CC BY
50
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА № 4 ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС
д.с. мошкалёв
Санкт-Петербургский государственный политехнический университет
Программы развития электроэнергетики России, принятые в последнее время, предусматривают постепенное увеличение доли атомной энергетики в общей выработке электроэнергии. Эта задача будет решаться путем ускоренного ввода в эксплуатацию новых, а также продления сроков эксплуатации (ПСЭ) действующих энергоблоков АЭС [3].
Строительство новых энергоблоков АЭС требует значительных капитальных вложений, объем которых ограничен. Решением проблемы сохранения баланса мощности и электроэнергии в регионе является ПСЭ атомных энергоблоков, введенных в эксплуатацию в 1970—1980 гг. и подошедших к окончанию проектного срока эксплуатации (30 лет для энергоблоков I и II поколений).
Одним из основных этапов реализации любого инвестиционного проекта является оценка его экономической эффективности, результаты которой позволяют потенциальным инвесторам оценить проект по его инвестиционной привлекательности и финансовой реализуемости. Оценка экономической эффективности — это инструмент, обеспечивающий всех заинтересованных в реализации инвестиционного проекта сторон информацией, необходимой для принятия решения об инвестировании и возможных способах финансирования проекта.
Сложившийся в отечественной атомной энергетике методический подход к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ориентирован на анализ показателей абсолютной эффективности независимого (рассматриваемого обособленно) проекта (чистый дисконтированный доход, срок окупаемости, внутренняя норма доходности и т. д.) без учета его взаимосвязей с развитием энергосистемы и отрасли. Такой подход позволяет инвестору оценить эффективность капитальных вложений в рассматриваемый проект на основании полученных значений общепринятых в
мировой практике показателей экономической эффективности, однако не полностью соответствует основным принципам системных исследований в энергетике.
Далее изложены результаты обоснования экономической целесообразности ПСЭ энергоблока № 4 Ленинградской АЭС, выполненного специалистами ФГУП «ГИ «ВНИПИЭТ» в соответствии с действующей методикой.
Ленинградская АЭС предназначена для выработки электроэнергии с выдачей ее в энергосистему Северо-Запада России, а также для теплоснабжения г. Сосновый Бор и окружающей промышленной зоны. В настоящее время на двух промышленных площадках Ленинградской АЭС находятся в эксплуатации четыре энергоблока с канальными реакторами кипящего типа (РБМК-1000). Суммарная установленная мощность АЭС — 4 млн кВт. Проектный срок эксплуатации каждого энергоблока — 30 лет.
Пуск энергоблока № 4 был осуществлен в феврале 1981 г. Окончание проектного срока эксплуатации энергоблока — февраль 2011 г.
Проект Ленинградской АЭС с реакторами РБМК разрабатывался на основе опыта проектирования и эксплуатации ранее построенных в стране промышленных уран-графитовых реакторов. В процессе эксплуатации энергоблоков с реакторами РБМК возрастали требования к безопасности объектов атомной промышленности и создавались нормы и правила их эксплуатации и проектирования. Изменения правил и аварии, имевшие место на различных блоках, особенно после аварии на Чернобыльской АЭС в 1986 г., привели к радикальному изменению подхода к обеспечению надежности и безопасности действующих энергоблоков Ленинградской АЭС [2].
Для повышения безопасности энергоблока № 4 и продления срока его эксплуатации с учетом
современных требований в области использования атомной энергии предусматривается выполнить ряд программ по модернизации основных и вспомогательных систем энергоблока и продлению ресурса и замене оборудования.
В основу оценки экономической эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 положены основные принципы и критерии, определенные «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)» и применяемые к любым типам проектов независимо от их технологических, технических, финансовых и отраслевых особенностей [1]. Методический подход к оценке экономической эффективности проекта в целом соответствует основным положениям методики UNIDO.
Моделирование денежных потоков, связанных с реализацией проекта ПСЭ, выполнено с использованием программы Альт-Инвест 5.0.
Оценка экономической эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 Ленинградской АЭС включает:
• оценку коммерческой эффективности (в интересах ФГУП концерн «Росэнергоатом» как инвестора, реализующего проект за счет собственных средств);
• оценку бюджетной эффективности (финансовые последствия реализации проекта для федерального, регионального и местного бюджетов и государственных внебюджетных фондов).
