CC BY
22
Учитывая взаимосвязь всех субъектов отрасли, отметим: если одни предприятия отрасли будут повышать уровень своего корпоративного управления, то и другие вынуждены будут внедрять стандарты корпоративного управления, чтобы привлечь инвесторов, которые в противном случае уйдут к конкурентам. Учитывая специфику организационной структуры региональной электроэнергетики, решить выявленные нами проблемы возможно при активном участии региональной управляющей компании - "Южной сетевой компании".
Кроме того, для повышения эффективности корпоративного управления необходимо, чтобы
Кодекс корпоративного поведения носил не рекомендательный, а законодательно-нормативный характер, и применялся организациями в обязательном порядке в процессе их деятельности, что гарантировало бы акционерам защиту их интересов в большей мере, нежели в настоящее время.
Именно эти меры позволят обеспечить защиту интересов инвесторов, а значит, снять угрозы энергетической и экономической безопасности России и ее регионов, подавляющая часть которых связана с финансово-экономическими аспектами функционирования субъектов электроэнергетики, в частности, с дефицитом средств для структурной перестройки отрасли.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дорофеев Е.А. Влияние колебаний экономических факторов на динамику российского фондового рынка / М.: РПЭИ, Фонд "Евразия", 2000.
2. Общество и экономика, № 10-11, 2005.
3. Кодекс корпоративного управления ОАО "Ин-гушэнерго", утвержден протоколом от 15 ноября 2006 г №22. Кодекс корпоративного управления ОАО "Каббалкэнерго", утвержден протоколом от 15 ноября
2006 г. № 19. Кодекс корпоративного управления ОАО "Карачаево-Черкесскэнерго", утвержден протоколом от 15 ноября 2006 г. № 20. Кодекс корпоративного управления ОАО "КЭУК", утвержден протоколом от 15 ноября 2006г. №19. Кодекс корпоративного управления ОАО "Севкавказэнерго", утвержден протоколом от 15 ноября 2006 г. № 24.
Мошкалев Д.С.
Сравнительная экономическая эффективность проектов продления срока эксплуатации атомных энергоблоков
Продление сроков эксплуатации (ПСЭ) энергоблоков АЭС является одной из наиболее сложных и актуальных проблем на современном этапе развития атомной энергетики. ПСЭ энергоблоков АЭС представляет собой совокупность крупномасштабных и долгосрочных инвестиционных проектов, имеющих высокую социально-экономическую значимость, как для экономики регионов размещения АЭС, так и для экономики страны в целом. Значительное влияние проектов ПСЭ как на региональную, так и на национальную экономику требует соблюдения определенных методических принципов и процедур оценки технико-экономической эффективности подобных проектов.
При оценке эффективности любого крупномасштабного проекта в энергетике, имеющего большое значение для региональной экономики, особое значение приобретает учет связей рассматриваемого проекта с перспективами развития
энергетики региона, а также учет внутренних и внешних макроэкономических факторов, влияющих на его реализацию. Так, повышение цен на природный газ может существенно изменить представление о конкурентоспособности КЭС на основе парогазовой технологии (ПГУ).
Несмотря на комплексность и масштабность проектов ПСЭ энергоблоков АЭС, при проведении оценки экономической эффективности подобных проектов оценке сравнительной эффективности уделяется недостаточное внимание. Например, при разработке проекта ПСЭ энергоблока № 4 Ленинградской АЭС оценка сравнительной эффективности заключалась лишь в сравнении варианта реализации проекта ПСЭ с вариантом отказа от его реализации, без рассмотрения альтернативных проектов строительства замещающих мощностей в случае вывода из эксплуатации энергоблока.
Оценка сравнительной эффективности проекта ПСЭ позволяет определить целесообразность реализации проекта в сравнении с альтернативными вариантами ввода мощности в энергосистему и инвестирования денежных средств. При этом уровень неопределенности исходных данных и методических инструментов проведения расчетов может быть снижен благодаря использованию [1]:
— системы четких критериев сравнения альтернативных вариантов, что необходимо для обеспечения единства методического подхода к формированию базы исходных данных для оценки сравнительной эффективности проекта ПСЭ;
— механизма обеспечения сопоставимости различных проектов при оценке сравнительной эффективности (обеспечение равных макроэкономических условий, технико-экономических характеристик проектов и уровней проработки проектов);
— системного подхода к оценке технико-экономической эффективности, заключающегося в учете внешних по отношению к проекту ПСЭ факторов, влияющих на его реализацию.
Практическое применение изложенного подхода в настоящей статье проиллюстрировано на примере оценки сравнительной эффективности проекта ПСЭ энергоблока № 4 Ленинградской АЭС и альтернативных проектов ввода мощности в энергосистеме Северо-запада России.
