Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния атомной энергетики и перспектив ее развития 11
1.1. Атомная энергетика России 17
1.2. Проблемы и задачи развития атомной энергетики 23
1.3. Постановка задачи исследования 33
Глава 2. Моделирование и оптимизация инвестиционной деятельности 44
2.1. Модель развития топливно-энергетического комплекса 44
2.2. Моделирование и оптимизация долгосрочных капиталовложений 48
2.2.1. Задача распределения капиталовложений как модель динамического программирования 55
2.2.2. Сетевая модель 57
2.2.3. Модель динамического программирования 62
2.2.4. Задача финансового планирования 65
2.3. Модели дисконтирования и ценообразования при оценке эффективности инвестиционных проектов модернизации АЭС 68
Глава 3. Оценка направлений развития АЭС и их эффективность 97
3.1. Определение максимально возможных капитальных затрат на строительство АЭС по сравнению с альтернативными источниками энергии 97
3.2. Конкуренция АЭС и ТЭС в развивающейся системе электроэнергетики 109
3.3. Компьютерное моделирование и результаты оценки эффективности проекта модернизации и продления срока эксплуатации АЭС 126
Заключение 133
Литература 139
Приложение 151
- Проблемы и задачи развития атомной энергетики
- Моделирование и оптимизация долгосрочных капиталовложений
- Модели дисконтирования и ценообразования при оценке эффективности инвестиционных проектов модернизации АЭС
- Конкуренция АЭС и ТЭС в развивающейся системе электроэнергетики
Введение к работе
Актуальность темы
До недавнего времени в большинстве стран мира
электроэнергетика находилась не только под контролем государства,
но часто представляла собой в качестве организационного
устройства вертикально интегрированные компании, объединяющие
функции генерации, передачи, распределения и сбыта электроэнергии.
Однако, в настоящее время в ряде развитых стран происходят серьезные
изменения в электроэнергетике - дерегулирование, приватизация
энергетических объектов, внедрение конкурентного рынка
электроэнергии, сопровождающиеся либерализацией
электроэнергетического рынка и изменением структуры отрасли с повышением удельного веса объектов ядерной энергетики.
В 1996 году министры энергетики стран ЕС приняли
согласованную директиву № 96/92-ЕС о либерализации отношений на
внутреннем европейском энергетическом рынке. В соответствии с
директивой должно быть изменено законодательство стран-членов ЕС
и поэтапно открыт свободный выход потребителей на рынок
электроэнергии. В ноябре 2002 года страны-члены ЕС на
совещании в Брюсселе достигли соглашения о полной и
одновременной либерализации рынка электроэнергии и газа с 1 июля 2007 года.
Основными причинами, побудившими правительства этих
стран приступить к реформированию электроэнергетического
сектора, стали растущие цены на электроэнергию, низкая
эффективность и конкурентоспособность собственной
промышленности, а также недостаток инвестиций для развития энергетического сектора. При этом, всё чаще специалисты говорят об
атомной энергетике как об основном промышленно освоенном способе производства электроэнергии, который позволит обеспечить бесперебойное экономическое развитие на долгие годы при минимальном использовании невозобновляемых ресурсов и техногенном воздействии на природную среду.
Развитие атомной энергетики связывается с двумя направлениями:
строительством новых объектов и модернизацией и продлением
сроков службы действующих реакторов. Первоначально
предполагалось, что ядерные реакторы будут эксплуатироваться в течение
40 лет. Однако технологические нововведения позволяют продлить срок
службы срок их службы до 70 лет. Реализация этого направления
обуславливает необходимость разработки специфических
инвестиционных проектов, направленных на модернизацию действующих АЭС с учетом требований к их надежности, эффективности, безопасности и защищенности от внешних угроз, в том числе от террористических актов.
Степень научной разработанности проблемы
Атомная энергетика пробивает себе дорогу в условиях конкурентной борьбы. Осознание этого факта ведущими российскими и зарубежными учеными подтверждается большим числом публикаций на эту тему. К их числу относятся, например, работы Л. Большова, А. Кархова, Р. Нигматулина, В. Осмачкина, В. Румянцева, В. Сидоренко, С. Субботина и др. Вместе с тем в их работах, в основном, рассматривались стратегические проблемы развития атомной энергетики, включая вопросы надежности и безопасности. В меньшей степени отражены вопросы оценки инвестиционных потребностей развития объектов атомной энергетики и их рационального использования.
