Научный журнал
Фундаментальные исследования
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,441

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАСХОДОВ НА ТОПЛИВО НА ПРОИЗВОДСТВЕННУЮ ПРОГРАММУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ РОССИИ

Осецкая М.М. 1 Жердев Г.М. 2 Алленых М.А. 3
1 НОУ ДПО «Центральный институт повышения квалификации Госкорпорации Росатом»
2 АО «Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского»
3 ФГОБУ ВО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации»
В статье представлены результаты оценки влияния выбранных факторов производства (материальных расходов, заработной платы и страховых взносов, амортизации и прочих расходов) на величину выручки и прибыли АЭС, ТЭС и ГЭС путем построения экономико-математических моделей производства. Предлагается планирование производственной программы электроэнергетических предприятий осуществлять с учетом изменения расходов на топливо, амортизацию, прочие расходы, которые также являются составляющими нормированной стоимости электроэнергии (LCOE). Ценовая надбавка по итогам расчетов составляет 17 % для АЭС, 5 % – ТЭС, 47 % – ГЭС без учета сопутствующих потерь. Проведена калькуляция топливной составляющей себестоимости электроэнергии АЭС и сравнительный анализ изменений полученных результатов с предыдущими данными с учетом изменения стоимости переделов начальной и заключительной стадий ядерного топливного цикла (ЯТЦ), а также принятой стратегии обращения с РАО и ОЯТ, с рециклом и без рецикла.
планирование производства
нормированная стоимость электроэнергии
АЭС
уран
отработавшее ядерное топливо (ОЯТ)
ядерный топливный цикл (ЯТЦ)
1. Министерство энергетики Российской Федерации. Основные характеристики российской электроэнергетики [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/532 (дата обращения: 14.08.2017).
2. Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2017 г. № 1209-р «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/law/hotdocs/49932.html (дата обращения: 14.08.2017).
3. Коммерсант.ru. К 2020 году господдержка строительства АЭС исчезнет совсем. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.kommersant.ru/doc/3181691 дата обращения 24.08.2017).
4. Черняховская Ю.В. Эволюция подходов к оценке стоимости электроэнергии. Анализ зарубежного опыта // Вестник ИГЭУ. – 2016. – № 4. – С. 56–68.
5. Mari С. The costs of generating electricity and the competitiveness of nuclear power // Progress in Nuclear Energy. – 2014. – vol. 73. – Р. 153–161. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2014.02.005.
6. Levelized cost of electricity renewable energy technologies [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/en/documents/ publications/studies/Fraunhofer-ISE_LCOE_Renewable_Energy_technologies.pdf (дата обращения: 17.07.2017).
7. MIT. Advanced Reactor Cost Workshop [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://energy.mit.edu/2017-canes-future-of-nuclear-energy-in-a-carbon-constrained-world-2/ (дата обращения: 17.07.2017).
8. Осецкая М.М., Украинцев В.Ф., Галковская В.Е. Управление топливной составляющей (начальной и заключительной стадий ЯТЦ) себестоимости электроэнергии при формировании производственной программы на АЭС России // Экономика и предпринимательство. – 2017. – № 4 (ч. 2). – С. 590–599.
9. Ux Consulting Company, LLC. Data Services [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.uxc.com/p/prices/UxCPrices.aspx (дата обращения 17.04.2017).

Созданные институциональные основы перевода российского рынка электроэнергии в сферу конкурентных отношений формируют для предприятий новые вызовы. На текущий момент структура электроэнергетической отрасли России представлена тепловыми электростанциями (58,64 %), атомными электростанциями (18,3 %), гидроэлектростанциями (17,4 %), электростанциями промышленных предприятий (5,6 %), ветроэлектростанциями (0,013 %), солнечными электростанциями (0,044 %) [1]. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2035 г. планируется ввод в эксплуатацию новых энергоблоков АЭС с установленной мощностью 17,7 ГВт при реализации «минимального» варианта развития электроэнергетической отрасли и 21,4 ГВт при реализации «базового» варианта. При этом вывод из эксплуатации составит 13,4 ГВт установленной мощности АЭС [2], а его стоимость заложена в себестоимость электроэнергии и составляет примерно 3 % от годовой выручки [3]. Поддержка Правительством РФ развития ядерной энергетики направлена как на финансирование сооружения АЭС, так и на решение проблемы отработавшего ядерного топлива (ОЯТ), включая обращение с радиоактивными отходами (РАО). Отчисления на обращение с РАО составляют примерно 7 % от годовой выручки и включаются в себестоимость электроэнергии, что итоге увеличивает стоимость электроэнергии для конечного потребителя. Однако господдержка строительства АЭС исчезнет совсем к 2020 г. [4], что приведет к новым вызовам и необходимости проработки новых векторов развития ядерной энергетики, а, следовательно, к поиску резервов повышения экономической конкурентоспособности АЭС. Особенно следует отметить «экспансию» ядерных технологий за рубеж, конкурентоспособность которых доказывается низкой величиной нормированной стоимости электроэнергии (LevelizedCostofElectricity (LCOE)), включающей расходы на топливо, эксплуатацию (в том числе расходы на техническое обслуживание и ремонт, заработную плату персонала), амортизацию и другие за весь жизненный цикл энергетического объекта [5–8].

