Эл5 Энерго (Энел) акции

При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов.

khornickjaadle,
Тут требуется уточнить
У Рефы установлено 3,8 ГВт мощности из них старше 45 — всего 1,2 ПРи ограничении кап. затрат на угольные станции — это 64 млрд. р А никак не 200 ярдов
Если же говорить об общих потенциальных затратах, то
Рефтинская имеет 3,8 ГВт мощности из них 1,2 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 54ярда — 64 ярда
Невинномысская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,0 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 33 ярда
Среднеуральская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,1 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 37 ярда
Конаковская имеет 2,5 ГВт мощности из них 1,8 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 59 ярда
Итого
Энел имеет 5,1ГВт мощностей старше 45 лет с максимальной суммой кап. затрат на ремонт в размер 193лярда....
Если учесть, что ДПМ-2 долгоиграющая тема и каждый год планируется включать в программу по 3-4 ГВт из подлежащих модернизации 41 ГВт.., на конкурсной основе… то путем нехитрых вычислений получается пропорция
Х-5,1
4-41
, где Х ежегодное включение мощностей Энел в программу модернизации
0,5 ГВт мощности будет включено в среднем от Энел в программу ДПМ-2… это ежегодные затраты на модернизацию от 16,5 до 25 млрд рублей ( в зависимости от того что будут модернизировать газовые или угольную мощности)… в среднем около 20 лярдов в год до 2024 года
И Энелю в рамках ДПМ-2 удастся модернизировать только 2,5-3ГВт из требуемых 5,1 установленных (По моим оценкам)
Дополнительно Энел вписался в ВИЭ с капзатартами на 2019-2021 год в размер 30 лярдов (плюс 10 лярдов в год в среднем)
Итого нужно инвестировать по 30 лярдов в год на модернизацию и ВИЭ
Каждый год увеличивать долг на 30 лярдов до 2021 года и тратить на капекс весь СДП.
Критическим будет 2021 год, когда долг компании будет почти 60 лярдов при текущей рыночной каппитализации 37 лярдов
Но есть и положительное в этом… с 2021 года (если Энел не впишется ни в какие еще затратные проекты ВИЭ) капекс будет снижаться
на 10 лярдов каждый год с 2022 по 2024 годы
С 23 по 25 год будет снижаться и долговая нагрузка
А с 2024 начнет расти чистая прибыль
в 2025 году она вырастет на 30% по сравнению с 2019 годом до 11 лярдов
в 2026 чистая прибыль вырастет на 100% по сравнению с 2019 годом… до 15 лярдов
Дивиденд с 2025 года составит порядка 25 копеек (60% ЧП)
Исходя из див. доходности 8-12% годовых цена акции в 2025/26 составит от 2 до 3 рублей (среднее 2,5 рубля)
В среднем акции Энел должны расти по 15 % в год… с текущих 1,05р до целевых 2,5р к 2024 году
140% за 5 лет Выгодно….я думаю да!

Konstantin, Спасибо за коммент, целый труд! Удвоение ЧП думаю возможно, если учесть агрессивный план по ветрякам. Ниже рубля можно будет искать точку входа.

khornickjaadle, а Вы думаете, что опустят ниже рубля?

Shmikl, естественно! Просто вопрос времени и терпения)

Konstantin, Спасибо за коммент, целый труд! Удвоение ЧП думаю возможно, если учесть агрессивный план по ветрякам. Ниже рубля можно будет искать точку входа.

khornickjaadle,
По ветрякам я вообще не считал… не с чем сравнивать в РФ...
Потому их и строят на какие то смешные обьемы мощности… как будет Эффект от первых полей — тогда можно будет масштабировать…
30 лярдов конечно много для Энел… но по факту капля в море
Нет даже прогнозов Энел о КИУМ ВИЭ, ни о себестоимости электроэнергии ни о сроке окупаемости инвестиций и расходах на содержание.
ВИЭ у Энел — это венчурные инвестиции (хотя в мире они это уже делают)… если они выстрельнут, то долговая нагрузка уйдет уже в 2023 году ( хотя я сомневаюсь), потому что если ВИЭ покажут свою эффективность и рентабельность, то их надо будет масштабировать, а это новые кап. затраты, но кап.затраты уже на увеличение мощности а не на модернизацию старых… мне такое развитие событий больше нравится.
К тому же как я понял при масштабировании ВИЭ удельная стоимость снижается существенно.

