку электроэнергии в Финляндию, а при строительстве теплотрассы от Северо-Западной ТЭЦ до Коломяжской котельной Приморского района Санкт-Петербурга, будет сильно привязана к производству тепловой энергии. В то же время ввод в строй второго энергоблока может изменить указанную ситуацию и станция потенциально может рассматриваться в качестве участника оптового рынка, покрывающего потребности Северо-Западного региона в электрической энергии.Наработанный на сегодня опыт эксплуатации Северо-Западной ТЭЦ указывает на то, что её технологический процесс (остановы по причине качества газа и аварийность) требует размещения специального резерва мощности в ОЭС Северо-Запада для обеспечения надежности экспорта электроэнергии в Финляндию при нарушениях режимов работы на СЗ ТЭЦ.ОАО «Киришская ГРЭС». Киришская ГРЭС - крупнейшая тепловая электростанция Объединенной энергетической системы (ОЭС) Северо-Запада. С момента ввода по 2002 г. включительно Киришская ГРЭС являлась структурным подразделением ОАО «Ленэнерго». В настоящее время станция имеет федеральный статус, входит в ОГК№6 (оптовая генерирующая компания) и является 100%-й дочерней компанией РАО «ЕЭС России». Киришская ГРЭС испытывает большие сложности с поставками газа, и вынуждена работать на мазуте, что сильно увеличивает себестоимость вырабатываемой электрической энергии. Также в условиях выделения станции в составе ОАО «ОГК-6» произошло замораживание крупного проекта по установке ПГУ (цель – сокращение газопотребление и увеличение установленной мощности до 2500 МВт) [51]. Киришская ГРЭС на сегодняшний день загружается как системорегулирующая станция. В этих условиях станция вынуждена работает с существенным «недогрузом» блоков при вынужденном частом сбросе и наборе нагрузок. Подобный режим эксплуатации с учётом ограничений по газу и «немолодого» оборудования, в будущем будет приводить к частым остановам и сбросам нагрузок. В то же время Киришская ГРЭС в равных условиях с ТГК-1 по ограничению поставок газа, несет меньшие затраты, т.к. удельный расход условного топлива Киришской ГРЭС ниже, чем на ТЭС ТГК-1 от 10 до 150 г.у.т. резервное топливо (мазут) обходится Киришской ГРЭС по более низким ценам за счет непосредственной близости к Киришскому нефтеперерабатывающему заводу.2) Прогноз спроса на электрическую энергию в регионах присутствия ТГК-1При формировании прогноза спроса на эл/эн учитывались следующие допущения:- рынком сбыта электрической энергии ТГК-1 условно принят рынок расположения генерирующих мощностей компании (по сути, рынок сбытовых компаний);- прогноз темпа потребления рассчитывался с учетом данных, заложенных в генеральной схеме электроснабжения Санкт-Петербурга, сценарных условиях РАО «ЕЭС России», экспертных оценках динамики потребления электрической энергии сбытовых компаний, находящихся в доверительном управлении ТГК-1, прогнозные данные РДУ.- при определении доли ТГК-1 на российском рынке электрической энергии учитывался объем планируемых экспортных поставок компании.Рис 2.2 – Динамика и прогноз спроса на электрическую энергию [51]Рыночные факторы стратегического развития ТГК-1На сегодняшний день конфигурация рынка электроэнергетики Российской Федерации не имеет законченного вида как с точки зрения прозрачных и четких регламентационных процедур юридического характера, так и с точки зрения организационного взаимодействия (не определен полный перечень институтов, участвующих на рынке, экономическая модель взаимодействия между ними и порядок организации работы). Несмотря на существенное влияние неопределенности в работе рынка электроэнергетики, для ТГК-1 представляется возможным обозначить основные факторы, которые необходимо учитывать для успешной работы компании в долгосрочной перспективе.