Целью настоящего исследования является выявление параметров производства, оказывающих наибольшее влияние на изменение выручки и прибыли электроэнергетических предприятий, разработка мероприятий по повышению эффективности формирования производственной программы для достижения конкурентных преимуществ на рынке генерации электроэнергии.

В исследовании использованы методы корреляционного анализа, линейного и динамического программирования, прогнозные квалитативные и квантитативные методы, методы классификации и группировки данных.

Данная статья является логическим развитием и углублением проведенного исследования [8] по планированию производства на АЭС с использованием разработанной экономико-математической модели и предложенной методики планирования расходов на ядерное топливо с учетом принятой стратегии обращения с РАО и ОЯТ. Авторами предложены экономико-математические модели линейного вида зависимости выручки и прибыли от выбранных параметров производства, включенных в себестоимость электроэнергии, с учетом вида генерирующей установки (ТЭС, АЭС, ГЭС). Классическая экономико-математическая модель задачи планирования производства предприятия в большинстве случаев заключается в определении целевой функции себестоимости, стремящейся к минимуму, уравнений ограничений по ресурсам, включая суммарную нагрузку всего оборудования, производящего энергию. Как было показано в [8], целесообразно рассматривать производственную функцию производства электроэнергии в линейном и нелинейном виде.

Предлагается рассматривать производственную функцию

Y = Q×P, (1)

где Y – зависимая (объясняемая) переменная, представляющая собой необходимую валовую выручку предприятия, Q – выработка, количество произведенной электроэнергии за календарный год, P – отпускная цена электроэнергии за календарный год, функция которой имеет вид

ocec01.wmf (2)

где x = x(x1, x2, ..., xm) – вектор независимых (объясняющих) переменных; β – вектор параметров (подлежащих определению); α – ценовая надбавка (прибыль). В качестве независимых переменных в уравнении множественной регрессии, сумма которых представляет собой себестоимость электроэнергии, выступают: x1 – материальные затраты, в том числе расходы на топливо; x2 – расходы на оплату труда; x3 – страховые взносы; x4 – амортизация, x5 – прочие затраты, включающие расходы на командировки, услуги сторонних организаций, отраслевые резервы.

Нелинейную модель (1) путем логарифмирования, преобразуя в линейную модель, также можно использовать при определении влияния факторов себестоимости и объемов производства на необходимую валовую выручку, EBIT.

Показано, что производственную функцию также можно рассматривать в линейном виде:

ocec02.wmf (3)

Выявлено, что линейная модель более точно описывает значения результирующего показателя, чем нелинейная, что, по мнению, авторов, объясняется искусственным формированием тарифа (цены) на электроэнергию, обусловленным государственным регулированием.

Исходными данными, сгруппированными в табл. 1, для построения экономико-математических моделей планирования производства ТЭС, ГЭС и АЭС явились годовые отчеты и бухгалтерская отчетность АО «Концерн Росэнергоатом», ПАО «Русгидро» и консолидированная отчетность по ТЭС. Авторы в исследовании приняли во внимание, что в состав ПАО «Русгидро» входят также ТЭС, ГеоЭС, ВЭС, СЭС и ПЭС, сбытовые компании, научно-исследовательские и проектные организации, электросетевые компании.

Экономико-математическая модель производства АЭС имеет вид

Y = 48 652 138 + 1,86x1 + 1,79x2 + 0,39x3,

где x1 – материальные затраты, в том числе расходы на природный уран; x2 – амортизация; x3 – прочие затраты. Проверка значимости модели и ее параметров показала их статистическую значимость. Надбавка АО «Концерн Росэнергоатом» составляет в среднем 17 %. Полученные значения эластичности позволяют сделать вывод о том, что 1) рост материальных расходов, в том числе на ядерное топливо, и амортизации на 1 % приведет к росту выручки на 0,39 % и 0,14 %, EBIT – на 0,59 % и 0,21 % соответственно; 2) увеличение прочих расходов, в том числе на отраслевые резервы, на 1 % приведет к росту выручки на 0,11 %, но снижению EBIT – на 0,56 %.