Методологические основы анализа и оценки эффективности инвестиций применительно к российским условиям исследованы в работах В. Анынина, М. Баканова, А. Идрисова, В. Ковалева, В. Коссова,
6 В. Лившица, И. Липсица, А. Лурье, Р. Сайфулина, Е. Четыркина, А. Шахназарова, А. Шеремета и др. Однако в этих работах не уделено достаточного внимания специфическим особенностям топливно-энергетического комплекса. В частности, недостаточно исследованы вопросы инвестиционного обеспечения процессов модернизации и продления сроков эксплуатации энергоблоков АЭС.
Важную роль в решении этих вопросов играют методы экономико-математического моделирования, позволяющие просчитать различные варианты проектов и оценить их эффективность в условиях сложной структуры инвестиционных процессов и ограничений на режимы работы объектов ядерной энергетики.
Актуальность проблем разработки и совершенствования методов экономико-математического моделирования инвестиций в условиях реформирования атомной энергетики и предопределили цель и задачи диссертационного исследования.
Цель и задачи исследования
Целью диссертационного исследования является обоснование направлений развития атомной энергетики и совершенствование и разработка экономико-математических моделей оптимизации распределения финансово-инвестиционных ресурсов и оценки эффективности инвестиционных проектов по модернизации АЭС в условиях становления и развития рынка электроэнергии.
В соответствии с выбранной целью исследования в работе были поставлены и решены следующие задачи:
1. Выявление потенциала конкурентоспособности атомной энергетики
и определение возможностей и ресурсов его расширения.
2. Разработка модели, позволяющей выявить эффективные
направления инвестиционной деятельности в энергетике.
3. Разработка предложений по совершенствованию моделей и методов
оптимизации инвестиционных проектов модернизации объектов атомной
энергетики.
Разработка и модификация экономико-математических моделей оценки эффективности инвестиционных проектов модернизации и продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС.
Разработка вычислительных алгоритмов оценки эффективности инвестиционных проектов.
6. Разработка предложений и практических рекомендаций по
реализации инвестиционных проектов по модернизации АЭС в рамках
Концерна «Росэнергоатом».
Объект и предмет исследования
В качестве объекта исследования в диссертации рассматриваются объекты атомной энергетики, объединенные в Концерн «Росэнергоатом», представляющим собой многоуровневую энергетическую систему, функционирующую в условиях рыночной экономики.
Предметом исследования являются экономико-математические методы и модели разработки инвестиционных процессов.
Методологической и теоретической основой исследования явились труды отечественных и зарубежных специалистов в области экономической теории, инвестиционного проектирования и экономики атомной энергетики. Количественные исследования базировались на методах линейного программирования, динамического программирования, инвестиционного проектирования, теории риска, финансовой математики. В процессе работы использовались различные нормативные и законодательные акты, определяющие особенности деятельности объектов атомной энергетики и управления инвестиционными процессами в Российской Федерации в рыночных условиях.
Информационную базу исследования составили данные органов государственной статистики, фактические результаты производственно-коммерческой деятельности Концерна «Росэнергоатом», а также справочные материалы и результаты исследований, опубликованные как в
периодической печати, так и в информационной компьютерной сети Интернет.
Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке теоретических подходов к определению эффективных направлений развития энергетики страны и совершенствовании методов оптимизации инвестиционных ресурсов в рамках инвестиционных проектов модернизации и продления срока эксплуатации АЭС.
Наиболее существенные результаты исследования, полученные лично автором и выдвигаемые на защиту, состоят в следующем:
1. Оценены значимость атомной энергетики в энергетическом
комплексе страны и определены перспективы развития атомной
энергетики в условиях обострения конкуренции на рынке электроэнергии.
2. С использованием методов экономико-математического
моделирования определены и обоснованы цели и направления
инвестиционной деятельности по развитию атомной энергетики на
среднесрочную перспективу до 20-30 лет, связанные с модернизацией ее
объектов.