При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов.

khornickjaadle,
Тут требуется уточнить
У Рефы установлено 3,8 ГВт мощности из них старше 45 — всего 1,2 ПРи ограничении кап. затрат на угольные станции — это 64 млрд. р А никак не 200 ярдов
Если же говорить об общих потенциальных затратах, то
Рефтинская имеет 3,8 ГВт мощности из них 1,2 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 54ярда — 64 ярда
Невинномысская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,0 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 33 ярда
Среднеуральская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,1 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 37 ярда
Конаковская имеет 2,5 ГВт мощности из них 1,8 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 59 ярда
Итого
Энел имеет 5,1ГВт мощностей старше 45 лет с максимальной суммой кап. затрат на ремонт в размер 193лярда....
Если учесть, что ДПМ-2 долгоиграющая тема и каждый год планируется включать в программу по 3-4 ГВт из подлежащих модернизации 41 ГВт.., на конкурсной основе… то путем нехитрых вычислений получается пропорция
Х-5,1
4-41
, где Х ежегодное включение мощностей Энел в программу модернизации
0,5 ГВт мощности будет включено в среднем от Энел в программу ДПМ-2… это ежегодные затраты на модернизацию от 16,5 до 25 млрд рублей ( в зависимости от того что будут модернизировать газовые или угольную мощности)… в среднем около 20 лярдов в год до 2024 года
И Энелю в рамках ДПМ-2 удастся модернизировать только 2,5-3ГВт из требуемых 5,1 установленных (По моим оценкам)
Дополнительно Энел вписался в ВИЭ с капзатартами на 2019-2021 год в размер 30 лярдов (плюс 10 лярдов в год в среднем)
Итого нужно инвестировать по 30 лярдов в год на модернизацию и ВИЭ
Каждый год увеличивать долг на 30 лярдов до 2021 года и тратить на капекс весь СДП.
Критическим будет 2021 год, когда долг компании будет почти 60 лярдов при текущей рыночной каппитализации 37 лярдов
Но есть и положительное в этом… с 2021 года (если Энел не впишется ни в какие еще затратные проекты ВИЭ) капекс будет снижаться
на 10 лярдов каждый год с 2022 по 2024 годы
С 23 по 25 год будет снижаться и долговая нагрузка
А с 2024 начнет расти чистая прибыль
в 2025 году она вырастет на 30% по сравнению с 2019 годом до 11 лярдов
в 2026 чистая прибыль вырастет на 100% по сравнению с 2019 годом… до 15 лярдов
Дивиденд с 2025 года составит порядка 25 копеек (60% ЧП)
Исходя из див. доходности 8-12% годовых цена акции в 2025/26 составит от 2 до 3 рублей (среднее 2,5 рубля)
В среднем акции Энел должны расти по 15 % в год… с текущих 1,05р до целевых 2,5р к 2024 году
140% за 5 лет Выгодно….я думаю да!

Konstantin, Спасибо за коммент, целый труд! Удвоение ЧП думаю возможно, если учесть агрессивный план по ветрякам. Ниже рубля можно будет искать точку входа.

khornickjaadle, а Вы думаете, что опустят ниже рубля?