Из всего многообразия проектов ввода замещающих мощностей необходимо выбрать наиболее подходящий по всем параметрам и характеристикам для данного региона проект. Выбор типа замещающей энергоустановки должен осуществляться с учетом государственных программ и стратегий развития регионов, отраслей экономики и освоения энергоресурсов, т. е. должно выполняться условие соответствия принимаемых частных решений общим принципам оптимального развития топливно-энергетического комплекса страны [2].
В соответствии с "Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г." и "Энергетической стратегией России на период до 2020 г.", приоритетными типами энергоустановок, которые планируется развивать в России, являются АЭС и парогазовые установки [3].
В Северо-западном Федеральном округе, в котором размещается ЛАЭС, приоритетными признаются проекты по строительству новых АЭС и КЭС с ПГУ, модернизации и техническому перевооружению действующих ТЭЦ и КЭС, что подтверждается при проведении анализа особенностей и конкурентных преимуществ рас-
сматриваемого региона. Необходимо отметить, что Северо-запад России является регионом, в котором прогнозируется значительный дефицит электроэнергии и мощности [4].
Ленинградская область входит в число наиболее индустриально развитых регионов России, располагая едва ли не самыми привлекательными экономико-географическими особенностями: развитой сетью железных и автомобильных дорог, морских и речных портов, имеющих стратегическое значение, воздушным сообщением практически со всеми регионами мира, системами связи, соответствующим современным мировым стандартам.
Ленинградская область характеризуется также высоким уровнем развития строительной отрасли, наличием и готовностью специализированных подрядных организаций к выполнению значительных объемов строительно-монтажных работ, высоким уровнем развития науки и образования и наличием высококвалифицированной рабочей силы.
При отборе альтернативных проектов замещения мощностей для оценки сравнительной эффективности неизбежно возникает проблема обеспечения сопоставимости показателей различных как в техническом, так и в экономическом плане проектов. Варианты должны отвечать основным условиям, необходимым для обеспечения сопоставимости проектов применительно к оценке сравнительной эффективности проекта ПСЭ:
1) обеспечение оптимального технического уровня сравниваемых энергоустановок;
2) обеспечение равной надежности энергоснабжения потребителей;
3) обеспечение удовлетворения потребности потребителей в электроэнергии;
4) учет одинаковых макроэкономических условий;
5) удовлетворение требований по безопасности и охране окружающей среды.
Основываясь на анализе экономико-географических особенностей региона и региональных приоритетов использования различных типов энергоустановок, оценка сравнительной эффективности проекта ПСЭ была проведена для трех альтернативных вариантов ввода мощности в энергосистему:
— вариант 1: ПСЭ энергоблока № 4 ЛАЭС на 20 лет с последующим вводом нового энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160;
— вариант 2: строительство энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160 (1160 МВт) с целью замещения
мощности выведенного из эксплуатации по окончании проектного срока энергоблока № 4 ЛАЭС;
— вариант 3: ввод в эксплуатацию двух энергоблоков КЭС с ПГУ на природном газе (2хПГУ-450), с заменой технологического оборудования по мере выработки ресурса (~25 лет).
Выбор первого и третьего вариантов, предусматривающих реализацию совокупности инвестиционных проектов, обусловлен необходимостью обеспечения надежного энергоснабжения потребителей на протяжении максимального срока эксплуатации (50 лет для энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160).
Выбранные альтернативные варианты ввода мощности в энергосистему и их основные технические характеристики представлены в табл. 1.
В основу оценки экономической эффективности сравниваемых инвестиционных проектов положены основные принципы и критерии, определенные "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)" и применяемые к любым типам проектов независимо от их технологических, технических, финансовых и отраслевых особенностей [5].
Таблица 1
Технические характеристики проектов
Наименование показателя Ед. измер. Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
1 Тип проекта - модернизация и реконструкция новое строительство новое строительство новое строительство
2 Состав основного оборудования - 1хРУ РБМК-1000, 2хК-500-65/3000, 2хТВВ- 500-2 РУ ВВЭР-1200, 1хК-1000-60/3000), 1хПГВ-1000МК * РУ ВВЭР-1160, 1хК-1000-60/3000), 1хПГВ-1000МК 4хГТУ У-94.2, 4хП-90, 2хТ-150-7,7
3 Установленная мощность МВт (эл.) 1000 1160* 1160 900 (2x450)
4 Годовое число часов использования установленной мощности час 7000 7000 7000
5 Годовая выработка электроэнергии млн. кВт.ч 7000 8120* 8120 6300
6 Расход электроэнергии на собственные нужды % млн. кВт.ч 90 7,0* 630 568* 7,0 568 4,0 252
7 Годовой отпуск электроэнергии млн. кВт.ч 6370 7552* 7552 6048
8 Тип топлива (среднее обогащение): - основное - резервное - и02 (2,4 - 2,6 %) и02 (3,9 - 4,3 %)* и02 (3,9-4,3 %) природный газ мазут
9 Средняя глубина выгорания МВт. сут/кг 20 50* 50 -
10 Коэффициент полезного действия энергоустановки: - брутто - нетто % % 35,6 34,0 36,3 33,7 51,0 45,8
* - в числителе - для ПСЭ энергоблока АЭС, в знаменателе - для строительства энергоблока с РУ ВВЭР-1160.
