Экономические показатели работы АЭС. Место и роль научных исследований в АЭ

Оглавление РАЗДЕЛ 1. Экономические показатели работы АЭС. Место и роль научных исследований в АЭ 5 Лекция 1. Вводная лекция 5 1.1. Цель и особенности курса 5 1.2. Место и роль атомной энергетики в РФ и в мире 7 Лекция 2. Экономические показатели работы АЭС. Роль НИОКР в развитии и современной деятельности АЭ 12 2.1. Экономические показатели работы АЭС 12 2.2. Роль НИОКР в развитии и современной деятельности АЭ 13 2.3. Подходы к оценке затрат и эффективности НИОКР 15 РАЗДЕЛ 2. Расчет себестоимости электроэнергии и ее составляющих 18 Лекция 3. Себестоимость продукции в энергетике, ее виды и расчёт 18 3.1. Определение себестоимости 18 3.2. Виды себестоимости 19 3.3. Расчёт проектной себестоимости 20 Лекция 4. Составляющие себестоимости электроэнергии 23 4.1. Эксплуатационная экономическая характеристика (ЭЭХ) 24 4.2. Примеры использования оценок себестоимости и ЭЭХ для качественного решения практических задач 25 4.2. Примеры задач на расчет и анализ технико-экономических характеристик энергоблоков различных типов 28 Лекция 5. Основные направления снижения себестоимости электроэнергии 35 5.1. Снижение себестоимости электроэнергии путем сокращения издержек 35 5.2. Снижение себестоимости электроэнергии путём повышения объёма выработки электроэнергии 37 5.3. Снижение себестоимости электроэнергии за счет сопутствующих производств 38 5.4. Пример применения анализа себестоимости и ее составляющих 38 РАЗДЕЛ 3. Расчет параметров, влияющих на себестоимость 41 Лекция 6. Капитальные затраты, их классификация и расчет 41 6.1. Расчет капитальных затрат (вложений) 41 6.2. Оценка полных и удельных капитальных затрат для новых энергоблоков 42 6.3. Использование подходов Cost Estimating для оценки капитальных затрат при изменении параметров оборудования. 44 6.4. Оценка капитальных затрат при сооружении АЭС 45 6.5. Алгоритм оценки капитальных вложений в энергомощности 46 6.6. Факторы, влияющие на удельные капитальные затраты 48 Лекция 7. Расчёт сметных капитальных затрат в ценах одного года 48 7.1. Базовые и текущие цены, пересчет цен 48 7.2. Учёт распределения капитальных затрат по видам работ 51 7.3. Порядок определения сметной стоимости 53 7.4. Сводный сметный расчет (ССР) и его структура. Распределение капитальных затрат по видам работ и годам строительства 54 7.5. Приведенные капитальные затраты (вложения) 56 Лекция 8. Расчет топливной составляющей себестоимости 58 8.1. Определение органического топлива. Состав органического топлива 58 8.2. Характеристики топлив 58 8.4. Понятие условного топлива и топливного эквивалента 61 8.5. Энергетический коэффициент 62 Лекция 9. Характеристики топливной экономичности энергоблоков 64 9.1. Удельные расходные характеристики 64 9.2. Показатели топливной экономичности энергоблоков различных типов 65 9.3. Среднеотраслевой расход условного топлива 66 9.4. Расчёт топливной составляющей себестоимости электроэнергии через показатели топливной экономичности 66 Лекция 10. Расчёт себестоимости транспортировки электроэнергии и себестоимости электроэнергии для потребителя 69 10.1. Себестоимость транспортировки электроэнергии 69 10.2. Экономические и технические характеристики ЛЭП 70 10.3. Себестоимость элетроэнергии для потребителя 71 РАЗДЕЛ 4. Оценка эффективности инвестиционных проектов 76 Лекция 11. Основные понятия и подходы к оценке инвестиционной деятельности 76 11.1. Законодательные основы инвестиционной деятельности 76 11.2. Подходы к оценке эффективности инвестиционных проектов. Понятие и метод дисконтирования 79 Лекция 12. Ставка дисконтирования, виды эффективности и параметры окружения инвестиционных проектов 82 12.1. Ставка дисконтирования и ее расчет 82 12.2. Виды эффективности инвестиционных проектов 83 12.3. Основные параметры налогового окружения инвестиционных проектов 84 12.4. Понятие свободных денежных средств 85 Лекция 13. Параметры эффективности инвестиционных проектов 86 13.1. Чистый дисконтированный доход NPV 86 13.2. Индекс прибыльности DPI 86 13.3. Дисконтированный срок окупаемости DPBP 87 13.4. Дисконтированная бюджетная эффективность 88 13.5. Внутренняя норма доходности IRR 88 13.6. Взаимное соответствие параметров эффективности и характеристик инвестиционных проектов 89 Лекция 14. Примеры анализа эффективности инвестиционных проектов 91 Лекция 15. Пример анализа технической составляющей инвестиционного проекта атомной энергетики 95 РАЗДЕЛ 5. Специфика оценки НИОКР как инвестиционного проекта 104 Лекция 16. Специфика научных исследований и НИОКР как инвестиционного проекта и способы ее учета 104 16.1. НИР и ОКР как вид высокорисковых инвестиционных проектов 104 16.2. Риск, неопределенность и сценарии инвестиционных проектов 105 16.3. Методы оценки устойчивости 106 Метод введения поправки на риск 106 Сценарный анализ 107 Метод вариации параметров 108 Метод предельных параметров 109 16.4. Оценка чувствительности проектов 109 Лекция 17. Пример оценки устойчивости и чувствительности инвестиционного проекта 110 Лекция 18. Основы практики бизнес-планирования 116 18.1. Бизнес план, его состав и структура 116 18.2. Требования к составлению бизнес-плана 117 РАЗДЕЛ 1. Экономические показатели работы АЭС. Место и роль научных исследований в АЭ Лекция 1. Вводная лекция 1.1. Цель и особенности курса Отличием курса от других, читаемых студентам-атомщикам, является взгляд на атомную электростанцию (АЭС) на всех стадиях жизненного цикла АЭС (включая прединвестиционную стадию, в частности, научные и опытно-конструкторские работы (НИОКР) или научно-исследовательские работы (НИР)) с точки зрения экономики и финансов, как на разного рода инвестиционные проекты. Различия подходах к АЭС как объекту анализа с точки зрения различных отраслей знания и человеческой деятельности могут быть иллюстрированы следующим образом. С точки зрения техники (технический подход) АЭС является объектом, задача которого – преобразование одного вида энергии (ядерной) в другой, нам необходимый – электроэнергию, характеризуемым набором технических параметров (установленная мощность, кпд и т.д.). С точки зрения технического подхода наша задача – обеспечить необходимые (по-возможности, максимальные) технические характеристики при соблюдении заданных ограничений (например, достижение максимального кпд АЭС при обязательном обеспечении безопасности). С точки зрения экономики АЭС – объект, преобразующий некоторые ресурсы (топливо, человеческий труд и т.п.) в другие ресурсы (электроэнергию). Наша задача с точки зрения экономики – оптимальное использование ресурсов, т.е. достижение, например, минимальной себестоимости электроэнергии. С точки зрения финансов АЭС – объект инвестиций (причем более чем существенных), т.е. инвестиционный проект. Соответственно, нашей задачей как инвесторов является получение, например, максимальной отдачи инвестиций (или иных параметров инвестиционного проекта, в зависимости от стратегии инвестора). Наконец, НИР (НИОКР) являются способом улучшения технических характеристик АЭС, изменение которых неизбежно скажется на всех прочих параметрах АЭС как объекта анализа (экономических, финансовых). НИОКР, в свою очередь, также требуют затрат на их проведение, т.е. инвестиций, дают соответствующую техническую, экономическую и, в конечном счете, финансовую отдачу. Таким образом, НИОКР могут рассматриваться как инвестиционный проект. Несмотря на то, что научные и технические стороны процессов научного исследования, проектирования, сооружения, эксплуатации АЭС, равно как и финансово-экономические методы оценки человеческой деятельности хорошо развиты, на практике очень немногие специалисты имеют достаточную подготовку, чтобы продуктивно действовать на стыке этих разнородных областей для повышения результативности своей деятельности. Как правило, «технари» и «экономисты» представляют собой различные «миры», ведущие параллельное, более или менее мирное, сосуществование. Чтобы ни было тому причиной, такое положение явно контрпродуктивно. Известно, что часто именно на стыке различных отраслей знания удается найти новые решения, позволяющие радикально улучшить свойства создаваемых объектов, процессов и т.п. Чисто технический подход совершенно недостаточен для принятия решения о реализации того или иного технического мероприятия. Причина проста. Мероприятие реализуется не как самоцель, а для удовлетворения какой-либо потребности человека, т.е. выпуска продукции. При игнорировании экономических реалий цена продукции может оказаться неприемлемо высокой. Цель курса, таким образом, - научиться принимать грамотные (правильные) технические и управленческие решения с учетом экономического знания при разработке тех или иных технических решений, выполнении НИОКР, анализе работы АЭС на всех стадиях ее жизненного цикла. 1.2. Место и роль атомной энергетики в РФ и в мире Согласно данным (на сентябрь 2012г.) Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) (база данных PRIS – Power Reactor Information System, http://www.iaea.org/PRIS), на сегодня в мире действует 437 ядерных энергетических реактора (ЯЭР) суммарной электрической мощностью немногим менее 372 МВт (нетто). 64 ЯЭР суммарной мощностью 61,9 МВт (нетто) находятся в стадии сооружения. Большая часть ЯЭР приходится на США (27,3%), Францию (17%) и Японию (11,9%). РФ является третьей в мире страной по суммарной установленной мощности АЭС – на ее долю приходится 6,4% от суммарных мировых мощностей. По данным Международного энергетического агентства (International Energy Agency www.iea.org), на конец 2010года атомная энергетика (АЭ) обеспечивала 12,9% мирового производства электроэнергии из общего объема 21,4 ТВ*ч, увеличив свою долю с 1973 года почти в 4 раза (с 3,3%). Распределение их по странам мира и суммарные электрические мощности АЭС приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1. Число ЯЭР и суммарные электрические мощности АЭС по странам мира Страна Число реакторов Суммарная электрическая мощность (нетто), МВт Доля страны в мировой АЭ, % ARGENTINA 2 935 0,3% ARMENIA 1 375 0,1% BELGIUM 7 5927 1,6% BRAZIL 2 1884 0,5% BULGARIA 2 1906 0,5% CANADA 20 14300 3,8% CHINA 16 11816 3,2% CZECH REPUBLIC 6 3766 1,0% FINLAND 4 2736 0,7% FRANCE 58 63130 17,0% GERMANY 9 12068 3,2% HUNGARY 4 1889 0,5% INDIA 20 4391 1,2% IRAN, ISLAMIC REPUBLIC OF 1 915 0,2% JAPAN 50 44215 11,9% KOREA, REPUBLIC OF 23 20671 5,6% MEXICO 2 1300 0,3% NETHERLANDS 1 482 0,1% PAKISTAN 3 725 0,2% ROMANIA 2 1300 0,3% RUSSIA 33 23643 6,4% SLOVAKIA 4 1816 0,5% SLOVENIA 1 688 0,2% SOUTH AFRICA 2 1830 0,5% SPAIN 8 7560 2,0% SWEDEN 10 9395 2,5% SWITZERLAND 5 3263 0,9% UKRAINE 15 13107 3,5% UNITED KINGDOM 16 9246 2,5% UNITED STATES OF AMERICA 104 101465 27,3% Total 437 371762 100,0% Атомная энергетика РФ располагала на конец 2011 года (данные PRIS МАГАТЭ http://www.iaea.org/PRIS) 33-мя действующими реакторами суммарной установленной мощностью более 24ГВт и обеспечивала отпуск электроэнергии потребителям в объеме 161,7ТВ*ч в год (17,6% от суммарного по стране). Данные по АЭС РФ приведены в таблице 1.2. Организационно АЭС РФ являются филиалами ОАО «Концерн Росэнергоатом» - юридического лица со 100%-ой долей государственного участия. Дополнительная информация об АЭС РФ представлена в фильме «Концерн Росэнергоатом». (Демонстрация фильма) Таблица 1.2. АЭС РФ по данным PRIS МАГАТЭ http://www.iaea.org/PRIS Название ТИП ЯЭР Статус Местоположение Мощность нетто, МВТ(э) Установленная мощность, МВт(э) Включение в сеть Академик Ломоносов-1 PWR Сооружается Петропавловск-Камчатский 32 35   Академик Ломоносов-2 PWR Сооружается Петропавловск-Камчатский 32 35   Первая в мире АЭС, Обнинск LWGR Выведена из эксплуатации Обнинск 5 6 27.06.1954 Балаково-1 PWR Действующая Балаково 950 1000 28.12.1985 Балаково-2 PWR Действующая Балаково 950 1000 08.10.1987 Балаково-3 PWR Действующая Балаково 950 1000 25.12.1988 Балаково-4 PWR Действующая Балаково 950 1000 11.04.1993 Балтийск-1 PWR Сооружается Советск 1082 1194 01.01.2017 Белоярская-1 LWGR Выведена из эксплуатации Заречный 102 108 26.04.1964 Белоярская-2 LWGR Выведена из эксплуатации Заречный 146 160 29.12.1967 Белоярская-3 (БН-600) FBR Действующая Заречный 560 600 08.04.1980 Белоярская-4 (БН-800) FBR Сооружается Заречный 804 864   Билибино-1 LWGR Действующая Билибино 11 12 12.01.1974 Билибино-2 LWGR Действующая Билибино 11 12 30.12.1974 Билибино-3 LWGR Действующая Билибино 11 12 22.12.1975 Билибино-4 LWGR Действующая Билибино 11 12 27.12.1976 Калинин-1 PWR Действующая Удомля 950 1000 09.05.1984 Калинин-2 PWR Действующая Удомля 950 1000 03.12.1986 Калинин-3 PWR Действующая Удомля 950 1000 16.12.2004 Калинин-4 PWR Действующая Удомля 950 1000 24.11.2011 Кольская-1 PWR Действующая Полярные Зори 411 440 29.06.1973 Кольская-2 PWR Действующая Полярные Зори 411 440 09.12.1974 Кольская-3 PWR Действующая Полярные Зори 411 440 24.03.1981 Кольская-4 PWR Действующая Полярные Зори 411 440 11.10.1984 Курская-1 LWGR Действующая Курчатов 925 1000 19.12.1976 Курская-2 LWGR Действующая Курчатов 925 1000 28.01.1979 Курская-3 LWGR Действующая Курчатов 925 1000 17.10.1983 Курская-4 LWGR Действующая Курчатов 925 1000 02.12.1985 Курская-5 LWGR Сооружается Курчатов 915 1000   Ленингралская 2-1 PWR Сооружается Сосновый Бор 1085 1170   Ленингралская 2-2 PWR Сооружается Сосновый Бор 1085 1170   Ленинградская-1 LWGR Действующая Сосновый Бор 925 1000 21.12.1973 Ленинградская-2 LWGR Действующая Сосновый Бор 925 1000 11.07.1975 Ленинградская-3 LWGR Действующая Сосновый Бор 925 1000 07.12.1979 Ленинградская-4 LWGR Действующая Сосновый Бор 925 1000 09.02.1981 Нововоронеж 2-1 PWR Сооружается Нвоворонеж 1114 1200   Нововоронеж 2-2 PWR Сооружается Нвоворонеж 1114 1200   Нововоронеж-1 PWR Выведена из эксплуатации Нвоворонеж 197 210 30.09.1964 Нововоронеж-2 PWR Выведена из эксплуатации Нвоворонеж 336 365 27.12.1969 Нововоронеж-3 PWR Действующая Нвоворонеж 385 417 27.12.1971 Нововоронеж-4 PWR Действующая Нвоворонеж 385 417 28.12.1972 Нововоронеж-5 PWR Действующая Нвоворонеж 950 1000 31.05.1980 Ростов-1 PWR Действующая Волгодонск 950 1000 30.03.2001 Ростов-2 PWR Действующая Волгодонск 950 1000 18.03.2010 Ростов-3 PWR Сооружается Волгодонск 1011 1070   Ростов-4 PWR Сооружается Волгодонск 1011 1070   Смоленск-1 LWGR Действующая Десногорск 925 1000 09.12.1982 Смоленск-2 LWGR Действующая Десногорск 925 1000 31.05.1985 Смоленск-3 LWGR Действующая Десногорск 925 1000 17.01.1990 Лекция 2. Экономические показатели работы АЭС. Роль НИОКР в развитии и современной деятельности АЭ 2.1. Экономические показатели работы АЭС Объекты и проекты современной энергетики, в особенности атомной, обладают рядом характерных особенностей, накладывающих отпечаток на все виды деятельности как в самой отрасли, так и в смежных с ней отраслях, в частности, на проведение НИОКР. Для современной атомной энергетики характерны: 1). Огромная капиталоемкость проектов. Удельные капитальные затраты – отношение капитальных затрат к установленной мощности энергоблока – составляют 2000-2500$/кВт, что означает инвестиции в сооружение энергоблока ВВЭР-1000 около 2-2,5 млрд.$. 2). Огромные обороты денежных средств. Энергоблок ВВЭР-1000 отпускает в сеть ежегодно около 7 млрд. кВт*ч, что при современных величинах тарифов на электроэнергию означает годовой оборот около 5-6 млрд. руб./год. Для всех АЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом» с установленными мощностями более 24ГВт годовой оборот только за счет реализации электроэнергии превышает 100 млрд. руб./год. 3). Огромная цена ошибки, сбоев в работе, аварийных остановов, даже если они не несут никаких угроз с точки зрения ядерной и радиационной безопасности. Сутки простоя энергоблока ВВЭР-1000, какими бы причинами они не вызывались, помимо возможных санкций, означают недовыработку 24 млн. кВт*ч электроэнергии и, соответственно, потери около 700 тыс.$ за одни сутки. 