Продуктовый фактор. Продуктовая модель работы ТГК-1 замкнута на деятельность по производству и оптовой продаже электрической энергии и на деятельность по производству, передаче и розничной продаже тепловой энергии. Данная модель наглядно проявляется в рамках деятельности Невского филиала ТГК-1, половина выручки которого (данные 2006 года) формируются за счет продажи тепловой энергии.При этом конкурентоспособность электрической энергии ТЭЦ во многом определяется режимом работы тепловых станций (самая эффективная выработка электрической энергии ТЭЦ осуществляется в теплофикационном режиме).Фактор режима работы тепловых станций. На деятельность ТГК-1 значительное влияние оказывает сезонный фактор действие которого особенно наглядно проявляется в связи с аномальным погодными условиями последних лет.В части периодов загрузки ТГК-1 работа станций компании рассматривается в рамках двух сезонов – отопительный сезон (сентябрь – апрель) и сезон основной выработки электрической энергии. Очевидно, что тепловые станции наиболее эффективны в течение отопительного сезона (1 и 4 квартал года) и неэффективны в середине года, когда ТЭЦ работают с наименьшей тепловой загрузкой, обеспечивая подачу ГВС (горячего водоснабжения). В свою очередь, наибольшая загрузка ГЭС приходится на 2 и 3 кварталы года.Принимая во внимание влияние сезонного фактора, крайне важной становится задача по минимизации возможных убытков от работы тепловых станций вне отопительного сезона. Фактор целевого рынка. Продуктовая модель работы ТГК-1 формирует различные целевые рынки для тепловой и электрической энергии.Особенность рынка тепловой энергии состоит в «прикрепленности» к региональным потребителям. Возможности захвата новых рынков сбыта связаны либо с развитием существующих в составе компании мощностей (включая, прежде всего, тепловую сеть), либо с присоединением к ТГК-1 мощностей других компаний (аренда, доверительное управление, покупка и т.д.) С учетом указанной особенности теплового рынка целевым рынком сбыта тепловой энергии ТГК-1 является рынок существующих потребителей тепла, а также рынок перспективных потребителей. Представляется, что в качестве перспективных потребителей выступают потребители стоимость присоединения которых к тепловым сетям компании будет экономически эффективна, в том числе конкурентоспособна по цене в сравнении с предложениями других производителей (например, локальные котельные).Целевым рынком электрической энергии ТГК-1 является оптовый рынок электрической энергии и экспортные рынки сбыта. С учетом существующей и прогнозной динамики цены на электрическую энергию экспортный рынок является приоритетным для деятельности ТГК-1 в долгосрочной перспективе. В этой связи можно считать, что одной из наиболее важных задач развития рыночной стратегии ТГК-1 является расширения экспортной торговли электрической энергией.Фактор целевого конкурента. По целевым конкурентам компании, как и по целевым рынкам, существует дифференцированный подход. В части теплового рынка целевыми конкурентами являются все компании, работающие на целевом рынке теплового сбыта, с объемом поставки тепла более 5 млн. Гкал в год [51].В части рынка электрической энергии целевыми конкурентами компании являются, прежде всего, тепловые станции (ТЭЦ и ГРЭС), входящие в состав других ТГК и ОГК.Введенное определение целевых конкурентов сформировано исходя из факта продажи электрической энергии гидростанциями по ценам «принимания» (рынок практически всегда готов покупать всю электроэнергию ГЭС), в свою очередь тепловые станции могут успешно продавать свою энергию по двусторонним договорам, а также в том случае, когда заявленная на оптовом рынке цена за электрическую энергию ТЭЦ окажется более выгодной в сравнении с ценой отсечения, определяемой на торгах НП АТС.Таким образом, основным конкурентным преимуществом ТЭЦ должно стать: - ценовое преимущество; - возможность поставить электроэнергию в заданных системным оператором условиях (режимы, объемы поставки, срок поставки и т.