Поставлена и решена задача оптимизации распределения капиталовложений в проекты модернизации системы АЭС. Разработан алгоритм решения этой задачи на основе метода динамического программирования.
Предложены подходы к постановке и решению задачи оптимального финансирования процессов модернизации и продления сроков эксплуатации объектов атомной энергетики, входящих в состав Концерна «Росэнергоатом» с использованием методов линейного программирования.
5. Разработаны модификации экономико-математических моделей и
методов оценки эффективности инвестиционных проектов модернизации
энергоблоков АЭС в среде Excel.
6. Обоснованы предложения и практические рекомендации по
совершенствованию инвестиционной деятельности по модернизации и продлению срока эксплуатации АЭС в Концерне «Росэнергоатом».
Теоретическое значение результатов диссертационной работы состоит в развитии методов моделирования и оптимизации инвестиций с учетом специфики проектов модернизации и продления сроков эксплуатации объектов атомной энергетики и совершенствовании методов оценки их эффективности.
Практическое значение диссертационной работы заключается в возможности использования результатов работы при разработке инвестиционных проектов по модернизации и продлению сроков эксплуатации энергоблоков АЭС и повышения эффективности их финансового обеспечения.
Апробация. Основные научные результаты диссертации докладывались на заседаниях кафедры «Математические методы в экономике», на XVII международной научно-практической конференции и семинарах, а также апробировались в учебном процессе при чтении специального курса в Российской экономической академии им. Г.В. Плеханова.
Результаты диссертационной работы использовались при разработке НИР «Методика оценки эффективности проекта продления сроков эксплуатации АЭС», выполненной для Фонда экологической безопасности энергетики, а также при разработке Программы работ (Технического задания) по теме «Разработка методических рекомендаций и регламентирующей документации по оценке экономической эффективности мероприятий и программ модернизации энергоблоков АЭС Концерна «Росэнергоатом».
Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в пяти работах, общим объемом 1,3 п.л.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения; трех глав, списка литературы и приложения.
В первой главе «Анализ состояния атомной энергетики и перспектив ее развития» выявлены роль и место атомной энергетики РФ в производстве электро-, теплоэнергии и мощности в стране, оценены ее производственный, технологический и экономический потенциалы, а также конкурентоспособность отрасли на рынке электроэнергии.
Во второй главе «Моделирование и оптимизация инвестиционной деятельности» -рассмотрен взаимосвязанный комплекс экономико-математических моделей, предназначенных для определения стратегии развития топливно-энергетического комплекса при завершении плановых сроков эксплуатации АЭС и оптимизации финансово-инвестиционных процессов в атомной энергетике.
В третьей главе «Оценка направлений развития АЭС и их эффективность» представлены результаты решения задач, сформулированных во второй главе, и рассмотрены вопросы оценки эффективности инвестиционных проектов модернизации энергоблоков АЭС. Результаты этих исследований использованы при уточнении и обосновании перспектив развития энергетики в целом и атомной энергетики в частности.
Проблемы и задачи развития атомной энергетики
Прежде чем перейти к проблемам и задачам исследования, остановимся более подробно на итогах работы атомной энергетики России за четырехлетний период развития.
Важнейшим показателем работы атомной энергетики является безопасность АЭС. Такой показатель безопасности российских АЭС, как количество остановов реакторов действием автоматической защиты из критического состояния на один блок, в начале 90-х годов и в мире, и в России примерно равнялся 1,8 останова на 1 блок. В 1994-1997 гг. этот показатель в России был снижен до 0,4 в год (в мире в среднем - 1,1). В 2001 году этот показатель равнялся у нас 0,2 останова в год, в 2002 году этот показатель был еще ниже (среднемировой показатель - 0,6 останова в год на один энергоблок). Наблюдается позитивная динамика снижения автоматических остановов. Есть резервы и дальнейшего улучшения уровня безопасности.
Количество общих нарушений в работе энергоблоков, не относящихся к безопасности, снизилось. В 2001 году было 67 нарушений, а в 2002 году - 38 нарушений, т. е. почти в два раза меньше. Нарушений, учитываемых по международной шкале INES, не было - в 2002 году атомные станции России работали безопасно и надежно.