Экономико-математическая модель производства ТЭС имеет вид

Y = 44 963 088 + 0,96x1 + 2,32x2 + 1,75x3,

где x1 – материальные затраты, в том числе расходы на органическое топливо; x2 – амортизация; x3 – прочие затраты. Проверка значимости модели и ее параметров показала их статистическую значимость. Надбавка предприятий, работающих на органическом топливе, составляет в среднем 5 %. Полученные значения эластичности свидетельствуют о том, что 1) увеличение прочих расходов и на амортизацию на 1 % приведет к росту выручки на 0,09 % и 0,14 %, EBIT – на 0,33 и 0,69 % соответственно; 2) рост материальных расходов, в том числе на органическое топливо, на 1 % приведет к росту выручки на 0,67 %, снижению EBIT – на 0,25 %.

Таблица 1

Исходные данные ТЭС, АЭС, ГЭС за 2009–2016 гг. (тыс. руб.), используемые при построении модели зависимости необходимой валовой выручки, EBIT от выбранных факторов производства

Год

Материальные затраты

Расходы на оплату труда

Страховые взносы

Амортизация

Прочие расходы

Выручка

АЭС

2009

40 861 427

16 030 801

2 816 544

10 911 630

25 811 866

184 232 795

2010

46 831 657

19 543 891

3 241 886

13 606 327

98 212 924

210 222 698

2011

55 787 657

22 196 517

4 536 327

20 147 654

89 904 533

201 405 029

2012

42 096 515

23 760 385

5 311 384

24 936 116

87 368 489

200 527 279

2013

44 146 248

23 854 821

5 806 994

30 660 948

110 040 973

232 856 681

2014

50 129 599

25 873 867

6 793 844

33 123 065

113 101 948

253 215 398

2015

56 129 781

26 454 160

7 300 658

38 352 906

113 278 736

263 756 643

2016

59 904 313

26 824 559

7 143 833

43 511 526

115 218 890

282 035 779

ТЭС

2009

397 241 813

39 331 098

7 461 092

30 755 751

55 006 555

590 675 934

2010

531 243 340

42 537 544

7 764 229

33 418 502

60 746 731

749 244 923

2011

571 857 534

46 967 898

10 997 789

42 026 436

68 714 957

829 744 076

2012

573 813 138

47 016 826

11 319 457

50 932 679

70 012 160

834 855 412

2013

593 090 705

48 261 274

11 874 565

55 301 964

69 845 127

873 750 495

2014

582 088 450

48 161 865

12 050 891

58 266 148

74 370 341

816 497 875

2015

613 700 962

56 309 632

14 801 119

64 905 825

85 283 487

934 404 115

2016

655 377 132

60 056 482

15 874 713

69 211 917

87 481 333

1 027 240 418

ГЭС

2009

11 602 728

3 450 957

505 956

8 104 269

13 040 582

78 995 831

2010

18 008 099

4 784 552

576 985

8 143 676

14 002 411

88 979 471

2011

12 958 778

6 108 574

847 338

9 068 128

15 032 848

92 504 314

2012

20 644 000

6 737 000

1 321 000

10 810 000

16 475 000

94 207 000

2013

21 166 000

6 915 000

1 442 000

11 853 000

17 497 000

108 794 000

2014

22 605 000

8 911 000

1 724 000

13 038 000

19 186 000

108 478 000

2015

19 056 000

8 217 000

1 896 000

14 257 000

20 543 000

107 099 000

2016

17 122 000

7 570 000

2 142 000

15 213 000

14 309 000

115 033 000

 

Таблица 2

Цены на основные переделы ЯТЦ (российские и мировые), ocec03.wmf, ocec04.wmf

Наименование

Цена в России

Цена мирового рынка

Уран

40

44

Конверсия

7–17

5

Обогащение

24

43

Изготовление топлива

Тепловые реакторы

168–200

90–92

Быстрые реакторы

2 000,00

нет данных

Прямое захоронение ОЯТ

Транспортировка и промежуточное хранение (ТиПрХ)

100

230

Инкапсулирование и прямое захоронение (ИиПХ)

400

610

Переработка ОЯТ

Транспортировка и промежуточное хранение (ТиПрХ)

25–40

60

Переработка ОЯТ (Пер.)