4). Существенная роль НИОКР. Даже если проведенные работы по совершенствованию оборудования АЭС, его экономичности, режимов работы, дают внешне незначительный технический эффект, при больших объемах выработки электроэнергии они дают весьма существенный эффект экономический. Например, увеличение кпд энергоблока ВВЭР-1000 всего на 0,1% эквивалентно дополнительной выработке около 20 млн. кВт*ч/год и, соответственно, дополнительной выручке около 15 млн. руб. на один энергоблок. 2.2. Роль НИОКР в развитии и современной деятельности АЭ В настоящее время признание роли науки, научных исследований, как фундаментальных, так и прикладных, в развитии стран, повышении уровня жизни населения никем не подвергается сомнению. Благодаря научным исследованиям возник целый ряд новых отраслей промышленности, продукты которых предоставили современному человеку невиданные ранее возможности, радикально преобразившие его жизнь. Атомная энергетика как таковая сама стала побочным результатом грандиозных дотоле невиданных проектов по созданию ядерного оружия –Манхэттенского проекта в США и его аналога в СССР. Первый потребовал привлечения беспрецедентных дотоле людских и финансовых ресурсов - около 120 тыс. человек и 2 млрд. $US в ценах 40-х годов (около 10 млрд. в современных). Проекты дали уникальный опыт по превращению в невиданно короткие сроки результатов фундаментальных исследований в области атомного ядра в весьма прикладной результат – атомную бомбу и, позднее, ядерные энергетические (Первая в мире АЭС мощностью 5 МВт была запущена в Обнинске, СССР, 26 июня 1954 года), транспортные (первая атомная подводная лодка «Наутилус» (США) – 1955г., первый атомный ледокол «Ленин» (СССР) - 1957г.) и прочие установки. За прошедшие годы роль науки и затраты на нее выросли многократно. Научные проекты, как фундаментальные, так и прикладные, становятся все более затратными и долгосрочными, выходя зачастую за рамки возможностей отдельных государств и требуя их кооперации. Примером тому может служит проект ITER - International Thermonuclear Experimental Reactor, объединивший Китай, Индию, Корею, Россию, США, Японию и страны ЕС. Стоимость проекта первоначально оценивалась в 12 млрд. долларов, однако в 2010 году была пересмотрена и увеличена до 15 млрд. евро. Пример проекта ITER вполне отражает как характерные черты, так и проблемы современных научно-исследовательских проектов: крайнюю дороговизну, сложность достоверной оценки затрат на начальных стадиях и неизбежность их существенного (зачастую, в разы) увеличения, сложность прогноза сроков выполнения и необходимость их постоянной коррекции и т.д. Поддержание на высоком уровне и повышение доли расходов на НИОКР в ВВП страны рассматривается ведущими мировыми державами как способ завоевания и удержания экономического лидерства. Согласно данным рис. 2.1, РФ, увы, не относится к числу лидеров по финансированию науки. Ситуация с фундаментальными исследованиями вполне аналогична таковой в исследованиях прикладных. Развитие АЭ, новые вызовы (Фукусима) требуют создания новых поколений ядерных энергетических реакторов. Известно, что создание проекта AP-1000 потребовало затрат 1300 человеко-лет и около 0,5 млрд $US. Даже более приземленные прикладные проекты совершенствования действующих ЯЭУ, технологий ядерного топливного цикла (ЯТЦ) требуют для своей реализации существенных средств. Так, на второй конференции молодых атомщиков Сибири в Томске были анонсированы планы госкорпорации «Росатом» по увеличению объема финансирования НИКОР с 10/21,5 млрд. руб. в 2009/2011 годах до 40 млрд. руб. в 2015-м. Предполагается, что «Росатом» направит на эти цели до 4,5% своей выручки. Нет нужды говорить о важности эффективного использования столь существенных средств. Рис. 2.1. Расходы на НИОКР в 2011 году по странам мира (по данным «2012 Global R&D Funding Forecast») По горизонтали – объем вложений в НИОКР в сравнении с ВВП (в %), по вертикали – число ученых и инженеров на миллион жителей, площадь круга пропорциональна объему расходам на науку. 2.3. Подходы к оценке затрат и эффективности НИОКР Научные исследования (если оставить в стороне исследования фундаментального характера, требующие особых оговорок) вполне отвечают определению проекта как объединения разнообразных видов деятельности, отвечающих следующим основным признакам: - направленность на достижение конкретной (исчислимой) цели; - координированное выполнение взаимосвязанных действий; - ограниченность ресурсов, в т.ч. времени выполнения. В этом смысле, как любой проект, организация и управление НИОКР могут использовать подходы и наработки управления проектами как вида деятельности. Содержательная сторона программы работ (т.е. определение последовательности действий для достижения научного результата) является задачей руководителя и участников работ (научных работников и специалистов). Одна из особенностей научного труда состоит в том, что зачастую сложно (а в фундаментальных исследования порой практически невозможно) сформулировать именно исчислимую цель исследования. Для исследований прикладных этот вопрос решается несколько проще – как правило, цель может быть сформулирована достаточно четко, скажем, целью материаловедческих исследований может быть обеспечение повышенного ресурса корпуса реактора (что, впрочем, не гарантирует достижимость цели). В этом случае продукт научного труда может быть зафиксирован, например, в виде некоторой технологии производства корпуса реактора (или нового материала для его изготовления) и защищен патентом. Качество продукта научного исследования так же не так просто оценить. Некоторым косвенным критерием является частота цитирования. Однако одним из наиболее значимых критериев в рыночных условиях могут служить готовность потребителей технологии приобрести патент и его цена, а также частота использования патента. Оценка затрат на НИОКР является весьма сложной задачей и дать какие-либо точные универсальные методики практически невозможно. Для прикладных исследований хорошим способом может служить анализ затрат по аналогичным проектам. В случае новых исследований (особенно принципиально новых направлений исследования) остается полагаться на квалификацию, если хотите, интуицию экспертов, особенно если учесть, что конечной целью НИОКР является не проведение экспериментов/работ/исследований как таковых (например, исследований свойств новой корпусной стали), а получение материала/технологии изготовления, позволяющих обеспечить требуемый ресурс корпуса реактора (здесь не только сложно оценить сроки и затраты, но нельзя гарантировать успех исследования - в конце концов, задача может быть неразрешима при существующем уровне технологий). Общей закономерностью в настоящее время является достаточно четко отслеживаемая закономерность «фондовооруженность-качество продукта исследования», т.е. связь между оснащенностью научной лаборатории и качеством и временем получения результата (достаточно упомянуть системы автоматизации экспериментов). Иначе говоря, экономить на науке следует в разумной степени. В попытках реализовать экономические подходы управления наукой в настоящее время чаще всего используется система грантов, позволяющая на конкурсной основе отобрать наиболее интересные, привлекательные с точки зрения коммерциализации технологии проекты и работы. Такой подход не гарантирует 100%-го успеха исследований, однако показал достаточную эффективности в практике западных стран. Следует отметить, что в системе грантов решающая роль принадлежит квалификации и независимости экспертов, осуществляющих отбор. Потенциальный эффект от использования технологии может быть достаточно корректно оценен специалистами в соответствующих предметных областях и отраслях деятельности на основе анализа «с проектом-без проекта». Следует отметить, что новые технологии часто дают эффект в совершенно неожиданных областях. Имея данные по предполагаемым затратам, срокам получения и ожидаемому эффекту от новой технологии (результата исследования), можно оценить эффективность НИОКР как инвестиционного проекта. Изучению инструментов и подходов к анализу эффективности инвестиционных проектов атомной энергетики, в частности, инвестиций в НИОКР, посвящена значительная часть данного курса. РАЗДЕЛ 2. Расчет себестоимости электроэнергии и ее составляющих Лекция 3. Себестоимость продукции в энергетике, ее виды и расчёт 3.1. Определение себестоимости Себестоимость продукции – это полные издержки на производство и реализацию единицы продукции, выраженные в денежном исчислении. Продуктом в энергетике является электроэнергия, а её себестоимость измеряется в руб./(кВт*ч) (или $, EU/кВт*ч). Замечание. Не следует путать (этим часто грешат журналисты) удельные капитальные затраты – это отношение полных капитальных затрат K (руб.) к установленной мощности энергоблока (размерность руб./кВт) и себестоимость электроэнергии (размерность руб./кВт*ч). Себестоимость электроэнергии рассчитывается для определенного промежутка времени, так как зависит от величин выпуска продукции и финансовых затрат зависит от времени. В качестве промежутка времени обычно берется год. Тогда формула для определения себестоимости электроэнергии примет вид где - себестоимость электроэнергии, руб./кВт*ч; - полные издержки на выпуск продукции за год, руб/год; - отпуск электроэнергии в сеть (потребителю) или нетто выработка, кВт*ч/год; где - выработка электроэнергии (отпуск с клемм электрогенератора), кВт*ч/год; - коэффициент расхода на собственные нужды (для тепловых и атомных электростанций находится в диапазоне ). 3.2. Виды себестоимости На различных этапах жизненного цикла АЭС изменяется объём информации, на основании которой ведется расчёт себестоимости электроэнергии. На предпроектной и проектной стадии строительства АЭС на основе данных из опыта эксплуатации энергоблоков, обобщённых в соответствующих нормативных документах на основе информации на момент разработки проекта, оценивается или рассчитывается проектная себестоимость. На стадии эксплуатации определяются плановая и фактическая себестоимости. Плановая себестоимость рассчитывается (прогнозируется) на следующий календарный год с учётом реальных условий эксплуатации по соответствующим нормативным документам. Фактическая себестоимость определяется по итогам прошедшего года по фактическим затратам и отпуску продукции по соответствующим нормативным документам. Важно! 1) Все виды себестоимости на каждом из перечисленных этапов определяется по выше приведенной формуле, но её составляющие рассчитываются по индивидуальному алгоритму. 2) Получать корректные оценки себестоимости на всех стадиях: фактическая ≈ плановая ≈ проектная < себестоимость конкурентов Причины нормирования расчетов себестоимости: • учет и обобщение опыта эксплуатации; • необходимость единообразного расчета себестоимости для различных подразделений, организаций, фирм; • для исключения финансовых злоупотреблений. Пример. Себестоимость электроэнергии энергоблока с ВВЭР – 1000 равна 0,6 руб./кВт*ч, отпускной тариф равен 1 руб./кВт*ч. Нетто выработка составляет 7 000 000 000 кВт*ч/год. Рассчитать выручку, прибыль и налог на прибыль за год для заданного энергоблока. Решение. 1) Рассчитаем выручку энергоблока за год: млрд. руб./год. 2) Издержки на производство электроэнергии за год: млрд. руб./год. 3) Чистая прибыль за год млрд. руб./год. 4) Налог на прибыль (20%) равен млн. руб./год. Рис. 3.1. К расчету показателей финансовой деятельности АЭС 3.3. Расчёт проектной себестоимости Проектная себестоимость электроэнергии рассчитывается (оценивается) по следующей формуле: где - отпуск электроэнергии, определяется из технологической части проекта; - полные издержки на выпуск продукции, определяются как сумма экономических составляющих затрат и рассчитывается по формуле , (руб./год) – амортизационная составляющая издержек. Амортизация – виртуальный процесс переноса стоимости основных производственных фондов (оборудования) на выпускаемую продукцию. Пример Стоимость компьютера К=1000$, предполагаемый срок службы лет. Тогда Для промышленных объектов амортизационная составляющая издержек имеет вид: где - издержки на реновацию, определяются как где , (1/год) – нормативный коэффициент или норма отчислений на реновацию; К – капитальные затраты, руб./год; - издержки на капитальный ремонт, рассчитываемые по формуле где – нормативный коэффициент или норма отчислений на капитальный ремонт, определяется из опыта эксплуатации и приблизительно равен отчислениям на реновацию, 1/год. - издержки на текущий ремонт. где - норма отчислений на текущий ремонт, принимается равным 0,150,25. - издержки на персонал (в фонд оплаты труда). Вычисляются по формуле где - издержки на основную зарплату по тарифной сетке; - отчисления в социальные фонды; - доплата за вредные условия. В упрощенном виде где - нормативный коэффициент отчислений в социальные фонды. - штатный коэффициент (чел/МВт), определяется по формуле - средняя зарплата персонала. - общестанционные издержки, затраты, не связанные с производством продукции: охрана, связь, транспорт и т.д. - нормативный коэффициент отчислений на обще-станционные нужды, принимается равным 0,2. - топливные издержки, затраты на приобретение топлива, определяется как где - цена топлива, руб./тонну; – годовой расход топлива (тонн/год), определяемый по формуле где - удельный расход топлива, кг/кВт*ч. Справка Для современных ЭС удельный расход топлива равен г/кВт*ч и зависит от вида топлива, установленной мощности и т.д. Для энергоблока ТЭС годовой расход топлива составляет порядка 1 млн. тонн/год, а для АЭС эта величина равна порядка 10 тонн/год. Для АЭС годовой расход топлива определяется по следующей формуле где - электрическая мощность, МВт; - число суток в году, 365 сут/год; φ – КИУМ энергоблока; - КПД энергоблока; - глубина выгорания топлива, МВт сут/кг; - отчисления на собственные нужды энергоблока. Пример. Характеристики энергоблока с ВВЭР – 1000: МВт, , , φ=0,8 – 0,9, Gг= (22-25) т/год. Лекция 4. Составляющие себестоимости электроэнергии Преобразуем ранее выведенную формулу для расчёта себестоимости электроэнергии путём деления слагаемых числителя на знаменатель: Обозначив каждое слагаемое как составляющую себестоимости электроэнергии, получим новую расчётную формулу: где ci – составляющая себестоимости, соответственно: амортизационная, на текущий ремонт, ФОТ, общестанционная, топливная. Для практических целей удобно провести укрупнение составляющих издержек и себестоимости (табл. 4.1). Таблица 4.1. Составляющие издержек и себестоимости Издержки Составляющие себестоимости Смысл разбиения себестоимости на составляющие заключается в удобстве экономического анализа. Постоянная составляющая издержек, в отличии от топливной составляющей, в первом приближении не зависит от режима эксплуатации энергоблока. 4.1. Эксплуатационная экономическая характеристика (ЭЭХ) Эксплуатационная экономическая характеристика (ЭЭХ) – это зависимость себестоимости электроэнергии от режима работы (КИУМ) энергоблока, представляемая в графическом виде. На рисунке 4.1 представлены графические зависимости составляющих издержек, себестоимости электроэнергии и выработки от режима эксплуатации. Замечание. ЭЭХ построена в предположении, что КПД постоянен и не зависит от мощности или режима работы энергоблока. а) Зависимость составляющих б) Зависимость выработки издержек от КИУМ электроэнергии от КИУМ в) Эксплуатационная экономическая г) Зависимость удельного расхода характеристика топлива от КПД Рис 4.1. Зависимости составляющих издержек, себестоимости электроэнергии и выработки от режима эксплуатации (КИУМ) 4.2. Примеры использования оценок себестоимости и ЭЭХ для качественного решения практических задач 1) Себестоимость электроэнергии и ЭЭХ – это полезные инструменты экономического анализа. Пример. Для энергоблока АЭС себестоимость электроэнергии составляет 0,5 – 0,6 руб./кВт*ч. Себестоимость транспортировки порядка 0,1 руб./кВт*ч. Тогда себестоимость электроэнергии в Москве составит В реальности <4 (2-я половина 2012г.), что превышает величину – возникаю весьма обоснованный вопрос «а где остальное?» (не только у граждан, но и у власти). 