Перспективы долгосрочного развития электроэнергетики республики Татарстан на базе АЭС и ТЭС на газе

ПЕРСПЕКТИВЫ ДОЛГОСРОЧНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН НА БАЗЕ АЭС И ТЭС НА ГАЗЕ

О.Н. ВИШНЯКОВА*, А.П. ВОЩИНИН**, А.В. ТЮРИН**

*Казанский государственный энергетический университет **ФГУП ЦНИИАТОМИНФОРМ, Москва

С либерализацией энергетических рынков для энергетических производств на различных видах топлива появляются новые перспективы. Это стало поводом для переоценки в ближайшей перспективе роли энергоносителей в региональной экономике, в частности ядерной энергии. При этом перспективы устойчивого развития признаются нами наиболее актуальными, а развитие ядерной энергетики ставится в прямую зависимость от возможности решения экономических и экологических проблем. В статье рассматриваются некоторые аспекты альтернативного развития электроэнергетики Республики Татарстан на базе ТЭС на газе и АЭС.

Актуальность исследования

Анализ результатов комплексного обследования специалистами ОАО «Татэнерго» показал, что более 50% основного и вспомогательного оборудования выработало свой расчетный ресурс и подлежит замене. По данным официального сайта ОАО «Татэнерго» к 2005г. прогнозируется увеличение износа до 90%. Так, например, количество оборудования с наработкой свыше нормативной на Уруссинской ГРЭС составляет около 100% , на Заинской ГРЭС - 50% и на Казанской ТЭЦ-2 - 50%. По состоянию на 01.01.2000г. 38% основного оборудования ТЭС (2300 МВт) отработали предельный ресурс.

Истекают сроки предельной эксплуатации основного оборудования первых очередей Нижнекамской ТЭЦ-1, Набережно-Челнинской ТЭЦ и Казанской ТЭЦ-3. А как известно, после окончания срока службы оборудования, амортизационные отчисления не начисляются, а соответствующие налоги подлежат уплате. Кроме того, для поддержания надежной работы оборудования резко возросли затраты на его диагностирование, восстановление, реконструкцию и модернизацию. Энергетики не только несут экономические потери, но и вынуждены задействовать резервные мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения.

Следует отметить, что существуют прогнозы, согласно которым к 2005 г. в энергосистеме Татарстана возможно появление дефицита электрической мощности, несмотря на констатируемую избыточность в настоящее время. Такая ситуация обуславливает возможность возникновения масштабного экономического и экологического ущербов и обострения социальной напряженности.

Поскольку официально энергетическая стратегия республики не определена, основным документом развития энергосистемы региона на данный момент является Программа энергосбережения ПЭО «Татэнерго» на период 20002005 гг. и на перспективу до 2010 г. Анализ этой программы позволил выделить ряд неясных и противоречивых моментов, в частности:

© О.Н. Вишнякова, А.П. Вощинин, А.В. Тюрин Проблемы энергетики, 2004, № 7-8

1. Прогнозируемое значение КИУМ установленных мощностей в 2010 г. на практике трудно достижимо, если учитывать, что ЦДУ определяет средний КИУМ ТЭС России до 2020 г. на уровне 0,48.

2. В программе указано, что к 2005 г. 71% мощностей (4,193 ГВт), а к 2010 году 97% мощностей (5,7 ГВт) выработают свой ресурс. Однако одновременно утверждается, что энергосистема республики до 2008 г. без ввода замещающих мощностей обеспечит покрытие максимальной нагрузки в осенне-зимний период. Эти утверждения в известном смысле противоречат друг другу.

На наш взгляд, для обеспечения баланса между прогнозируемым спросом и установленными мощностями системы Татэнерго на горизонте до 2020 г. потребуется ввод 2-3 ГВт новых мощностей. Учитывая достаточно длительные сроки строительства современных блоков АЭС и ТЭС (6-7 лет), решение вопроса о целесообразности строительства новых генерирующих мощностей приобретает в настоящее время особую актуальность.

