Болятко Екология ядерной и возобновляемой енергетики 2010

Список литературы

1.Баадер В., Доне Е., Бренндерфер М. Биогаз: теория и практика. М.:

Колос, 1982.

2.Лесная биоэнергетика: Учебное пособие / Под ред. Ю.П. Семёнова. М.: ГОУ ВПО МГУЛ, 2008.

3.Бойлс Д. Биоэнергия: технология, термодинамика, издержки. М.: Агропромиздат, 1987.

4.Incineration and human health. State of Knowledge of the Impacts of Waste Incinerators on Human Health. Michelle Allsopp, Pat Costner and Paul Johnston, Greenpeace Research Laboratories, University of Exeter, UK, 2000.

231

Глава 9. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭНЕРГЕТИКИ

ИЭКОЛОГИИ

9.1.Методы оценки стоимости электроэнергии

Надежность экономических оценок зависит от полноты и точности учета всех основных технологических факторов, влияющих на расходные и доходные параметры. Причем, как правило, всё факторы являются функциями времени с заметной составляющей случайного (статистического) характера. В последнее время всё большее внимание в экономических исследованиях уделяется анализу всего жизненного цикла изделия (или установки): от зарождения в голове исследователя (конструктора) до снятия изделия с эксплуатации и его утилизации.

Модель приведенных затрат. В качестве простейшей (полезной для понимания) экономической модели, позволяющей сравнивать альтернативные проекты в энергетике и экологии, оценивать стоимость электроэнергии различных электростанций, широко распространена модель, оперирующая понятием «ежегодные приведенные затраты» Z, руб./год. Величина приведенных затрат учитывает капитальные затраты на сооружение установки (электростанции) K (руб.) и текущие расходы (эксплуатационные издержки) Y (руб./год). Разделение затрат на капитальные и текущие – это не более чем формулирование удобной для оценок экономической модели. В этой модели конкретная установка (система установок и т.п.) создается «мгновенно» посредством капиталовложений K, т.е. «импульсных затрат», и затем длительное время работает в неизменном режиме, требуя теперь уже длящихся (не импульсных, а текущих) затрат. Капитальные вложения нужны для создания установки, эксплуатационные затраты – для поддержания ее работы. Для приведения разновременных затрат к одному моменту времени (например, текущему или начальному) необходимо задать период τ окупаемости капитальных вложений (с учетом дисконтирования, инфляции и т.п.). Тогда приведенные затраты можно представить суммой

Z = K +Y.	(9.1)
τ

232

В энергетике развитых стран срок окупаемости капиталовложений τ обычно составляет 8–15 лет. Величину 1/τ называют годовым (нормативным) коэффициентом эффективности капиталовложений (соответственно 1/τ = 0,07–0,13 1/год). В некоторых случаях для оценки предельных (минимальных) приведенных затрат величину τ заменяют на срок эксплуатации установки.

В работе [1] показано, как с помощью приведенных затрат можно оптимизировать линии электропередач, нефте- и газопроводы. Более подробная информация об использовании метода приведенных затрат содержится в фундаментальных монографиях [2, 3].

Стоимость отпускаемой электроэнергии на электростанциях часто выражают в виде отношения приведенных годовых затрат Z к среднегодовой электрической мощности (нетто) электростанции Pн:

C = Z Pн = (Y + K τ) Pн .

(9.2)

Размерность стоимости электроэнергии выражают в руб./кВт·ч или коп./кВт·ч (кВт·ч = 3,6·106 Дж). В английской транскрипции вместо С часто используют обозначение СОЕ (cost of electricity).

Среднегодовая электрическая мощность Pн, отпускаемая потре-

бителю, меньше установленной (номинальной) электрической мощности W из-за аварийных остановок или остановок на ремонт, перегрузку топлива, замену изношенного оборудования и т.п. Их отношение PнW называют коэффициентом использования уста-

новленной мощности (КИУМ). Важность параметра КИУМ заключается в том, что он характеризует эффективность электростанции

вцелом, включая не только её технологическое совершенство, но и квалифицированность персонала, организацию работы как на станции, так и в отрасли, а также учитывает многие другие факторы (износ оборудования, спрос на электроэнергию для конкретной генерирующей компании и др.). В большинстве стран ведётся упорная борьба за высокий КИУМ электростанций, что особенно важно

всвете последних мировых тенденций по увеличению энерго-

эффективности и энергосбережения. Особую роль эта характери-

стика играет в ядерной энергетике, отличающейся высокими капитальными затратами и нуждающейся в сокращении срока их окупаемости. По этой причине в СМИ наиболее распространено упоминание этого параметра при освещении показателей работы АЭС.