В первую очередь была сформирована база основных исходных данных и определены макроэкономические условия проведения расчетов.
Горизонт расчета (февраль 2006 г. — февраль 2031 г.) включает в себя время подготовки к ПСЭ и эксплуатации энергоблока № 4 в течение дополнительного срока (всего 26 лет, из них 6 лет — стадия подготовки к ПСЭ, 20 лет — эксплуатационная стадия). Шаг расчета принят равным одному году, без учета распределения затрат и результатов внутри шага. При этом первый (2006 г.) и последний
Годовой производственный план э
(2031 г.) шаги расчета имеют неполную продолжительность, что обусловлено временем окончания проектного срока эксплуатации энергоблока (февраль 2011 г.). Соответственно основные показатели, затраты и результаты для первого и последнего шагов расчета определены с учетом их неполной продолжительности.
Основные эксплуатационные показатели энергоблока № 4 Ленинградской АЭС, принятые в качестве исходных данных при расчете экономической эффективности, представлены в табл. 1.
Условия проведения расчетов. Расчеты проведены методом моделирования денежных потоков в прогнозных ценах. Для определения интегральных показателей эффективности (чистый доход, чистый дисконтированный доход, период окупаемости) на основании полученного потока в прогнозных ценах были построены денежные потоки в дефлирован-ных ценах, т. е. в ценах, приведенных к уровню цен базового момента времени путем деления на общий базисный индекс инфляции (индекс роста потребительских цен). За базовый момент времени принят 2007 г.
Период вывода из эксплуатации энергоблока № 4 и связанные с этим затраты в расчетах не рассматривались, так как накопление целевых затрат учтено в виде ежегодных отчислений на формирование резерва по обеспечению вывода из эксплуатации.
Ставка дисконтирования. Выбор ставки дисконтирования для оценки эффективности инвестиционных проектов в атомной энергетике, в отличие от проектов в других отраслях, зависит не только от ставки рефинансирования Центрального Банка и величины процентных ставок по долгосрочным депозитам коммерческих банков, но и от уровня среднеотраслевой рентабельности, характеризующей особенности реализации инвестиционных проектов в данной отрасли. Это объясняется тем, что целесообразность строительства объектов атомной энергетики определяется не только эконо-
Таблица 1
»гоблока № 4 Ленинградской АЭС
Показатель Единица Годы
измерения 2011 2012-2030 2031
Установленная мощность блока МВт (э) 1000 1000 1000
Коэффициент использования установленной мощности % 71,2 80,0 8,8
Годовое число часов использования установленной мощности Час 6 240 7 008 768
Выработка электроэнергии Млн кВт-ч 6 240 7 008 768
Расход электроэнергии на собственные нужды % 9,0 9,0 9,0
Млн кВт-ч 561,6 630,7 69,1
Отпуск электроэнергии Млн кВт-ч 5 678,4 6 377,3 698,9
Отпуск теплоэнергии Тыс. Гкал 174,0 195,5 21,5
мической выгодой, но и другими стратегическими соображениями (энергетической и экологической безопасностью, независимостью от конъюнктуры цен на органическое топливо, научно-техническим прогрессом на основе инновационных технологий, военно-промышленными интересами и т. д.). Исходя из этого, реальная ставка дисконтирования (без учета инфляции) принята 5 %.
Для проведения расчетов в прогнозных ценах требуется определение номинальной ставки дисконтирования (с учетом инфляции). Номинальная ставка дисконтирования принята различной для каждого шага расчета (в зависимости от уровня инфляции на этом шаге) и определяется по формуле
<ом = (1 + 4>еШ)(1 + 0 - 1, где dном- номинальная ставка дисконтирования; dреал- реальная ставка дисконтирования; i — годовой темп инфляции.
Уровень инфляции. Прогноз инфляции до 2010 г. принят в соответствии с индексами-дефляторами Минэкономразвития РФ, указанными в приложении к «Сценарным условиям социально-экономического развития РФ на 2008 год и на период до 2010 года» [4]. Прогноз инфляции на период после 2010 г. принят в соответствии с долгосрочным прогнозом Минэкономразвития РФ. При этом в силу высокой степени неопределенности прогнозируется только общая инфляция (индекс потребительских цен) и не закладываются различия в темпах роста для различных прогнозируемых показателей (табл. 2).