Что касается событий, значимых для ядерной и радиационной безопасности, то с момента образования концерна «Росэнергоатом» в 1992 году таковых на АЭС России не было. На всех АЭС уже несколько лет сохраняется тенденция общего снижения доз облучения персонала. В 2002 году ни один человек персонала АЭС не получил дозу, превышающую установленные санитарными правилами и нормами России пределы,
Радиационный фон в регионах расположения АЭС за весь указанный период не превысив естественных природных значений, уровень выбросов держался в среднем на уровне десятых-сотых долей процента от установленных нормативов.
Физическая защита АЭС осуществлялась строго в соответствии с Правилами по физической защите, по соответствующим программам мероприятий по обеспечению физической защиты, учета и контроле ядерных материалов при эксплуатации АЭС, утвержденным Минатомом России, Минфином России и ФЭН России на 2002-2003 годы, а также графиками поэтапного ввода в действие современных комплексов технических средств охраны. Особое внимание при этом было уделено проведению антитеррористических мероприятий.
В целом можно констатировать, что физическая защита атомных станций России обеспечивается надежно и соответствует современным требованиям.
Другими важнейшими показателями работы атомной энергетики являются производственные показатели. При потенциале выработки в 156 млрд. кВт-ч электроэнергии в год, АЭС России выработали в 1998 год только 104 млрд. кВт.ч. За последующий период выработка электроэнергии увеличилась на 35,8 млрд. кВ-т. (в 2002 году было выработано 139,8 млрд. кВт-ч), или на 34,4 %. В среднем, АЭС России каждый год, прибавляли в выработке около 9 млрд. кВт-ч электроэнергии. В 2000 году атомная энергетика, первая из отраслей промышленности в России, достигла максимального со времен Советского Союза уровня производства продукции. Таких показателей в энергетике больше нет ни в какой из других подотраслей.
В 2003 году ФЭК определила для концерна «Росэнергоатом» задание по выработке в объеме 145 млрд. кВт-ч электроэнергии. В 2010 году планируется выработать на АЭС 212 млрд. кВтч.
Важнейшим показателем, характеризующим эффективность работы АЭС является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), который показывает в процентах соотношение между максимальной возможной загрузкой энергоблока в году и реальной, зависящей от простоев вследствие ремонта, остановов, диспетчерских ограничений и других факторов, влияющих на постоянную загрузку энергоблока в течение года.
В 1998 году КИУМ равнялся 56 %. За последующий период, как следствие проведенных мероприятий по повышению надежности, безопасности и устойчивости работы ядерных энергоблоков, КИУМ АЭС России вырос до 69 % в 2000 и до 71,7 % в 2002 году. Эффективность использования атомных генерирующих мощностей стабильно растет из года в год. К 2010 году планируется поднять КИУМ АЭС до уровня 83 %, т.е. есть вывести этот показатель на среднемировой уровень.
Учитывая, что на значение КИУМ существенно влияют диспетчерские ограничения, необходимо сказать, что недовыработка АЭС в 2002 году из-за диспетчерских ограничений составила 5 млрд. 883,4 млн. кВт-ч, что эквивалентно простою в течение года двух энергоблоков ВВЭР-440 суммарной мощностью 85 МВт.
Преследуя цели анализа инвестиционных процессов в атомной энергетике, рассмотрим капитальное строительство. За последние 10 лет изменился характер инвестиционных процессов в атомной энергетике, изменилась система инвестирования. Раньше средства обеспечивались полностью из государственного бюджета. В современных рыночных условиях финансирование из государственного бюджета развития атомной энергетики практически не предусмотрено. Теперь развитие атомной энергетики целиком зависит от успехов хозяйственной деятельности концерна, поскольку инвестиционная составляющая заложена в тариф генерирующей компании.