д.). При этом предполагается, что основная конкурентная борьба между ТЭЦ будет осуществляться в секторе производства конденсационной электрической энергии.Фактор рыночного спроса и адекватного инвестиционного ресурса.Представленный анализ спроса на тепло и электрическую энергию в регионах деятельности ТГК-1 показывает наличие значительного потенциала для увеличения ТГК-1 объемов собственного производства и, в частности, масштаба охватываемого рынка.Использовать данный резерв возможно при наличии адекватного производственного ресурса (работоспособных мощностей, имеющих соответствующие технологические параметры), позволяющего покрывать растущий спрос и обеспечивать возврат капитала. В сегодняшних условиях очевидно, что ТГК-1 необходимо формировать серьезную программу капитальных вложений, которая сможет обеспечить ввод новых мощностей под перспективный рост спроса и обеспечить замещение по выбывающему оборудованию.Фактор конкурентоспособности. В качестве важного фактора конкурентоспособности ТГК-1 должен рассматриваться показатель маневренности мощностей станций компаний (возможность выполнять распоряжения системного оператора (внешняя инициатива) в ситуациях, когда поставка электрической энергии важнее ее стоимости). Данный сектор продаж электрической энергии может позволить ТГК-1 формировать сверхприбыль в отдельные интервалы торговых сессий на балансирующем рынке.Конкурентоспособность производимой ТГК-1 энергии относится, прежде всего, к электрической энергии, поскольку по тепловой энергии основная конкуренция осуществляется в секторе перспективных потребителей и теоретически в секторе поставок электрической тепловой энергии (обогреватели и т.д.). Очевидно, что конкурентоспособность тепловых станций ТГК-1 по электрической энергии достигается за счет реализации задач по расширению теплового рынка сбыта» и «эффективного управления режимами». Принимая во внимание, что наиболее жесткая конкуренция по электрической энергии предполагается в секторе конденсационной выработки особенно актуальной становится задача по достижению низких удельных расходов станций ТГК-1 по топливной составляющей.С точки зрения ценовых параметров для определения конкурентоспособной цены в рамках данной стратегии принималось допущение о цене в 3 цента США для электроэнергии реализуемой на оптовом рынке Северо-Западного региона (прогноз Renaissance Capital и Росоценка). Принимая во внимание неопределенность по ценообразованию в рамках деятельности гидростанций, средняя цена оптового рынка для ГЭС принималась на уровне 2 центов США.Таблица 2.8Анализ стратегической конкурентоспособности ТГК-1СИЛЬНЫЕ СТОРОНЫ+ Местоположение (системный и межсисистемный доступ на перспективные рынки внутри страны плюс прямой выход на зарубежные рынки электроэнергии - NordPool)+ Сильная рыночная позиция (примерно 50% рынка электроэнергии и определяющая доля централизованного теплоснабжения)+ Конкурентоспособность компании, обусловленная высокой долей ГЭС + Преимущество перед новыми участниками, обусловленное значительной разницей затрат на начало деятельности на рынкеСЛАБЫЕ СТОРОНЫ- Износ основных производственных фондов (около 70%). Одно из самых старых оборудований в России- Высокая капиталоемкость затрат на обновление основных фондов - Низкая доходность основных видов деятельности- Сильная зависимость от изменения погодных условий- Наличие запертых мощностейВОЗМОЖНОСТИ+ Возможность увеличения отпуска энергии в связи с ростом экономики регионов ТГК-1+ Возможность увеличения отпуска электроэнергии за счет решения проблемы запертых мощностей+ Системный эффект за счёт возможности оптимизации структуры выработки на ТЭС и ГЭС+ Активная работа на экспортном рынке электроэнергии + Увеличение левериджа за счет привлечения займов и кредитов+ Активное использование инструментов хеджирования коммерческих рисковУГРОЗЫ- Определяющая зависимость от тарифного регулирования - Политическая ангажированность Санкт-Петербурга- Недобросовестная конкуренция за счет использования административного ресурса (создание преференций) - Незавершенность реформ электроэнергетического сектора - Усиление конкуренции, в т.