• название проекта: «Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта энергетического предприятия (на примере Кольского филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом")»;

• характеристика целей проекта: произвести оценку экономической эффективности инвестиционного проекта строительства первого энергоблока Кольской АЭС-2 мощностью 1000 МВт.

Кольская АЭС является филиалом ОАО "Концерн "Росэнергоатом". Расположена в 200 километрах к югу от Мурманска на берегу озера Имандра, вырабатывает около 60% электроэнергии Мурманской области. В эксплуатации находятся четыре энергоблока с реактором типа ВВЭР, мощностью 440 МВт каждый. Часть электроэнергии, вырабатываемой на Кольском полуострове, передается в Карелию и экспортируется в Норвегию и Финляндию.

По плану, вывод из эксплуатации первого и второго блоков КАЭС предусмотрен в 2018 и 2019 годах соответственно. Третий и четвертый блоки должны работать до 2011 и 2014 годов. В 2011 году срок эксплуатации третьего блока был продлен до 2016 года. После окончания всех мероприятий по модернизации третий и четвертый блоки КАЭС смогут безопасно функционировать до 2036 и 2039 годов соответственно.

По истечению данных сроков станция будет выведена из эксплуатации, а это приведет к разорению всей Мурманской области, питающейся электроэнергией КАЭС, поэтому в 2012 году госкорпорация "Росатом" приняла решение о строительстве КАЭС-2.

Строительство первого энергоблока Кольской АЭС-2 мощностью 1000 МВт, начнется в 2015 году, сообщает пресс-служба Мурманской областной думы со ссылкой на гендиректора госкорпорации "Росатом" Сергея Кириенко.

Поэтому произведем оценку экономической эффективности инвестиционного проекта строительства первого энергоблока Кольской АЭС-2 мощностью 1000 МВт.

• основные потребители электроэнергии, выработанной на Кольской АЭС – промышленные предприятия: "Североникель", "Печенганикель", Ковдорский ГОК, ПО "Апатит", Кандалакшский алюминиевый завод. В общем объеме электропотребления в Мурманской области промышленность сохраняет свое определяющее положение, несмотря на спад промышленного производства.

• общая характеристика оборудования: на новой станции установим энергоблок с реактором ВВЭР-1000, парогенератором ПГВ-213, турбиной К-1000-60 и электрогенератором ТВВ-1000; установленная электрическая мощность 1000 МВт.

• график реализации проекта (по блокам для электростанций): дата начала 2015 год и окончания проекта 2029 год, период строительства сооружений до 2015 года, период производства 2020-250 года.

• информацию о размещении предприятия: КАЭС-2 будет находится в 210 километрах к югу от Мурманска на берегу озера Имандра, в 25 км от города-спутника Полярные Зори.

• производственные здания: при оценке экономической эффективности инвестиционного проекта строительства первого энергоблока Кольской АЭС-2 мощностью 1000 МВт считаем, что производственные здания уже построены, необходимо только установить энергоблок.

• обеспеченность топливом, включая его доставку: топливом служит слабообогащенный уран (обогащение составляет около 4,4%). Свежее ядерное топливо в специальных контейнерах подается по железной дороге в транспортный коридор, откуда контейнеры поднимаются мостовым краном в аппаратное отделение.

Прием, хранение и подготовка свежего ядерного топлива производится в помещении хранилища свежего топлива (ХСТ), находящегося в здании аппаратного отделения. Поставщиком твэлов является ОАО «ТВЭЛ».

• характеристика персонала: на данный момент на КАЭС работают 1500 человек, обслуживают 4 блока, следовательно, на один блок КАЭС-2 потребуется 375 человек. (Численность промышленно производственного персонала, 0,37 чел/МВт 0,37 ссылка на Дунаева В.Г., главный конструктор АСУ ТП ОАО «ВНИИАЭС»).

• форма собственности и правовой статус предприятия: Кольская АЭС - это Кольский филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом";

• обеспеченность сбыта энергии: на АЭС осуществляется параллельная работа всех установленных турбогенераторов и выдача вырабатываемой ими электроэнергии в ЛЭП-330 кВ ²Колэнерго² для дальнейшей транспортировки, преобразования и распределения ее между внешними потребителями.

Связь с энергосистемой осуществляется по следующим основным линиям электропередач (ЛЭП):

Л396 — КолАЭС — Княжегубская ГЭС-11 – 330 кВ;

Л397, Л398 — КолАЭС — ПС 11 (г. Мончегорск) – 330 кВ;

Л404 — КолАЭС — ПС 204 «Титан» (г. Апатиты) – 330 кВ;

Л148 — КолАЭС — Каскад Нивских ГЭС (НИВА-1,-2,-3) – 110 кВ;

Л55 — КолАЭС — электрокотельная г. Полярные Зори – 110 кВ.

 

• требуемая сумма капитальных вложений: стоимость строительства одного энергоблока в текущих ценах – 40-50миллиардов рублей - в зависимости от региональной специфики; предполагаемые источники финансирования: из бюджета ОАО "Концерн Росэнергоатом".

Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта строительства энергоблока АЭС

Расчет технико-экономических показателей

1. Капитальные вложения для АЭС.

Необходимо закупить основное оборудование блока - реактор ВВЭР-1000, парогенератор ПГВ-213, турбина К-1000-60 и электрогенератор ТВВ-1000. На строительство одного энергоблока в текущих ценах необходимо – 40-50 миллиардов рублей, сообщает пресс-служба Мурманской областной думы со ссылкой на гендиректора госкорпорации "Росатом" Сергея Кириенко (2012год).

Поэтому зададимся капитальными вложениями для строительства энергоблока АЭС примем К_АЭС=50000 млн.руб.

2. Годовой расход природного ядерного горючего.

Для начала рассчитаем тепловую мощность реактора:

N_T=N_Э/η_бр, (3.1)

где КПД брутто АЭС η_бр =35 %,

N_Э=1000 МВт – электрическая мощность энергоблока АЭС.

Тогда получаем:

N_T=N_Э/η_бр⁼1000/0,35=2857,14 МВт

Годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на условное топливо рассчитывается по формуле:

B_г=N_T ∙h_y∙0,123, (3.2)

где h_y=8000 ч/год - число часов использования установленной мощности АЭС,

N_T - тепловую мощность реактора.

Получаем:

B_г=N_T∙h_y∙0,123=2857,14∙8000∙0,123=2,8∙10⁶ тут/год.

3. Годовые амортизационные отчисления.

Норма амортизации — установленный размер амортизационных отчислений на полное восстановление основного фонда. Норма амортизации определяется по формуле:

(3.3)

 

где n — срок службы оборудования 30 лет.

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются линейным способом по формуле:

S_ам=К_АЭС∙Н_ам=50000∙3,3/100=1650 млн.руб/год, (3.4)

где К_АЭС - капитальными вложениями для строительства энергоблока АЭС,

Н_ам - норма амортизации.

4. Затраты.

4.1. Годовые затраты на ядерное горючее.

Годовые затраты на ядерное горючее рассчитываются по формуле:

S_т=B_г∙Ц_я=2,8∙10⁶∙100=280 млн.руб/год, (3.5)

где Ц_я - цена ядерного горючего в пересчете на условное топливо Ц_я=100 руб/тут,

B_г - годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на условное топливо.

4.2. Годовые затраты на заработную плату.

Средняя ЗП по КАЭС 42000 руб./мес. («РосАтом»).

Посчитаем затраты на заработную плату:

ФЗП^год= n∙ ФЗП^год1=375∙504=189 млн. руб/год, (3.6)

где n=375 чел., количество необходимое для обслуживания одного блока КАЭС,

ФЗП^год1=504 тыс.руб/(чел∙год) - среднегодовой фонд оплаты труда одного работника.

Отчисления на социальные нужды составляют 30%, также 1% отчислений в качестве страхования от несчастных случаев, итого 31%.:

4.3. Годовые затраты на ремонтный фонд.

Посчитаем затраты на ремонт:

S_рем= β_рем∙K_АЭС=0,05∙50000=2500 млн.руб/год, (3.9)

где β_рем⁼5 % - коэффициент отчислений в ремонтный фонд,

К_АЭС - капитальными вложениями для строительства энергоблока АЭС.

4.4. Годовые затраты на прочие расходы.

S_пр =0,25∙(S_ам+S_зп+S_рем)=0,25∙(1650+247,59+2500)=1099,4 млн.руб/год. (3.10)

4.5.Сумма затрат АЭС:

S_АЭС=S_т+S_ам+S_зп+S_рем+S_пр =280+1650+247,59+2500+1099,4=

=5776,99 млн. руб/год (3.11)

5. Стоимость одного отпущенного кВт∙ч.

Проводить расчет себестоимости электроэнергии мы не будем, так как Кольская АЭС единственная станция в Мурманской области и задает тарифы не зависящие от затрат. Зададимся тарифом 2,02 руб.кВт·ч, цена с 01 июля по 31 декабря 2012.

6. Годовая выработка и годовой отпуск электроэнергии.

Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по следующей формуле:

Э_г=N_э∙h_y=1000∙8000=8∙10⁶ МВт∙ч/год, (3.12)

где N_Э – электрическая мощность энергоблока АЭС,

h_y - число часов использования установленной мощности АЭС.

Рассчитаем годовой отпуск электроэнергии:

Э_г.отп=Э_г∙(1-k_сн)= 8∙10⁶∙(1-0,05)=7,6∙10⁶ МВт∙ч/год, (3.13)

где Э_г - годовая выработка электроэнергии,

k_сн - коэффициент собственных нужд, равный 5%.

7. Выручка и прибыль.