Решение данной проблемы может быть осуществлено в рамках Федеральной целевой программы "Социально-экономическое развитие РТ до 2006г.”, разработанной Кабинетом Министров РТ в кооперации с Международным фондом развития регионов. Главной ее целью является «устойчивое развитие экономики и реформирование социальной сферы республики и на этой основе поэтапное вхождение РТ в единое бюджетное правовое пространство Российской Федерации». Суммарный объем финансирования Программы в 2001-2006 гг. составляет 309 698,63 млн. рублей. Однако энергетические аспекты развития региона в данной программе отсутствуют, что актуализирует оценку возможностей и перспектив долгосрочного развития электроэнергетики республики.

Основные положения исследований

Оценка альтернатив перспективного развития электроэнергетики региона нацелена на выполнение требований устойчивого развития, а следовательно, опирается как на экономические, так и на экологические параметры. Поскольку развитие ядерной энергетики в РТ рассматривалось неоднократно и актуальности не утратило, сначала остановимся на сравнительных характеристиках его экологической безопасности.

В России доля атомных электростанций в совокупном объеме производства составляет примерно 16 %, а доля АЭС на ФОРЭМ превышает 36 %. В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2020 года по оптимистическому сценарию предусмотрен ввод 23-х ГВт новых мощностей АЭС, что почти наполовину увеличит существующие мощности. При этом выработка электроэнергии на АЭС в 2020 году составит 300 млрд.кВт.ч, что более чем в 2,5 раза превышает выработку в 2000 году. Одной из важнейших задач для атомной отрасли является завершение создания совершенно новых энергоблоков повышенной безопасности, которые будут отвечать всем международным критериям и составят основу отрасли на ближайшие 30-40 лет.

В тоже время существует мнение, что на энергетических рынках капиталоемкие производственные технологии, такие как ядерная энергетика, не конкурентны. Принимая во внимание риск, связанный с колебаниями рыночных цен, можно отдать предпочтение не требующим больших капиталовложений электростанциям, которые могут быть сооружены в более короткие сроки, что говорит в пользу ТЭС на газе. Однако, учитывая растущую озабоченность в мире опасными последствиями роста выбросов в атмосферу вредных газов в результате

сжигания органического топлива, ограниченностью его запасов, ростом цен, атомная энергетика может стать реальной альтернативой органическим энергоносителям и даже способствовать решению эколого-экономических проблем.

К важнейшим факторам, определяющим перспективы развития ядерной энергетики, относят ее меньшее вредное экологическое воздействие по сравнению с энергетикой на ископаемом топливе (уголь и нефть), если учитывать объём и состав токсических выбросов. Ядерная энергетика имеет преимущество и с точки зрения сохранения запасов кислорода, поддержания баланса в атмосфере углекислого газа и других парниковых газов, с чем связываются неблагоприятные крупномасштабные изменения в климате Земли (глобальное потепление) (табл. 1). Это обусловлено тем, что «сжигание» топлива в реакторе происходит без окислителей, т.е. не требует затрат кислорода [6].

Если иметь в виду химическое загрязнение атмосферы, то ядерная энергетика чище традиционной теплоэнергетики. Высокая калорийность уранового топлива обуславливает значительно меньший расход многих природных ресурсов в ядерном топливном цикле (ЯТЦ), чем в цикле, использующем органическое топливо (теплота сгорания ядерного топлива примерно в 3 млн. раз выше, чем «условного» органического).

Таблица 1

Эмиссия парниковых газов при различных циклах производства электроэнергии (г угольного эквив./кВт^ч) [7, 8]

Яд. энергия Ветер Крупные ГЭС Солнце Природный газ Нефть Уголь

2,5-5,7 2,5-13,1 4-6 26-27 120-188 219-246 264-357

Транспортировка органического топлива требует значительно большего отчуждения земельных площадей по сравнению с ЯТЦ. При определенных условиях, главным из которых является надежная изоляция радиоактивных отходов, ядерная энергетика, так же как и солнечная, может рассматриваться как внешний источник энергии по отношению к биосфере. Вероятно, это является одним из наиболее существенных преимуществ ядерной энергетики по сравнению с энергетикой на органическом топливе, использующей внутренние ресурсы биосферы.