2) ЭЭХ – инструмент оценки влияния режима работы энергоблока на себестоимость. Из графика 4.2 следует, что режим эксплуатации №2 при значении КИУМ φ2 экономически не оправдан, так как себестоимость электроэнергии при этом превышает установленный тариф на электроэнергию. Режим эксплуатации №1 экономически обоснован при значении КИУМ φ1, так как себестоимость не превышает тарифа на электроэнергию. Рис 4.2. К оценке влияние режима работы энергоблока на себестоимость 3) ЭЭХ – инструмент качественного сравнения энергоблоков различной мощности и типов. Например, ЭЭХ ветряной электростанции (ВЭС) и гидроэлектростанции (ГЭС) представлены на рис. 4.3а). Очевидно, что топливные составляющие себестоимости для них равны нулю. С помощью ЭЭХ возможно качественное сравнение энергоблоков различной мощности и типов с различными соотношения топливной и постоянной составляющих себестоимости, что означает различный наклон ЭЭХ и, соответственно, возможность пересечения кривых. Из рис. 4.3б) следует, что во-первых, при высоких КИУМ себестоимость электроэнергии энергоблока АЭС меньше, чем себестоимость электроэнергии энергоблока ТЭС, хотя удельные капитальные затраты АЭС превышают удельные капитальные затраты ТЭС. Во-вторых, существуют зоны экономических преимуществ эксплуатационных режимов электростанций различных типов. а) ЭЭХ ВЭС и ГЭС (Ст=0) б) ЭЭХ АЭС и ТЭС (различное соотношение топливной постоянной составляющих) Рис 4.3. Качественное сравнение энергоблоков различной мощности и типов С этих позиций легко объяснима практика распределения нагрузок между энергоблоками разных типов в различных зонах суточного графика – базовой, пиковой и полупиковой (рис 4.4). Рис 4.4. График нагрузки энергосистемы и характерные зоны работы энергоблоков разных типов 4.2. Примеры задач на расчет и анализ технико-экономических характеристик энергоблоков различных типов Задача 1. Расчет проектной себестоимости электроэнергии и построение ЭЭХ энергоблока ВВЭР-1000 Рассчитать проектную себестоимость электроэнергии для энергоблока с РУ ВВЭР-1000, определить её структуру. Построить ЭЭХ для следующих условий: Таблица 4.2. Исходные данные к задаче №1 Величина Значение Единица измерения Электрическая мощность, Nэ 1000 МВт КИУМ, φ 80 % Отчисления на собственные нужды, βсн 5 % Цена на топливо, Цт 1 000 000 $/тонн Удельные капитальные затраты, kуд 1 500 $/кВт Глубина выгорания топлива, В 40 МВт сут/кг Штатный коэффициент, К 1 Чел/МВт Средняя зарплата, 1000 $/( чел*мес) Срок службы оборудования энергоблока, Тсл 50 лет КПД брутто, ηбр 33 % Принять курс 1$=25 руб. Решение: Себестоимость электроэнергии определим как Полные капитальные затраты составляют млрд руб. Полные издержки на выработку электроэнергии равны Амортизационная составляющая издержек млрд.руб./год Издержки на текущий ремонт млрд.руб./год Издержки в фонд оплаты труда млрд. руб./год Общестанционные издержки млрд. руб./год Постоянные издержки млрд. руб./год Топливные издержки =0,553 млрд. руб./год Годовой расход топлива Полные издержки млрд. руб./год Выработка электроэнергии млрд кВт*ч/год Себестоимость электроэнергии руб./кВт*ч Расчет структуры себестоимости достаточно очевиден и приведен в таблице 4.3. Таблица 4.3. Расчёт структуры себестоимости при КИУМ, равном 80% Составляющая издержек Величина, млрд. руб./год Составляющая себестоимости, руб./кВт*ч Структура себестоимости, сi/сэ 1,5 0,225 47,3% 0,3 0,0451 9,5% 0,378 0,0568 11,9% 0,4356 0,0654 13,7% 0,853 0,0831 17,5% 2,614 0,393 82,5% 3,167 0,476 100% Замечание. Во-первых, структура себестоимости зависит от режима эксплуатации энергоблока. Во-вторых, для АЭС доли амортизационной составляющей и топливной составляющей себестоимости приблизительно составляют 50% и 20% соответственно. Для ТЭС наоборот. Данные для построения ЭЭХ приведены в таблице 4.4. Таблица 4.4. Данные к расчету ЭЭХ φ 0,2 0,4 0,6 0,8 1 , млрд кВт*ч/год 1,665 3,326 4,994 6,658 8,323 ,руб./кВт*ч 1,57 0,785 0,523 0,393 0,314 ,руб./кВт*ч 0,0831 0,0831 0,0831 0,0831 0,0831 ,руб./кВт*ч 1,65 0,868 0,606 0,476 0,397 , руб./кВт*ч 5,0 9,6 13,7 17,5 20,9 Рис. 4.5. ЭЭХ энергоблока с ВВЭР – 1000 Рис. 4.6. Структура себестоимости энергоблока ВВЭР-1000 при КИУМ=80% Замечание 1) Топливная составляющая издержек на графике параллельна оси КИУМ, т.е. не зависит от режима эксплуатации энергоблока. 2) Постоянная составляющая себестоимости обратно пропорциональна величине КИУМ. Причём, при стремлении КИУМ к нулю, её значение возрастает (стремится к бесконечности), а при бесконечно большом КИУМ стремится к нулю (полная себестоимость совпадает с топливной составляющей). 3) Доля топливной составляющей уменьшается с ростом КИУМ. Задача №2. Расчет проектной себестоимости электроэнергии и построение ЭЭХ энергоблока ТЭС 800МВт. Сравнение с энергоблоком ВВЭР-1000. Рассчитать себестоимость электроэнергии и построить ЭЭХ для энергоблока ТЭС, работающей на буром угле, для следующих условий (табл. 4.5). Сравнить технико-экономические характеристики энергоблоков ТЭС 800МВт и ВВЭР-1000. Таблица 4.5. Исходные данные к задаче №2 Величина Значение Единица измерения Электрическая мощность, Nэ 800 МВт КИУМ, φ 80 % Отчисления на собственные нужды, βсн 5 % Цена на топливо, Цт 800 руб/тонн Удельные капитальные затраты, kуд 900 $/кВт Глубина выгорания топлива, Q 4000 ккал/кг Штатный коэффициент, К 1 Чел/МВт Средняя зарплата, 25000 руб/мес чел КПД нетто, ηн 41 % Принять курс 1$=25 руб. Решение: Себестоимость электроэнергии определим как Полные капитальные затраты составляют млрд руб. Полные издержки на выработку электроэнергии равны Амортизационная составляющая издержек млрд руб./год Издержки на текущий ремонт млрд руб./год Издержки в фонд оплаты труда млрд руб./год Общестанционные издержки млрд руб./год Постоянные издержки млрд руб./год Топливные издержки =2,232 млрд руб./год Годовой расход топлива млн. тонн/год Полные издержки млрд руб./год Выработка электроэнергии млрд кВт*ч/год Себестоимость электроэнергии руб./кВт*ч Замечание. В формуле для расчета годового расхода топлива осуществлен перевод единиц измерения для величины выгорания топлива: 1 кВт*ч Вт3600с=3,6 МДж. Справка Ёмкость железнодорожного вагона приблизительно 60 тонн. Грузовой железнодорожный состав состоит из 50 вагонов, т.е. его общая ёмкость приблизительно равна 3000 тонн. Годовой расход топлива на ТЭС, согласно расчётам 2,79 млн. тонн/год, что соответствует 930 составам в год или 2,8 состава в сутки. Таблица 4.6. Данные к построению ЭЭХ φ 0,2 0,4 0,6 0,8 1 , млрд кВт*ч/год 1,332 2,663 3,996 5,526 6,660 ,руб./кВт*ч 1,01 0,503 0,353 0,251 0,201 ,руб./кВт*ч 0,419 0,419 0,419 0,419 0,419 ,руб./кВт*ч 1,429 0,922 0,722 0,670 0,620 , руб./кВт*ч (АЭС) 5,0 9,6 13,7 17,5 20,9 , руб./кВт*ч (ТЭС) 29,3 45,4 54,3 62,5 67,6 Таблица 4.7. Расчёт структуры себестоимости энергоблока ТЭС 800МВт и сравнение его с данными для ВВЭР-1000 при КИУМ, равном 80% Параметр ВВЭР - 1000 ТЭС – 8000 Комментарии к анализу конкурентоспособности АЭС и ТЭС 47,3 20,1 9,5 4,0 11,9 8,5 13,7 6,5 17,5 62,5 87,5 38 0,476 0,67 Рис 4.7. Сравнение ЭЭХ энергоблоков ТЭС 800МВт и ВВЭР-1000 Выводы При современном уровне развития технологий для АЭС по сравнению с ТЭС характерно: 1) превышение величины амортизационной составляющей примерно в 2 раза; 2) снижение топливных издержек примерно в 3 раза; 3) снижение себестоимости электроэнергии в 1,5 раза; Тот факт, что при достаточно высоких значениях КИУМ (базовый график нагрузки) себестоимость электроэнергии АЭС меньше, чем для ТЭС, является одной из предпосылок ускоренного развития атомной энергетики. Лекция 5. Основные направления снижения себестоимости электроэнергии Исходя из математической формулы для определения себестоимости электроэнергии можно выделить два основных способа снижения себестоимости электроэнергии: • снижение полных издержек; • повышение объёма выработки электроэнергии. 5.1. Снижение себестоимости электроэнергии путем сокращения издержек 1) Все составляющие издержек (за исключением ФОТ и топлива) пропорциональны капитальным затратам, поэтому, снизив величину затрат, сократим издержки. Это можно сделать путём: а) увеличения установленной мощности энергоблока (); б) качественной разработки проекта (сокращения затрат на строительство); в) использования новых технологий строительства; г) разумных вложений в безопасность; д) строительства очередями (по 2 блока), станциями (4 – 6 блоков на площадке), сериями (10-15 блоков в серии). 2) Уменьшить можно и отдельные составляющие издержек. • Сократить амортизационную составляющую издержек можно, например, повысив срок службы оборудования. В СССР срок службы оборудования составлял 30 лет (на Западе тех времен) – 40 лет, сейчас в РФ и на Западе он увеличен до 50 – 60 лет. Замечание. Увеличение срока службы имеет существенные побочные эффекты: а) Замораживание технического прогресса. б) Средства на финансирование строительства нужны сейчас независимо от срока службы объекта. • Уменьшить затраты на текущий ремонт можно за счет повышения надёжности оборудования. Это реализуется с помощью: • новых способов организации ремонта (ремонт по состоянию); • диагностики оборудования; • механизации и автоматизации ремонта. • Снизить затраты в фонд оплаты труда, т.е. сократить количество персонала АЭС (снижение штатного коэффициента). В СССР величина штатного коэффициента была равна примерно 1 чел/МВт, в современных западных проектах – 0,25 чел/МВт. В РФ в новых проектах эта величина составляет около 0,37 чел/МВт. В качестве дополнительных способов снижения данной составляющей затрат могут рассматриваться: • снижение зарплаты персонала за счет использования персонала более низкой квалификации (не в ущерб безопасности – более использование более современного оборудования приводит к снижению требований к квалификации персонала); • аутсорсинг – вынос непрофильной деятельности за пределы предприятия (но это не всегда выгодно). • Понизить уровень затрат на топливо можно: • увеличив КПД энергоблока. Данные для энергоблоков различных типов приведены в таблице 5.1; • повысив электрическую мощность энергоблока (формировать энергоблок); • снизив расходы на собственные нужды энергоблока; • закупив топливо по более низкой цене (или использовать более дешевое топливо). Таблица 5.1. КПД энергоблоков различных типов Тип РУ КПД,% ВВЭР-1000 33% ВВЭР-1200 36% ВВЭР -ТОИ 37,3%. ВВЭР СКД 40% • Сокращение общестанционных затрат возможно за счёт снижения расходов на вспомогательные службы и социальных расходов. 5.2. Снижение себестоимости электроэнергии путём повышения объёма выработки электроэнергии Существует четыре основных способа повышения выработки электроэнергии: • обеспечение роста КПД энергоблока (для энергоблока с ВВЭР-1000 ηбр=33%, ВВЭР-1300 ηбр=37,4%); • сокращение времени ППР; Пример. АЭС Ловииса: сокращение времени ППР (до 21 суток!) и повышение электрической мощности дают рост КУИМ до 97%; • использование форсировочных возможностей, например, увеличение электрической мощности ВВЭР-1000 до 104% (в перспективе – до 108%) от номинала (в ОАО «Концерн Росэнергоатом» реализуется соответствующая программа); • снижение расходов на собственные нужды энергоблока, например, путем использования ЧРП (частотно-регулируемого привода для асинхронных двигателей). 5.3. Снижение себестоимости электроэнергии за счет сопутствующих производств В СССР прорабатывался и активно использовался ещё один способ снижения себестоимости электроэнергии путем организации сопутствующих производств. В качестве таких производств рассматривались рыбные хозяйства, сушка древесины, тепличные хозяйства. Себестоимости в этом случае рассчитывается по формуле где - величина дополнительной прибыли от сопутствующего производства, руб./год. 5.4. Пример применения анализа себестоимости и ее составляющих Оценки себестоимости и ее составляющих позволяет находить способы существенного снижения себестоимости электроэнергии. Задача 3. Для автономного энергоснабжения загородного дома предлагается использовать автономный энергоисточник (бензогенератор). Определить себестоимость электроэнергии и сравнить её с тарифом на электроэнергию. Предложить альтернативные способы автономного энергоснабжения. Исходные данные приведены в таблице 5.2 Таблица 5.2. Исходные данные Характеристика Величина Размерность Нетто выработка, 200 кВт*ч Электрическая мощность, 1 кВт Тариф на электроэнергию, τ 3,47 руб./кВт*ч Затраты, К 4,5 тыс. руб. Удельный расход топлива, gуд 0,4 кг/кВт*ч Срок службы, Тсл 1 мес Решение. Постоянная составляющая себестоимости рассчитывается по формуле и равна 22,5 руб./кВт*ч. Топливная составляющая себестоимости определяется как и равна 8 руб./кВт*ч. Тогда полная себестоимость электроэнергии Составит 30,5 руб./кВт*ч, что в разы превышает тариф на электроэнергию, даже в Москве (более 4 руб./кВт*ч). Каким образом можно снизить полученную себестоимость электроэнергии? Снизить полученную себестоимость электроэнергии можно: а) увеличив выработку электроэнергии (в примере в 3 раза), получим значение постоянной составляющей себестоимости 7 руб./кВт*ч; б) повысив срок службы оборудования (но капитальные затраты должны расти медленнее, чем срок службы оборудования); в) подняв КПД установки (у современных двигателей удельный расход топлива около 0,2 кг/кВт*ч); г) используя более дешевое топливо (природный газ, стоимость которого составляет около 2 руб./нм3). Вариант г) использования более дешевого топлива реализован в т.н. КГК (когенерационная установка – это совместный комплекс для производства электрической и тепловой энергии на основе двигателя внутреннего сгорания (БВС) фактически, мини-ТЭЦ на основе ДВС). Оценка себестоимости электроэнергии для КГУ ТЭДОМ (производство Чехия, Nэ=170МВт) приведена в таблице 5.2. В качестве топлива используется природный газ, цена 2 руб./нм3. Таблица 5.2. Характеристики КГУ и данные оценки себестоимости электроэнергии Характеристика Величина Размерность Электрическая мощность, 170 кВт КИУМ, φ 90 % КПД электрический, ηэ 37,5 % Суммарный КПД, ηсумм 87 % Затраты, К 100 тыс.$ Срок службы, Тсл 8 лет Удельный расход топлива, gуд 0,3 нм3/кВт*ч Постоянная составляющая себестоимости электроэнергии, сп 0,6 руб./кВт*ч Топливная составляющая себестоимости электроэнергии, ст 0,6 руб./кВт*ч Эксплуатационная составляющая себестоимости электроэнергии, сп 0,3 руб./кВт*ч Полная себестоимость электроэнергии, сэ 1,5 руб./кВт*ч РАЗДЕЛ 3. Расчет параметров, влияющих на себестоимость Лекция 6. Капитальные затраты, их классификация и расчет 6.1. Расчет капитальных затрат (вложений) Капитальные вложения (КВ) – это выраженные в денежном исчислении совокупные материальные, трудовые, финансовые и прочие затраты на создание новых мощностей, модернизацию и реконструкцию существующих. Различают сметные и фактические капитальные затраты. Сметные капитальные затраты – это те затраты, которые определены в проекте (рассчитаны в сметной части проекта). Фактические капитальные затраты - это те затраты, которые получаются по факту строительства. Сметные и фактические капитальные затраты различаются не только по смыслу, но и численно. Например, по итогам сооружения 3-го энергоблока Калининской АЭС разница между ними составила около 11 млрд. руб. На практике для многих целей удобно использовать величину удельных капитальных затрат, рассчитываемых по формуле где К – полные капитальные затраты, руб.; – установленная мощность, МВт. Замечание В РФ (СССР) за установленную мощность принимается электрическая мощность-брутто (для энергоблока с ВВЭР-1000 установленная мощность равна 1000 МВт). На Западе за установленную мощность принимается электрическая мощность-нетто (для энергоблока с ВВЭР-1000 установленная мощность равна 950 МВт). В БД МАГАТЭ PRIS указаны в т.