Для обеспечения возможности сопоставления результатов расчетов в первую очередь была сформирована база основных исходных данных и определены макроэкономические условия проведения расчетов.
Условия проведения расчетов. Расчеты проводятся методом моделирования денежных потоков в прогнозных ценах (с учетом инфляции). Горизонт расчета по всем вариантам определен исходя из продолжительности строительства и эксплуатации энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160 (58 лет, из них 8 лет - стадия проектирования и строительства, 5 0 лет - эксплуатационная стадия). Шаг расчета принимается равным одному году, без учета распределения затрат и результатов внутри шага.
Ставка дисконтирования. Выбор ставки дисконтирования для оценки эффективности инвестиционных проектов в атомной энергетике зависит не только от ставки рефинансирования Центрального Банка и величины процентных ставок по долгосрочным депозитам коммерческих банков, но и от уровня среднеотраслевой рентабельности, характеризующей особенности реализации инвестиционных проектов в данной отрасли, и, как правило, превышающей определенный минимальный уровень. Исходя из этого, выбраны два значения реальной ставки дисконтирования (без учета инфляции) - 5 и 10 %.
Для проведения расчетов в прогнозных ценах требуется определение номинальной ставки дисконтирования (с учетом инфляции). Номинальная ставка дисконтирования определяется по формуле:
а = (1 + а ) х (1 + о - 1,
ном. 4 реал/ \ / ?
где: аном — номинальная ставка дисконтирования; ареал — реальная ставка дисконтирования; г — годовой темп инфляции.
Номинальная ставка дисконтирования принята различной для каждого шага расчета, в зависимости от уровня инфляции на этом шаге.
За базовый момент времени, к которому приводятся разновременные потоки денежных средств, принят 2007 г.
Уровень инфляции. Прогноз инфляции до 2010 г. принят в соответствии с индексами-дефляторами Минэкономразвития РФ. Прогноз инфляции на период после 2010 г. принят в соответствии с "Долгосрочным прогнозом роста российской экономики" Минэкономразвития РФ. При этом в силу высокой степени неопределенности, прогнозируется только общая инфляция (индекс потребительских цен) и не закладываются различия в темпах роста для различных прогнозируемых показателей (см. табл. 2) [6].
Тарифы. В соответствии с решением Правительства, к 2011 г. должна быть завершена полная либерализация рынка электроэнергии, в результате чего тарифы на электрическую энергию уже не
Таблица 2
Прогноз инфляции
Объект прогнозирования Предварительный прогноз, рост цен, %
2006 2007 2008 2009 2010 20112012 20132015 20162030 20312063
1 Тариф на электрическую и тепловую энергию 118,3 116,8 119,1 119,5 118,6 - - - -
2 Эксплуатационные затраты, кроме заработной платы и прочих расходов за счет прибыли 110,8 114,1 116,7 115,6 115,1 - - - -
3 Заработная плата, прочие расходы за счет прибыли 109,7 108,2 107,9 106,7 106,3 - - - -
4 Капитальные вложения 111,6 115,1 112,0 108,6 108,0 - - - -
5 Общая инфляция 109,7 108,2 107,9 106,7 106,3 104,0 103,0 102,0 101,0
будут регулироваться государством, а будут складываться исходя из условий спроса и предложения на этом рынке.
Исходя из этого, приняты расчетные значения тарифов на электрическую (812,2 руб./тыс. кВт-ч) и тепловую энергию (394,8 руб./Гкал), выраженные в ценах 2007 г. и изменяющиеся по шагам расчета в соответствии с прогнозами инфляции.
Состав затрат. Объем капитальных вложений и их распределение по шагам расчета приняты по соответствующим проектным данным с учетом инфляции. Ежегодные эксплуатационные затраты определены для начального шага расчета (2007 г.) и изменяются по шагам расчета в соответствии с прогнозами инфляции.