Моделирование и оптимизация долгосрочных капиталовложений
Одним из важнейших факторов устойчивого развития атомной энергетики в конкурентных рыночных условиях является инвестиционная политика. Традиционными методами сравнительной оценки эффективности инвестиций являются следующие: метод сравнительного срока окупаемости дополнительных капиталовложений (инвестиций); метод оценки по коэффициенту эффективности; метод приведенных затрат для различных вариантов капиталовложений; метод оценки эффективности капиталовложений. Применение этих финансово-экономических методов связано с экономико-математическим моделированием инвестиционного процесса с учетом организационной специфики и структуры атомной энергетики. Остановимся на указанных аспектах проблемы более подробно. В 2002 г. главной задачей концерна «Росэнергоатом» в сфере инвестиционной деятельности являлось формирование условий для устойчивого поступательного развития атомной энергетики в условиях преобразования концерна в единую генерирующую компанию с учетом положений федеральной целевой программы «Энергоэффективная экономика на 2002 -2005 годы и на перспективу до 2010 года», а также Стратегии развития атомной энергетики в первой половине XXI вена. Финансирование развития атомной энергетики осуществлялось в соответствии с перечнем приоритетных энергетических объектов Инвестиционной программы электроэнергетики на 2002 год, утвержденным Правительством Российской Федерации. Инвестиционная программа атомной энергетики (далее - программа) предусматривала в 2002 г. на капитальные вложения в размере 20 398,2 млн. руб., в том числе: 645 млн. руб. - на создание энергомощностей; 3 457,1 млн! руб. - на продление ресурса эксплуатации энергоблоков; 1252 млн. руб. - на строительство комплексов по переработке радиоактивных отходов и обращению с облученным ядерным топливом (ОЯТ); 864 млн. руб. - на повышение эффективности использования установленной мощности энергоблоков; 2 767,1 млн. руб. - на повышение безопасности действующих энергоблоков; 841 млн. руб. - на проектное обеспечение будущих периодов и строительные заделы; 86 млн. руб. - на обеспечение регламента консервации; 486 млн. руб. - на прочие объекты.
При незначительных объемах средств, выделенных на эти цели из федерального бюджета, в качестве основных источников финансирования программы были определены целевые инвестиционные средства: средства резерва концерна «Росэнергоатом» на развитие атомных станций в объеме 19 819 млн. руб. и амортизационные отчисления - 471,6 млн. руб. В условиях дефицита реальных денежных средств и сложного финансово-экономического положения концерна «Росэнергоатом» в первую очередь осуществлялось финансирование приоритетных работ: обеспечение безопасности действующих энергоблоков; модернизация и продление срока эксплуатации энергоблоков с реакторами первого поколения (энергоблоки 3 и 4 Нововоронежской АС, энергоблоки 1 и 2 Кольской АС, энергоблоки 1 и 2 Курской АС, энергоблоки 1 и 2 Ленинградской АС); строительство объектов переработки радиоактивных отходов и обращения с ОЯТ; достройка и подготовка к пуску энергоблока 3 Калининской АС мощностью 1 000 МВт. В 2002 г. на указанные работы за счет всех источников было выделено 19 549,3 млн. руб. (96 % от запланированных в соответствии с программой. По основным направлениям работ профинансировано и [освоено] капитальных вложений: повышение безопасности действующих энергоблоков - 2 273,8 млн. руб. [освоено - 2 407,1 млн. руб.]; продление эксплуатационного ресурса энергоблоков первого и второго поколений - 6 549,3 млн. руб. [освоено - 5 889 млн. руб.];
Устроительства комплексов по переработке радиоактивных отходов, хранению облученного ядерного топлива - 1 024,7 млн. руб. [освоено - 878,4 млн. руб.]; создание энергомощностей 8 071,4 млн. руб. [освоено -7 825,9 млн. руб.]. Основные итоги инвестиционной деятельности в 2002 г.: завершение в Ш квартале прошедшего года в полном объеме работ по модернизации энергоблока 1 Курской АЭС и возобновление его эксплуатации на проектном уровне мощности - 1 000 МВт при существенном повышении уровня безопасности его эксплуатации; выполнение в полном объеме мероприятий по подготовке к про длению срока эксплуатации энергоблока 4 Нововоронежской АЭС, получена лицензия Госатомнадзора России на продолжение эксплуатации энергоблока в дополнительный период; проведение работ по подготовке к продлению срока эксплуатации энергоблоков первого поколения: Кольской, Курской и Ленинградской АЭС, а также энергоблоков 1-4 Билибинской АЭС, в том числе работ по углубленной оценке безопасности; указанные мероприятия выполнялись в соответствии с утвержденными графиками на основании требований нормативных документов и с учетом рекомендаций МАГАТЭ; достигнутые темпы строительно-монтажных работ по достройке энергоблока 3 Калининской АС позволяют при соответствующей мобилизации ресурсов прогнозировать в декабре 2003 г. начало операций по физическому пуску энергоблока; получено разрешение Госатомнадзора России на сооружение энерго блока 5 Курской АЭС и энергоблоке 2 Волгодонской АЭС. В 2002 г. в целях обеспечение условий безопасной эксплуатации атомных станций осуществлялась также реализация утвержденных Минатомом России программ по обеспечению безопасного хранения и вывоза ОЯТ с атомных станций и оснащению АЭС установкам, обращения с радиоактивными отходами. Так, на Балаковской атомной станции в декабре 2002 г. введен в эксплуатацию центр обработки радиоактивных отходов. Развернуть работы по оснащению всех АЭС установками обращения с радиоактивными отходами.
