Капитальные затраты на строительство аэс

Оценка экономической эффективности новых проектов АЭС с ВВЭРОценка экономической эффективности новых проектов АЭС с ВВЭР роекты АЭС нового поколения должны удовлетворять повышенным треб

Капитальные вложения в строительство АЭС

Капитальные вложения в строительство АЭС K , руб., т.е. все затраты на сооружение объектов производственного назначения электростанции, отражаются в «Сводном сметно-финансовом расчете (ССФР) на строительство АЭС». Типовая структура ССФР приведена в табл. 4.1.

Таблица 4.1 (начало)

Примерное распределение капитальных затрат для АЭС

с реакторами типа ВВЭР, % [23]

Таблица 4.1 (продолжение)

Всего по части I (среднее значение)

Всего по части II (среднее значение)

Важнейшим технико-экономическим показателем в ядерной энергетике являются удельные капитальные вложения в строительство АЭС , руб./кВт:

Основными путями снижения могут быть увеличение единичной мощности энергоблоков и их оборудования, серийность в сооружении АЭС и изготовлении оборудования. Кроме того, желательно всемерно сокращать сроки строительства АЭС, так как все затраченные при этом средства начинают давать отдачу только после введения энергоблока в эксплуатацию. Фактор продолжительности строительства АЭС, то есть замораживания вкладываемых средств, учитывается приведением капитальных вложений, сделанных в каждый год строительства, к году его окончания. При определении затрат на производство электроэнергии берется в расчет не величина К, а так называемые приведенные капитальные вложения , руб., которые находятся по формуле:

где – срок строительства АЭС, лет; – капитальные вложения, сделанные в i-й год строительства, руб.; – коэффициент приведения (его можно принять равным 0,1), характеризующий долю финансовых потерь от замораживания затраченных средств в незавершенном строительстве.

В табл. 4.2 приведено распределение капитальных затрат по годам строительства АЭС с реакторами типа ВВЭР.

Капитальные затраты на строительство и финансирование атомных электростанций составляют значительную часть стоимости ядерной электроэнергии. … Затраты на топливо составляют около 28% операционных расходов АЭС . [69] По состоянию на 2013 год половина стоимости реакторного топлива приходилась на обогащение и изготовление, так что стоимость сырья для концентрата урана составляла 14 процентов от эксплуатационных расходов . [71] Удвоение цены на уран добавит примерно 10% к стоимости электроэнергии, производимой на существующих атомных станциях, и примерно вдвое меньше к стоимости электроэнергии на будущих электростанциях.

Капитальные затраты на строительство аэс

Временные здания и сооружения (стройбаза и вахтовый поселок)

Оборудование

110,98

100,88

Доставка оборудования

Прочие (включая пусконаладку и ПИР)

31,69

33,13

Непредвиденные расходы (риски)

0,67

0,74

Удельные капитальные затраты

91597,5

3053,2

95779,6

3192,6

Примечание. Курс доллара: 1 долл. = 30,00 руб.

Доля мощности на собственные нужды по проекту ВВЭР-ТОИ – 6,57%, НВАЭС-2 – 7%.

По абсолютной величине капитальные затраты проекта ВВЭР-ТОИ выше чем по для проекта АЭС-2006 на 0,6%, то есть примерно сопоставимы. Экономия удельных капитальных затрат (на кВт установленной мощности) проекта ВЭР-ТОИ достигается за счет большей мощности его энергоблоков и меньшего потребления электроэнергии на собственные нужды.

Эксплуатационные затраты и другие статьи расходов, входящие в состав себестоимости вырабатываемой электроэнергии, оценивались по следующим составляющим: материальные затраты, топливо ядерное, оплата труда, прочие расходы, налоги и сборы, отчисления в резервы и амортизация. Принимая во внимание, что сравниваемые проекты в настоящее время не вышли на стадию эксплуатации, ряд исходных данных принят по прогнозным или экспертным оценкам, а также из проектных или фактических данных действующих энергоблоков ВВЭР-1000 с учетом действующих отраслевых методических и нормативных документов.

Амортизация основных средств не относится к эксплуатационным расходам, но входит в себестоимость вырабатываемой электроэнергии, а также является элементом дохода, поэтому учитывается при оценке эффективности. Расчет амортизационных отчислений проведен по укрупненным группам основных производственных фондов.