При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов.

khornickjaadle,
Тут требуется уточнить
У Рефы установлено 3,8 ГВт мощности из них старше 45 — всего 1,2 ПРи ограничении кап. затрат на угольные станции — это 64 млрд. р А никак не 200 ярдов
Если же говорить об общих потенциальных затратах, то
Рефтинская имеет 3,8 ГВт мощности из них 1,2 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 54ярда — 64 ярда
Невинномысская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,0 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 33 ярда
Среднеуральская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,1 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 37 ярда
Конаковская имеет 2,5 ГВт мощности из них 1,8 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 59 ярда
Итого
Энел имеет 5,1ГВт мощностей старше 45 лет с максимальной суммой кап. затрат на ремонт в размер 193лярда....
Если учесть, что ДПМ-2 долгоиграющая тема и каждый год планируется включать в программу по 3-4 ГВт из подлежащих модернизации 41 ГВт.., на конкурсной основе… то путем нехитрых вычислений получается пропорция
Х-5,1
4-41
, где Х ежегодное включение мощностей Энел в программу модернизации
0,5 ГВт мощности будет включено в среднем от Энел в программу ДПМ-2… это ежегодные затраты на модернизацию от 16,5 до 25 млрд рублей ( в зависимости от того что будут модернизировать газовые или угольную мощности)… в среднем около 20 лярдов в год до 2024 года
И Энелю в рамках ДПМ-2 удастся модернизировать только 2,5-3ГВт из требуемых 5,1 установленных (По моим оценкам)
Дополнительно Энел вписался в ВИЭ с капзатартами на 2019-2021 год в размер 30 лярдов (плюс 10 лярдов в год в среднем)
Итого нужно инвестировать по 30 лярдов в год на модернизацию и ВИЭ
Каждый год увеличивать долг на 30 лярдов до 2021 года и тратить на капекс весь СДП.
Критическим будет 2021 год, когда долг компании будет почти 60 лярдов при текущей рыночной каппитализации 37 лярдов
Но есть и положительное в этом… с 2021 года (если Энел не впишется ни в какие еще затратные проекты ВИЭ) капекс будет снижаться
на 10 лярдов каждый год с 2022 по 2024 годы
С 23 по 25 год будет снижаться и долговая нагрузка
А с 2024 начнет расти чистая прибыль
в 2025 году она вырастет на 30% по сравнению с 2019 годом до 11 лярдов
в 2026 чистая прибыль вырастет на 100% по сравнению с 2019 годом… до 15 лярдов
Дивиденд с 2025 года составит порядка 25 копеек (60% ЧП)
Исходя из див. доходности 8-12% годовых цена акции в 2025/26 составит от 2 до 3 рублей (среднее 2,5 рубля)
В среднем акции Энел должны расти по 15 % в год… с текущих 1,05р до целевых 2,5р к 2024 году
140% за 5 лет Выгодно….я думаю да!

Konstantin, Спасибо за коммент, целый труд! Удвоение ЧП думаю возможно, если учесть агрессивный план по ветрякам. Ниже рубля можно будет искать точку входа.

При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов.

khornickjaadle,
Тут требуется уточнить
У Рефы установлено 3,8 ГВт мощности из них старше 45 — всего 1,2 ПРи ограничении кап. затрат на угольные станции — это 64 млрд. р А никак не 200 ярдов
Если же говорить об общих потенциальных затратах, то
Рефтинская имеет 3,8 ГВт мощности из них 1,2 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 54ярда — 64 ярда
Невинномысская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,0 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 33 ярда
Среднеуральская имеет 1,5 ГВт мощности из них 1,1 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 37 ярда
Конаковская имеет 2,5 ГВт мощности из них 1,8 старше 45 лет при максимальной цене капзатрат на ГВт 33ярда — 59 ярда
Итого
Энел имеет 5,1ГВт мощностей старше 45 лет с максимальной суммой кап. затрат на ремонт в размер 193лярда....
Если учесть, что ДПМ-2 долгоиграющая тема и каждый год планируется включать в программу по 3-4 ГВт из подлежащих модернизации 41 ГВт.., на конкурсной основе… то путем нехитрых вычислений получается пропорция
Х-5,1
4-41
, где Х ежегодное включение мощностей Энел в программу модернизации
0,5 ГВт мощности будет включено в среднем от Энел в программу ДПМ-2… это ежегодные затраты на модернизацию от 16,5 до 25 млрд рублей ( в зависимости от того что будут модернизировать газовые или угольную мощности)… в среднем около 20 лярдов в год до 2024 года
И Энелю в рамках ДПМ-2 удастся модернизировать только 2,5-3ГВт из требуемых 5,1 установленных (По моим оценкам)
Дополнительно Энел вписался в ВИЭ с капзатартами на 2019-2021 год в размер 30 лярдов (плюс 10 лярдов в год в среднем)
Итого нужно инвестировать по 30 лярдов в год на модернизацию и ВИЭ
Каждый год увеличивать долг на 30 лярдов до 2021 года и тратить на капекс весь СДП.
Критическим будет 2021 год, когда долг компании будет почти 60 лярдов при текущей рыночной каппитализации 37 лярдов
Но есть и положительное в этом… с 2021 года (если Энел не впишется ни в какие еще затратные проекты ВИЭ) капекс будет снижаться
на 10 лярдов каждый год с 2022 по 2024 годы