Модели дисконтирования и ценообразования при оценке эффективности инвестиционных проектов модернизации АЭС
Большинство методик расчета эффективности тех или иных хозяйственных мероприятий - это по существу решение типовых экономических задач. Но если судить по методам решения, то создается впечатление, будто они находятся на уровне доньютоновской механики: каждая принципиальная задача ставит исследователя перед необходимостью, что он должен изобрести новые принципы ее решения, не вытекающие ни из каких общих постулатов. Для после ньютоновской механики любая механическая задача - частный случай общей задачи, так что всегда можно написать уравнения; если ты искушен в их решении, то получишь ответ с желаемой точностью. Это обстоятельство заставляет снова обращаться к рассмотрению методологии экономического анализа и ценообразования, приближению последнего по уровню строгости к достигнутому в других научных дисциплинах, и тем самым - к более адекватному описанию экономической практики.
Существующие общепринятые методологические подходы к оценке экономической эффективности (доведенные до состояния официально утвержденных в свое время методик) и ценообразованию опираются на понятия приведенных затрат, дисконтирования, процента на капитал, чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и т.п. Эти подходы обладают определенными недостатками, не позволяющими с необходимой строгостью и точностью (достаточной хотя бы для непосредственного сравнения с данными бухгалтерского учета) определять значения экономических показателей энергетических технологий, параметров их развития.
Явное несоответствие результатов анализа на основе приведенных затрат экономической практике конечно замечалось давно. Именно поэтому в бытность СССР приведенные затраты никогда не использовались в качестве действующих (прейскурантных) цен. Объяснением такому несоответствию служило мнение многих (но не всех) экономистов, что будто бы на практике (т.е. посредством бухучета) не учитывается разновременность затрат и результатов и только использование расчетных показателей приведенных (дисконтированных) затрат вместо реально наблюдаемых издержек позволяет прояснить истинный характер экономических процессов. Однако только использование в экономическом анализе методологии, подтверждаемой практикой (как это делается в других областях науки), позволит говорить о строгости подобного анализа, отсутствии в нем каких-либо принципиальных недостатков и погрешностей. Только такая методология может составить основу достаточно строгого экономического мышления. В настоящем разделе сделана попытка описать основные элементы такой методологии в виде конкретной методики динамического ценообразования.
В настоящем разделе описывается методологический подход к определению удельных производственных издержек (т.е. стоимости продукции), опирающийся на трактовку дисконтирования как способа учета морального износа и связанного с ним темпа НТП в энергетике. При этом получает вполне естественное объяснение процедура дисконтирования продукции, которая вынужденно используется также и в традиционной методологии приведенных затрат, однако не находит там должного обоснования.