Выручка= Э_г.отп·тариф=7,6∙10⁶·10³·2,02=

=15,352∙10⁹ руб.=15352 млн.руб./год, (3.14)

где Э_г.отп - годовой отпуск электроэнергии,

тариф = 2,02 руб.кВт·ч.

Прибыль(валовая)=Выручка-S_АЭС=15352-5776,99=9576 млн.руб./год, (3.15)

где S_АЭС – сумма затрат КАЭС.

На настоящее время налог на прибыль установлен 20%.

Чистая прибыль=прибыль(валовая)-0,2·прибыль(валовая)=

=9576-0,2·9576=7660,8 млн.руб/год. (3.16)

Оценка эффективности проекта строительства энергоблока АЭС

Исходные данные:

- капиталовложения в АЭС К_АЭС=50000 млн.руб;

- чистая прибыль (после уплаты налогов) ЧП=7660,8 млн.руб/год

- темп роста инфляции 6,1% (по итогам 2011 года), поэтому каждый год прибыль будет увеличиваться на 6,1%;

- срок жизни проекта Т = 15 лет, срок эксплуатации энергоблока 30 лет; рассчитаем эффективность проекта для периода в 15 лет;

- ставка дисконтирования r = 14 %.

Методы расчета эффективности проекта:

Метод расчета чистой приведенной стоимости ЧДД (NPV):

(3.17)

(3.18)

(3.19)

 

Чистая приведённая стоимость представляет собой разницу между всеми денежными притоками и оттоками, приведенными к текущему моменту времени (моменту оценки инвестиционного проекта).

Метод расчета индекса рентабельности инвестиций ИД(PI)

(3.20)

 

Индекс рентабельности показывает, в какой мере возрастает ценность проекта в расчете на 1 рубль инвестиций.

Метод расчета внутренней нормы прибыли инвестиций ВНД(IRR)

(3.21)

 

 

Внутренняя норма прибыли представляет собой ставку дисконтирования, при которой достигается безубыточность проекта, что означает равенство дисконтированных потоков затрат и поступлений, то есть ставка дисконта при которой NPV=0.

Дисконтированный срок окупаемости

(3.22)

Срок окупаемости

(3.23)

Срок окупаемости — период времени, необходимый для того, чтобы доходы, генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции.

 

В таблице 3.1 представлены результаты расчета чистого дисконтированного

дохода ЧДД (NPV).

Таблица 3.1. Вычисление чистого дисконтированного дохода ЧДД (NPV).

Год	Период	КАЭС, млн. руб.	Доход, млн.руб.	Накопленный денежный поток, млн.руб.	а, коэффициент дисконтирова-ния	Дисконтирован-ный денежный поток, млн.руб.	Накопленный дисконтирова-нный денежный поток, млн.руб.
	0	50000		-50000,00	1,000		-50000,00
2015	1		7660,80	-42339,20	0,877	6720,00	-43280,00
2016	2		8128,11	-34211,09	0,769	6254,32	-37025,68
2017	3		8623,92	-25587,17	0,675	5820,90	-31204,78
2018	4		9149,98	-16437,18	0,592	5417,52	-25787,26
2019	5		9708,13	-6729,05	0,519	5042,10	-20745,16
2020	6		10300,33	3571,27	0,456	4692,69	-16052,47
2021	7		10928,65	14499,92	0,400	4367,50	-11684,97
2022	8		11595,30	26095,22	0,351	4064,84	-7620,14
2023	9		12302,61	38397,83	0,308	3783,15	-3836,99
2024	10		13053,07	51450,89	0,270	3520,98	-316,00
2025	11		13849,30	65300,20	0,237	3276,99	2960,98
2026	12		14694,11	79994,31	0,208	3049,90	6010,88
2027	13		15590,45	95584,76	0,182	2838,54	8849,43
2028	14		16541,47	112126,23	0,160	2641,84	11491,26
2029	15		17550,50	129676,73	0,140	2458,76	13950,03

 

=63950,03-50000= 13950,03 млн.руб., так как ЧДД (NPV) > 0, то проект следует принять.

 

=63950,03/50000=1,28, так как PI > 1, то проект следует принять.

ВНД (IRR) = 18,5%. Решение было найдено с использованием электронных таблиц Excel, с помощью функции «поиск решения». Так как IRR = 18,5 % > r = 14 %, то проект следует принять.

=10+316/3276,99=

=10,096года =10лет 1месяц

=5+6729,05/10300,33=

=5,65 лет=5лет 7 месяцев

Итогом данного расчета является экономическое обоснование проекта строительства атомной станции. Рассчитаны технико-экономические показатели и проведена экономическая оценка эффективности инвестиционного проекта строительства КАЭС-2. Получили ЧДД (NPV) = 13950,03 млн.руб., ИД(PI)=1,28, Ток=10,09 лет.

Инвестиционный проект может считаться привлекательным при его окупаемости в 6–7 лет, но для большой электроэнергетики подобный период окупаемости оценивается в 10–15 лет. Не смотря на большой срок окупаемости нашего проекта, считаем его эффективным.