233

На отечественных АЭС величина КИУМ составляет 0,7–0,8. На лучших зарубежных АЭС этот коэффициент превышает 0,9. Для отечественной ядерной энергетики с установленной мощностью около 23 ГВт решение задачи увеличения КИУМ с 0,7 до 0,8 эквивалентно введению приблизительно двух блоков мощностью по 1 ГВт.

Значения КИУМ в отечественных генерирующих компаниях, эксплуатирующих тепловые электростанции, существенно различаются и колеблются в широких пределах от 39 до 75 %.

В качестве примера оценим приведенные затраты АЭС установленной электрической мощностью W = 1 ГВт и КИУМ = 0,8. Капитальные затраты на строительство АЭС такого уровня мощности составляют около 3 млрд дол., а траты на эксплуатацию и обслуживание Y = 100 млн дол./год (табл. 9.1). Проектный срок эксплуатации АЭС примем τ = 30 лет. Учитывая, что в году 8760 часов, получаем из (9.1) и (9.2) соответственно Z = 0,2 млрд дол. и С ≈ 23 дол./МВт·ч = 2,3 цент/кВт· ч (или примерно 60 руб./кВт· ч).

					Таблица 9.1
	Технико-экономические параметры некоторых проектов АЭС
	третьего поколения в пересчете на 1 блок
		Реакторы с водой под давлением			Кипящий
	Параметр				реактор
		AP1000,	OPR-1000,	ВВЭР-	SWR-1000,
		США,	Южная	1200,	Европа
		Япония	Корея	Россия
	Электрическая	1100	950	1120	1250
	мощность (нетто), МВт
	Капитальные затраты,
	млрд евро/ГВт	2,9	2,2	2,2	1,6
	Срок строительства,	59	60	70	69
	мес.
	Распределение капи-	10/15/20/	10/15/20/	10/15/20/	10/15/20/
	тальных затрат по годам
		35/20	35/20	25/20/10	25/20/10
	строительства, %
	Коммерческий срок	40	30	40	40
	эксплуатации, лет

234

Окончание табл. 9.1

	Реакторы с водой под давлением			Кипящий
Параметр				реактор
	AP1000,	OPR-1000,	ВВЭР-	SWR-1000,
	США,	Южная	1200,	Европа
	Япония	Корея	Россия
Затраты на эксплуата-
цию и обслуживание,
млн евро/год	71	68	67	82
Потребность в уране, т:	93,6	75,8	83	137
первая загрузка
ежегодная	26,8	22,5	19,7	24,7
Обогащение топлива, %:	4,8	4,58	4,79	3,54
первая загрузка
стационарная	3,4	2,77	2,8	2,47
перегрузка
КИУМ, %	88	83	87	85
Затраты на декомиссию
(снятие с эксплуатации),
млн евро	396	342	403	588

Рекомендации UNIDO по оценке эффективности инвестици-

онных проектов. UNIDO – United Nations Industrial Development Organization (Организация Объединённых Наций по промышленному развитию, ЮНИДО) – подразделение Организации Объединённых Наций, направленное на борьбу с нищетой путем повышения производительности. Основана в 1966 г. Согласно методологии UNIDO для сравнения различных проектов, предназначенных для получения дохода (продукта), чаще всего используются три критерия [4]: 1) чистый дисконтированный доход (ЧДД, или в оригинале Net Present Value – NPV), 2) внутренняя норма доходности (ВНД, или Internal Rate of Return – IRR) и 3) дисконтированный период окупаемости (Discounted Payback Period – DPB).

Чистый дисконтированный доход (накопленный дисконтиро-

ванный эффект, прибыль) – приведенная стоимость будущих денежных потоков инвестиционного проекта (нарастающим итогом) за вычетом инвестиций, рассчитанная путем суммирования ежегодных доходов и расходов с учетом дисконтирования:

235

	TL	Rt −Ct
	NPV = ∑		,	(9.3)
	t=T	(1+ d)t−TB
	В

где Rt – поток предполагаемых доходов в году t, руб.; Ct – поток

издержек инвестирования (предполагаемых затрат) за год t, руб.; d – ставка дисконтирования (дисконтирование – определение текущей стоимости будущих денег); обычно в расчетах применяют d = 0 – 0,1 (т.е. 0 – 10 %); TB – дата дисконтирования (дата прове-

дения расчетов); обычно, это начало проекта, TB = 1 г.; TL – окон-

чание экономического срока службы (горизонт планирования), год. Величина NPV отражает превышение интегральных результатов над интегральными затратами, приведенными к начальному моменту времени.