Описываются также экономико-математические модели для исследования развивающихся систем электроэнергетики, экономической эффективности отдельных энергетических технологий и соответствующих инвестиционных проектов и возможных схем финансирования. В основу этих моделей положены законы природы, прежде всего законы сохранения и общий закон динамики, по структуре аналогичный второму закону динамики Ньютона. Дисконтированные и приведенные затраты
Прежде всего, рассмотрим основополагающие элементы теории дисконтирования. Покажем, как и почему в большинстве известных подходов к определению и использованию дисконтирования допускаются некорректности, проистекающие вследствие совершенно необоснованного отождествления математической процедуры дисконтирования с процедурой приведения, т.е. начисления процента на капитал, и поэтому необоснованно отождествляются дисконтированные и приведенные затраты.
Дисконтированные затраты и дисконтированная стоимость Усредненная за время жизни стоимость электроэнергии {electricity generation cost), вырабатываемой некоторой технологией (энергоустановкой), в методологии дисконтированных затрат определяется отношением суммарных дисконтированных затрат к суммарной дисконтированной продукции и записывается следующим образом: где суммирование осуществляется от года t cmp — начала строительства до года Т - окончания коммерческой эксплуатации и до года окончательного захоронения всех отходов Т; годом t - 0 (годом приведения) считается год начала коммерческой эксплуатации; К, - капиталовложения в технологию в год t строительства, руб. (дол.); Mt -затраты на эксплуатацию технологии в год t, руб./год (дол./год); Ft - затраты на топливо технологией в год t, руб./год (дол./год); St - затраты на вывод из эксплуатации в год /, руб./год (дол./год); qt - выработка электроэнергии в году t, кВт-ч/год; г -показатель дисконтирования, 1/год (используются также обозначения d, р, Е).
Числитель выражения (2.10) определяет суммарные дисконтированные затраты технологии за время жизни, уменьшающиеся (дисконтируемые) со временем как бы подобно тому, каким образом определяются начальные средства, которые предполагается использовать через / лет, и до этого срока помещаемые в году t = 0 в банк, выплачивающий процент г. При наличии этого процента очевидно начальные средства уменьшаются (дисконтируются).
В действительности же все средства, определяемые числителем (2.10), должны получаться технологией в виде оплаты продаваемой электроэнергии и непосредственно ни с какими банковскими операциями не связаны. Уже хотя бы поэтому обычно используемое отождествление показателя дисконта г с процентом на капитал Е (далее так будем обозначать этот показатель) изначально представляется довольно искусственным. Тем не менее сама математическая процедура определения дисконтированной стоимости (2.10) не вызывает возражений.
Конкуренция АЭС и ТЭС в развивающейся системе электроэнергетики
Выражение (2.32) является обобщением известного определения приведенных затрат (2.19). Рїменно последнее позволило Я.В. Шевелеву высказать мнение о том, что используя приведенные затраты вместо стоимости при анализе экономической эффективности «в итоге мы приближаемся к уравнению Ньютона» ([6], с. 25).
Однако в (2.32) вместо норматива эффективности или ставки процента на капитал, в качестве которой в (2.19) обычно принимаются нормативные значения Ен = 0,05-0,15 (1/год), используется индивидуальный темп развития технологий Yt (совпадающий с системным темпом Y только в тех случаях, когда технология является единственной в системе). Можно показать (см. ниже), что индивидуальный темп Y есть непосредственно дивиденды, выплачиваемые на инвестируемый капитал, т.е. Yt= YA (очевидно величина \1ЕА есть так называемый срок окупаемости инвестиций). Таким образом, при Y( Ед = #цена электроэнергии (тариф) не должна зависеть от того, развивается технология за счет собственных средств (прибыли) с темпом Y( или за счет привлекаемых инвестиций при дивидендах Е = Ен (1/год). Однако если темп Y( не совпадает с величиной ставки процента, причем обычно Y. EH, ТО тариф, определяемый по приведенным затратам (т.е. при неявном предположении об использовании исключительно внешних инвестиций), оказывается выше, чем определяемый реальными темпами развития технологий Г. при самофинансировании.