335–500

820

Остекловывание и захоронение РАО (ОиЗ РАО)

40–60

100

 

Экономико-математическая модель производства ГЭС имеет вид

Y = 13 415 297 + 1,55x1 + 4,57x2 – 2,1x3,

где x1 – материальные затраты, в том числе расходы на органическое топливо; x2 – амортизация; x3 – прочие затраты. Проверка значимости модели и ее параметров показала их статистическую значимость. При этом ценовая надбавка составляет одно из наибольших значений – 47 % в среднем за период наблюдения. Однако полученные результаты не учитывают сопутствующих расходов при строительстве ГЭС – отчуждение плодородных земель, нерест рыбы и т.п. Рассчитанные значения эластичности показывают, что 1) рост материальных расходов, в том числе на топливо, и расходов на амортизацию на 1 % приведет к росту выручки на 0,28 % и 0,52 %, EBIT – на 0,21 % и 0,88 % соответственно; 2) снижение прочих расходов на 1 % приведет к увеличению выручки на 0,35 %, EBIT – на 1,13 %. Расчет средней ошибки аппроксимации, проверка остатков на наличие автокорреляции и гетероскедастичности подтвердили статистическую значимость предложенных экономико-математических моделей зависимости выручки и EBIT от выбранных факторов производства.

Наиболее интересным результатом, с точки зрения авторов, является то, что полученные значения параметров моделей для различных типов энергоустановок весьма схожи как в абсолютном, так и в относительном (экономическом) смысле, что объясняется тем фактом, что все предприятия относятся к одному и тому же переделу топливно-энергетического комплекса (ТЭК) – производству электроэнергии.

Исходя из структуры себестоимости электроэнергии АЭС, ТЭС и ГЭС можно сделать вывод, что наибольшее внимание топливной составляющей себестоимости (ТСС) электроэнергии необходимо уделять при планировании производства на АЭС и ТЭС. И если на АЭС рост расходов на топливо приводит к росту выручки и прибыли, то увеличение расходов на органическое топливо на ТЭС снижает прибыль.

В данной работе наибольшее внимание уделяется ТСС электроэнергии, произведенной на АЭС, что обусловлено областью научных интересов авторов. Так, ТСС ядерных энергетических объектов включает расходы на переделы начальной и заключительной стадий ядерного топливного цикла (ЯТЦ): добычу урана, конверсию, обогащение, фабрикацию топлива и прямое захоронение или переработку ОЯТ и РАО. Детально рынки переделов ЯТЦ, включая анализ ключевых конкурентов, были рассмотрены авторами в [8] и не приводятся в данной работе. Однако информация по ценам начальной стадии ЯТЦ была уточнена в соответствии с данными [9] и представлена в табл. 2.

При этом следует иметь в виду, что в процессе переработки из ОЯТ извлекаются делящиеся изотопы урана и плутония, рецикл которых позволяет существенно снизить стоимость ТСС. Сравнение стоимости основных переделов ЯТЦ, представленное в [8, с. 594] и данной работе, позволяет сделать вывод о существенном падении цен на природный уран, при относительно постоянном уровне других компонентов ТСС. Авторами проведен расчет ТСС по российским и мировым ценам с учетом различных стратегий обращения с ОЯТ и РАО с использованием данных табл. 2 по методике [8, c. 594–596].

Результаты расчета сгруппированы в табл. 3 для наиболее распространенного типа реактора ВВЭР-1000 (зарубежный аналог – PWR), с начальными условиями: начальное обогащение для ежегодных перегрузок – 4,85 %, содержание 235U в отвале – 0,2 % (принятое авторами допущение), удельная энерговыработка – 50 000 ocec05.wmf, КИУМ – 0,8, x236 – 0,73 %, коэффициент накопления плутония – 0,2, коэффициент воспроизводства – 0,6. Последние две характеристики приняты для расчета концентраций 235U и 239,241Pu в ОЯТ, которые составили 10,32 ocec06.wmf и 7,39 ocec07.wmf соответственно. Ежегодная загрузка реактора (Gx) в равновесном топливном цикле составляет 17,69 тонн обогащенного урана, масса рециклированного урана (ocec08.wmf) составляет 15,82 тонн, масса компенсационного урана (ocec09.wmf) – 1,87 тонн, удельная работа разделения составляет 8,501 ocec10.wmf, удельная работа разделения с учетом рецикла составляет 6,105 ocec11.wmf, концентрация делящихся изотопов урана в ОЯТ – 1,03205 %.

Таким образом, можно сделать вывод, что при снижении мировых цен на переделы начальной стадии ЯТЦ снижаются конкурентные преимущества российских ядерных технологий за рубежом.

На рисунке графически представлены результаты расчета ТСС по российским и мировым ценам с переработкой или прямым захоронением ОЯТ, с рециклом или без рецикла.