ч. нетто-мощность энергоблоков АЭС. Приведённые капитальные затраты – капитальные затраты, рассчитанные с учётом замораживания средств. В простейшем случае капитальные затраты в сооружение энергомощностей Ниже представлены примерные значения удельных капитальных затрат ($/кВт) для энергоблоков различных типов (табл. 6.1). Таблица 6.1. Удельные капитальные затраты ($/кВт) для энергоблоков различных типов Тип энергоблока kуд, $/кВт Тип энергоблока kуд ВВЭР-1000 достройка 500 – 1200 КЭС 1000-1500 ВВЭР-1000 новый 2000 – 2500 ГЭС 2000-2500 ВВЭР-1500 1500 – 2000 ПГУ 1000 – 1500 ПСЭ (продление срока эксплуатации) ВВЭР-440 400 – 600 ГТУ 800 – 1000 БН-800 2500 – 3000 СЭС 2000 – 6000 Повышение КИУМ*) 200 – 500 ВЭС 1500 – 2500 *) Для КИУМ приведены т.н. эквивалентные удельные капитальные затраты. Например, капитальные затраты на шарикоочистку конденсатора турбины составляли 64 млн руб. С ростом мощности за счет шарикочистки на 20 МВт, эквивалентные удельные капитальные затраты составят 128$/МВт. 6.2. Оценка полных и удельных капитальных затрат для новых энергоблоков Изменение стоимости нового технологического оборудования и его элементов можно оценить в зависимости от изменения его параметров (как правило, мощности, расходных характеристик и т.п.) по степенной зависимости Для энергоблоков электростанций обычно используется коэффициент n0,7 (Запад) 0,8 (РФ). Таким образом, для новых энергоблоков типовой конструкции капитальные затраты можно оценить (очень приближенно!) по формуле: Подставив формулу получим Задача 4. Определить полные и удельные капитальные затраты для энергоблока с ВВЭР-1500, если удельные капитальные затраты для энергоблока с ВВЭР-1000 составляют 1500 $/кВт. Решение. Удельные капитальные затраты для энергоблока с ВВЭР-1500 рассчитаем по формуле $/кВт Тогда полные капитальные затраты для энергоблока с ВВЭР-1500 равны млрд $ Замечание. 1) Возможна и другая последовательность решения задачи. Например, можно по удельным капитальным затратам энергоблока ВВЭР-1000 определить его полные капитальные затраты, а затем рассчитать полные и удельные капитальные затраты для энергоблока с ВВВЭР-1500. 2) Приведенные выше формулы приблизительные и годятся только для оценочных расчётов. 3) Формулы применимы лишь для типовых конструкций, при сопоставимых по порядку величины значениях установленных мощностей и отсутствием принципиальных изменений в конструкции энергоблоков. 6.3. Использование подходов Cost Estimating для оценки капитальных затрат при изменении параметров оборудования. Для оценки изменения затрат на основное оборудование АЭС используют подходы Cost Estimating (оценки стоимости), разработанные МАГАТЭ в рамках создания VI поколения ЯЭУ (COST ESTIMATING GUIDELINES FOR GENERATION IV NUCLEAR ENERGY SYSTEMS, Revision 4.2, September 26, 2007 – см. дополнительные материалы, файл «Руководство по оценке стоимости для VI поколения ядерных энергетических систем», п.5.2.1-5.2.2, стр. 57-61). Согласно предложенным подходам, зная стоимость и технические параметры имеющегося оборудования, затраты на новое оборудование могут быть оценены по степенной зависимости: где - капитальные затраты, n – степенной показатель, - характеристика оборудования (мощность, расход, объем – в зависимости от типа оборудования). Показатели степени для пересчёта зависят от типа оборудования. Некоторые значения коэффициентов приведены в таблице 6.2. Таблица 6.2. Значения показателей степени для оборудования различного типа Тип оборудования Показатель степени Паротурбинная установка (ПТУ) 0,5 Газотурбинная установка (ГТУ) 0,5 Парогазовая установка (ПГУ) 0,48 Центробежные насосы 0,41 Электродвигатели 0,77 Теплообменники 0,62 6.4. Оценка капитальных затрат при сооружении АЭС При сооружении энергоблока АЭС необходимо вначале создать необходимую инфраструктуру (дороги, административные здания, на определенном этапе работ ЛЭП, и т.д.), а уже затем начать сооружение собственно энергоблоков. На практике сооружение электростанций ведется очередями (1+2, 3+4 и т.д.), что позволяет снизить затраты. На рисунке 6.1 графически представлена зависимость полных и удельных капитальных затрат от количества энергоблоков на площадке. На графиках видно, что затраты на строительство энергоблоков (всех в сумме) растут линейно с ростом числа энергоблоков, т.е. удельные затраты на кВт мощности не зависят от числа энергоблоков. В то же время что затраты на инфраструктуру в первом приближении не зависят от числа блоков, поэтому удельные (на блок или установленный кВт мощности) инфраструктурные затраты падают с ростом числа блоков. Т.о., теоретически выгодно максимально увеличивать число блоков на площадке. Однако на практике при числе блоков 6-8 начинается резкий рост затрат на инфраструктуру (новые ЛЭП и т.д.) - штриховые линии на рис. 6.1. Это обуславливает наличие оптимума по числу блоков в составе АЭС (обычно максимум шесть). а) б) Рис. 6.1. Зависимость полных а) и удельных б) капитальных затрат от количества одновременно сооружаемых энергоблоков 6.5. Алгоритм оценки капитальных вложений в энергомощности На практике сметные капитальные затраты в зависимости от целей и требуемой степени точности можно оценить в несколько этапов (приближений): • в 1-ом приближении, расчёт капитальных затрат ведётся по формуле: К = kуд Nуст Величина Куд выбирается из таблицы 6.1. • при необходимости (мощность блока отличается от типовой или используется нетиповое оборудование) вводятся поправки согласно подходам Cost Engineering (табл. 6.2); • при необходимости учитываются расходы на инфраструктуру, капитальные затраты в этом случае определяются как КАЭС=А+В(Nуст) КАЭС= Кэ/б1+Кэ/б_n (n -1) где КАЭС – капитальные затраты АЭС; Кэ/б1 – капитальные затраты на сооружение энергоблок №1 (включая инфраструктуру), которые могут приняты Кэ/б1=(1,21,3) Кэ/б_n Кэ/б_n – капитальные затраты в следующие энергоблоки, рассчитываемые по формуле Кэ/б_n kуд Nуст • учитывается регион сооружения АЭС КАЭС= КАЭС_0 b где b – региональный коэффициент. Ниже приведена таблица со значениями регионального коэффициента для областей сооружения АЭС (табл. 6.3). Таблица 6.3. Значения регионального коэффициента для регионов сооружения АЭС Регион b Регион b Европейская часть 1,0 Архангельская область 1,08 Украина 0,99 Сибирь (юж.) 1,10 Закавказье, Средняя Азия 1,02 Дальний Восток 1,19 Армения 1,04 Сибирь до/за полярного круга60°с.ш. 1,37/ особые условия • При необходимости более точных расчетов выполняются обоснование инвестиций (ОИ или ОБИН). 6.6. Факторы, влияющие на удельные капитальные затраты 1) Для снижения удельных капитальных затрат можно рассматривать следующие варианты: • повысить установленную мощность энергоблока; • увеличить количество энергоблока на площадке (сократятся удельные затраты на инфраструктуру); • использовать серийное типовое строительство (производство оборудования и строительство энергоблоков крупными сериями приводит к уменьшению удельных затрат на строительство энергоблока); • использовать типовые проекты (ВВЭР-ТОИ); • правильная организация строительства; • сокращение сроков строительства с 5 – 6 лет до 3 – 4 лет; • правильная организация закупок (тендеры, контроль); • система стимулирования. 2) Следует разумно ограничивать влияние факторов, повышающих величину удельных капитальных затрат: • расходы на безопасность (при гарантированном сохранении уровня безопасности!); • расходы на окружающую среду; • монополизм поставщиков; • социальные расходы; • инфляция. Лекция 7. Расчёт сметных капитальных затрат в ценах одного года 7.1. Базовые и текущие цены, пересчет цен Со временем цены подвержены изменению. В этой связи встает задача сопоставления затрат на сооружение АЭС и с/с э/энергии для различных моментов времени. Для решения используется следующий подход: • Цены некоторого года принимаются за базовые. • Рассчитываются т.н. сметные коэффициенты (индексы базовых цен), позволяющие перевести цену базового года в текущий. • Сметная стоимость проекта рассчитывается в текущих ценах (в ценах начала года или начала квартала его завершения) и базовых ценах. Замечания. 1). Базовые цены и сметные коэффициенты рассчитываются и утверждаются органами, уполномоченными Правительством РФ. 2). Базовые цены и индексы базовых цен зависят от вида работ, отрасли промышленности, региона, характера объекта (электростанция, жилой дом и т.п.). 3). Существуют справочники базовых цен для всех отраслей, видов работ и т.д. для любого года, квартала и т.п. 4) Все проекты любых объектов считаются в базовых ценах и текущих ценах. За базовые цены принимались: - цены 1991г. (1 руб. 91г. ≈ 1$US) - в 90-е годы и начало 2000-х; - цены на 1 января 2000г. – с 2000-х по настоящее время. Примерные капитальные затраты в энергоблоки АЭС различных типов и индексы базовых цен приведены в табл. 7.1 и 7.2. Таблица 7.1 Сметные капитальные затраты на объекты атомной энергетики АЭС и тип РУ Номер энергоблока СКЗ, млн. руб. (в ценах 1991г.) КАЭС, ВВЭР-1000 3 (первый э/блок очереди) 1107,6 ВАЭС, ВВЭР-1000 2 (второй э/б в очереди) 888,7 БалАЭС, ВВЭР-1000 5 1009,4 НВАЭС, ВВЭР-1000 6 970 БелАЭС, БН-800 1477 Плавучая АЭС 164 Таблица 7.2 Примерные индексы сметной стоимости для АЭС (цены i-го года/цене1991г.) Год Индекс Год Индекс 2002 28 2004 35 2003 30 2005 40 Задача №5. Для энергоблока №2 Волгодонской АЭС сметные капитальные затраты в ценах 1991г. составляли СКЗ=888,7 млн. руб. Определить сметные капитальные затраты на строительство такого энергоблока в 2004г. Решение =31,1 млрд. руб. Примечание. Очевидно, что можно решить обратную задачу . Сооружение любого сложного объекта не происходит одномоментно, соответственно, встает задача приведения к одному году цен (затрат) различных лет сооружения. Пример такого решения приведен в задаче №6. Задача №6. По фактическим капитальным затратам на постройку Калининской АЭС в ценах соответствующего года (таблица 7.3) определить капитальные затраты в базовых ценах 1991 г. и текущих ценах года завершения строительства – ценах 2004 г. Очевидно, что можно привести цены одного года в цены другого по следующей формуле где j – номер года, в который все переводим, i – номер текущего года. Решение задачи представлено в виде таблицы 7.3. Таблица 7.3. Данные расчета капитальных затрат в ценах одного года Год ФКЗ, млрд. руб. Кi/91 СКЗ91, млн. руб. СКЗ04, млрд. руб. 2002 5 28 178,57 6,25 2003 18 30 600,00 21,0 2004 11,5 35 328,57 11,5 Итог ___ ___ 1107,14 38,75 Замечание. Очевидно, что операция суммирования для ФКЗ в текущих ценах разных лет экономически не совсем корректна (разные масштабы цен), а суммирования индексов Кi/91 просто абсурдна. 7.2. Учёт распределения капитальных затрат по видам работ при пересчёте цен Введение понятий базовых цен и сметных индексов для объектов в целом не решает всех проблем корректного определения затрат на сооружение объекта. Проблема в том, что различные составляющие затрат (виды работ, оборудование, стоимость рабочей силы) даже для одного типа объектов в одной отрасли и одном регионе (даже на одной площадке строительства) изменяются по-разному. Справка В 2001 году по сравнению с 1991 годом по данным Департамента капитального строительства Концерна «Росэнергоатом» (РЭА) для Калининской АЭС сметные коэффициенты по видам работ составили (см. табл. 7.4): Таблица 7.4. Индексы сметной стоимости по видам работ Вид работ Сметный коэффициент Вид работ Сметный коэффициент Строительно-монтажные СМР 50 Пуско-наладочные ПНР 20 Оборудование 70 Прочие 50 Проектно-исследовательские ПИР 26 __ __ В то же время нормативный сметный коэффициент (средний для АЭС) был равен примерно 35. Столь различный рост цен на различные статьи затрат может приводить к очень существенным ошибкам в расчете ФКЗ. Задача №7. По данным сметных капитальных затрат в ценах 1991 г. для проекта строительства энергоблока №2 Волгодонской АЭС определить сметные капитальные затраты в ценах 2004 года с учетом структуры затрат и без него. Определить фактический сметный коэффициент для энергоблока (цены 2004г/цены 1991г.). Решение задачи приведено в виде таблицы 7.4. Таблица 7.4. Расчет сметной стоимости сооружения энергоблока №2 Волгодонской АЭС с учетом структуры затрат Замечания. 1) Не учёт структуры затрат при пересчете цен ведет к огромным ошибкам при расчёте полных и удельных капитальных затрат. Это одна из причин превышения фактических капитальных затрат над сметными капитальными затратами, например, для энергоблока №3 Калининской АЭС это превышение составило 11,5 млрд. руб. 2). В настоящее время в качестве базового года используют 1 января 2000. 3). Сметные коэффициенты для третьего квартала 2010 года по отношению к 1 января 2000 года составляют: - оборудование - 3,18; - СМР, прочие - 6,78. 4). Главная задача при выполнении любых оценок и расчетов - корректный прогноз затрат на сооружение объекта (АЭС). Для этих целей делается официальный прогноз (не только расчет «задним числом» для приведения цен к одному году) индексов базовых цен на определенный период времени для различных отраслей промышленности, типов объектов, статей затрат, регионов. 7.3. Порядок определения сметной стоимости 1) Инженер-проектировщик проектирует (рассчитывает) какую-либо технологическую схему; 2) На основе проектно-конструкционной документации сметчик рассчитывает сметную стоимость технологической системы и оформляет ЛСР – локальный сметный расчёт; 3) На основе ЛСР сметчик выполняет объектно-сметный расчёт (ОСР) (объекты строительства: здания, сооружения); 4) ОСР объединяются в сводный сметный расчёт (ССР) (до 1991 г. это был ССФР – сводный сметный финансовый расчёт). ССР – это 14-й раздел любого проекта АЭС. 7.4. Сводный сметный расчет (ССР) и его структура. Распределение капитальных затрат по видам работ и годам строительства Данные по составу и структуре ССР (ранее назывался сводный сметно-финансовый расчет – ССФР) и распределению капитальных затрат по годам строительства приведены в раздаточном материале к лекции (рис. 7.2). В практике инвестиционного анализа часто используются графики нарастающим итогом помимо графиков текущих поступлений. Рассмотрим пример графика нарастающим итогом. Задача №8. Для очереди АЭС из двух энергоблоков с ВВЭР-1000 построить график инвестиций (капитальных затрат) по годам и график инвестиций нарастающим итогом. Удельные капитальные затраты 1200$/кВт (принять 1$=25 руб.). Срок строительства 6 лет. Решение представлено в виде таблицы 7.5 и на рис. 7.1. К=kуд∙Nэ∙nбл=1200∙1000∙1000∙2∙25=60 млрд. руб. Таблица 7.5. Численные данные к построению графиков инвестиций в сооружение очереди АЭС с энергоблоками ВВЭР-1000 Рис. 7.1. Распределение капитальных затрат по годам и нарастающим итогом для очереди АЭС с энергоблоками ВВЭР-1000 Рис. 7.2. Данные по составу и структуре ССР и распределению капитальных затрат по годам строительства (раздаточный материал к лекции) 7.5. Приведенные капитальные затраты (вложения) Приведенные капитальные вложения – это капитальные вложения вместе с упущенной выгодой от «замораживаемых средств». Для АЭС особенно существенны потери от замораживания средств в силу: • увеличенных (в сравнении с традиционной энергетикой) капитальных затрат; • увеличенных сроков строительства; • больших сроков освоения мощности (1 год). Приведенные капитальные вложения () определяются по формуле где – срок строительства энергоблока, год; – упущенная выгода; – нормативный коэффициент приведения. До 1991 года (СССР) он нормировался: =0,12, =0,1. Сейчас его обычно берут - процентная ставка по срочному вкладу с капитализацией процентов. Задача №9. В предположении равномерного распределения по годам капитальных затрат, определить приведенные капитальные затраты по годам на сооружение энергоблока с ВВЭР-1000. Удельные капитальные затраты составляют 1500 $/кВт, срок строительства 5 лет. Принять 1$=30 руб. Решение Приведенные капитальные затраты рассчитываем по формуле, приведенной выше, и получаем =1,83 млрд.$. Упущенная выгода определяется из млн. $ Подробный расчёт приведен ниже в таблице 7.3. Таблица 7.3. Расчет приведенных капитальных затрат Замечание 1) Понятие приведенных капитальных затрат позволяет сравнивать затраты на сооружение энергоблоков с учетом строка строительства. Например, может быть так, что К1К2, ПК1 ПК2 , но Т1 Т2, т.