С 23 по 25 год будет снижаться и долговая нагрузка
А с 2024 начнет расти чистая прибыль
в 2025 году она вырастет на 30% по сравнению с 2019 годом до 11 лярдов
в 2026 чистая прибыль вырастет на 100% по сравнению с 2019 годом… до 15 лярдов
Дивиденд с 2025 года составит порядка 25 копеек (60% ЧП)
Исходя из див. доходности 8-12% годовых цена акции в 2025/26 составит от 2 до 3 рублей (среднее 2,5 рубля)
В среднем акции Энел должны расти по 15 % в год… с текущих 1,05р до целевых 2,5р к 2024 году
140% за 5 лет Выгодно….я думаю да!




Если гворить по технике, то я вижу вот такую картину… чисто волновой анализ
ru.tradingview.com/chart/ENRU/Qm6aTN27-ehnel-rossiya-enru/

Прикинул примерно экономику ДПМ-2  Рефты, если продавать её не будут. Итальянцы сейчас готовы её продать за 27 ярдов. Чистая прибыль Рефты сейчас примерно 3 ярда рублей. То есть 9 лет окупаемости. В принципе нормальный срок окупаемости. При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов. При сроке окупаемости 9 лет, чистая прибыль модернизированной Рефты должна быть в районе 20-22 ярда.

khornickjaadle, а как получилось ЧП посчитать для одной станции?

Александр Е, ЕБИТДА Рефты 40% от всей ЕБИТДА Энел Россия — примерно 7 ярдов. ЧП меньше половины взял — где-то 3 ярда.

Прикинул примерно экономику ДПМ-2  Рефты, если продавать её не будут. Итальянцы сейчас готовы её продать за 27 ярдов. Чистая прибыль Рефты сейчас примерно 3 ярда рублей. То есть 9 лет окупаемости. В принципе нормальный срок окупаемости. При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов. При сроке окупаемости 9 лет, чистая прибыль модернизированной Рефты должна быть в районе 20-22 ярда.

khornickjaadle, а как получилось ЧП посчитать для одной станции?

Прикинул примерно экономику ДПМ-2  Рефты, если продавать её не будут. Итальянцы сейчас готовы её продать за 27 ярдов. Чистая прибыль Рефты сейчас примерно 3 ярда рублей. То есть 9 лет окупаемости. В принципе нормальный срок окупаемости. При ДПМ-2 уголь затраты на Рефту будут в районе 200 ярдов. При сроке окупаемости 9 лет, чистая прибыль модернизированной Рефты должна быть в районе 20-22 ярда.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, судите сами.

Во-первых, экономика.
Рынок платит за модернизацию:
— уголь 54 млн.руб/МВт
— газ 33 млн.руб/МВт

Гарантированный возврат инвестиций:
— уголь 1379 тыс.руб/МВт/мес
— газ 864 тыс.руб/МВт/мес

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Во-вторых, для перевода на газ нужно получить лимиты. Поскольку газа периодически не хватает, это трудно реализуемо.
Правда, если введут санкции на СПГ (об этом пишут сейчас периодически), то Новатэк вполне может дать лимиты. Но это — дело будущего. Технически перевести на газ несложно и не очень дорого.

no hud, я про другое, сейчас РГрэс работает на угле и мазут как резерв, после модернизации разумнее сделать на угле (тк это выгоднее) и на резервном газу( ТК это перспективнее) и когда дпм закончится топиться уже газом

Konstantin, мысль классная.
Газ в качестве резервного для газовых станций есть.
Для работы в режиме нужно будет получить топливный режим и лимит газа. Если цель оправдывает — средства найдутся.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, судите сами.