В частном случае, когда ежегодные доходы и расходы одинаковы (как в первый год) и равны соответственно R1 и C1, выражение (9.3) упрощается:

NPV = (R1 −C1)Sn ,

(9.4)

где через Sn обозначена сумма убывающей геометрической прогрессии, равная

	TL	1		1− q	n
	Sn = ∑		=			,	(9.5)
		(1+ d)t−TB		1−q
	t=T
	B

в которой знаменатель прогрессии q связан с коэффициентом дисконтирования выражением q = 1/(1+d), а число рассматриваемых временных периодов равно числу лет n = TL – TB. Если число рассматриваемых периодов (лет) велико настолько, что qn <<1, то из (9.5) находим Sn ≈1(1−q) = (1+ d)d . То есть чистый дисконтированный доход остается ограниченным, несмотря на неограниченно большой период работы. Так, при d = 0,1 (т.е. 10 %) имеем

NPV = (1,10,1)(R1 −C1) =11(R1 −C1).

Таким образом, вклад в NPV отдаленных от настоящего момента расходов и доходов вследствие дисконтирования относительно меньше, поэтому величина NPV имеет предел, несмотря на неограниченный срок работы энергоустановки.

Величина ставки дисконтирования d относится к числу дискутируемых параметров. Она отражает стоимость денег с учетом

236

временнóго фактора и рисков, так как деньги, полученные в настоящий момент, более предпочтительны, чем деньги, которые будут получены в будущем. Ставка дисконтирования включает в себя: минимальный гарантированный уровень доходности; темп инфляции; коэффициент, учитывающий степень риска конкретного инвестирования и др. В качестве естественной альтернативы техническому проекту частный инвестор обычно рассматривает вложения своих средств в банк под определенный процент. Именно из этих соображений он обычно устанавливает норму дисконтирования.

В ряде работ развивается идея о взаимосвязи ставки дисконтирования с моральным износом оборудования и, следовательно, с темпом научно-технического прогресса, обеспечивающего компенсацию морального износа.

Схематично результирующий денежный поток как функция времени для некоторого проекта показан на рис. 9.1. При прочих равных условиях, предпочтительными являются инвестиции с наибольшим чистым дисконтированным доходом. При положительном значении NPV считается, что данное вложение капитала является эффективным, а при отрицательном – неэффективным.

Внутренняя норма доходности (IRR) – это такая ставка дис-

контирования, при которой суммарный чистый дисконтированный доход от осуществляемых инвестиций равен суммарной приведенной стоимости этих инвестиций. То есть при d = IRR величина NPV = 0. Внутренняя норма доходности определяет максимальную стоимость привлекаемого капитала, при которой инвестиционный проект остается выгодным. Значение IRR можно определить из следующего уравнения:

	Tl	R −С
	∑=T	t	t	= 0.	(9.6)
t		(1+ IRR	)t−TB
	B

При дисконте d > IRR эффект проекта отрицателен (NPV < 0), при меньших ставках дисконтирования – положителен. То есть инвестиционные проекты, у которых IRR > d, имеют положительный чистый дисконтированный доход. При расчете показателя IRR предполагается полная капитализация всех получаемых доходов. Это означает, что все генерируемые денежные средства (например, при работе АЭС) направляются на покрытие текущих платежей

237

либо реинвестируются с доходностью, равной IRR. Считается, что чем больше положительная разница IRR – d, тем устойчивее данный проект.

Дисконтированный период окупаемости (Discounted PayBack, DPB) – время, требуемое для покрытия инвестиций за счет чистого денежного потока, генерируемого инвестициями. Этот критерий определяется последовательным расчетом NPV для каждого периода проекта. Точка, в которой NPV станет положительным, будет являться точкой окупаемости. Период окупаемости капиталовложений Tок определяется уравнением

	Tок	R −C
	∑=T	t t	= 0,	(9.7)
t		(1+ d)t−TB
	B

где TB – дата, с которой следуют затраты. В соответствии с этим

критерием наилучшими являются инвестиции, которые имеют короткий период возврата.

Рассмотренные критерии UNIDO являются критериями коммерческой эффективности, т.е. отражают интерес инвестора, направленный на достижение максимальной прибыли в наиболее короткие сроки.