е. выгодно строить дорого, если это быстрее. 2) Приведенные капитальные затраты могут рассчитываться: а) на стадии проектирования - по сметным капитальным затратам; б) на стадии сооружения - по фактическим капитальным затратам. 3) В любом проекте обязательно существует раздел «Организации строительства», который определяет сроки строительства и меры по их соблюдению. 4) Приведенные капитальные затраты часто используют в задачах оптимизации, рассчитывая удельные приведенные капитальные затраты на единицу продукции. При этом в расчёте реновационной составляющей издержек используют приведенные капитальные затраты вместо полных капитальных затрат, в остальные составляющие рассчитываются по-прежнему через полные капитальные затраты. Лекция 8. Расчет топливной составляющей себестоимости 8.1. Определение органического топлива. Состав органического топлива Топливо – горючее вещество, умышленно сжигаемое для получения тепла (Д.И. Менделеев). Любое органическое топливо состоит из следующих компонент: • горючей массы (углерод, водород, сера, кислород и др.), • балласта (вода, азот, вся нецеллюлоза, минеральные вещества), которые вместе образуют рабочую массу. Известно, что при сгорании углерода и кислорода выделяется соответственно 8100 ккал/кг и 33000 ккал/кг. Зная состав рабочей массы, можно посчитать количество энергии, выделившейся при сгорании. 8.2. Характеристики топлив 1) Теплота сгорания или калорийность или теплотворная способность – это количество тепловой энергии, выделяемое при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 нм3 газа. Различают высшую теплотворную способность – количество тепла, выделяющегося при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 нм3 газового топлива, при условии, что образующиеся водяные пары в продуктах сгорания конденсируются, низшую теплотворную способность – количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого или 1 нм3 газового топлива и охлаждении продуктов сгорания до температуры выше температуры конденсации водяных паров (обычно 120°С). Важно. На практике используется топливо с низшей теплотворной способностью. Причина заключается в охлаждении дымовых газов до температуры не ниже 120°С для недопущения конденсации воды в дымовой трубе. 2) Жаропроизводительность или теоретическая температура горения или предельная температура дымовых газов – максимальная температура, достигаемая при условии полного сгорания топлива в воздухе без его избытка. Этот термин ввел Д.И. Менделеев. Важно Жаропроизводительность имеет важное значение для: • технологии производства (температура стали 1560°С, дрова дают жаропроизводительность 850°С); • максимизации КПД (КПД зависит от температуры нагревателя). 3) Содержание балласта – это содержание твердого, жидкого, газообразного вещества в топливе. Чем больше балласта, тем меньше теплотворная способность. 4) Содержание вредных примесей – это содержание веществ, которые при сжигании выделяются в окружающую среду и наносят вред ей и здоровью человека (при сгорании серы выделяется оксид серы, который способствует выпадению кислотных дождей). 5) Зольность – твердый негорючий остаток, получающийся после завершения преобразований в минеральной части топлива в процессе его горения. Зольность топлива изменяется от долей процента в мазуте и древесине до 40—60% в сланцах. 6) Влажность – количество содержащейся влаги в топливе, выраженной в процентах. Повышенная влажность приводит к снижению теплоты сгорания топлива и увеличению его расхода, к увеличению объёма продуктов сгорания, а следовательно, потерь тепла с уходящими газами и затрат на удаление их из парогенератора. Замечания. 1) Нормальные условия в РФ – 760 мм. рт. ст., температура – 20 °С, в Европе - 760 мм. рт. ст., температура – 15 °С. 2) Теплотворная способность определяется по формулам по содержанию горючих элементов, либо экспериментально с помощью т.н. «бомбового калориметра». 3) При поставке топлива обязательно обговаривается его сортность, которая определяется калорийностью, типом примесей, зольностью и т.д. Цена на топливо зависит от его сортности. 4) На Западе используется рафинированное топливо (обогащение, удаление балласта, примесей и т.д.). В РФ это только начинает развиваться. Основные характеристики топлив приведены в таблицах 8.1. и 8.2. Таблица 8.1. Основные энергетические характеристики топлив Таблица 8.2. Основные неэнергетические характеристики топлив. Вид топлива Влажность, % Зольность, % Жаропроизводительность,°С Бурый уголь 17 – 20 15 – 35 1300 (Подмосковье) Каменный уголь 15 – 40 1700 (Кузбас) Дрова 40 0,5 – 2 850 Торф 50 2 – 30 850 Сланцы 11 – 23 40 – 60 Газ _ _ 2100 Мазут 3 – 4 0,5 2100 8.4. Понятие условного топлива и топливного эквивалента Для удобства сравнения запасов энергии в виде различных сортов и видов топлива было введено понятие об условном топливе. Условное топливо – топливо с калорийностью хорошего угля, приблизительно равной 7000 ккал/кг или 29,33 МДж/кг. На Западе чаще используются термины угольный эквивалент (c.e.) и нефтяной эквивалент (o.e.), для которых справедливы равенства 1тут=1 tce 1 тнэ=1 t.o.e. Qoi=Qнэ=1100 кДж/кг 1 тнэ=1,57 t.с.e 1тут=1,636 тнэ Соотношение различных энергетических единиц приведено ниже в таблице 8.3. Таблица 8.3. Соотношение различных энергетических единиц 1кВт*ч 1 МДж 1ккал 1кВт*ч 1 3,6 859,8 1МДж 0,2778 1 238,8 1ккал 0,001163 0,004187 1 Справка 1) Нефть имеет различную плотность. 1 баррель = 159 л, однако, в силу различной плотности нефти разных сортов (месторождений): Для Российской Федерации 1т =7,0965 баррель Для Кувейта 1т = 7,23910965 баррель Для Ирана 1т = 7,43150965 баррель 2) В англоязычных странах (в РФ – в характеристиках некоторых видов импортной техники, например, кондиционеров) используется внесистемная единица British termаl unit – британская термическая единица. Она используется (внося путаницу) и как единица энергии (1BTU≈1050Дж), и как единица мощности: 1BTU≈293,1Вт) 8.5. Энергетический коэффициент Энергетический коэффициент равен отношению величины калорийности топлива к величине калорийности условного топлива Величина обратная энергетическому коэффициенту называется коэффициентом относительной калорийности, который равен q= Пример Калорийность бурого угля составляет , калорийность условного топлива . Тогда энергетический коэффициент получится равным . Поскольку топливо интересует нас не само по себе, а как источник энергии, определим стоимость единицы энергии (в расчете на 1тут), получаемую из различных видов топлива. Результаты представлены в табл. 8.4. Как следует из оценок, несмотря на чрезвычайную дороговизну (на единицу массы) ядерное топлива, в силу чрезвычайно высоких энергетических характеристик, является самым дешевым на сегодня источником тепловой энергии (за исключением альтернативных и отходов). Таблица 8.4. Технико-экономические характеристики топлив Вид топлива Калорийность, МДж/кг Коэффициент относительной калорийности Цена за тонну топлива, руб./т Цена за тонну условного топлива, руб./тут Рейтинг мазут 39,8 1,356 9 100 6 170 (3) Бурый уголь 16,8 0,573 800 1 396 (2) Природный газ 35,6 1,214 1 690 1 392 (1) Ядерное топливо 3 460 000 118 000 1 млн. $/т 254,2 (0) Замечания 1) В долгосрочной перспективе топливный баланс – «доля потребляемых видов топлива в общем потреблении» - будет определяться стоимостью единицы энергии, получаемой из данного вида топлива. 2) Исторически так сложилось, что в РФ цена на природный газ долгое время была меньше цены на уголь (т.н. «газовая пауза»). В связи с ускоренным ростом цен на газ по сравнению с углём, происходит так называемый «угольный ренессанс» (возврат к использованию в качестве топлива угля). 3) При современном уровне развития технологий ядерное топливо – это самый дешевый источник тепловой энергии, что определяет более низкую топливную составляющую себестоимости, и, в конечном счете, более дешевую электроэнергию АЭС в сравнении с ТЭС. Однако «устройство для сжигания топлива» - реакторная установка - очень дорогое и сложное устройство. 4) Альтернативные источники энергии дают стоимость тепловой энергии равной 0. Но для них очень высока цена преобразователя, например, для СЭС она составляет (2000 – 3000) $/кВт∙ч. Лекция 9 Характеристики топливной экономичности энергоблоков 9.1. Удельные расходные характеристики Характеристиками топливной экономичности энергоблоков являются: • удельный расход топлива брутто и нетто , выраженный в кг/кВт∙ч и рассчитываемый по формулам • удельный расход условного топлива определяется из соотношений С учётом , получим Единицей измерения величины удельного расхода условного топлива является кгут/кВт∙ч. • удельный расход теплоты рассчитывается по формуле Задача №10 Определить показатели топливной экономичности (нетто) для энергоблока с ВВЭР-1000 и для энергоблока ТЭС-800. КПД энергоблока АЭС и ТЭС принять соответственно 33% и 41%. Коэффициент расхода на собственные нужды равен 5%. Решение. Удельный расход условного топлива для энергоблоков АЭС и ТЭС соответственно равен 9.2. Показатели топливной экономичности энергоблоков различных типов Показатели топливной экономичности энергоблоков электростанций разных типов, тепловых машин и источников электроэнергии приведены в табл.9.1. Таблица 9.1. 9.3. Среднеотраслевой расход условного топлива Среднеотраслевой расход условного топлива графически представлен на рис.9.1. Рис. 9.1. Среднеотраслевой удельный расход условного топлива в электроэнергетике СССР и РФ Как видно из графика, удельный расход непрерывно снижался в силу повышения параметров энергоблоков и планомерного внедрения нового, более совершенного оборудования, а также в результате оптимизации работы электростанций за счет использования возможностей переброски энергии в рамках Единой энергетической системы (ЕЭС). 9.4. Расчёт топливной составляющей себестоимости электроэнергии через показатели топливной экономичности Используя выражение для топливной составляющей себестоимости электроэнергии, зная цену топлива и его физический удельный расход можно получить элементарное выражение для топливной составляющей себестоимости электроэнергии: Воспользовавшись определением энергетического коэффициента , получим ещё одну формулу для расчёта топливной составляющей себестоимости электроэнергии: Задача №11. Определить топливную составляющую себестоимости электроэнергии для бензогенератора с удельным расходом топлива 0,25 кг/кВт∙ч и для КГУ с удельным расходом топлива 0,3 нм3/кВт∙ч. Оценить целесообразность автономного энергоснабжения, если стоимость тех же услуг, оказываемых Мосэнерго, составляет 4 руб./кВт∙ч. Решение: Определим топливную составляющую себестоимости электроэнергии для бензогенератора Очевидно, что использование бензогенератора экономически нецелесообразно, так как топливная составляющая себестоимости вырабатываемой им электроэнергии превышает тариф на электроэнергию, установленный Мосэнерго. Замечание. В современной практике энергоснабжения все чаще в качестве автономного источника электроэнергии используются т.н. когенерационные установки (КГУ – фактически, мини-ТЭЦ на базе двигателя внутреннего сгорания). Для примера, топливная составляющая себестоимости электроэнергии для КГУ ТЕДОМ (Чехия) мощность 170кВт (удельный расход газа 0,3нм3/кВт*ч) при стоимости топлива 2 руб./нм3 топливная составляющая себестоимости составляет Прочие составляющие дают в сумме 0,6 – 0,9 руб./кВт*ч. Таким образом полная себестоимость электроэнергии получается 1,2–1,5 руб./кВт*ч, что составляет примерно треть величины тарифа на электроэнергию, отпускаемую Мосэнерго (более 4 руб/кВт*ч на 2-ю половину 2012г.). Очевидно, что КГУ – целесообразная альтернатива услугам Мосэнерго. Дополнительным стимулом к использованию автономных источников электроэнергии является высокая плата за присоединение (порядка 1000 $/кВт) и исключение затрат на ЛЭП. Лекция 10. Расчёт себестоимости транспортировки электроэнергии и себестоимости электроэнергии для потребителя 10.1. Себестоимость транспортировки электроэнергии Рис.10.1. Схема к расчету себестоимости транспортировки электроэнергии от станции до потребителя Себестоимость транспортировки электроэнергии, как любая другая себестоимость, рассчитывается как отношение затрат к полезному объему продукции. В данном случае себестоимость транспортировки ээ : где – потери в линиях электропередач (ЛЭП), - отпуск энергии потребителю, - нетто выработка электроэнергии. Издержки на передачу электроэнергии рассчитываются с учетом меньшего числа составляющих (специфика рассматриваемого технического объекта – ЛЭП и систем преобразования/трансформации электроэнергии) и по определению равны где издержки на реновацию и ремонт соответственно. В свою очередь, где - коэффициент отчислений на реновацию, - срок службы оборудования, К – капитальные затраты, где - коэффициент отчислений на ремонт оборудования. С учетом этого, издержки на передачу электроэнергии и себестоимость транспортировки равны 10.2. Экономические и технические характеристики ЛЭП Данные по нормативным коэффициентам, удельным КЗ в сооружение ЛЭП и передаваемым мощностям приведены в таблицах 10.1 и 10.2. Таблица 10.1. Нормы отчислений на реновацию, ремонт и обслуживание ЛЭП ЛЭП арен, % Тн, лет арем, % ВЛ>35кВ (сталь, бетон) 2,0 50 0,8 КЛ 110-220 кВ, земля 2,0 50 2,5 то же, вода 2,0 50 3,0 Таблица 10.2. Примерные капитальные затраты и передаваемая мощность ЛЭП V, кВ 110 220 330 500 750 1150 Nпер, МВт 100 350 600 1500 5000 Kуд, тыс. EU/км 30 280 480 600 1000 2000 Макс. длина для 10% потерь 80 250 400 500 1000 10.3. Себестоимость электроэнергии для потребителя Важно понимать, что себестоимость транспортировки и себестоимость электроэнергии для потребителя - разные величины. !!!!! Причина – различный объем полезной продукции (передаваемой электроэнергии) «на выходе» АЭС и ЛЭП. Обозначив , Можно получить Задача №12 Определить себестоимости транспортировки электроэнергии и себестоимости электроэнергии для потребителя для вариантов передачи и реализации электроэнергии от энергоблока №2 Ростовской АЭС а) по существующим ЛЭП в энергосистеме РФ без потерь и дополнительных затрат б) по вновь сооружаемому подводному кабелю в Турцию. Выбрать предпочтительный вариант. Исходные данные представлены в таблице 10.3. Таблица 10.3. Исходные данные Параметр Значение Параметр Значение Электрическая мощность, МВт 1000 Тариф на электроэнергию на территории Турции, Eu./кВт∙ч 0,06 Длина КЛ, км 1000 Потери в КЛ 7% Удельные капитальные затраты на КЛ, млн. Eu/км Потери в преобразователе 5% Удельные капитальные затраты на преобразователь, Eu/кВт 200 Срок службы, лет 50 Тариф на электроэнергию на территории РФ, руб./кВт∙ч 0,7 Курс евро, руб. 35 Решение. Схема передачи электроэнергии от энергоблока №2 Ростовской АЭС по ЛЭП и по кабелю в Турцию изображена на рис.10.2. Рассмотрим достоинства и недостатки предлагаемых вариантов передачи электроэнергии. Рис. 10.2 Схема передачи электроэнергии от энергоблока №2 Волгодонской АЭС по ЛЭП и по кабелю в Турцию Рис. 10.3 Схема передачи электроэнергии по кабелю постоянного тока 1 - повышающий трансформатор, 2 – выпрямитель, 3 – инвертор, 4 – понижающий трансформатор Достоинства и недостатки предлагаемых вариантов передачи электроэнергии приведены в таблице 10.4. Таблица 10.4. Сравнение вариантов транспортировки электроэнергии ЛЭП Кабель Достоинства Недостатки Достоинства Недостатки Освоенная и опробованная технология Большая протяженность Меньшая протяженность Повышенные технические риски Потери Более низкие потери Высокий политический риск (проходят через госграницы других стран) Пониженный политический риск Плата за транзит Замечания. 1) Подводный кабель, его изготовление, стыковка частей и прокладка по дну моря, особенно на большой глубине – технически крайне сложное мероприятие. 2) Роль человеческого фактора (риск и ущерб саботажа). 