Налоговое окружение. Налоговое окружение проекта ПСЭ энергоблока № 4 (ставки налогов и распределение налоговых поступлений между бюджетами различного уровня) принято в соответствии с действующим на момент проведения расчетов налоговым законодательством.
Тарифы. Согласно планам развития электроэнергетики России к концу 2011 г. должна быть завершена полная либерализация рынка электрической энергии, в результате чего тарифы на электрическую энергию уже не будут регулироваться государством, а будут складываться, исходя из условий спроса и предложения на этом рынке.
Для расчетов экономической эффективности базовое значение тарифа на электроэнергию Ленинградской АЭС на свободном рынке принято согласно прогнозу Департамента экономического анализа и регулирования рынка ФГУП концерн «Росэнергоатом» — 812,2 руб. /тыс. кВт-ч (в ценах 2007 г.). Изменение базового значения тарифа на электроэнергию по шагам расчета принято в соответствии с данными, представленными в табл. 2.
Капитальные вложения. Капитальные вложения в ПСЭ энергоблока № 4, выраженные в прогнозных ценах, представлены в табл. 3.
Анализ данных табл. 3 показал, что основной объем капитальных вложений (45,6 %) направлен на модернизацию основных систем и элементов АЭС в целях повышения безопасности.
Таблица 2
Объект прогнозирования Предварительный прогноз, рост цен, гг., %
2006 2007 2008 2009 2010 2011-2012 2013-2015 2016-2031
Тариф на электрическую и тепловую энергию 118,3 116,8 119,1 119,5 118,6 - - -
Эксплуатационные затраты, кроме заработной платы и прочих расходов за счет прибыли 110,8 114,1 116,7 115,6 115,1
Заработная плата, прочие расходы за счет прибыли 109,7 108,2 107,9 106,7 106,3 - - -
Капитальные вложения 111,6 115,1 112,0 108,6 108,0 - - -
Общая инфляция 109,7 108,2 107,9 106,7 106,3 104,0 103,0 102,0
Таблица 3
Капитальные вложения в ПСЭ энергоблока № 4 в прогнозных ценах, млн руб.
Статья затрат Подлежит финансированию Всего В процентах к итогу
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Затраты на продление ресурса и замену оборудования, всего В том числе: 0,0 164,7 1 863,0 1 795,6 1 451,1 259,6 5 534,0 32,9
прочие, в том числе ПИР 0,0 14,5 427,3 435,7 134,3 26,4 1 038,2 -
строительно-монтажные работы 0,0 91,6 651,3 643,7 658,3 218,7 2 263,6 -
оборудование 0,0 58,6 784,4 716,2 658,5 14,5 2 232,2 -
Окончание табл. 3
Статья затрат Подлежит финансированию Всего В процен-
2006 2007 2008 2009 2010 2011 тах к итогу
Затраты на модернизацию в целях повышения безопасности,всего 318,5 384,5 2 587,8 3 819,5 5 33,1 36,8 7 680,2 45,6
В том числе:
прочие, в том числе ПИР 10,6 7,3 345,1 428,5 137,9 6,3 935,7 -
строительно-монтажные работы 90,1 214,1 0,0 2 037,5 395,2 30,5 2 767,4 -
оборудование 217,8 163,1 2 242,7 1 353,5 0,0 0,0 3 977,1 -
Всего затрат на продление ресурса, заме- 318,5 549,2 4 450,8 5 615,1 1 984,2 296,4 13 214,2 -
ну оборудования и модернизацию
Затраты на лицензирование 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,0 0,5 0,0
Дополнительные затраты на обращение с 1070,8 977,9 1 573,3 0,0 0,0 0,0 3 622,0 21,5
РАО и ОЯТ, порождаемые ПСЭ, всего
В том числе:
прочие, в том числе ПИР 88,0 94,4 213,0 0,0 0,0 0,0 395,4 -
строительно-монтажные работы 475,4 246,0 823,4 0,0 0,0 0,0 1 544,8 -
оборудование 507,4 637,5 536,9 0,0 0,0 0,0 1 681,8 -
Всего инвестиционные затраты по ПСЭ 1 389,3 1 527,1 6024,1 5 615,1 1 984,7 296,4 16 836,7 100,0
Примечание: ПИР — проектно-изыскательские работы; РАО — радиоактивные отходы; ОЯТ — отработавшее ядерное топливо.