Достаточно привлекательной является концепция замкнутого топливного цикла, которая предусматривает радиохимическую переработку отработавшего топлива. Это обеспечивает комплексное использование ценных компонентов отходов ядерного топлива, повышает экономический эффект и уменьшает количество отходов для захоронения. Что же касается суммарных выбросов вредных веществ при использовании различных электроэнергетических систем, то для АЭС, ГЭС и ветровых установок они незначительны. При использовании ТЭС на газе выбросы СО2 составляют примерно 50-90 % общих выбросов. Если же обратиться к вредным химическим веществам, то доля воздействий предприятий Минатома России на ОС не превышает 1,5 % от общероссийских показателей (табл.2) [7].

Таблица 2

Основные показатели воздействия Минатома России на окружающую среду за 2000 г. по вредным химическим веществам

Показатели Ед.измер. Минатом РФ % от РФ

Выбросы в атмосферу тыс.тонн 89 0,5

Сброс загрязненных сточных вод млн.м3 264 1,3

Наличие токсичных отходов млн.тонн 26,8 1,5

Важным позитивным аргументом, по нашему мнению, является также следующее. Каждый миллион киловатт установленной мощности, выработанной на АЭС, позволяет экономить ежегодно до 3 млн. тонн условного топлива [7]. Если учесть, что его средняя цена за рубежом колеблется от 100 до 120 долл./т, то экономия за счет обоснованного развития атомной энергетики может составить сотни миллионов долларов. Это серьезный источник пополнения валютных ресурсов региона и страны в целом.

Таблица 3

Результаты ранжирования энергоустановок по удельным капвложениям и расходу условного топлива

Тип установки Ранг капвложений Ранг расходов топлива

ГЭС 1 5

АЭС 2 4

ПТУ 3 3

ПГУ 4 2

ГТУ 5 1

В табл. 3. представлены ранги энергоустановок по удельным капитальным вложениям и расходу условного топлива [8]. Содержание таблицы позволяет констатировать, что более экономичные и экологичные энергоустановки являются и более дорогостоящими. Однако это не только не снижает, но и укрепляет их конкурентоспособность, что подтверждает ситуация на мировом энергетическом рынке.

Мы поддерживаем мнение ряда ученых, что в качестве одного из критериев устойчивости энергосистем следует принять учет полных издержек производства электроэнергии. То есть, к издержкам прибавляется «внешняя цена» производства энергии - экономическая оценка затрат на обеспечение безопасности населения и защиты ОС, а также возможных экологических ущербов, которые не включаются в стоимость производимой электроэнергии. По данным Института энергетических исследований, если внешние издержки включить в общие затраты, то стоимость энергии, произведенной на угле, увеличится вдвое, а на газе

- на 30% [9]. Параметры «внешней цены» для разных способов

энергопроизводства, представленные в табл.4., иллюстрируют ситуацию по разным видам топлива.

Таблица 4

Внешние затраты для энерготехнологий

Энерготехнология Уголь Нефть Газ Ядерное топливо

Внешние затраты 15 4,5 3 0,2

В настоящее время наиболее успешным международным проектом признается масштабный проект Ех1егпЕ, в котором принимают участие практически все развитые страны Европы и Северной Америки. В рамках проекта разработана классификация основных источников угроз для здоровья и ОС и единая методология количественной оценки экстерналий. Ниже приводятся некоторые сравнительные показатели энерготехнологий, полученные в рамках проекта Ех1егпЕ (табл.5).

Таблица 5

Влияние энерготехнологий на здоровье населения и ОС

Показатель Уголь Нефть Газ Ядерное топливо Гидро

Риск смерти, число смертных случаев на ГВт.ч 17 3 1 0,7 4

Потери продолжительности жизни, лет/Гвт.ч 0,15 0,06 0,04 0,025 -

Коллективная доза, чел.Зв/ ГВт.год 4,0 0,5 0,03 1,3 -

Выбросы СО2, г(экв) /кВт.ч 1300 855 605 - -

Выбросы 8О2, тыс.т. /ГВт.год 54 121 40 - -

Выбросы NОx, млн. м /ГВт.год 12,7 4,1 2,6 - -

Твердые частицы, т./ГВт.год 1600 2190 930 - -

Приведенные выше данные позволяют сделать вывод о том, что по большинству критериев, связанных с оценкой энерготехнологий на их полном жизненном цикле с учетом экстерналий, атомная энергетика имеет преимущество перед энергетическими технологиями на органическом топливе.

