Маркет ананлиз 2019. Отчет li 260610 Октябрь 2009
 Скачать 428.64 Kb.
|
|
Стоимость ОРУ зависит от большого числа факторов, таких как класс напряжения расположенных в районе строительства электрических сетей (от 110 кВ до 750 кВ), их загруженность, главная схема ОРУ, производитель оборудования (выключателей, например) и т.д. Анализируя классы напряжения сетей РФ (в частности, по данным на сайте ОАО «ФСК ЕЭС») по регионам, определить наиболее часто встречающийся класс напряжения для выдачи мощности строящихся электростанций невозможно (параметры сетей для каждого варианта строительства задаются ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС»). Таким образом, в рамках настоящей работы определить затраты на строительство ОРУ и ввести соответствующий коэффициент увеличения ОСС с точки зрения Консультанта представляется весьма спорным. Тем не менее, по просьбе Заказчика, с целью обозначить некий уровень затрат на строительство ОРУ в общей структуре, Консультант усреднил имеющиеся в его базе данные и перевел абсолютные значения оценочной стоимости ОРУ в относительные (удельные значения стоимости ОРУ на кВт), в результате получен диапазон значений от 10 до 70 долларов США за кВт. В понимании того, что строительство ОРУ не может быть проигнорировано, предлагается учитывать указанные затраты в виде усредненного значения стоимости (35…45 долл./кВт). Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 32 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 Для достижения указанного увеличения стоимости строительства электростанции для каждой рассматриваемой концепции математически был подобран коэффициент. Для ГТУ = 1,03…1,04; для ПГУ = 1,02…1,03; для ПСУ = 1,01. Кроме вышеописанных коэффициентов, необходимо также отметить, что пилотные проекты каждой поставки из модельных энергоблоков будут несколько дороже за счет включения в цену Генподряда всей совокупности рисков, связанных с первым опытом такого строительства. Итоговая таблица расчета капитальных затрат с учетом всех описанных выше воздействий дана в Приложении 2. Не включен налог на добавленную стоимость. Расчет капитальных затрат (стоимость строительства) по моделям произведен на 2009 год. Ориентировочная продолжительность строительства и распределение затрат для базисных концепций по годам строительства без эскалации даны в Разделе 4 (Приложение 1). 2.5. Долгосрочное техническое обслуживание – ДТО (LTSA). В подразделе 2.4. для целей определения капитальных затрат принято, что договор долгосрочного технического обслуживания ДТО не учитывается. Однако, затраты на такую форму сервиса в мировой практике столь значительны, что не могут быть проигнорированы. Расходы на ДТО не могут быть однозначно отнесены ни к капитальной, ни к постоянной эксплуатационной составляющей затрат, так как контракты на эти услуги в каждом случае носят отпечаток особенностей подхода Заказчика и Поставщика услуг, а также диктуются конкретным составом оборудования, заводом-изготовителем и ходом эксплуатации объекта. При заключении ДТО Заказчик ставит целью достижение максимального коэффициента готовности оборудования при минимизации общих затрат на техническое обслуживание. Для обеспечения необходимого коэффициента готовности газовых турбин, являющихся ведущим элементом энергоустановки, требуется периодическое выполнение крупных работ по техническому обслуживанию, осуществляемому через регулярные запланированные интервалы времени. Плановое обслуживание генераторов и паровых турбин приурочивается к интервалам обслуживания газовых турбин. Оборудование, которое будет на новых строящихся энергоблоках в России подпадать под обслуживание по упомянутой схеме, – это сложное, Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 33 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 высокотехнологичное оборудование, как правило, производимое за рубежом. В первую очередь, к таковому относятся газовые турбины и генераторы, в ряде случаев (например, при одновальной схеме) – также паровые турбины импортного производства с соответствующими генераторами. Обслуживание по схеме ДТО (LTSA) российского оборудования либо не предусмотрено (паровые турбины, котлы- утилизаторы), либо находится в начальном состоянии (некоторые газовые турбины), что не позволяет опереться на какую-либо статистику в этом вопросе. Консультант предполагает, что, закупая импортное оборудование высших мировых стандартов, российские энергогенерирующие компании встанут перед необходимостью заключать договоры ДТО. Частично это уже реализовано на действующих энергоблоках. На основании существующей применимой базы данных со значительными усреднениями, Консультант представляет следующую таблицу удельных затрат на ДТО (LTSA) по моделям энергоблоков. При этом следует отметить, что ДТО при обслуживании комплекса газовой и паровой турбин имеет низшие удельные значения по сравнению с обслуживанием только газовых турбоагрегатов. По договорам, включающим техническое обслуживание паровых и газовых турбоустановок с генераторами в составе ПГУ, удельные затраты находятся на уровне 0,19...0,45 цента США/кВт.