3) Применение постоянного тока позволяет: а) осуществить передачу по кабелю на большие расстояния (передача на переменном токе по кабелю имеет физические ограничения); б) снизить потери, увеличить передаваемую мощность; в) передавать электроэнергию в энергосистему другой страны без их синхронизации. Капитальные затраты на передачу по кабелю определяются как Затраты на транспортировку электроэнергии рассчитываются по формуле Общие потери электроэнергии при её передаче по ЛЭП составляют Отпуск электроэнергии с шин АЭС равен Себестоимость транспортировки электроэнергии Обозначив за и себестоимости электроэнергии при генерации и транспортировки (при нулевых потерях) соответственно, получим себестоимость электроэнергии для потребителя Зная себестоимость э/энергии АЭС (задача №1) , получим себестоимость э/энергии для потребителя в Турции при передаче по подводному кабелю Сравним варианты реализации э/энергии в Турции и РФ. В таблице 10.5 приведены сравнительные характеристики вариантов. Таблица 10.5. Сравнительные экономические характеристики вариантов реализации электроэнергии Ростовской АЭС Страна , τэ, τэ–, руб./кВт∙ч К, млрд. руб. Россия 0,476 0,7 0,224 37,5 Турция 1,32 2,1 0,78 128,5 Вычислим отношения разностей тарифов и себестоимости электроэнергии и капитальных затрат При выборе предпочтительного варианта необходимо учитывать: • огромную цену ошибки; • необходимость учёта политических рисков; • учёт налогов. Для выбора правильного варианта недостаточно анализа затрат и себестоимости, необходимо корректно количественно учесть: - различия в объемах и времени производства затрат; - различия в объемах и времени возврата средств; - параметры т.н. налогового окружения (налогов, отчислений и т.п.); - неизбежные неточности в оценке затрат, прогнозе параметров реализации продукции (объемов продаж, цен и т.п.); - наличие и степень разного рода рисков. Для этой цели используют методы инвестиционного анализа, включая анализ неопределенностей и рисков. РАЗДЕЛ 4. Оценка эффективности инвестиционных проектов Лекция 11. Основные понятия и подходы к оценке инвестиционной деятельности 11.1. Законодательные основы инвестиционной деятельности Инвестиционная деятельность в РФ регламентируется Федеральным Законом №39–ФЗ от 25.02.99 «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» (позднее в Закон вносились изменения). Закон «…определяет правовые и экономические основы инвестиционной деятельности, осуществляемой в форме капитальных вложений, на территории Российской Федерации, а также устанавливает гарантии равной защиты прав, интересов и имущества субъектов инвестиционной деятельности, осуществляемой в форме капитальных вложений, независимо от форм собственности». Основные понятия «Закона об инвестиционной деятельности…» Закон (статья 1) определяет следующие понятия, используемые в практике инвестиционной деятельности: «инвестиции – денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, иные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности в целях получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта; инвестиционная деятельность – вложение инвестиций и осуществление практических действий в целях получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта; капитальные вложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты; инвестиционный проект – обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация, разработанная в соответствии с законодательством Российской Федерации и утвержденными в установленном порядке стандартами (нормами и правилами), а также описание практических действий по осуществлению инвестиций (бизнес–план); срок окупаемости инвестиционного проекта – срок со дня начала финансирования инвестиционного проекта до дня, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли с амортизационными отчислениями и объемом инвестиционных затрат приобретает положительное значение». Объекты и субъекты инвестиционной деятельности Объектами капитальных вложений (ст.3) в Российской Федерации являются «…находящиеся в частной, государственной, муниципальной и иных формах собственности различные виды вновь создаваемого и (или) модернизируемого имущества, за изъятиями, устанавливаемыми федеральными законами». Субъектами инвестиционной деятельности (ст. 4) являются «…инвесторы, заказчики, подрядчики, пользователи объектов капитальных вложений и другие лица. Инвесторы «…осуществляют капитальные вложения на территории Российской Федерации с использованием собственных и (или) привлеченных средств в соответствии с законодательством Российской Федерации. Инвесторами могут быть физические и юридические лица, создаваемые на основе договора о совместной деятельности и не имеющие статуса юридического лица объединения юридических лиц, государственные органы, органы местного самоуправления, а также иностранные субъекты предпринимательской деятельности (далее – иностранные инвесторы)». Заказчики – «…уполномоченные на то инвесторами физические и юридические лица, которые осуществляют реализацию инвестиционных проектов. При этом они не вмешиваются в предпринимательскую и (или) иную деятельность других субъектов инвестиционной деятельности, если иное не предусмотрено договором между ними. Заказчиками могут быть инвесторы. Заказчик, не являющийся инвестором, наделяется правами владения, пользования и распоряжения капитальными вложениями на период и в пределах полномочий, которые установлены договором и (или) государственным контрактом в соответствии с законодательством Российской Федерации». Подрядчики – «…физические и юридические лица, которые выполняют работы по договору подряда и (или) государственному контракту, заключаемым с заказчиками в соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации. Подрядчики обязаны иметь лицензию на осуществление ими тех видов деятельности, которые подлежат лицензированию в соответствии с федеральным законом». Пользователи объектов капитальных вложений – «…физические и юридические лица, в том числе иностранные, а также государственные органы, органы местного самоуправления, иностранные государства, международные объединения и организации, для которых создаются указанные объекты. Пользователями объектов капитальных вложений могут быть инвесторы. Субъект инвестиционной деятельности вправе совмещать функции двух и более субъектов, если иное не установлено договором и (или) государственным контрактом, заключаемыми между ними». В заключение следует добавить, что, согласно ст.3 рассматриваемого Закона, «…запрещаются капитальные вложения в объекты, создание и использование которых не соответствуют законодательству Российской Федерации и утвержденным в установленном порядке стандартам (нормам и правилам)». 11.2. Подходы к оценке эффективности инвестиционных проектов. Понятие и метод дисконтирования Изменение стоимости денег во времени Одним из основных понятий инвестиционного анализа является понятие изменения стоимости денег во времени. Причем речь идет отнюдь не об изменении покупательной способности денег, т.е. инфляции или дефляции. В качестве подхода для оценки стоимости будущих поступлений в настоящем используется сравнение с банковским вкладом. Положив деньги в банк на определенный срок (т.н. «срочный вклад»), вкладчик теряет право пользоваться им до истечения срока вклада. С этих позиций отсрочка платежа (будущих поступлений) и вклад в банк одинаковой суммы равнозначны. Такой подход позволяет сделать вывод, что некая сумма денег S, которая будет получена через N лет, сегодня стоит столько, сколько нужно положить в надежный (чтобы не потерять все, т.е. исключить риск) банк под какой-то процент d с капитализацией процентов, чтобы через N лет получить в результате (вклад плюс проценты) эту сумму S. Капитализация процентов означает, что сумма процентов на предшествующий год суммируется с суммой вклада и на следующий год проценты начисляются на полную сумму (вклад + проценты). Процент определяется банком, но не есть величина произвольная – она объективно определена ситуацией на финансовом рынке страны. Как легко понять, например, сумма в 1000 рублей, которая будет получена через год, «стоит» сейчас 909 рублей 09 коп. Метод дисконтирования Предыдущий пункт был призван иллюстрировать некоторые понятия инвестиционного анализа. Попробуем ввести их более строго. Методы инвестиционного анализа, которые учитывают изменение стоимости денег во времени, носят общее название методов дисконтирования (от английского discount – скидка). Предположим, некоторый инвестиционный проект сулит принести (риски, их строгое определение и способы учета рассмотрим позднее) Y руб. в t-ом году. Определим, какую сумму X нужно сегодня (год t0) положить в банк под процент d годовых, чтобы получить упомянутую сумму в названный срок. Будем рассматривать случай т.н. капитализации процентов, когда по истечении года проценты по вкладу прибавляются к сумме вклада и процентные выплаты в следующем году рассчитываются на увеличенную сумму. Для удобства приведем таблицу: Год t0 t0+1 t0+2 … t Сумма вклада Х Х∙(1+d) Х∙(1+d) Х∙(1+d)(t-t0) Множитель (1+d) 0 (1+d)1 (1+d)2 (1+d) (t-t0) Если обозначить сумму на вкладе в t-м году через У: откуда (*) Иначе говоря, для того, чтобы получить через t-t0 лет на счете в банке У рублей при d% годовых, необходимо положить на счет сумму Х, определяемую выражением (*). Итак, с точки зрения финансового анализа, денежные средства в t-ом году сегодня стоят столько, сколько нужно сегодня положить в надежный банк под d% годовых с капитализацией процентов, чтобы получить названную сумму в названный срок. Величина d носит название коэффициента (иначе ставки или нормы) дисконтирования. Множитель D=1/(1+d)(t-t0) называется фактором дисконтирования. Коэффициент дисконтирования d0, соответственно фактор дисконтирования D1. При коэффициенте d=0 методы дисконтирования вырождаются в т.н. простые методы, не учитывающие изменение стоимости денег во времени. Для уяснения сути дела рассмотрим простой пример. Пример. Предположим, мы можем вложить 1000 руб. в один из двух инвестиционных проектов, но отдачу получим в одном случае через 5 лет 10000 руб., а в другом – через 3 года 7000 руб. Куда выгоднее вложить средства (кстати, попробуйте решить этот вопрос интуитивно!)? Для ответа на этот вопрос необходимо определить, что сегодня стоит дороже – 10 000 руб. через 5 лет или 7000 руб. через три. Легко видеть, что ответ зависит от ставки дисконтирования (точнее, от экономической ситуации, т.е. внешнего окружения инвестиционного проекта). Для ставки дисконтирования d=10% ситуация выглядит следующим образом: Вариант 1. Х1= 10 000/(1+0,1)5=10000/1.61051=6 209,21 руб. Вариант 2. Х2= 7 000/(1+0,1)3=7000/1.331=5 259,20 руб. Таким образом, более выгодным является вариант 1. Для ставки дисконтирования d=20% ситуация изменится: Вариант 1. Х1= 10000/(1+0,2) 5=10000/2,48832=4018,78 руб. Вариант 2. Х2= 7000/(1+0,2) 3=7000/1,728=4050,93 руб. Т.о., при увеличении ставки дисконтирования предпочтительным становится вариант 2. На практике крайне редко отдача от инвестиционного проекта происходит одномоментно, т.е. в один год. Если выплаты происходят несколько лет в суммах Y(i) за i-ый год, то стоимость X(i) выплаты i-го года равна , а суммарная стоимость возвращенных средств по проекту равна , т.е. сумме дисконтированных выплат по годам. Величины t0 и t обозначают соответственно год начала и окончания инвестиционного проекта. Лекция 12. Ставка дисконтирования, виды эффективности и параметры окружения инвестиционных проектов 12.1. Ставка дисконтирования и ее расчет Ставка дисконтирования для крупных инвестиционных проектов, подобных строительству АЭС, может быть рассчитана по формуле d = R-I+RI, где R - ставка рефинансирования Центрального банка РФ, I – индекс инфляции, RI – т.н. поправка на риск (Risk of Investment). Ставка дисконтирования может рассчитываться (точнее, прогнозироваться) для каждого года реализации на основе прогноза параметров, входящих в формулу, и не обязательно есть величина постоянная. Значение ставки рефинансирования R определяется и публикуется Центральным банком страны. Индекс инфляции (чаще говорят проще – инфляция, уровень инфляции) за определенный прошедший период времени и ее прогноз определяются соответствующими государственными органами и публикуются в специализированных изданиях и средствах массовой информации. 12.2. Виды эффективности инвестиционных проектов Как правило, в инвестиционном проекте участвует несколько сторон (юридических и/или физических лиц), даже если на первый взгляд кажется иначе (скажем, частное лицо открывает индивидуальное частное предприятие – ИЧП, как минимум, вторым участником в этом и любых прочих легальных проектах является государство. Впрочем, в нелегальных тоже – как фактор риска). Каждый из участников ИП имеет в нем свои интересы: инвестор – возврат средств и прибыль, государство – налоговые отчисления, банк – проценты по возможным кредитам. Соответственно, эффективность ИП с точки зрения участников может быть различной, а интересы диаметрально противоположны – скажем, увеличение налогов есть благо с точки зрения государства и «зло» с точки зрения инвестора – это вызывает уменьшение чистой прибыли и рост сроков окупаемости. Соответственно виды эффективности также различны. Различают: • коммерческую (иначе финансовую) эффективность – эффективность с точки зрения инвестора; • бюджетную эффективность – эффективность с точки зрения органов государственной власти всех уровней. Можно разделить бюджетную эффективность на несколько составляющих с точки зрения бюджетов разных уровней – федерального, регионального и местного; • общественную эффективность – эффективность с точки зрения общества в целом. Последний вид эффективности весьма непрост с точки зрения корректной оценки. Общественная эффективность включает в себя многие косвенные эффекты от реализации ИП – рост занятости, развитие новых производств как следствие данного ИП (скажем, развитие промышленности как следствие строительства электростанции и появления дешевой электроэнергии) и т.д. и т.п. Ввиду сложности расчета данного показателя, в данном курсе он не будет подробно рассматриваться. 12.3. Основные параметры налогового окружения инвестиционных проектов Под налоговым окружением понимается система налогообложения ИП, иначе виды, размеры и способы расчета налогов, взимаемых с участников ИП. В данном пособии учитываются: • налог на прибыль (Нп) – 20% от прибыли после вычета налогов и отчислений; • налог на имущество (Ни) – 2% от остаточной стоимости имущества; • единый социальный налог (ЕСН – в настоящее время заменен на отчисления в социальные фонды – ОСФ) – 30% от ФОТ В случае необходимости определения эффективности ИП с точки зрения бюджетов разных уровней, учитывается распределение налога на прибыль между ними: • в бюджет субъекта РФ – 18% • в федеральный бюджет – 2,0% Простоты ради в данном пособии не рассматривается налог на добавленную стоимость (НДС). 