Таким образом, можно сформулировать следующие выводы:

1. Исходя из структуры расходов ТЭС, ГЭС и АЭС, наибольший экономический эффект в виде роста прибыли дает управление:

а) материальными (рост) и прочими (снижение) расходами на АЭС;

б) материальными (снижение) расходами и на амортизацию (рост) на ТЭС;

в) расходами на амортизацию (рост) и прочими (снижение) расходами на ГЭС.

2. Следует отметить, что первоначально включенные в модель расходы на заработную плату и страховые взносы на основании расчетов были из нее исключены, что позволяет сделать вывод о том, что их снижение не оказывает ожидаемого эффекта на выручку предприятий.

Таблица 3

Сравнительный анализ ТСС электроэнергии с учетом стратегии обращения ОЯТ с рециклом и без рецикла по российским и мировым ценам на переделы ЯТЦ

Наименование

Стоимость топлива (рос. цены), долл. США

Стоимость топлива (мировые цены), долл. США

Стоимость топлива с рециклом (рос. цены), долл. США

Стоимость топлива с рециклом (мировые цены), долл. США

Уран

6 441 558,44

7 085 714,29

682 176,15

750 393,77

Конверсия

2 737 662,34

805 194,81

289 924,86

85 272,02

Обогащение

3 610 606,55

6 469 003,39

2 700 731,16

4 838 809,99

Изготовление топлива

2 973 090,91

1 592 727,27

2 973 090,91

1 592 727,27

Итого (по начальной стадии ЯТЦ):

15 762 918,23

15 952 639,76

6 645 923,08

7 267 203,05

Прямое захоронение ОЯТ

Транспортировка и промежуточное хранение

1 769 696,97

4 070 303,03

Инкапсулирование и прямое захоронение

7 078 787,88

10 795 151,52

Итого (с прямым захоронением):

24 611 403,08

30 818 094,30

Переработка отработавшего ядерного топлива (ОЯТ)

Транспортировка и промежуточное хранение

707 878,79

1 061 818,18

707 878,79

1 061 818,18

Переработка ОЯТ

8 848 484,85

14 511 515,15

8 848 484,85

14 511 515,15

Остекловывание и захоронение РАО

1 061 818,18

1 769 696,97

1 061 818,18

1 769 696,97

Итого (с переработкой ОЯТ):

26 381 100,05

33 295 670,06

17 264 104,90

24 610 233,35

ТСС (прямое захоронение)

0,351190

0,439756

ТСС (переработка ОЯТ)

0,376443

0,475109

0,246349

0,351173

 

oceck1.wmf

Сравнение топливной составляющей себестоимости электроэнергии, произведенной на АЭС с учетом принятых стратегий обращения с ОЯТ и РАО

3. ТСС 1 кВт×ч ниже при переработке ОЯТ с последующим рециклом извлекаемых материалов на 34,56 % (по российским ценам) и на 26,09 % против 29,19 % [8] (по мировым ценам), чем без рецикла.

4. ТСС 1 кВт×ч ниже при прямом захоронении ОЯТ на 6,71 % (по российским ценам) и на 7,44 % против 6,93 % [8] (по мировым ценам), чем в случае с переработкой ОЯТ без рецикла.

5. ТСС 1 кВт×ч по российским ценам ниже, чем по мировым:

а) на 20,14 % в случае прямого захоронения ОЯТ против 25,93 % [8];

б) на 20,77 % в случае переработки ОЯТ без рецикла против 26,11 % [8];

в) на 29,85 % в случае переработки ОЯТ с рецикломпротив 37,72 % [8].

При снижении мировых цен на переделы начальной стадии ЯТЦ нивелируются преимущества российских ядерных технологий, которые остаются с незначительным снижением в случае выбора страной стратегии переработки ОЯТ. Однако уменьшается экономическая целесообразность рециклирования урана, обусловленная низкой стоимостью природного урана и достаточной его ресурсной базой, оставляя при этом открытой экологическую, экономическую и политическую проблему захоронения ОЯТ и РАО в геологических формациях.

Полученные результаты могут быть использованы при планировании производства на ТЭС, АЭС и ГЭС, в целях снижения себестоимости производства электроэнергии, снижения LCOE и повышения конкурентоспособности энергетических установок российского дизайна за рубежом, а также при выборе стратегии обращения с ОЯТ и РАО.


Библиографическая ссылка

Осецкая М.М., Жердев Г.М., Алленых М.А. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАСХОДОВ НА ТОПЛИВО НА ПРОИЗВОДСТВЕННУЮ ПРОГРАММУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ РОССИИ // Фундаментальные исследования. – 2017. – № 10-2. – С. 381-386;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=41844 (дата обращения: 23.04.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074