ч (табл. 9.А), при исключении паровых турбин и генераторов (только ГТУ) стоимость может сокращаться на 40…60%. Удельные затраты по договорам на ГТУ находятся на уровне 0,19…0,3 цента США/кВт.ч (табл. 9.Б). Таблица 9.А Ориентировочные данные по стоимости ДТО для ПГУ Мощность ПГУ, МВт Удельные затраты на ремонт по ДТО, центы США/кВт.ч ГТУ и ПТУ с генераторами только ГТУ 100 0,45 0,26 200 0,32 0,18 400 0,22 0,13 450 0,20 0,12 500 0,19 0,12 Таблица 9.Б Ориентировочные данные по стоимости ДТО для ГТУ Мощность ГТУ, МВт Удельные затраты на ремонт по ДТО, центы США/кВт.ч 75 0,3 100 0,28 200 0,19 Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 34 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 2.6. Прогноз изменения стоимости строительства на 2010-2011 годы. Сценарий на 2009-2020 гг. С точки зрения Консультанта следует выделить следующие моменты: 1) влияние мирового экономического кризиса и посткризисных факторов снижение потребления электроэнергии, снижение темпов нового строительства, возможное перераспределение генерации по видам топлива; 2) изменение технологических концепций в создании источников энергии; возобновляемые источники энергии; 3) конъюнктурное изменение цены оборудования и СМР; 4) изменение, в том числе законодательное, требований к надежности, безопасности, энергоэффективности и его влияние на прогнозы; 5) макроэкономические параметры. Энергопотребление в стране упало и по прогнозам может выйти на докризисный уровень лишь по истечении ближайших двух лет. Темпы ввода новых теплоэнергетических мощностей в России в связи с воздействием мирового экономического кризиса снижаются на 2010 и 2011 год ориентировочно в 2 раза, в связи с чем «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» находится в стадии корректировки с переносом сроков ввода в эксплуатацию новых энергоблоков при учете географии их размещения в соотнесении с падением спроса на электроэнергию по регионам. С другой стороны, опережающее рост потребления электроэнергии строительство и ввод новых мощностей в этот и последующий период позволило бы уделить значительно больше внимания замещению физически и морально устаревших мощностей. Это обстоятельство может способствовать повышению надёжности, безопасности и экономической эффективности энергопроизводства. Вопрос достаточности производимого в стране газа для вновь вводимых электростанций при этом будет на некоторое время снят. В ближайшие годы продолжится борьба двух тенденций в технологии строительства крупных энергетических объектов на органическом топливе: с увеличением доступности газа для производства электроэнергии будет укрепляться стремление строить высокоэффективную генерацию на газе везде, где это только возможно. Даже во время подъема интереса к развитию энергетики и относительного дефицита газа на эти цели в 2007-2008 годах ряд угольных проектов был переориентирован на газ. Достаточно упомянуть планировавшиеся к строительству Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 35 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 как угольные, но впоследствии переориентированные на технологию ПГУ, новые блоки Верхнетагильской и Серовской ГРЭС. С другой стороны, большие разведанные запасы угля, новые технологии сжигания постоянно дают импульс развитию угольной генерации, но новые инвестиции в разработку уже открытых перспективных угольных месторождений скоро реализованы не будут из-за воздействия кризиса. В течение 2006-2008 гг. до проявления кризисных явлений в энергетике цены на современную продукцию энергомашиностроения росли высокими темпами (до 20% в год на некоторые виды высокотехнологичного оборудования), в 2007 году этот рынок стал рынком производителей. В 2009 году цены на оборудование в Европе стабилизировались и даже несколько снизились. Темп выхода мировой экономики из рецессии – разный по странам, однако по прогнозам ведущих экономистов из общедоступных источников информации можно заключить, что в 2010 и 2011 годах бум строительства новых энергетических мощностей не возобновится в прежнем объеме, следовательно, значительный рост рыночных цен на энергетическую машиностроительную продукцию ожидается только в последующий период – с 2012 года. Предполагается, что в условиях рецессии не будет также заметного роста рыночных цен и на строительно-монтажные работы и материалы. В период до 2020 года, т.е. в течение следующих 10 лет, технология строительства крупных объектов энергетики в России не претерпит принципиальных изменений, хотя при благоприятной экономической ситуации в конце периода можно прогнозировать появление ветропарков мощностью в десятки и даже сотни МВт. Самые серьезные из имеющихся в проработке проектов на возобновляемых источниках энергии - крупные (7-12 ГВт) Мезенская и Тугурская приливные электростанции предполагалось реализовать к началу 2020-х годов, однако, мировой экономический кризис и нерешенность проблемы преодоления неравномерности выработки энергии в комплексе, по всей вероятности, отодвинут реализацию проектов за 2020 г. За основу, таким образом, может быть принята «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» с соответствующими корректировками, которые будут регулярно производиться по мере осуществления планов и с изменением внешних факторов. Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 36 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 Из сказанного можно заключить, что структура строительства генерирующих мощностей в России в следующие несколько лет может сдвинуться в сторону несколько большего использования газа с применением технологий парогазового цикла, в 2015-2020 гг. возрастет строительство угольных энергетических мощностей с котлами по технологии циркулирующего кипящего слоя, на суперсверхкритических параметрах, а также с применением внутрицикловой газификации. Можно уверенно прогнозировать некоторый подъем цены на установленный мегаватт, обусловленный исключительно желанием и необходимостью строить как можно более безопасные, надежные и энергоэффективные блоки по примеру лучших мировых образцов. При расчете капитальных затрат на 2009 год Консультант учёл повышенные требования такого рода, приняв за базовый европейский ценовой вариант, тем не менее, решено в прогнозном сценарии предусмотреть дальнейший ежегодный 3% рост цен на оборудование в связи с совершенствованием техники. Изменение макроэкономических параметров для прогноза на 2010 и 2011 годы и сценарного тренда на 2012-2020 г.г. отражено в таблице приложения 6. Основные принципы построения макроэкономического прогноза: Макропрогноз построен на основе прогнозов организаций, профессионально занимающихся макроэкономическим анализом (соответствующие министерства и ведомства, инвестиционные банки, исследовательские центры); При построении прогноза отдано предпочтение простым, объяснимым тенденциям, прогнозируемым большинством используемых источников. Прогнозы, значительно отличающиеся от прогнозов большинства при построении тренда не учитывались. Основные предположения, использованные для построения макроэкономического прогноза: Инфляция рубля за 2009 год принята по данным МЭРТ, последующие годы как средневзвешенная величина на основании прогнозов банков и организаций; Курс рубль/доллар и курс евро/доллар были приняты по данным Центрального Банка России на дату подготовки Отчета; Инфляция доллара США принимается в расчет на постоянном уровне 2,5 % в год, начиная с 2009 года, до окончания прогнозного периода; При подготовке сценария использовались источники: Прогнозы Министерства экономического развития РФ, Министерство энергетики Российской Федерации, Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 37 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 материалы Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), разработанных для Энергетической стратегии России на период до 2030 г, данные Центрального Банка РФ, Федеральной службы государственной статистики, инвестиционных банков, в том числе международных инвестиционных банков. В Приложении 6 приводятся таблицы прогноза изменения стоимости строительства на 2009-2020 гг. 3 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИЗДЕРЖЕК Эксплуатационные затраты на новых станциях десяти моделей оценены для Европы, Китая и США в Разделе 4 Отчета (Приложение 1); данные обработаны и сведены в таблицы, содержащиеся в Приложении 8. Требовавшаяся в техническом задании информация по определению налогов (на имущество, водный, экологические платежи) дана в приложении 7. Итоговая таблица по эксплуатационным издержкам дана в Приложении 9 к Отчету. На основании проведенного предварительного анализа сделан вывод, что данные генерирующих компаний по эксплуатируемым энергоблокам «старой генерации» имеют значительные отклонения по структуре и величине операционных затрат на кВт установленной мощности в год. Влияет возраст станции, техническое состояние, график капремонтов, наличие ремонтного персонала в штате. Есть различия и в количестве персонала, уровне заработной платы по регионам, климатических и прочих условиях эксплуатации станций и т.д. В связи с тем, что за последние несколько лет на территории РФ вводилось весьма ограниченное количество новых энергоблоков близких к рассматриваемым в Отчете, возникает сложность при оценке эксплуатационных затрат на существующих российских мощностях. Во внимание могут быть приняты только недавно введенные энергоблоки, так как информация по старым несопоставима и не может служить основой для расчета. Предлагается для унификации оценки годовых эксплуатационных затрат новых станций на территории Российской Федерации принять за основу средние показатели таковых по Европе в технической части, там, где нет связи с РФ как страной Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 38 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 строительства и, соответственно, с российским законодательством. К этим затратам добавляются существенные затраты, связанные с размещением в России. Новые энергоблоки с газовыми турбинами предположительно будут иметь также похожую на мировую структуру договоров о долгосрочном сервисе с заводами- изготовителями, что повысит их надежность, безопасность и эффективность. Эти договоры не включены в настоящий раздел (см. 2.5). 