Эксплуатационные затраты. В основу расчета эксплуатационных затрат по энергоблоку № 4 в течение дополнительного срока эксплуатации приняты фактические данные 2006 г. с учетом дополнительных затрат, связанных с реализацией проекта ПСЭ и вводом в эксплуатацию объектов обращения с РАО и ОЯТ Изменение эксплуатационных затрат по шагам расчета принято в соответствии с табл. 2.
Результаты оценки экономической эффективности. Денежные потоки, полученные при проведении оценки коммерческой эффективности ПСЭ энергоблока № 4, представлены на рис. 1, результаты оценки — в табл. 4.
Результаты оценки бюджетной эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 представлены в табл. 5.
Млн руб. 80000,0
Таблица 4
Показатели коммерческой эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4
■ Сальдо суммарного потока (дефлированный поток) " Сальдо суммарного потока накопленным итогом Сальдо дисконтированного суммарного потока
накопленным итогом
Рис. 1. Денежные потоки при расчете коммерческой эффективности ПСЭ энергоблока № 4
Показатель Значение
Простые показатели эффективности
Период окупаемости, лет 8,7
в том числе с момента ввода в эксплуата- 3,6
цию после ПСЭ
Момент окупаемости, год 2014
Чистый доход, млн руб. 66 129,8
Внутренняя норма доходности, % 18,4
Дисконтированные показатели эффективности
Номинальная ставка дисконтирования, % Переменная
Дисконтированный период окупаемости, 9,8
лет 4,7
в том числе с момента ввода в эксплуата-
цию после ПСЭ
Дисконтированный момент окупаемости, год 2015
Чистый дисконтированный доход, млн руб. 18 805,2
Индекс доходности дисконтированных 2,65
инвестиций
Таблица 5
Показатели бюджетной эффективности проекта ПСЭ
энергоблока № 4, млн руб.
Показатель Значение
Без учета дисконтирования
Суммарные налоговые поступления 94 951,4
В том числе:
в федеральный бюджет 58 794,3
в региональный и местный бюджеты 36 157,5
С учетом дисконтирования
Суммарные налоговые поступления 32 623,9
В том числе:
в федеральный бюджет 20 054,6
в региональный и местный бюджеты 12 569,3
Анализ чувствительности проекта к изменению основных влияющих факторов и расчет запаса финансовой прочности. Одним из способов учета неопределенности макроэкономических показателей и их влияния на экономическую эффективность проекта является анализ чувствительности проекта к изменению основных влияющих на его реализацию факторов. Оценка чувствительности проекта к изменению технических и экономических условий его реализации позволяет определить, насколько сильно изменится эффективность проекта при изменении одного из исходных параметров проекта. Чем сильнее эта зависимость, тем выше риск реализации проекта. В процессе проведения анализа чувствительности определяется изменение ключевого показателя (в данном случае это срок окупаемости) при изменении значений варьируемых параметров.
В качестве варьируемых параметров выбраны:
• базовое значение тарифа на электроэнергию (812,2 руб. /МВт-ч);
• объем капитальных вложений в реализацию проекта ПСЭ (16 836,7 млн руб.);
• реальная ставка дисконтирования (5 %). Зависимость срока окупаемости капитальных вложений в ПСЭ энергоблока № 4 от изменения тарифа на электроэнергию проиллюстрирована на рис. 2.
Расчеты показали, что увеличение тарифа на электроэнергию до 25 % приводит к снижению простого срока окупаемости с 8,7 до 7,8 года, дисконтированного срока окупаемости с 9,8 до 8,5 года, а уменьшение тарифа на 25 % — к увеличению простого срока окупаемости до 10,7 года, дисконтированного срока окупаемости — до 12,7 года.
График изменения срока окупаемости капитальных вложений в ПСЭ энергоблока № 4 при изменении их объема представлен на рис. 3.