Методика МАГАТЭ оценки приведенной стоимости элек-

троэнергии. Данный метод рекомендован МАГАТЭ для выбора поставщика при анализе различных предложений по строительству электростанций и изложен в Техническом докладе МАГАТЭ [5]. Приведенная стоимость электроэнергии (Levelized Discounted Elec-

tricity Generation Costs – LDEGC) Сlev – это тариф (руб./кВт·ч), ко-

торый следует взыскивать за каждую единицу электроэнергии, чтобы полностью возместить расходы, возникающие на всем жизненном цикле электростанции с учетом временной стоимости денег. По существу, эта методика конкретизирует методологию UNIDO применительно к электроэнергетической установке, но ориентируется на интересы потребителя электроэнергии. Приведенная стоимость электроэнергии Сlev рассчитывается из следующих условий: сумма дисконтированных доходов от продажи электроэнергии равна сумме дисконтированных расходов на строительство и эксплуатацию электростанции. То есть

238

	TЕ	C	E	TЕ	C
	∑	lev	t	= ∑	t	,	(9.8)
		(1+ d)t−TB			(1+ d )t−TB
	t=T			t=T
	0			B

где Сt – затраты в текущем году t, руб.; Et – электроэнергия, произведенная за год t, кВт ч; d – ставка дисконтирования; ТB – дата, на которую проводится дисконтирование; Т0 – дата начала коммерческой выработки электроэнергии; ТЕ – дата окончания вывода из эксплуатации.

Важно отметить, что суммирование в левой и правой частях уравнения (9.8) ведется от разных моментов времени: слева – от начала эксплуатации установки (начала продажи электроэнергии) Т0, а справа – с даты принятия решения о начале работ по строительству ТB, на которую обычно проводится дисконтирование. Электроэнергию Et, произведенную за год t, выражают через установленную электрическую мощность реактора W и коэффициент использования установленной мощности КИУМt в данном году: Et = 8760 W КИУМt. Здесь 8760 – полное число часов в году.

Как правило, величину Сlev принимают постоянной (не зависящей от времени эксплуатации). В этом случае из (9.8) следует явное выражение для приведенной стоимости электроэнергии

		TE	Ct		TE	Et
	С	=			/		.	(9.9)
	lev	∑	(1+ d)t−TB		∑	(1+ d)t−TB
		t=TB			t−T0

Отсюда следует, что приведенную стоимость электроэнергии удобно определять в виде трех слагаемых, соответствующих трем основным компонентам затрат Ct:

•общие инвестиции и связанные с ними расходы (Investment

или capital and installation) – С(Invest);

•затраты на топливный цикл (Fuel) – С(Fuel);

•эксплуатационные затраты и затраты на техническое обслу-

живание (operation and maintenance, O &M) – С(O& M).

В общем виде приведенную стоимость электроэнергии Сlev можновыразить суммой трех слагаемых:

C =

C(Invest) + C(Fuel) + C(O & M )

,

(9.10)

lev	E(Energy)

239

	T	Et
	где E(Energy) = ∑E		– электроэнергия, вырабатываемая
		(1+d)t−TB
	t=T
	0

за весь период эксплуатации (все величины с учетом дисконта). Отметим, что в эксплуатационные затраты (O & M) АЭС принято включать ряд затрат, которые не учитываются в других видах производства электроэнергии:

•затраты по выводу АЭС из эксплуатации;

•затраты по хранению и обращению с отработавшим ядерным топливом.

Отметим также, что около трети стоимости современных АЭС составляет сооружение различных систем безопасности. Доля затрат на топливную составляющую для АЭС не превышает 20 % (рис. 9.2 и 9.3). АЭС, а также энерготехнологии на возобновляемых источниках энергии (гидроэнергия, ветер и Солнце) характеризуются наибольшей долей капитальных затрат, поскольку ядерное топливо обладает исключительно высокой калорийностью, а возобновляемые источники вообще лишены топливной составляющей. Средняя стоимость эксплуатации и обслуживания (O & M) ветроустановок довольно низка и составляет приблизительно 0,02

евроцента за 1 кВт ч.

Как следует из табл. 9.2, стоимость электроэнергии, рассчитанная по формуле (9.9) для АЭС, ТЭС на угле и газе, ветроустановок и солнечных электростанций (СЭС, фотоэлектрическая), зависит от региона расположения электростанции. Во всех случаях АЭС производит наиболее дешевую электроэнергию.

Различие в ценах на электроэнергию связано с различием цен на первичные источники энергии (нефть, уголь, газ) и трудовые ресурсы, а также с различием климатических условий в разных странах. В то же время благодаря прогрессу в производстве солнечных батарей цены на электроэнергию, производимую солнечными электростанциями, быстро сокращаются (рис. 9.4), и, как ожидается, они сравняются с ценами ТЭС и АЭС после 2020 г.

Описанный выше критерий МАГАТЭ, определяемый как тариф безубыточности, в отличие от критериев UNIDO, оценивает общественную эффективность проекта, так как ориентирован на потребителя, заинтересованного в снижении тарифа на электроэнергию. То есть предпочтителен тот проект, для которого значение Сlev ми-

240