Во-первых, экономика.
Рынок платит за модернизацию:
— уголь 54 млн.руб/МВт
— газ 33 млн.руб/МВт

Гарантированный возврат инвестиций:
— уголь 1379 тыс.руб/МВт/мес
— газ 864 тыс.руб/МВт/мес

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Во-вторых, для перевода на газ нужно получить лимиты. Поскольку газа периодически не хватает, это трудно реализуемо.
Правда, если введут санкции на СПГ (об этом пишут сейчас периодически), то Новатэк вполне может дать лимиты. Но это — дело будущего. Технически перевести на газ несложно и не очень дорого.

no hud, я про другое, сейчас РГрэс работает на угле и мазут как резерв, после модернизации разумнее сделать на угле (тк это выгоднее) и на резервном газу( ТК это перспективнее) и когда дпм закончится топиться уже газом

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Иван Ватиканов, Это уже из области фантазий экономистов. Маловероятный сценарий. Турбина, генератор -да. Котёл и много чего ещё, придётся заказывать в России.

Иван Ватиканов, соглашусь. Много чего можно установить российского. И это хорошо.
Здесь немного другой аспект. Для модернизации нужно оборудование, которого в России не производят. Могли быть проблемы. Но Минпромторг зажег зеленый свет для ввоза.
Снятие барьера для включения Рефтинской ГРЭС в ДПМ-2.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, и ещё один момент. Если модернизировать с установкой более-менее современного оборудования, то КПД вырастет процентов на 20.

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Иван Ватиканов, Это уже из области фантазий экономистов. Маловероятный сценарий. Турбина, генератор -да. Котёл и много чего ещё, придётся заказывать в России.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, Технически это реально и не дорого. Если с газа на уголь то дорого.

Иван Ватиканов, соглашусь

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, судите сами.

Во-первых, экономика.
Рынок платит за модернизацию:
— уголь 54 млн.руб/МВт
— газ 33 млн.руб/МВт

Гарантированный возврат инвестиций:
— уголь 1379 тыс.руб/МВт/мес
— газ 864 тыс.руб/МВт/мес

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Во-вторых, для перевода на газ нужно получить лимиты. Поскольку газа периодически не хватает, это трудно реализуемо.
Правда, если введут санкции на СПГ (об этом пишут сейчас периодически), то Новатэк вполне может дать лимиты. Но это — дело будущего. Технически перевести на газ несложно и не очень дорого.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, Технически это реально и не дорого. Если с газа на уголь то дорого.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

ДПМ-2 в Нацпроектах: Не менее 11 ГВт составит установленная мощность объектов электроэнергетики, включенных в инвестиционные проекты по модернизации
генерирующих мощностей (замена 57 турбин и 40 котлоагрегатов),
до конца 2024 г.

Источник:
НАЦИОНАЛЬНЫЕ ПРОЕКТЫ: ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
На основе паспортов национальных проектов,
утвержденных президиумом Совета при Президенте Российской Федерации
по стратегическому развитию и национальным проектам 24 декабря 2018 г.

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

khornickjaadle, о том и речь

Похоже, зелёный свет включили.

Дальше по Рефтинской варианты:

1. Оставить Рефтинскую себе:
1.1. Взять турбины из Китая, предположим под гарантии Синошура, в который дорожка уже протоптана.

1.2. Привезти из Европы. Предположим, восстановленную, которая уж точно там в дело не пойдет.

2. Продать Рефтинскую с гарантированным потоком на 15 лет. И с соответствующей наценкой, конечно.

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

khornickjaadle, о том и речь

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.

khornickjaadle, китайские инвесторы могут ещё и на спреде доходнойстей неплохо заработать.

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.

khornickjaadle, вполне возможно. И это сравнение подтверждает отличную экономику.
Есть и иные причины.

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.