Расходы на ремонт основных средств являются одной их наиболее значимых составляющих «Прочих расходов». В проекте НВАЭС-2 имеются данные по среднегодовым отчислениям на капитальный и средний ремонт, основанные на фактических данных референтной Балаковской АЭС. Из-за отсутствия таких данных для проекта ВВЭР-ТОИ невозможно провести сопоставление. Поэтому указанные данные в сравнительной оценке не учитываются.

В составе «Прочих расходов» выделены «Отчисления на формирование резервов», учитываемые в составе эксплуатационных затрат. Федеральной службой по тарифам РФ устанавливаются нормативы таких отчислений в соответствующие внутренние резервные фонды ОАО «Концерн «Рос энергоатом». Базой взимания отчислений является выручка от реализации электроэнергии и мощности (доходы от реализации тепла в настоящем расчете не учитываются).

Расчет проводился исходя из предположения, что строительство может проводиться как на бюджетные, так и на кредитные средства. В частности, рассмотрен случай привлечения заемных средств в размере 35% от стоимости строительства АЭС при сохранении мажоритарной доли в течение всей жизни проекта (возможный вариант для АЭС «Аккую»). Для оценки приняты следующие допущения:

• распределение капитальных затрат по годам для строительства ВВЭР-ТОИ за 40 месяцев соответствует проектному распределению (по данным ПОС). Кроме того, для этого проекта нами рассмотрена и вероятность срыва столь жесткого срока (вариант строительства – 55 месяцев). Для НВАЭС-2 на основании фактического освоения средств принят вероятный прогноз срока сооружения объекта за 80 месяцев. Распределения капитальных вложений по годам скорректированы с учетом как фактических данных, так и экспертных оценок;
• сумма кредита каждого года строительства определяется указанной долей займа (35%), плюс сумма годовых процентов (из расчета 10%/год), начисляемых на накопленную сумму кредита. Кредит и сумма процентов, накопленных за весь период строительства, погашаются частями на стадии прибыльной эксплуатации из налогооблагаемой прибыли и амортизации;
• отпускная цена электроэнергии и мощности одинаковы для вариантов 100%-го госбюджетного и заемного кредитования.

Доходы от реализации электроэнергии и мощности оценены на основании проектных данных: установленная мощность: ВВЭР-ТОИ 1256,2 МВт, НВАЭС-2 1200 МВт; коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), соответственно, 91 и 90%; затраты на собственные нужды: 6,57 и 7%. Тарифы на электроэнергию и мощность приняты равными согласно официальной статистике Федеральной службы по тарифам РФ: реализация электроэнергии: 950 руб./МВт.ч; реализация мощности – 400 тыс. руб/МВт в мес. Ставка дисконтирования принята 5%/год.

Результаты оценок капитальных и эксплуатационных затрат, а также финансовых издержек позволяют сравнить основные показатели эффективности проектов НВАЭС-2 и ВВЭР-ТОИ (Таблица 3).

Таблица 3. Показатели эффективности проектов НВАЭС-2 и ВВЭР-ТОИ

Наименование показателя

ВВЭР­ТОИ

НВАЭС­2

При заданном сроке сооружения 40 мес.

При прогнозе АИ срока сооружения 55 мес.

При прогнозе АИ срока сооружения 80 мес.

Основные показатели эффективности инвестиционных проектов

Чистый дисконтированный доход проекта (NPV), млн. руб.

Дисконтированный индекс прибыльности (DPI)

Период окупаемости проекта (PBP)**, лет

Дисконтированный период окупаемости проекта (DPBP)**, лет

36,2/(больше длительности проекта)

43,2/(больше длительности проекта)

Себестоимость производимой электроэнергии (среднее значение по годам эксплуатации), руб./кВт.ч

Себестоимость электроэнергии, в том числе:

капитальная составляющая

составляющая процентов по кредиту*

эксплуатационная составляющая

Приведенная стоимость электроэнергии (англ. Levelised Сost of Electricity (LCoE), руб./кВт.ч

LCoE, в том числе:

капитальная составляющая LCoE

составляющая процентов по кредиту LCoE*

топливная составляющая LCoE

эксплуатационная составляющая LCoE без учета затрат на ядерное топливо, в том числе:

составляющая LCoE на вывод из эксплуатации

** – в числителе – бюджетное финансирование, в знаменателе – в условиях кредитования.

* – учитывается только при наличии заемных средств

С учетом проведенных расчетов и сравнений можно сделать вывод, что удельные капитальные затраты в размере 3053,2 долл./кВт укладываются в среднюю часть шкалы ранее выполненных оценок для проектов АЭС с реакторами ВВЭР. Это говорит о конкурентоспособности проекта на зарубежном рынке в условиях бюджетного финансирования.