3.1. Подход к расчету эксплуатационных затрат. Годовые эксплуатационные затраты по расчетам Отчета содержат: - Затраты на содержание персонала и ЕСН; - Налог на имущество; - Водный налог; - Затраты на эксплуатацию и ремонт; - Страхование. Затраты на содержание персонала и водный налог рассматривались для трех климатических зон (III, IV, V) как наиболее показательных. Затраты на содержание персонала и ЕСН. Численность промышленно-производственного персонала (ППП) определена на основании нормативных документов, а именно «Нормативы численности промышленно-производственного персонала электростанций с газотурбинными стационарными установками мощностью 12-150 МВт» и «Нормативы численности промышленно-производственного персонала тепловых электростанций», утвержденных ОАО РАО «ЕЭС России» в 2004 г. Затраты на оплату труда рассмотрены для трех климатических зон с учетом применяемых в каждой зоне районных и северных коэффициентов на оплату труда, дополнительно устанавливаемых к тарифным ставкам заработной платы на основании Закона РФ «О государственных гарантиях и компенсациях для лиц, работающих и проживающих в районах крайнего Севера и приравненных к ним местностях» и региональными Постановлениями, определяющими размеры районных коэффициентов к заработной плате. Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 39 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 Налог на имущество В соответствии с Главой 30 НК РФ "Налог на имущество организаций" ставка налога на имущество устанавливается законами субъектов РФ в размере не более 2,2%. Для целей данного отчета основой для начисления налога на имущество принята базовая стоимость строительства по типам станций с учетом начисленной амортизации с применением ставки налога на имущество равной 2,2 %. Учет амортизации активов выполнен в соответствии с Постановлением Правительства РФ №1 от 01.01.02 г. "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы", при расчетах использовался средний период амортизации равный 20 годам (n = 5 %). Водный налог Начисление и уплату водного налога в РФ регламентируют Глава 25.2 НК РФ «Водный налог», статья 20 Водного кодекса Российской Федерации, Постановление Правительства РФ от 30 декабря 2006 года № 876 «О ставках платы за пользование водными объектами, находящимися в Федеральной собственности» (в ред. Постановления Правительства РФ от 01.12.2007 N 832). При расчете водного налога был определен размер годового потребления водных ресурсов по типам станций (тыс. м. куб. год) и средняя величина налоговой ставки применяемой для каждой климатической зоны с учетом предполагаемых к использованию водных объектов. По полученным результатам величиной водного налога решено пренебречь ввиду относительной малости в структуре эксплуатационных затрат. Затраты на эксплуатацию и ремонт Постоянные затраты на обслуживание и расходные материалы в составе эксплуатационных расходов зависят от специфики конфигурации станции. Для расчета эксплуатационных затрат за основу приняты «базовые» европейские данные по величине затрат на годовую эксплуатацию и текущий ремонт в % от конечной стоимости для Заказчика: 0.5 % для ГТУ; 1.5 % для ПГУ; 2.0 % для ПСУ Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций 40 Москва – Бад Фильбель Октябрь 2009 Страхование При выполнении расчета операционных издержек затраты на страхование определены экспертным путем и приняты равными 0,5 % от конечной стоимости строительства (страхование на случай пожара, страхование оборудования, страхование ответственности) по данным германской материнской фирмы Консультанта «Ламайер Интернациональ ГмБХ» , с учетом практики страхования энергетических объектов, сложившейся в Российской Федерации. По итогам проведенного анализа можно сделать следующие выводы - максимальное влияние на величину эксплуатационных затрат оказывает налог на имущество, доля которого в объеме операционных затрат по типам станции составляет до 40-55 %. Доля затрат на эксплуатацию и ремонт варьируется в зависимости от применяемой технологии и составляет от 13 до 40 %. Необходимо также отдельно принимать в расчет ДТО. Уровень затрат на ФОТ, включая ЕСН, составляет от 10 до 20 %. Еще одним фактором, влияющим на общую величину затрат, является страхование, удельный вес которого в общей величине затрат составляет 10- 13 % и имеет тенденцию к росту в случае перехода на европейские стандарты страхования. 4 СРАВНЕНИЕ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ (В ЧАСТИ УСЛОВНО ПОСТОЯННЫХ ЗАТРАТ) ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ В РОССИИ С МЕЖДУНАРОДНЫМ ОПЫТОМ Расчетная и аналитическая работа по Разделу 4 Отчета проведена коллективом материнской компании «Ламайер Интернациональ ГмБХ» на основании технического задания Заказчика и во взаимодействии с ООО «Ламайер Интернациональ Руссланд», см. Приложение 1 к Отчету. |