Таким образом, с нашей точки зрения, при сравнительной оценке энерготехнологий необходимо проводить детальный анализ всех аспектов энергетического цикла, включая ресурсы, потребление и производство энергии, отчуждение земель, а также влияние топливных циклов и цепей на здоровье населения и ОС. Вместе с тем, для принятия обоснованного решения при выборе предпочтительной энерготехнологии необходима детальная оценка сравнительной эффективности соответствующих инвестиционных проектов на достаточно длительном горизонте планирования, сопоставимом с нормативным сроком эксплуатации.

Методический аппарат исследований

Известно, что энергетические инвестиционные проекты относятся к долгосрочным крупномасштабным проектам с большим сроком окупаемости и требуют привлечения значительных финансовых средств. Кроме того, условия работы электростанций различного типа (в частности, АЭС и ТЭС) на рынке электроэнергии могут существенно отличаться по режиму работы, КИУМ (числу часов работы в год) и даже по тарифу на электроэнергию, отпускаемую с шин электростанции. Учитывая, что цена принятия ошибочного решения при выборе наилучшего среди альтернативных проектов энергетики очень высока, для строгого обоснования принимаемых решений необходимо сформулировать гипотезы их сопоставимости, вытекающие из специфики товара

«электроэнергия», которая потребляется в момент ее производства и не может складироваться.

С учетом этого в литературе [1-5] при сравнении инвестиционных проектов электростанций рекомендуются следующие гипотезы, обеспечивающие сопоставимость проектов:

• сравниваемые проекты энерготехнологий имеют одинаковые установленные мощности, одинаковый КИУМ и, как следствие, одинаковую выработку энергии. Мощности вводятся в один момент времени;

• для проектов принимается одинаковая норма дисконта. Момент приведения разновременных затрат обычно выбирается совпадающим с общим моментом начала эксплуатации проектов;

• для оценки эффективности вычисляются принятые в международной практике дисконтированные критерии;

• горизонт планирования должен быть сопоставим со временем жизненного цикла проектов. При разных сроках горизонт рекомендуется принимать по времени жизни проекта с наибольшим временем эксплуатации.

Последняя гипотеза важна из-за того, что в силу проектных и эксплуатационных особенностей электрических станций разного типа АЭС имеют более продолжительные сроки строительства и соответственно эксплуатации (особенно с учетом возможности продления срока их службы), чем электрические станции на органическом топливе (рис.1).

Стро ительство

Вн Строительство (Проект ТЭС) Эксплуатация (Проект ТЭС) Вк

- »

1 2 3 4 5 6 ........ГОДЫ... .....Трп

Рис.1. Диаграмма сравнения проектов при разных сроках строительства и эксплуатации

При анализе ситуации, изображенной на диаграмме, возникает вопрос: какие финансовые потоки Вн и Вк определить соответственно на начальном и конечном участках более короткого проекта? Очевидно, что возможны различные варианты, выбор которых определяется предпочтениями участников проекта. В частности, внешний инвестор, проводя расчеты сравнительной эффективности, для начального участка проекта ТЭС может рассмотреть возможность вложения в банк средств, требуемых в этом периоде для строительства АЭС. Это позволит ему получить дополнительную прибыль при рассмотрении более короткого проекта. Аналогичная ситуация имеет место для конечного участка. Одна из наиболее простых, но не самых лучших возможностей состоит в игнорировании этого участка, полагая, что на нем имеет место нулевой денежный поток, т.е. Вк = 0. Однако в международной литературе на этом участке рекомендуется предусмотреть покупку энергии проектом ТЭС на внешнем рынке (или заранее заложить строительство новой станции). Очевидно, что выбор того или иного варианта использования финансовых потоков Вн и Вк для ТЭС может существенно влиять на результаты сравнения проектов.