Кроме того, суммарные капитальные затраты для проекта ВВЭР-ТОИ превышают НВАЭС-2 на 1,23 млрд. рублей. Причиной этого является ряд усовершенствований технологических систем безопасности, более высокая стоимость тихоходной турбины «Альстом–Атомэнергомаш», а также ряд мероприятий по повышению устойчивости здания к внешним воздействиям. Однако удельные капитальные затраты по проекту ВВЭР-ТОИ сократились по сравнению с НВАЭС-2 на 4,4% в сопоставимых ценах за счет большей единичной мощности энергоблока.

Снижение себестоимости электро энергии для проекта ВВЭР-ТОИ в привязке к площадке НВАЭС-2 для прогнозируемых нами сроков строительства составит 0,03 руб./кВт.ч. Экономические потери в результате увеличения срока строительства с 40 до 55 месяцев оцениваются нами в 0,02 руб./кВт.ч.

Существующая бюджетная беспроцентная система финансирования не стимулирует скоростное строительство АЭС, поскольку необходимая для этого индустриализация возведения удорожает проект и не предусматривает экономию финансовых средств при сокращении сроков ввода сроков строительства.

В условиях даже частичного привлечения заемного кредитного капитала сооружение АЭС за 40 месяцев становится актуальным, поскольку только такие сроки сооружения обеспечивают окупаемость проекта. В случае изменения же нормативных отчислений в резервы, увеличения доли заемных средств при указанной кредитной ставке или любого другого увеличения затрат на проект ВВЭР-ТОИ проект даже при сроке со оружения 40 месяцев становится экономически неэффективным.

Структура капитальных затрат на строительство энергоблока АЭС . Структура капитальных затрат . Доля … Как и в предыдущие годы, капитальные затраты на строительство АЭС в различных странах существенно отличаются друг от друга, особенно между развивающимися индустриальными странами Восточной Азии (Китая и Южной Кореи) и развитыми странами Евросоюза и Северной Америки.

Росатом предварительно обозначил предельную стоимость капитального строительства одного «атомного» кВт в 183 тыс. рублей

Монтаж купола внутренней защитной оболочки реакторного здания энергоблока №1 Курской АЭС-2

Как выяснил “Ъ”, «Росатом» представил энергорынку предварительные расчеты предельного уровня стоимости новых АЭС: показатель может составить 183 тыс. руб. за кВт. «Росатом» просит сохранить прежние условия возврата инвестиций через энергорынок с базовой доходностью 10,5% и сроком в 25 лет. Пока госкорпорации согласовали финансирование только двух блоков Курской АЭС-2 на 2,6 ГВт: их максимальная стоимость, по оценкам аналитиков, может составить до 476 млрд руб., что вдвое дешевле зарубежных атомных проектов. Промышленность хочет публично обсудить ценовой и технический аудит новых проектов. В «Росатоме» же отмечают, что параметры еще обсуждаются, а конечная цена атомной энергии будет конкурентоспособной.

Предельный уровень капитальных затрат новых атомных энергоблоков может составить 182,9 тыс. руб. за 1 кВт. Об этом представители «Росатома» сообщили на совещании в Минэнерго 27 декабря, следует из письма «Сообщества потребителей энергии» в министерство (документ от 13 января есть у “Ъ”). Представитель госкорпорации на заседании отметил, что «Росатом» предлагает сохранить прежние параметры договоров поставки мощности (ДПМ АЭС, гарантируют возврат инвестиций) — базовую доходность в 10,5% и срок окупаемости в 25 лет, говорится в письме.

Предельный уровень капитальных затрат будет применяться при расчете стоимости всех новых АЭС с запуском после 2024 года. Пока гарантированную окупаемость получили только два новых энергоблока Курской АЭС-2 на реакторах ВВЭР-ТОИ мощностью около 1,3 ГВт (см. “Ъ” от 26 января 2021 года). Это значит, что потребители электроэнергии после запуска блоков будут вносить повышенные платежи за их энергомощность. Стоимость, уровень доходности и срок окупаемости на момент принятия решения не были определены, что возмущало промышленность. Правительство поручило «Росатому» совместно с Минэнерго, Минэкономики и ФАС выработать предложения до 31 января.

Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает в письме, что предложения «Росатома» на совещании в Минэнерго «не были подкреплены расчетами и обоснованиями». Представители госкорпорации «отказались предоставить данные о величине эксплуатационных затрат».

По расчетам «Сообщества потребителей энергии», величина капитальных затрат для второго нового энергоблока Ленинградской АЭС-2 на 1,2 ГВт более чем на 65% ниже новой представленной цены.

Господин Киселев считает, что параметры ДПМ нужно обсуждать публично, включая технологический и ценовой аудит, а решение принимать с учетом баланса интересов всех секторов экономики.

В Минэнерго подтвердили “Ъ” факт рабочего совещания.

В ФАС сообщили, что не участвовали в совещании, а данные по капитальным затратам в службу не предоставлялись. В Минэкономики не ответили на запрос “Ъ”.

В «Совете рынка» (регулятор энергорынков) заявили “Ъ”, что регулятор участвует в рассмотрении параметров новых ДПМ АЭС.

«Приведенное значение предельной величины капитальных затрат — это типовой CAPEX для новых АЭС. Такой уровень CAPEX заметно меньше мировых аналогов»,— отметили там.

В регуляторе сообщили, что сделать «достоверный прогноз относительно влияния тех или иных рассматриваемых параметров ДПМ АЭС на цену электроэнергии — в том числе по конкретным проектам — в настоящий момент не представляется возможным ввиду отсутствия на текущий момент оценки эксплуатационных затрат, а также сведений по иным необходимым параметрам».

При стоимости 1 кВт в 182,9 тыс. руб. общие покрываемые ДПМ АЭС инвестиции в один энергоблок мощностью 1,3 ГВт составят 238 млрд руб., подсчитал Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».

Ежегодный платеж энергорынка за мощность одного энергоблока может составить до 37 млрд руб. (при ставке ОФЗ в 8,5%), а суммарный платеж за 25 лет — 925 млрд руб., отмечает аналитик. По его мнению, представленный уровень капзатрат «выглядит сверхамбициозным»: он в 2–2,5 раза ниже среднемировых цен строительства АЭС. Например, CAPEX планируемой АЭС «Росатома» в Египте оценивается в $6,25 тыс. за 1 кВт, или в 470 тыс. руб.

В «Росатоме» сообщили “Ъ”, что все параметры новых ДПМ АЭС отрабатываются в рамках поручения правительства РФ, в течение 2021 года предложения госкорпорации были представлены в министерства для обсуждения.

«Поскольку это обсуждение еще не завершено, конкретные оторванные от контекста цифры особого значения не имеют»,— полагают там.

Обсуждаемые величины предельных капитальных и операционных затрат определены на основании сравнения стоимости сооруженных двухблочных АЭС последнего поколения в РФ и за рубежом, и их значения существенно ниже зарубежных.

При этом сверх предельных величин оплата мощности потребителями осуществляться не будет, а реальные затраты могут быть и ниже, поясняют в «Росатоме». Расходы на строительство АЭС по определению выше капзатрат традиционных станций, однако приведенная стоимость киловатт-часа АЭС вполне конкурентоспособна из-за гораздо более низкой топливной составляющей, продолжают там. Основные преимущества АЭС — долгосрочная стабильность стоимости энергии и ее безуглеродность.

«Ввиду больших капзатрат и в связи с необходимостью долгосрочного планирования развития электрогенерации решение о сооружении АЭС должно приниматься (и принимается в подавляющем большинстве стран) на государственном уровне, а не на рыночном»,— уверены в компании.

Независимо от принятого варианта параметров ДПМ АЭС доходность по ним будет ниже, чем по любым другим инвестпроектам в энергетике, утверждают в «Росатоме».

Капитальные издержки АЭС . В силу своего большого вклада в общие издерж-ки производства ядерной энергии капитальные издержки АЭС заслуживают особого внимания. … Крупный вклад в увеличение капитальных издер-жек (в постоянных деньгах) в некоторых странах ^ к н е с л и изменения в регламентирующих требовани-ях и последовавшие в результате этого изменения в конструкциях электростанций , а также увеличе-ние масштаба поставок и модификаций в ходе реализации проекта. … Это означает, что затраты на выплату процентов и рост дополнительных расхо — дов увеличивают прямые издержки на 50%, если время реализации проекта равно 6 годам.