При этом в расчетах не учитывается возможное повышение цен на природный газ вследствие либерализации рынка, что неизбежно повлияет на
темпы роста эксплуатационных затрат по варианту 3. Затраты на вывод из эксплуатации энергоблока № 4 ЛАЭС также не учитываются из-за большой степени неопределенности как с составом затрат, так и с их объемом.
Результаты оценки сравнительной экономической эффективности вариантов представлены в табл. 3.
Анализ данных, представленных в табл. 3, позволяет сделать следующие выводы:
1) Наиболее предпочтительным, по всем показателям экономической эффективности, является вариант 1 (ПСЭ энергоблока № 4 ЛАЭС с последующим вводом нового энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160). Экономический эффект от реализации данного варианта для национальной экономики очевиден. Например, ЧДД при реальной ставке дисконтирования 5 % по варианту 1
Таблица 3
Сравнительная экономическая эффективность проектов
Наименование показателя Ед. измер. Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
Экономические характеристики проектов
1 Горизонт расчета лет 58 58 58
2 Капитальные вложения (в ценах IV кв. 2007 г) млн. руб. 69798,0 61038,6 30507,9
3 Удельные капитальные вложения в расчете на 1 кВт установленной мощности (в ценах IV кв. 2007 г) руб./кВт $/кВт 14849,1 47369,7* 620,0 1973,7* 52619,5 2192,5 33897,7 1412,0
4 Базовый тариф на электроэнергию руб./ тыс. кВт.ч 812,2 812,2 812,2
5 Доля топливной составляющей в эксплуатационных затратах % ~21,0 ~25,0* ~25,0 ~55,0
Показатели экономической эффективности
6 Ставка дисконтирования - реальная - номинальная % % 5,0 / 10,0 переменная 5,0/10,0 переменная 5,0/10,0 переменная
7 Чистый дисконтированный доход млн. руб. 38419,4 12975,6** 30624,6 -1962,5** 27867,1 9043,3**
8 Внутренняя норма доходности % 23,4 9,4 20,8
9 Срок окупаемости: - простой - дисконтированный лет лет 7,6 84 9 1** 15,4 20,2 _** 8,9 96 10,8**
10 Индекс доходности инвестиций - 2,12 1,73** 1,72 0,94** 2,04 1,66**
11 Себестоимость электроэнергии (средняя за период) руб./кВт.ч 0,46 0,38 0,51
* - в числителе - для ПСЭ энергоблока АЭС, в знаменателе - для строительства энергоблока с РУ ВВЭР-1160. ** - в числителе - при ставке дисконтирования 5 %, в знаменателе - при ставке дисконтирования 10 %.
больше ЧДД по вариантам 2 и 3 в 1,25 и 1,38 раза соответственно, ВНД - больше в 2,48 и 1,13 раза, индекс доходности - больше в 1,23 и 1,04 раза.
2) Кроме того, вариант 1 позволяет отложить капитальные вложения в строительство нового энергоблока АЭС с РУ ВВЭР-1160, необходимые в случае отказа от реализации проекта ПСЭ, на 20 лет.
3) Вариант 3 также является сравнительно эффективным, однако уровень его экономической эффективности зависит от динамики цен на природный газ вследствие предстоящей либерализации рынка. По мере повышения цен на газ и приближения их к мировому уровню, показатели эффективности данного варианта будут ухудшаться.
4) Вариант 2 является менее эффективным, что обусловлено, прежде всего, большим объемом капитальных вложений, осуществляемых в начале горизонта расчета.
Тем не менее, полученные показатели экономической эффективности каждого варианта не являются окончательными и не позволяют сделать заключительного вывода о предпочтительности того или иного варианта. Для оценки влияния неопределенности исходных данных и условий проведения расчетов целесообразно провести анализ чувствительности полученных показателей к изменению основных влияющих на реализацию каждого проекта факторов (объем капитальных вложений, ставка дисконтирования, тарифы на электрическую и тепловую энергию и т.д.).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Макаров В.М., Артюгина И.М., Мошка-
лев Д.С. Основы комплексной оценки эффективности проектов продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС, "Научно-технические ведомости СПбГПУ", № 3 2008, том 2 ("Экономические науки").
2. "Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.", утвержденная распоряжением Правительства РФ № 1234-р от 28.08.2003 г.
3. "Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.", одобренная распоряжением Правительства РФ № 215-р от 22.02.2008 г.
4. "Сценарные условия развития электроэнергетики на 2008-2011 гг с перспективой до 2015 г", утвержденные приказом РАО "ЕЭС России" № 444 от 05.07.2007 г
5. "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов", утвержденные Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 г № ВК477.
6. "Вестник ценообразования и сметного нормирования", № 10 (79), М., 2007 г.