Проведенные исследования показали, что большинство известных пакетов программ для оценки эффективности инвестиционных проектов, включая СОМЕЛИ, РК08РИШ, АльтИнвест, и РщеСЕхреН;, не учитывают перечисленные

выше особенности проектов энергетики и не позволяют провести сравнительную оценку эффективности одновременно двух проектов. Этих недостатков лишен пакет Energy-Invest, разработанный в 2002 г. в ФГУП «ЦНИИАТОМИНФОРМ» Минатома России. В части принятых критериев эффективности пакет базируется на международной методике UNIDO и одновременно позволяет учесть все специфические условия и гипотезы сопоставимости проектов энерготехнологий, включая проекты с разными сроками строительства и эксплуатации объектов. Именно этот пакет был адаптирован к решению поставленной задачи в рамках энергетики Республики Татарстан.

Результаты исследований

Базовые технико-экономические параметры проектов АЭС и ТЭС на газе, необходимые для проведения расчетов, были определены по референтным источникам, включая Энергетическую Стратегию России на период до 2020 г., где приняты следующие параметры:

- проект АЭС: КПД - 0,33; глубина выгорания - 45МВт*сут/кг*и; цена ЯТ -1120 дол/кг*и;

- проект ТЭС: расход топлива - 270 гут/кВтч; цена газа - 51,9 дол/тыс. м3.

С учетом базовых параметров были определены исходные данные, необходимые для расчетов сравнительной эффективности. В формате пакета Energy-Invest эти данные представлены в табл. 6.

Таблица 6

Исходные данные для сравнения эффективности проектов АЭС и ТЭС на газе

Базовые входные данные для расчетов Проект АЭС

1. Срок строительства Т1с (лет) 7 5

2. Срок службы Т1э (лет) 40 35

3. Общий расчетный период, равный Т1с+Т1э (лет) 47 47

4. Установленная электр. мощность (МВт) 1000 1000

5. Годовой отпуск электроэнергии с шин (ГВт.час/год) 7000 7000

6. Удельная стоимость строительства (долл./КВт) 1000 800

7. Тариф на отпускаемую электроэнергию (цент./Квт.ч) 2,5 2,5

8. Общий коэффициент дисконтирования (%) 5 5

9. Момент приведения 7 7

10. Покупка энергии: есть -ввести 1, нет- ввести 0. 1 1

11.Вложения в банк: есть - ввести %, нет- ввести 0 0 0

12. Расходы на топливо (млн. долл./год) 13,5 35

13. Расходы на эксплуатацию (млн.долл./год) 35 40

14. Налог с прибыли (%) 23 23

15. Капитальные вложения по годам, (%) 14,29 20

^. ^.

Как видно из табл. 6, исходными данными для программы являются 15 укрупненных показателей проектов (сроки строительства и эксплуатации, удельные стоимости строительства, установленная мощность и др.). В строках 10

и 11 пользователь определяет схему заполнения «белых» участков на рис.1. В данном варианте для проекта ТЭС предусмотрена покупка энергии по рыночной цене (строка 7) после окончания срока его жизни. Вложения в банк на начальном участке данного проекта не предусмотрены.

Программа Energy_Invest, в которой реализована динамическая связь между книгой Excel и универсальным математическим пакетом Matlab, включает три модуля:

1. Базовый модуль расчета 16-ти критериев эффективности, включая все критерии, рекомендованные UNIDO.

2. Модуль анализа чувствительности результатов к значениям нормы дисконта и тарифа.

3. Модуль сравнительной эффективности и анализа риска при интервально заданных пользователем значениях тарифа и цен на ядерное и органическое топливо.

Каждый модуль включает графики и диаграммы, что позволяет проводить визуальный сравнительный анализ. В частности, на рис. 2 по годам показаны накопленные значения чистого дохода (ЧД) и чистого дисконтированного дохода (ЧДД) для проекта АЭС (№2) и проекта тЭС (№2).

Из графиков следует, что проект АЭС превосходит проект ТЭС как по критерию ЧД, так и по критерию ЧДД. Падение кривой накопленного дохода ТЭС на газе (№2) в конце горизонта планирования (после 40-го года) связан с тем, что в точке изгиба завершается срок службы ТЭС и с этого момента для покрытия дефицита электроэнергии необходима ее покупка.

Результирующие значения рассчитанных критериев эффективности сравниваемых проектов представлены в табл. 7. Здесь первые 10 критериев входят в перечень, рекомендованный UNIDO. В 5-ом столбце табл. 7 кодируется предпочтение проектов: цифра «1» означает, что проект АЭС (№1) по данному критерию лучше проекта ТЭС на газе (№2), цифра «0» означает равенство

проектов по конкретному показателю, цифра «-1» означает, что Проект АЭС по данному критерию хуже Проекта ТЭС на газе.