Как было показано выше, при равновесии тарифы АЭС и ТЭС должны быть равными. Однако поскольку стоимости электроэнергии и удельные капиталовложения у АЭС и ТЭС отличаются, индивидуальные темпы роста выработки электроэнергии АЭС и ТЭС при равновесии также должны отличаться. Для того чтобы продемонстрировать использование описанной выше методики равновесного ценообразования для определения поведения равновесных цен и индивидуальных темпов, воспользуемся некоторой ориентировочной базой данных по технико-экоиомическим показателям АЭС и ТЭС, представленной в табл. 3.7. Причем для большей убедительности в преимуществах АЭС над ТЭС предположим, что в качестве последних используются исключительно перспективные парогазовые электростанции (ПГЭС) с высокими удельными технико-экономическими показателями.
Как известно, на экономичность ПГЭС особенно большое влияние оказывает цена сжигаемого природного газа. Согласно экспертным данным, цены газа должны возрасти в ближайшее годы примерно от 20 до порядка 70 дол./тут (т условного топлива) к 2020 г.
На рис. 3.1-3.3 представлено изменение равновесных цен и индивидуальных темпов развития при конкуренции освоенной технологии АЭС с блоками ВВЭР-1000 и осваиваемой технологии ПГЭС в базисной электроэнергетике России. Рис. 3.1, 3.2 демонстрируют наиболее характерные черты этой конкуренции в достаточно широком диапазоне возможных
Более того, при низких системных темпах У (порядка и менее 1 %/год) индивидуальный темп технологии АЭС оказывается отрицательным, т.е, АЭС будут вытесняться из энергосистемы. При больших системных темпах (Г 1 %/год) АЭС в условиях «дерегулирования» (иностранный термин, обозначающий использование в энергетике свободных рыночных отношений) получают возможность развиваться, хотя и более медленно, чем ПГЭС. Обратим внимание на то, что последний результат находится в явном противоречии с известным критерием минимума приведенных (дисконтированных) затрат, однозначно рекомендующим развивать только те технологии, которые отвечают этому критерию, т.е. развивать только ПГЭС при любых системных темпах Y, поскольку цена электроэнергии, получаемой от АЭС, выше, чем от ПГЭС.
В начальный период, пока цена газа низкая (рис. 3.1) и поэтому стоимость электроэнергии у ПГЭС ниже, чем у АЭС, технология ПГЭС в принципе может развиваться значительно быстрее, чем АЭС (Y2 Y]).
При цене газа 40 дол. /тут, которая, согласно прогнозам, сложится в России к 2005 г., стоимость электроэнергии ПГЭС окажется существенно выше, чем у АЭС с блоками ВВЭР-1000 (см. табл. 3.7). В этом случае (см. рис. 3.3) при малых системных темпах 7(менее 1% в год) уже ПГЭС станут вытесняться из системы базисной электроэнергетики (Г2 0) и заменяться АЭС. Однако при более высоких системных темпах ПГЭС также смогут развиваться, причем оказывается, что с ростом величины Г технология ПГЭС быстро догоняет АЭС и при некотором значении системного темпа Y I %/год ПГЭС сравнивается с АЭС по индивидуальным темпам развития. Происходит это потому, что удельные капиталовложения в технологию ПГЭС существенно меньше, чем в технологию АЭС с блоками ВВЭР-1000. Поэтому, даже получая меньшую по величине прибыль, чем АЭС, ПГЭС могут тем не менее развиваться быстрее, чем АЭС с ВВЭР-1000.
При еще более высоких ценах газа, порядка 70 долл./тут (рис. 3.3), во всем диапазоне системных темпов (0 Г 10%/год) индивидуальные темпы развития технологии ВВЭР-1000 окажутся выше, чем технологии ПГЭС. Продление представленных на рис. 3.2 линейных зависимостей Yj (Y) и Y2(Y) в область больших системных темпов Y показывает, что их пересечение должно наступить только лишь при F=20 %/год, что вряд ли возможно в России. И все же, несмотря на такое большое преимущество АЭС над ПГЭС, оптимальным решением в условиях дерегулирования будет примерно при Y 2,%%/TOJ\ развивать обе технологии (АЭС и ПГЭС), поскольку при этом равновесная цена окажется меньше, чем когда развивается только одна какая-либо из технологий.
Похожие диссертации на Методы и модели оценки инвестиционных проектов модернизации объектов атомной энергетики