ч. со стороны новых производителей тепло- и электроэнергии; возможность использования демпинговых стратегий - Загрузка гидрогенерации по «остаточному» принципу- Введение дополнительных налоговых платежей в отношении ГЭС - Значительная зависимость от погодных условий (в части тепловой энергии и выработки ГЭС) Представленный анализ отражает трудности, которые ТГК-1 должна преодолеть, и преимущества, которыми она обязана воспользоваться. Очевидно, что в условиях масштабных преобразований на энергетическом рынке Российской Федерации свои плюсы и минусы имеет любая из генерирующих компаний, и взятый каждой из них сегодня старт предопределит появление лидеров и аутсайдеров в будущем. Заявкой на победу должна стать Стратегия развития ТГК-1, основанная на объективной оценке имеющихся рисков, возможностей и значимости текущего.2.2. Основные направления инвестиционной деятельности ТГК-1При непосредственном участии главного акционера ОАО «Газпром энергохолдинг» ТГК-1 является одним из крупнейших инвесторов в регионе. Основное внимание в рамках инвестиционной деятельности компании уделяется проектам, направленным на защиту окружающей среды, повышение экономичности и экологической безопасности энергетических объектов.Реализуемая программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности предусматривает модернизацию устаревших генерирующих мощностей и использование оборудования, имеющего более высокий коэффициент полезного действия и принципиально иной уровень надежности, соотносимый с принятыми международными стандартами.Сегодня в Санкт-Петербурге ОАО «ТГК-1» осуществляет строительство современных парогазовых энергоблоков суммарной мощностью более 1 000 МВт, проводит работы по техническому перевооружению и реконструкции основного оборудования гидроэлектростанций Республики Карелия, Ленинградской и Мурманской областей, пускает в эксплуатацию современные автоматизированные системы управления технологическими процессами, телемеханики и связи.Общий объем выполненных работ по инвестиционной программе в 2009 г. составил 23,978 млрд рублей. В 2010 г. компания анонсировала выполнение инвестиционной программы в размере 17,9 млрд рублей. В 2011 г. на финансирование инвестиционной программы ТГК-1 направила 19,2 млрд рублей.Всего на выполнение инвестиционной программы 2006–2015 гг. Совет директоров компании 19.09.2008 выделил 263,479 млрд рублей.Одновременно с пуском новых мощностей ТГК-1 первой среди энергокомпаний России начала последовательный вывод из состава действующего оборудования не просто отдельных устаревших агрегатов, а целых станций. Завершилась история первой ТЭЦ, построенной по плану ГОЭЛРО, — электростанции «Красный Октябрь» в Санкт-Петербурге. На очереди — выработавшие ресурс энергоблоки Первомайской и Центральной теплоэлектроцентралей.Приоритетными проектами в деятельностиТГК-1 являются следующие проекты:Каскад Вуоксинских ГЭСУстановленная электрическая мощность — 220,75 МВт [51].Реконструкция станций Вуоксинского каскада началась в мае 2007 г., после подписания договора между ОАО «ТГК-1» и ОАО «Силовые машины» на комплексную модернизацию оборудования с заменой всех восьми гидроагрегатов Светогорской и Лесогорской ГЭС.Задачами инвестиционного проекта являются:- замена устаревшего и полностью выработавшего ресурс оборудования;- снижение эксплуатационных затрат за счет применения современного оборудования. и систем управления;- увеличение прибыли за счет реализации дополнительной электроэнергии, в т.ч. на экспорт.Основные результаты реализации проекта в 2009 – 2011 гг. [51]:- ввод в мае 2009 г. гидроагрегата № 3 Светогорской ГЭС,- ввод в декабре 2009 г. гидроагрегата № 1 на Лесогорской ГЭС,- ввод в июле 2010 г. гидроагрегата № 1 Светогорской ГЭС ,- ввод в феврале 2011 г.