Таблица 7

Критерии эффективности проектов АЭС

№ Показатели эффективности и доходности Проект 1 Проект 2 Сравнение

1 2 3 4 5

1 Чистый недисконтрованный доход (ЧД) (млн.долл) 4 060 1 825 1

2 Чистый дисконированный доход (ЧДД) (млн.долл.) 508,2 239,4 1

3 Индекс доходности затрат (ИДЗ) 3,6 1,8 1

4 Индекс доходности дисконтированных затрат (ИДДЗ) 3,6 2,1 1

5 Индекс доходности капиталовложений (ИДК) 3,9 2,3 1

6 Индекс дисконтированной доходности капиталовложений 1,4 1,3 1

7 Внутренняя норма доходности (%) 7,3 7,3

8 Срок окупаемости (лет) 26 25

9 Недисконтированные затраты (млн.долл.) 2 940 4 300 1

10 Дисконтированные затраты (млн.долл.) 1 995 2 250 1

11 Недисконтированная выручка от замещения газа ЯТ и ЯТ газом (млн.долл.) 1 225 540 1

12 Дисконтированная выручка от замещения газа ЯТ и ЯТ газом 552 278 1

13 ЧД с учетом замещения (млн.долл.) 5 285 2 365 1

14 ЧДД с учетом замещения (млн.долл.) 1 060 517 1

15 Чистые затраты с учетом замещения (млн.долл.) 1 715 3 760 1

16 Дисконтированные затраты с учетом замещения (млн.долл.) 1 444 1 972 1

Как видно из табл. 7, по всем критериям, кроме срока окупаемости (8-я строка), проект АЭС является более эффективным, чем проект ТЭС.

Критерии с №11 по №16 отражают эффект замещения одного вида топлива другим при выборе соответствующего проекта. Например, при выборе проекта АЭС недисконтированная выручка от продажи соответствующего количества газа составляет 1 225 млн.долл, если же выбран проект ТЭС, то аналогичная выручка от продажи ядерного топлива составит 540 млн.долл.

Был проведен анализ чувствительности ЧДД и сроков окупаемости проектов к изменению нормы дисконта и тарифа на электроэнергию. Результат анализа чувствительности ЧДД проектов к изменению нормы дисконта в диапазоне от 1% до 9% представлен на рис. 3 в виде соответствующих кривых.

Пересечение кривых изменения ЧДД на рис.3 говорит о том, что результат сравнения проектов может поменяться при изменении нормы дисконта. Однако в данном случае пересечение происходит в области, где оба проекта имеют отрицательные результаты по критерию ЧДД.

Программа Епе^у_1пуез1 позволяет провести сравнение проектов в условиях неопределенности тарифа и ежегодных расходов на топливо. Для этого пользователь задает границы возможного изменения этих параметров на горизонте планирования (табл. 8).

Таблица 8

Границы изменения тарифа и ежегодных затрат на топливо

Проект АЭС Проект ТЭС

Тариф

мин. макс. мин. макс. мин. макс.

1,5 3,5 12,0 15,0 30,0 40,0

При изменении тарифа от 0,5 до 4,5 цент/кВт.ч ЧДД проектов линейно возрастают, причем пересечения линий не наблюдается. Аналогичная картина имеет место для сроков окупаемости проектов. Полученные результаты позволяют сделать заключение, что изменение нормы дисконта и тарифа на электроэнергию не изменит результат сравнения проектов.

Данные в табл.8 для каждого проекта формируют два экстремальных сценария, с точки зрения критерия ЧДД: оптимистический сценарий (при высоком тарифе и низких затратах на топливо) и пессимистический сценарий (при низком тарифе и высоких затратах на топливо). Для каждого из этих сценариев программа рассчитывает интервалы текущих накопленных потоков ЧДД, которые формируют граничные кривые потоков ЧДД, представленные на рис. 4.