Как видно из графика, увеличение капитальных вложений до 25 % приводит к увеличению простого срока окупаемости с 8,7 до 9,6 года, дисконтированного срока окупаемости с 9,8 до 11,1 года, а уменьшение капитальных вложений на 25 % — к уменьшению простого срока окупаемости до 7,8 года, дисконтированного срока окупаемости до 8,5 года.
Также была проанализирована зависимость срока окупаемости капитальных вложе-
ний от изменения реальной ставки дисконтирования. Результаты расчетов представлены на рис. 4.
Рис. 2. Изменение срока окупаемости капитальных вложений в ПСЭ энергоблока № 4 при изменении тарифа на электрическую энергию
Рис. 3. Изменение срока окупаемости капитальных вложений в ПСЭ энергоблока № 4 при изменении их объема
Рис. 4. Зависимость срока окупаемости капитальных вложений в ПСЭ энергоблока № 4 ЛАЭС при изменении реальной ставки дисконтирования
Рис. 5. График запаса финансовой прочности проекта ПСЭ энергоблока № 4
Расчеты показали, что увеличение ставки дисконтирования на 25 % приводит к увеличению дисконтированного срока окупаемости до 10,1 года, а уменьшение на 25 % — к уменьшению дисконтированного срока окупаемости до 9,5 года.
С целью определения финансовой прочности проекта ПСЭ энергоблока № 4 были определены критические значения ключевых показателей, при которых чистый дисконтированный доход становится равным нулю, т. е. инвестиционные затраты окупаются, но проект не генерирует прибыль. В качестве варьируемых параметров были выбраны тариф на электроэнергию, объем капитальных вложений и среднегодовые эксплуатационные затраты. Результаты расчетов представлены в табл. 6.
Графическая интерпретация расчетов запаса финансовой прочности позволяет определить величину уменьшения чистого дисконтированного дохода при негативном изменении любого из факторов (рис. 5).
Анализ чувствительности показателей инвестиционного проекта и оценка запаса финансовой прочности показали, что проект ПСЭ энергоблока
Таблица 6
Критические значения ключевых показателей
Показатель Единица измере- Коэффициент Критическое Значение в проекте 2.
ния изменения значение
Тариф на элек- Руб. / 0,52 425,1 812,2
троэнергию тыс. кВт-ч (-48 %) 3.
Капитальные Млн руб. 2,94 4 9473,9 16 836,7
вложения (+194 %)
Эксплуатаци- Млн руб. 2,29 9 981,4 4 364,2 4.
онные затраты /год (+129 %)
(среднегодовые
за 20 лет)
№ 4 обладает высоким запасом финансовой прочности.
Результаты анализа показателей экономической эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 свидетельствуют о несомненной технико-экономической привлекательности и низком уровне риска реализации проекта, что является достаточным основанием для принятия решения о финансировании данного проекта.
Вместе с тем при разработке технико-экономического обоснования проекта в области энергетики представляется также целесообразным рассмотрение альтернативных вариантов достижения заявленных целей. Это позволит учесть взаимосвязь различных технико-экономических и инвестиционных решений с функционированием энергосистемы и региональной экономики, а также рассмотреть различные аспекты реализации сравниваемых инвестиционных проектов (социальный, экологический, и т. д.).
Например, комплексный подход к оценке экономической эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 Ленинградской АЭС позволил бы сравнить альтернативные ПСЭ действующего энергоблока АЭС варианты ввода мощности в энергосистему (строительство нового энергоблока АЭС, КЭС на основе парогазовых технологий и т. д.) по основным критериям эффективности. Это позволило бы инвестору оценить эффективность проекта с позиций системного подхода к исследованиям в энергетике и принять действительно обоснованное решение об инвестировании денежных средств в наиболее эффективный среди сравниваемых проектов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Утверждены Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 № ВК477. Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС. / [В. И. Лебедев и др.]. — М.: ЗАО «Издательство Атомэнергоиздат», 2006 г. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. Одобрена Правительством РФ (протокол № 17 от 25.05.2000 г.). Сценарные условия развития электроэнергетики на 2008 — 2011 гг. с перспективой до 2015 г. Утверждены приказом РАО «ЕЭС России» от 05.07.2007 № 444.