12.4. Понятие свободных денежных средств Прежде чем дать определения параметров эффективности, введем несколько вспомогательных понятий. Обозначим: • себестоимость продукции (электроэнергии) - Сэ; • полные капитальные вложения в ИП – К; • срок службы основного оборудования – Тн; • объем продаж электроэнергии - Wэ, тогда можно определить: • ежегодные издержки на производство продукции (электроэнергии) – И=Wэ∙Сэ; • ежегодные отчисления (издержки) на реновацию – Ирен=К/Тн; • остаточную стоимость оборудования – Sост = К-Ирен∙(t-t0), где t и t0 – годы начала эксплуатации объекта и текущий год; • выручку от реализации продукции (электроэнергии) – В=Wэ∙Цэ; • валовую прибыль ВП=В-З; • прибыль до налогообложения П=ВП∙(1-Ни); • чистую прибыль ЧП=П∙(1-Нп). Интересующей нас с точки зрения последующего повествования величиной является FCF («free cash flow» - свободные денежные средства, иногда называемые «финансовый итог»), рассчитываемые для каждого года реализации ИП: FCF(i) = ЧП(i)+Ирен(i)-K(i). Величина FCF рассчитывается для проекта в целом суммированием по годам. Будем полагать далее, что нам известны ежегодные значения FCF(i), а также ставка дисконтирования. Лекция 13. Параметры эффективности инвестиционных проектов 13.1. Чистый дисконтированный доход NPV (ЧДД или NPV – «net present value» - аббревиатура читается как «эн-пи-ви»): , где t0, T - годы начала и окончания ИП. NPV есть сумма свободных дисконтированных средств, получаемых в результате реализации ИП. NPV проекта показывает, сколько «стоят» результаты ИП в денежном выражении в данный момент. NPV может быть больше нуля (проект прибылен), меньше нуля (убыточен), либо (редко) равен нулю (смысл понятен – ни прибыли, ни убытков). Следует добавить, что NPV есть интегральный показатель проекта – это одно число, его расчет для каждого года проекта (эффективность для каждого года от начала реализации проекта до рассматриваемого) может быть, в принципе, выполнен, но на практике это не делается. Однако одного показателя эффективности недостаточно. Скажем, NPV проекта равен 1 млн. руб. Много это или мало? Интуитивно ясно, что ответ зависит от того, сколько мы вложили в проект. Количественным показателем относительной эффективности инвестиций служит следующий параметр. 13.2. Индекс прибыльности DPI («ди-пи-ай», «discount profitability index»): , где Ki - капитальные вложения по годам реализации проекта. Индекс прибыльности есть увеличенное на единицу отношение NPV проекта к дисконтированным капитальным затратам. Индекс прибыльности показывает, какова относительная отдача инвестиций. DPI=1 означает, что мы «свели концы с концами» (с учетом дисконтирования) и соответствует случаю NPV=0. Возможны случаи DPI>1, 00 DBE>0 При любых значениях других параметров (налоги платятся всегда!) Таблица 13.2. Соответствие значений параметров эффективности инвестиционных проектов и характеристик проекта. Значения параметров Характеристика проекта Рекомендации по реализации проекта NPV<0 PI<1 DPB>Т или не существует IRR0 PI>1 DPBd Проект рентабелен Решение о реализации принимается по результатам сравнения с альтернативными способами инвестиций Лекция 14. Примеры анализа эффективности инвестиционных проектов Рассмотрим простой пример расчета эффективности ИП. Задача№13. По представленным графикам инвестиций и притока свободных денежных средств (строки 1 и 2 табл. 14.1.) рассчитать параметры эффективности проекта, приняв ставку дисконтирования d=10% (напомним – пример чисто иллюстративный). Результаты расчета представлены в таблице 14.1. По исходным данным (строки 1 и 2) суммированием находим величины ежегодных свободных денежных средств FCF (строка 3) и их значения нарастающим итогом. Далее находим фактор дисконтирования (строка 5), величины дисконтированных капитальных затрат (перемножением строк 1 и 5) и дисконтированных свободных денежных средств (перемножением строк 3 и 5) и DFCF нарастающим итогом. Таблица 14.1. Исходные данные к расчету и расчет параметров эффективности ИП. № строки Год реализации инвестиционного проекта 1 2 3 4 5 Сумма по годам 1 Инвестиции 50 100 150 2 Чистая прибыль + отчисления на реновацию 50 100 150 300 3 Свободные денежные средства FCF -50,00 -100,00 50,00 100,00 150,00 150,00 4 FCF нарастающим итогом -50,00 -150,00 -100,00 0,00 150,00   5 Фактор дисконтирования D 1,000 0,909 0,826 0,751 0,683   6 Дисконтированные капитальные затраты (инвестиции) 50 90,91 140,91 7 Дисконтированные свободные денежные средства DFCF -50,00 -90,91 41,32 75,13 102,45 78,00 8 DFCF нарастающим итогом -50,00 -140,91 -99,59 -24,46 78,00   Суммарные DFCF и есть искомое значение NPV=78,00. Индекс прибыльности DPI=78/140,91+1=1,55. Дисконтированный срок окупаемости DPB=5 годам (номер года, соответствующего первому неотрицательному значению DFCF). Для расчета IRR заполним небольшую таблицу (табл. 14.2). Как и следовало ожидать, значение NPV падает с ростом ставки дисконтирования и достигает нулевого значения при d=IRR=30,1% (для расчета используем интерполяцию). Расчет дисконтированной бюджетной эффективности рассмотрим в последующих примерах. В практике инвестиционного анализа для удобства восприятии принято изображать результаты расчетов графически. Результаты расчетов для данного примера представлены на рис. 14.1. и 14.2. Таблица 14.2. К расчету IRR. Величины свободных дисконтированных денежных средств по годам для различных значений ставки дисконтирования   Годы реализации проекта Ставка дисконтирования, % 1 2 3 4 5 Сумма -50,00 -100,00 50,00 100,00 150,00 150,00 10 -50,00 -90,91 41,32 75,13 102,45 78,00 20 -50,00 -83,33 34,72 57,87 72,34 31,60 30 -50,00 -76,92 29,59 45,52 52,52 0,70 40 -50,00 -71,43 25,51 36,44 39,05 -59,48 Рис. 14.1. Графики инвестиций и свободных денежных средств инвестиционного проекта. Рис. 14.2. К расчету IRR. Итак, по результатам анализа эффективности можно сделать вывод, что проект а) рентабелен (имеет положительные параметры эффективности) и б) может быть в принципе реализован (если нет более привлекательных с точки зрения эффективности проектов). Задача 14. Для двух инвестиционных проектов (ИП) представлены данные по потокам свободных дисконтированных денежных средств. Какому ИП отдать предпочтение? Таблица 14.3. Потоки дисконтированных свободных денежных средств по годам (условные единицы). Годы 1 2 3 4 ИП1 -1000 1000 1000 500 ИП2 -1000 500 1000 1000 На первый взгляд, проекты равноценны. Легко видеть, что NPV=1500 и DPI=2,5 одинаковы для обоих проектов. Однако не будем спешить с выводами. Получим данные по свободным дисконтированным денежным средствам нарастающим итогом. Таблица 14.4. Свободные дисконтированные денежные средства нарастающим итогом (условные единицы). Годы 1 2 3 4 ИП1 -1000 1000 1500 ИП2 -1000 -500 500 1500 Как видно из таблицы 14.4, у проектов различный срок окупаемости: DPB1=2, DPB2=3 года (при дискретных расчетах, как правило, за срок окупаемости берется первый год с положительным финансовым итогом. Ноль – число положительное). Таким образом, предпочтительнее первый проект – при прочих равных, у него ниже срок окупаемости, а следовательно, и риски. Графическая иллюстрация представлена на рис. 14.3 и 14.4. Рис. 14.3 Рис. 14.4 Лекция 15. Пример анализа технической составляющей инвестиционного проекта атомной энергетики Как видно из примеров предыдущих лекций раздела, технически выполнение оценок финансовой эффективности в принципе несложно. Однако в примерах исходные данные были предоставлены, в реальных же случаях именно получение исходных данных для финансовых оценок (т.е. перевод задачи с технического языка на финансовый, условно говоря) является более чем непростой задачей, требующей немалого труда опытных профессионалов в той области, к которой относится инвестиционной проект. Ниже приведен фрагмент анализа технических условий реального проекта атомной энергетики (пример существенно сокращен для учебных целей – полный объем занимает несколько десятков страниц). Наименование проекта: Дноуглубление пруда-охладителя Балаковской АЭС Назначение мероприятия Создание условий для увеличения выработки э/э в летние месяцы (возможный прирост суммарной электрической мощности энергоблоков БАЭС на 540 МВт в самый жаркий месяц года) за счет увеличения охлаждающей способности пруда-охладителя (увеличение активной площади ВО на 2,59 кв. км.). Предотвращение дальнейшей деградации водоема-охладителя (ВО) и поддержания достигнутого уровня КИУМ. Увеличение эффекта от планируемого перехода на топливо увеличенной глубины выгорания. Повышение надежности водоснабжения АЭС. Укрепление дамбы ВО. Техническое обоснование мероприятия Согласно имеющимся данным (см. табл. 15.1), площадь акватории, подверженная зарастанию (с глубинами менее 4-х метров) составляет 33% от общей площади зеркала, площадь ВО, занятая камышом – 2,59 кв. км. За время эксплуатации Балаковской АЭС происходит постепенное заиливание водоема-охладителя (ВО) с образованием мелководий и дальнейшее их зарастание подводной и надводной растительностью. Зарастание ВО приводит к снижению активной поверхности охлаждения, что вызывает ограничения по нагрузке энергоблоков (э/б) в летние месяцы. Наличие мелководий и застойных зон создает благоприятные условия для цветения воды и ухудшает водный и экологический режим ВО. Результаты математического моделирования предельно допустимой суммарной нагрузки энергоблоков Балаковской АЭС при нынешнем состоянии ВО и после проведения работ по дноуглублению (для условий предельно допустимой нагрузки в летние месяцы и максимальной нагрузки в течение остального года) приведены в табл. 15.2. Согласно проведенным исследованиям, увеличение активной поверхности ВО на 1 км2 позволит увеличить допустимую нагрузку АЭС на 170-210 МВт, увеличение зеркала ВО на 1 км2 – на 130-160 МВт(э), увеличение КИУМ на 0,05 – на 200-250 МВт. Выполнение работ создает условия для увеличения выработки э/э в летние месяцы (возможный прирост суммарной мощности до 540 МВт в самый жаркий месяц года) за счет увеличения охлаждающей способности пруда-охладителя (увеличение активной площади ВО на 2,59 кв. км.). Дополнительный эффект выражается в уменьшении температуры охлаждающей воды на 0,7-1 ºС и повышение надежности технического водоснабжения АЭС, что создает возможность увеличения выработки э/э и прироста КИУМ АЭС примерно на 0,3%. Таким образом, мероприятие представляется достаточно обоснованным и реализуемым с технической точки зрения как потенциальная возможность увеличения выработки э/э и повышения эффективности работы АЭС. Таблица 15.1. Морфометрические характеристики водоема-охладителя Балаковской АЭС. Характеристика Величина Все водохранилище-охладитель Площадь зеркала при НПУ=30м 26,0 км2 Объем воды при НПУ=30м 145,4 млн. м3 Объем воды в период производства работ при УВ=29,7м 137,3 млн. м3 Максимальная глубина 15 м Средняя глубина 5,6 м Площадь камыша вдоль берега 1,42 км2 Площадь камыша вдоль струенаправляющей дамбы 0,96 км2 Площадь камышовых островов 0,21 км2 Вся площадь акватории, занятая камышом 2,59 км2 Подводящий канал Площадь зеркала при НПУ=30м 3,66 км2 Объем воды при НПУ=30м 19,4 млн. м3 Объем воды в период производства работ при УВ=29,7м 18,3 млн. м3 Максимальная глубина 12 м Средняя глубина 5,3 м Площадь камыша 0,32 км2 Таблица 15.2. Допустимые нагрузки Балаковской АЭС (МВт) и суммарная выработка в летние месяцы (МВт∙мес) до и после выполнения работ по дноуглублению ВО. Месяц Текущее состояние После выполнения работ по дноуглублению Возможный прирост Июнь 3915 > 4000 85 Июль 3020 3560 540 Август 3860 > 4000 140 Суммарная выработка, МВт∙мес 10 795 11 560 765 Оценка величины технического эффекта Дополнительный эффект при переходе на 18-тимесячный топливный цикл Характерные графики нагрузки энергоблоков Балаковской АЭС при годичной кампании реактора приведен на рис. 15.1. Как видно из представленных данных, при существующем топливном цикле перегрузка топлива и ППР хотя бы одного блока приходится на летние месяцы и возможность увеличения мощности в жаркий период остается невостребованной. Однако в настоящее время одной из важнейших задач повышения эффективности работы АЭС ГК РЭА и Балаковской АЭС является переход на топливо увеличенной глубины выгорания и увеличенные межремонтные периоды. Эти мероприятия создают ситуацию, в которой возможность увеличения нагрузки энергоблоков в летний период оказывается востребованной и позволяет получить дополнительный эффект от нововведений. Для оценки эффекта при переходе на увеличенные топливные циклы и межремонтные периоды приняты следующие допущения: • длительность периода между перегрузками – 18 месяцев; • срок перегрузки и ППР – 2 месяца. Иллюстрация графика перегрузки топлива приведена в табл. 15.3. При построении графика нагрузки энергоблоков предполагалось максимально использовать возможность перегрузки в летние месяцы для определения минимального эффекта (консервативная оценка). Как видно из иллюстрации, при планировании перегрузки в 1-й год на май-июнь месяцы на 1-ом блоке, и на июль-август – на 2-ом блоке, во 2-ой год – соответственно на 3-м и 4-м блоках, удается «подогнать» перегрузку топлива на летние месяцы только 2 года из 5-ти. Нагрузка энергоблоков Балаковской АЭС (за 2001г., по данным сайта концерна «Росэнергоатом» www.rosatom.ru) а) Энергоблок №1 б) Энергоблок №2 в) Энергоблок №3 г) Энергоблок №4 д) Суммарная нагрузка Рис. 15.1 Таблица 15.3. Примерный принимаемый при оценке эффективности мероприятия график перегрузки энергоблоков Балаковской АЭС при переходе на 18-тимесячный топливный цикл (время перегрузки и ППР выделено черным цветом). ГОДЫ 1 2 3 4 5 6 7 МЕСЯЦЫ I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII I - II III - IV V - VI VII - VIII IX - X XI - XII БЛОКИ                                                                                     Э/б №1                                                                                     Э/б №2                                                                                     Э/б №3                                                                                     Э/б №4                                                                                     Таким образом, в случае отказа от проведения мероприятий по дноуглублению, при переходе на 18-тимесячный топливный цикл 3 года из 5-ти придется искусственно ограничивать мощность АЭС из-за ограниченной охлаждающей способности ВО. Из сравнения 10-ти и 18-ти месячного топливных циклов можно рассчитать, что увеличение цикла (при сохранении длительности ППР) дает возможность работы на мощности дополнительно 4 месяца на временном интервале 5 лет, или, в среднем, 0,8 мес. в год, что эквивалентно приросту КИУМ К18 = 0,8/12∙100% = 6,7%. При отказе от мероприятий по дноуглублению из-за ограничений мощности и, соответственно, выработки в летние месяцы на 765 МВт∙мес каждые 3 года из 5-ти, потери КИУМ составят КДО = 3/5∙765МВт.мес./(12мес∙4000МВт)∙100% = 0,96  1%. Точный расчет экономических параметров эффективности на данной стадии невозможен ввиду отсутствия информации по полной стоимости мероприятий по переходу на увеличенные топливные циклы (стоимость нового топлива, обеспечивающих мероприятий – разработка НТД, выполнение НИР и ОКР, необходимых работ по увеличению межремонтного периода основного оборудования АЭС и т.п.). Однако для оценки можно принять, что эффект в 1% является результатом только мероприятий по дноуглублению. В этом случае срок окупаемости мероприятия за счет данного эффекта составит около 4-х лет (с момента перехода на увеличенный топливный цикл). Эффект предотвращения дальнейшей деградации ВО По имеющимся оценкам специалистов АЭС, повторное исследование ВО и принятие решения о проведении подобных мероприятий по дноуглублению будет необходимо не ранее, чем через 10-12 лет. Исходя из этих данных, можно сделать приближенную оценку, согласно которой эффект от реализации мероприятия сведен на нет за время около 10-ти лет. В случае отказа от мероприятия будет происходить дальнейшая деградация ВО, снижение его охлаждающей способности и, соответственно, рост ограничений на нагрузку АЭС в летние месяцы и потери выработки э/э. Для оценки принято, что деградация ВО ведет к потере выработки на 765 МВт∙мес (эффект о реализации мероприятия) за 10 лет, или на 76,5 МВт∙мес в год. Потери КИУМ в этом случае могут быть определены как отношение теряемой выработки к теоретически возможной: К= 765 МВт∙мес /(4 блока ∙1000МВт∙12 мес.) ∙100% = 1,6% за 10 лет, или примерно 0,2% в год. Таким образом, важным эффектом мероприятия является предотвращение деградации ВО и сохранение достигнутого уровня КИУМ. По имеющимся оценкам, срок окупаемости мероприятия за счет предотвращения деградации ВО составит около 8 лет. Эффект за счет снижения температуры охлаждающей воды и повышения надежности водоснабжения АЭС Эффект, достигаемый за счет снижения температуры охлаждающей воды, весьма мал по величине (прирост КИУМ порядка 0,1%). По имеющимся оценкам, суммарный эффект составит около 0,3%. Вывод по результатам технического обоснования Мероприятия по дноуглублению ВО Балаковской АЭС технически реализуемы и необходимы с точки зрения: • увеличения эффекта от перехода на увеличенные топливные циклы; • предотвращения дальнейшей деградации ВО; • повышения надежности технического водоснабжения АЭС; • укрепления дамбы ВО в местах, наиболее подверженных размыву. Сводные результаты анализа технического эффекта приведены в табл. 15.4. Таблица 15.4. Результаты оценки технического эффекта Параметр Значение Увеличение максимально возможной нагрузки энергоблоков БАЭС в наиболее жаркий месяц года, МВт. 540 Дополнительная выработка э/э в летние месяцы, МВт∙мес 765 Понижение температуры охлажденной циркуляционной воды,С 0,7-1 Повышение КИУМ (с учетом перехода на увеличенные топливные циклы) 1,3% Предотвращение снижения КИУМ 0,2% в год Стоимость 1 кВт эквивалентной мощности, руб. (долл. США) 3 900 (120,4) РАЗДЕЛ 5. Специфика оценки НИОКР как инвестиционного проекта Лекция 16. Специфика научных исследований и НИОКР как инвестиционного проекта и способы ее учета 16.1. НИР и ОКР как вид высокорисковых инвестиционных проектов В данной лекции будут рассматриваться только прикладные научные и инженерные проекты, преследующие вполне прогнозируемую и достижимую цель с коммерческим эффектом (пример - разработка энергоблока АЭС IV поколения AP-1000; контрпример – практически любое фундаментальное исследование, скажем, запуск телескопа Hubble – научный проект, который, быть может, окупится по мере накопления новых данных о мироздании, а может не окупиться никогда). Научные исследования и опытно-конструкторские работы представляют собой хрестоматийный пример т.