Рис. 4. Интервалы накопленных доходов

Важно отметить, что произвольный сценарий, составленный из любых комбинаций значений тарифа и затрат на топливо (внутри заданных границ), порождает поток ЧДД, который всегда лежит внутри «вилки» оптимистического и пессимистического сценариев. Для исследуемого случая в конце горизонта получены следующие диапазоны возможных значений ЧДД проектов АЭС и ТЭС в млн. долл: 26 < ЧДД АЭС < 990; - 237 < ЧДД ТЭС < 716.

В предположении равномерного распределения значений ЧДД в пределах полученных границ легко рассчитать вероятности того, что результат проекта по критерию ЧДД будет положительным: Р(ЧДДАЭс ^ 0) = 1, Р(ЧДДТЭс ^ 0) = 0,75.

Риски И отрицательного результата по критерию ЧДД находятся вычитанием из единицы полученных вероятностей. При этом ИАЭС = 0, ИТЭС = 0,25. Следовательно, при неопределенности внешних условий реализации, связанных с тарифом на электроэнергию и цен на топливо, проект АЭС предпочтительнее проекта ТЭС, который имеет более высокий риск получения отрицательного результата по критерию ЧДД.

Выводы

Для решения проблем энергетики и устойчивого развития Республики Татарстан необходима разработка долгосрочной Энергетической Стратегии РТ на период до 2020 г.

Ключевым моментом принятия решения о вводе новых мощностей является конкурентоспособность энерготехнологий, оцениваемая в рамках международной концепции устойчивого развития по экономическим критериям с учетом экологических и социальных факторов.

Проведенный в статье сравнительный анализ перспективных проектов АЭС и ТЭС на газе в качестве возможных вариантов на замещение выбывающих мощностей ОАО «Татэнерго» показал, что более предпочтительным представляется проект АЭС. Реализация подобного проекта АЭС имеет ряд положительных предпосылок, включая тот факт, что в 2003 г. Республика

Татарстан вошла в члены Союза территории и предприятий атомной энергетики. Кроме того, в Стратегии развития атомной энергетики в первой половине XXI-го века предусмотрено строительство Татарской АЭС на базе одной из наиболее безопасных и экономически эффективных реакторных установок типа ВВЭР-1000 или ВВЭР-1500.

При этом на первый план выходит проблема инвестиций на развитие электроэнергетики Республики Татарстан.

Summary

At present time there is a growing demand for more accurate and representative tools to study the changing electric power system. It mast be the analytical software that meets the integrated socio-ecology-economic needs for electric system analyses in restructured electricity markets. For a country, it is necessary to understand the relationship of energy use to economic activity and social well-being at the all management level. That is why we accent our attention on problems of an estimation of long-term prospects of region power development.

Литература

1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). - М.: Экономика, 2000.

2. Методические особенности сравнения эффективности альтернативных инвестиционных проектов в электроэнергетике / А.П. Вощинин, В.М. Куприянов, В.И. Рачков, А.В. Тюрин // Сборник докладов Международной конференции «Планирование развития энергетики». - Москва, 2002 г.

3. Критика концепции оценки эффективности инвестиционных проектов и программ при планировании развития электроэнергетики в Энергетической стратегии России до 2020 г. / А.П. Вощинин, В.М. Куприянов, В.И. Рачков, А.В. Тюрин, Н.Е. Яковлев // Бюллетень по атомной энергии. - 2003 г.

4. Браилов В.П., Волкова Е.А. Методический подход к прогнозированию развития атомных электростанций на перспективу, используемый в ИНЭИ РАН // Экономика атомной отрасли: Сб. ЦНИИатоминформ. - М., 2001.

5. Тюрин А.В. Системная модель конкурентоспособного развития атомной энергетики России // Экономика атомной отрасли: Сб. ЦНИИатоминформ. -М., 2001.

6. Крышев И.И., Рязанцев Е.П. Экологическая безопасность ядерноэнергетического комплекса России. - М.: Издат, 2000.

7. Материалы международной конференции «Экологическая и информационная безопасность. Энергетика». - Москва, 2003 .

8. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания. - М.: «Олимп-Бизнес», 2002.

9. Walker R. Environmental Loads due to nuclear fuel cycle // Тезисы докладов международной конференции «Планирование развития энергетики». - М.: -2002 .

Поступила 27.05.2004