Сколько стоит атомная энергия?

Оценка экономической эффективности новых проектов АЭС с ВВЭР

 

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.

Проекты АЭС нового поколения должны удовлетворять повышенным требованиям безопасности и надежности, следствием чего является увеличение затрат на сооружение зданий и технологическое оборудование. В то же время, развиваясь в рыночной среде, атомная энергетика нуждается в создании технологичных и надежных проектов, способных демонстрировать свою рентабельность как на внутреннем, так и на зарубежном рынке производителей электроэнергии.

 

Вопросы эффективности российских атомных проектов неоднократно обсуждались в печати и Интернете, при этом разброс оценок удельной стоимости сооружения энергоблоков с ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) и затрат на их эксплуатацию существенно разнится. Значительный вклад в разброс этих оценок вносит сопоставление разновременных затрат на реализацию проектов, специфика сооружения энергоблоков на различных площадках и в разных странах, а также различные методы оценок (таблица 1).

Таблица 1. Наиболее характерные показатели удельных капитальных затрат, по материалам открытой печати

 

Наименование АЭС с ВВЭР. Концепция проекта. Мощность энергоблока,  МВт (эл.)	Удельные капитальные затраты, $/кВт
Белорусская АЭС. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт	3889
АЭС Белене (Болгария). АЭС-92. Поколение III. 1000 МВт	3050
НВАЭС-2. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт	2340–2933
Балтийская АЭС. АЭС-2006. Поколение III+. 1200 МВт	2811
ВВЭР-1000 (унифицированный проект). Поколение II. 1000 МВт	2266
Ростовская АЭС (бл. 3, 4). Поколение III+. 1000 МВт	2000
АЭС Тяньвань (Китай). АЭС-91. Поколение III. 1000 МВт	1640–1875
АЭС Куданкулам (Индия). АЭС-92. Поколение III. 1000 МВт	1500–1778

 

Особо следует остановиться на погрешностях, обусловленных базисно-индексным методом расчета капитальных затрат. В основу метода заложены территориальные единичные расценки (ТЕРы) 2001 года на материалы, работы, эксплуатацию машин и стоимость оборудования, которые корректируются затем на дату оценки индексами накопленной инфляции.

 

Недостатки данного метода для атомной отрасли состоят в том, что в ряде случаев базисные расценки не учитывают специфику формирования стоимости на строительные конструкции и работы, недостоверно оценивают трудозатраты, продолжительность эксплуатации строительных машин и, особенно, стоимость оборудования и его монтажа.

 

Ниже приведены оценки экономической эффективности, полученные ВНИИАЭС в качестве Архитектора – Инженера (АИ) проекта ВВЭР-ТОИ и основанные на изучении фактических затрат на строительство новых и эксплуатацию действующих АЭС с ВВЭР.

 

Расчеты выполнялись применительно к площадке Ново-Воронежской АЭС-2 (НВАЭС-2). В ходе оценок корректировались проектные показатели материальных ресурсов и трудозатрат на основе сопоставления с фактическими данными для строящихся и ранее построенных энергоблоков. Также уточнялись данные по выработке и заработной плате рабочих, а также стоимости оборудования. Вместо традиционных базисных цен использовались фактические цены по прейскурантам изготовителей и расценки подрядных организаций, использовались современные фактические цены поставщиков оборудования.

 

Продолжительность работы строительных машин принималась по предполагаемой продолжительности их работы на сооружении двухблочной АЭС в соответствии с установленным календарным планом строительства.

 

Расчет стоимости оборудования для проекта АЭС ВВЭР-ТОИ в основном базировался на закупочных ценах для наиболее близкого аналога - проекта НВАЭС-2, но для ряда специфичных элементов привлекались сведения из других источников (например по тихоходной турбине Альстом).

 

Результирующие данные по величине капитальных затрат в ценах конца 2011 года сведены в таблицу 2.

Таблица 2. Капитальные затраты и удельные характеристики капиталоемкости на кВт электрической мощности (нетто)

Составляющие капитальных затрат	ВВЭР­ТОИ (2 х 1174,7 МВт)			НВ АЭС­2 (2 х 1116) МВт
	Млрд. руб.	Млрд. $*	Доля в стоимости, %	Млрд. руб.	Млрд. $*	Доля в стоимости, %
Капитальные затраты, без НДС, в том числе:	215,01	7,17		213,78	7,126
Строительные и монтажные работы:	66,66	2,22	31,0	74,23	2,47	34,7
Строительные материалы, конструкции, комплектующие	23,33	0,78	10,9	23,23	0,77	10,9
Заработная плата (ФОТ)	11,34	0,38	5,3	14,15	0,47	6,6
Эксплуатация машин и механизмов	6,06	0,20	2,8	7,24	0,24	3,4
Накладные расходы	14,17	0,47	6,6	17,68	0,59	8,3
Сметная прибыль	7,37	0,25	3,4	9,20	0,31	4,3
Временные здания и сооружения (стройбаза и вахтовый поселок)	4,39	0,15	2,0	2,73	0,09	1,3
Оборудование	110,98	3,70	51,6	100,88	3,36	47,2
Доставка оборудования	5,01	0,17	2,3	4,79	0,15	2,2
Прочие (включая пусконаладку и ПИР)	31,69	1,06	14,7	33,13	1,15	15,5
Непредвиденные расходы (риски)	0,67	0,022	0,3	0,74	0,025	0,3
Удельные капитальные затраты	91597,5 руб./кВт	3053,2 $/кВт		95779,6 руб./кВт	3192,6 $/кВт

 

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 «Росэнергоатом». 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.	61 984/9 314	43 181/­13 561	26 134/­14 974
Дисконтированный индекс прибыльности (DPI)	1,36/1,06	1,25/0,92	1,16/0,91
Период окупаемости проекта (PBP)**, лет	18/23	20/25	21/26
Дисконтированный период окупаемости проекта (DPBP)**, лет	29,9/55,3	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:	0,83/0,85	0,85/0,87	0,83/0,85
капитальная составляющая	0,26	0,27	0,22
составляющая процентов по кредиту*	0,02	0,02	0,02
эксплуатационная составляющая	0,57	0,58	0,61
Приведенная стоимость электроэнергии (англ.  Levelised Сost of Electricity (LCoE), руб./кВт.ч
LCoE, в том числе:	1,30/1,36	1,35/1,41	1,45/1,53
капитальная составляющая LCoE	0,68	0,73	0,78
составляющая процентов по кредиту LCoE*	0,06	0,6	0,8
топливная составляющая LCoE	0,16	0,16	0,19
эксплуатационная составляющая LCoE без учета затрат на ядерное топливо, в том числе:	0,46	0,46	0,48
составляющая LCoE на вывод из эксплуатации	0,02	0,02	0,02

 

Примечания.

** – 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 электроэнергии 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 сооружения 40 месяцев становится экономически неэффективным.

 

А. В. Баукин, М. А. Иванкова,

О. В. Колтун, А. Е. Крошилин,

А. С. Павлов, В. Б. Строганов,

Р. Р. Темишев