н. венчурных (англ. venture — рискованное предприятие), или высокорисковых инвестиционных проектов. Как правило, такие вложения осуществляются в сфере новейших научных разработок, высоких технологий. По статистике, 70-80 % проектов не приносят отдачи, но прибыль от оставшихся 20-30 % окупает все убытки. Однако именно к таким проектам рассмотренные выше методы оценки эффективности практически неприменимы. Эти методы оценки, по сути, теоретическая модель. Она построена исходя из предположения о точном знании всех исходных данных и параметров (затрат на реализацию, сроков реализации, величины эффекта, сроков возврата средств и т.д.) и дает в этом случае точные количественные значения параметров эффективности. Однако применение ее на практике требует учета возможных негативных факторов, которые данная модель сама по себе не учитывает. Практически все исходные данные, даже если мы на данный момент знаем их абсолютно точно, требуют своего прогноза в будущем – прогноза по определению неточного (вспомним, сколько копий было сломано по поводу прогноза курса доллара США и сколько из прогнозов предсказали дефолт августа 1998г.). Кроме того, при реализации ИП необходимо учитывать возможность наступления негативных факторов, существенно влияющих на показатели ИП, которые изначально трудно или невозможно предположить (скажем, повышение цен на нефть в результате природных катаклизмов). В принципе эти негативные факторы можно учесть, предположив в проекте некоторые резервы средств, однако встают вопросы их а) определения их размеров и б) стандартизации методики их расчета (иначе становится сложно сравнивать различные ИП, особенно если расчеты резервов сделаны различными людьми. 16.2. Риск, неопределенность и сценарии инвестиционных проектов В практике инвестиционного анализа учитываются две основные группы негативных факторов – риски и неопределенности. Риск – возможность возникновения условий, которые приведут к негативным последствиям для данного инвестиционного проекта. Неопределенность – неполнота и неточность информации об условиях реализации инвестиционного проекта. Показатели эффективности ИП, рассчитываемые с учетом рисков и неопределенностей, называются ожидаемыми. Сценарий реализации ИП – сочетание условий, для которых выполняются расчеты эффективности. Различают: • базовый – сценарий проекта, основанный на предположении, что условия реализации проекта на всем его протяжении будут те же, что и в данный момент; • наилучший – сценарий, в котором все условия реализации ИП (одновременно!) будут наилучшими из реально возможных (не нужно предполагать падение с неба золотого метеорита!); • наиболее вероятный – сценарий, при котором все параметры принимают свои наиболее реальные значения; • наихудший - сценарий, в котором все условия реализации ИП (одновременно!) будут наихудшими опять-таки из реально возможных (не нужно предполагать наступление конца света). Выбор параметров, соответствующих каждому сценарию, известной мере искусство и базируется на опыте, квалификации и, во-многом, интуиции эксперта. ИП считается устойчивым, если для любого сценария он оказывается эффективным и реализуемым, а возможные неблагоприятные последствия устраняются мерами, планом реализации проекта. 16.3. Методы оценки устойчивости Метод введения поправки на риск Это простейший метод учета рисков. При его использовании: • используется умеренно-пессимистический сценарий проекта; • предусматривается резерв на непредвиденные расходы; • увеличивается ставка дисконтирования на величину поправки на риск (Risk of Investment) RI. Таким образом, ставка дисконтирования рассчитывается по формуле: RI=d0+RI=R-I+RI, где d0 – безрисковая ставка дисконтирования, R – ставка рефинансирования Центрального Банка, I – индекс инфляции, RI – вышеупомянутая поправка на риск. Поправка на риск находится на основе экспертных оценок, результаты которых представлены в таблице 16.1. Таблица 16.1. Рекомендуемые поправки на риск для инвестиционных проектов различной степени рискованности Величина риска Цели проекта Пример из области энергетики Поправка на риск, % Низкий Вложения в развитие производства на базе освоенной техники Замена оборудования без его существенной модернизации без увеличения производства электроэнергии и тепла 3-5 Средний Увеличение объема производства существующей продукции Модернизация оборудования с увеличением отпуска продукции 8-10 Высокий Производство и продвижение на рынок нового продукта Создание нового производства (производство новых изотопов и т.п.) 13-15 Очень высокий Исследования и инновации Проект ITER 18-20 Проект считается устойчивым, если при перечисленных допущениях он имеет приемлемые интегральные показатели эффективности. Сценарный анализ Теоретически сценарный анализ предполагает проведение расчетов эффективности для всех возможных вариантов развития ИП. Однако на практике это слишком трудоемко и алгоритм действий следующий: • разрабатываются 3 наиболее характерных варианта развития проекта – наиболее вероятный, наилучший и наихудший (сценарии предполагают одновременное изменение всех практически значимых параметров в лучшую или худшую сторону); • для каждого сценария определяются параметры эффективности. Выбор параметров проекта, изменение которых предполагается учесть, и определение величины этих изменений определяется экспертным путем. Проект считается устойчивым, если для всех сценариев параметры эффективности имеют приемлемые значения. Важное замечание. При сценарном анализе поправка на риск принимается равной нулю (RI=0) для всех сценариев. Метод вариации параметров При использовании данного метода рекомендуется провести расчет параметров эффективности при изменении наиболее значимых параметров проекта по отдельности в худшую сторону. Поправка на риск при использовании этого метода также принимается равной нулю. При недостатке собственной информации о влиянии отдельных параметров на эффективность рекомендации следующие (табл. 16.2). Таблица 16.2. Рекомендуемые изменения параметров при исследовании устойчивости проекта методом вариации параметров. Параметр Рекомендуемые изменения Объемы инвестиций (капитальных затрат) +20% для российского оборудования и работ +10% для импортных Производственные издержки +20% Материальные затраты +30% Объем выручки -20% Задержка оплаты +100% от предполагаемого срока оплаты Проценты по кредитам +40% для рублевых кредитов +20% - для свободно-конвертируемой валюты Проект устойчив, если при варьировании любого из рассматриваемых параметров показатели эффективности имеют заведомо приемлемые значения (NPV>0 и т.д.). Метод предельных параметров Метод по сути представляет собой вариант предыдущего метода. Его суть в определении для каждого варьируемого параметра (опять-таки по отдельности) предельных значений, т.е. таких, при которых NPV=0 (PI=1, DPB=Т, IRR=d). При выборе параметров для определения предельных значений можно руководствоваться рекомендациями предыдущего пункта (табл. 16.2). Поправка на риск также берется равной нулю. С этим методом мы сталкивались при определении IRR. По сути, IRR есть предельное значение ставки дисконтирования. Проект считается устойчивым, если реально предполагаемые отклонения по всем значимым параметрам проекта заведомо далеки от своих предельных значений (на практике, не более 60-70% от предельных значений). 16.4. Оценка чувствительности проектов При анализе эффективности и устойчивости инвестиционных проектов важное значение имеет определение параметров, наиболее сильно влияющих на характеристики проекта. Оценка чувствительности служит цели выделения этих параметров. Смысл ее очень прост – для базового или наиболее вероятного сценария задаются небольшие изменения (как правило, плюс-минус 1%) исследуемого параметра и определяются новые значения NPV. Результат обычно представляют графически. Этот график носит характерное название «паук чувствительности». Он очень наглядно иллюстрирует влияние изменения того или иного параметра на эффективность проекта – чем больше наклон графика, тем больше влияние параметра. По характеру наклона (восходящий или нисходящий) можно определить и знак влияния. Лекция 17. Пример оценки устойчивости и чувствительности инвестиционного проекта В качестве примера рассмотрим краткосрочный проект из области малой энергетики. Главный довод в пользу такого выбора – «осязаемость» как объекта и способа его применения (мини-электростанцию видели в работе практически все), так и сроков реализации проекта (всего 5 лет против 50-60 лет срока службы современного энергоблока АЭС). Задача №15. Оценить различными методами устойчивость инвестиционного проекта обеспечения электроэнергией небольшого удаленного объекта (дачного поселка, метеостанции и т.п.) на базе передвижной электростанции установленной мощностью 3 кВт. Принять КИУМ =80%, удельный расход топлива равен 300г/кВт*ч, стоимость топлива 12 руб/кг. Тариф за электроэнергию равен 4,2 руб/кВт*ч. Налог на прибыль принят 24%. Расчеты выполнены в среде Excel. Результаты приведены ниже. В табл. 17.1 и на рис. 17.1 представлены результаты расчетов параметров эффективности для безрискового варианта. Как видно, NPV>0, т.е. проект финансово эффективен. Далее в таблице 17.2. приводятся результаты оценки устойчивости методом поправки на риск и методом сценарного анализа. Проект был признан малорисковым (низкий риск согласно рекомендациям табл. 16.1), поправка на риск принята соответственно, RI=3%. Для простоты при выполнении сценарного анализа варьировался только один параметр – тариф. Как можно видеть из результатов анализа, полученные результаты говорят об устойчивости проекта. Однако метод вариации параметров (табл. 17.3 и рис. 17.2) дает противоположный результат – проект неустойчив по отношению к рекомендуемому экспертами изменению тарифа и стоимости топлива. Это говорит о том, что при разработке сценариев могли быть приняты излишне оптимистичные условия и проект целесообразно дополнительно исследовать на устойчивость. Этот вывод подтверждают и результаты метода предельных параметров (табл. 17.4). Согласно полученным данным, отклонение всего в 5% от предполагаемого тарифа и стоимости топлива наиболее вероятного сценария делает проект неэффективным. Результаты оценки чувствительности (тал. 17.5 и рис. 17.3) показывают, что наиболее сильно на показатели эффективности проекта влияют тариф (со знаком «+») и стоимость топлива (со знаком «-»). На эти параметры следует обратить внимание при разработке и анализе вариантов повышения эффективности и устойчивости проекта. Таблица 17.1. Расчет параметров финансовой эффективности для проекта электроснабжения на базе переносной э/ст. (безрисковый) а) б) Рис. 17.1. Графики DFCF нарастающим итогом (а) и графическая иллюстрация расчета IRR проекта (б) Таблица 17.2. Сравнение результатов оценки устойчивости методом поправки на риск и методом сценарного анализа Таблица 17.3. Результаты оценки устойчивости проекта методом вариации параметров а) б) в) Рис. 17.2. Графическая иллюстрация метода вариации параметров Таблица 17.4. Результаты оценки устойчивости проекта методом предельных параметров Таблица 17.5. Данные оценки чувствительности проекта Варьируемый параметр Изменение параметра -1% 1% Капзатраты 16,44 16,16 15,88 Стоимость топлива 18,9 16,16 13,42 Тариф 12,98 16,16 19,34 Рис. 17.3. «Паук чувствительности» проекта Лекция 18. Основы практики бизнес-планирования 18.1. Бизнес план, его состав и структура До начала реализации любого инвестиционного проекта (на т.н. прединвестиционной стадии, до принятия решения о финансировании проекта) разрабатывается специальный документ – бизнес-план. Бизнес-план (БП) – документ, описывающий цели инвестиционого проекта (ИП), план действий, затраты, план выпуска и реализации продукции, план поступления денежных средств, риски ИП и на их основе определяющий параметры эффективности и устойчивости ИП. Цель разработки БП – предоставить необходимый минимум информации инвестору для принятия решения об инвестировании в проект. Важно. БП – документ для инвестора. Структура и состав БП не регламентированы строго, они могут изменяться в зависимости от целей ИП, области деятельности, требований конкретного инвестора, предпочтений разработчика и т.д. Однако наиболее часто в состав БП включаются следующие разделы: 1) Титульный лист Содержит название ИП, заказчика и разработчика БП, основные показатели эффективности. 2) Резюме. Содержит краткое изложение содержания основных разделов БП (1-2 стр.) 3) Главные участники проекта. Названия организаций, ФИО руководителей, контактную информацию, краткую информацию об истории и опыте участников. 4) Краткие сведения об объекте инвестиций. Содержит сведения об объекте: местоположении, характеристиках, предполагаемой продукции и т.д. 5) Программа работ. Описание плана действий по реализации ИП. 6) Стоимость проекта. Содержит данные о полных затратах, источниках и графике финансирования. 7) Организационный план. Содержит схему и описание взаимодействия участников ИП, их функций в проекте. 8) Рынок сбыта и маркетинг-план. Описание характеристика рынка (для объектов энергетики – рынка электроэнергии и мощности), анализ спроса и предложения, выводы о возможности реализации предполагаемой продукции, меры по ее реализации. 9) Производственный план. Содержит план выпуска продукции. 10) Финансовый план. Расчет потоков денежных средств от начала реализации ИП до его полной ликвидации (завершения). Расчет параметров эффективности ИП. 11) Анализ устойчивости и чувствительности ИП. 12) Выводы. 18.2. Требования к составлению бизнес-плана 1) Полнота – должен содержать всю необходимую информацию для принятия решения о финансировании ИП. 2) Доказательность – должен опираться только на достоверные данные и обоснованные предположения. 3) Комплексность – должен учитывать взаимосвязанные факторы внутри и вне ИП. 4) Понятность – должен быть изложен простым, ясным, не допускающим двусмысленного толкования языком. 5) Компактность – рекомендуемый объем не должен превышать 50-60 страниц. Необходимая дополнительная информация выносится в приложения. Важно! При разработке БП главное – не обманывать себя (не питать иллюзий). 2-ой час лекции 18 – контрольная работа. Примерные вопросы и примеры задач см. раздел электронного учебно-методического комплекса «Контролирующие материалы»