1.4. Капитальные вложения в энергетические объекты

Инвестиционный цикл проекта

Потребность в капитальных вложениях в объект определяется на предпроектной (прединвестиционной) стадии с последующим уточнением на стадии разработки проекта.

В общем случае под проектом понимается совокупность согласованных действий, имеющих конечную цель или результат, срок начала и завершения и требующих расходования ресурсов.

Инвестиционный проект представляет обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, включая необходимую проектную документацию, разработанную в соответствии с законодательством Российской Федерации и утвержденными в установленном порядке стандартами (нормами и правилами), а также описание практических действий по осуществлению инвестиций (бизнес-план инвестиционного проекта).

Инвестиционный цикл проекта (рис. 1.4) охватывает три основных фазы:

• прединвестиционную;

• инвестиционную;

• эксплуатационную.

Рис. 1.4. Инвестиционный цикл проекта

Прединвестиционная фаза включает три стадии исследований:

• выявление необходимости разработки проекта;

• предварительные технико-экономические исследования по проекту;

• технико-экономическое обоснование проекта и принятие решения о его инвестировании.

На первой стадии прединвестиционной фазы исследуется необходимость разработки проекта. В электроэнергетике это в первую очередь анализ балансов энергии и мощности региона, выявление дефицита генерирующей мощности или недостаточности пропускной способности ЛЭП, в результате чего намечаются пути решения возникшей проблемы: реализация программ энергосбережения, строительство новых объектов, реконструкция действующих и пр. На данном этапе исследование носит общий характер и базируется в основном на обобщенных оценках, а не на подробном анализе, при этом информация о затратах, как правило, берется из аналогичных проектов.

На второй стадии целью предварительного технико-экономического исследования является доказательство того, что концепция проекта оправдывает проведение последующего детального анализа по проекту, для чего на данной стадии следует:

• изучить возможные альтернативные проекты;

• изучить состояние, динамику и перспективы рынка энергии, провести исследование спроса, продаж и маркетинга;

• определить производственную мощность и производственную программу проекта;

• изучить технические аспекты проекта: технологии и оборудование;

• изучить район и возможные площадки размещения объекта, а также наличие транспортных коммуникаций, линий электропередач, водных источников;

• изучить наличие и стоимость производственных факторов (материалов, топлива);

• изучить потребность и наличие кадров;

• определить ориентировочный размер накладных расходов, в том числе административно-управленческих;

• выполнить предварительную оценку размера инвестиционных затрат, определить возможные источники финансирования проекта, издержки производства продукции, предварительно оценить коммерческую эффективность проекта.

Количественные оценки при этом базируются на укрупненных экономических показателях без разработки подробных смет.

Проводимое на третьем этапе прединвестиционной фазы технико-экономическое обоснование проекта является технической, экономической и коммерческой основой для принятия решения об инвестировании. Технико-экономическое исследование направлено на доказательство необходимости разработки проекта определенной мощности, размещаемого в данном районе, с использованием конкретной технологии при установленных размерах инвестиций и издержек производства и объемах продаж, способных принести определенный доход на вложенный капитал. Для этого в целях снижения инвестиций в проект и издержек производства продукции следует сравнить альтернативные варианты различных технологий, производственных программ, альтернативных площадок размещения, различных вариантов топливоснабжения и т.д. Итоговым документом исследований на данном этапе является технико-экономическое обоснование проекта (ТЭО), представляющее собой предпроектный документ, в котором уточняются балансы мощности и выработки электроэнергии в системе, определяется необходимая мощность и выработка электроэнергии, намечаемой к строительству электростанции, разрабатываются схемы связи электростанции с энергосистемой, определяются тип и параметры основного оборудования, сроки ввода агрегатов, определяется потребность в топливе по годам, обосновывается вид топлива и источники технического водоснабжения. Завершающая часть ТЭО - расчеты капитальных вложений и затрат на производство продукции по возможным вариантам строительства с учетом района размещения электростанции и сроков ввода мощности — позволяет провести анализ сравнительной эффективности вариантов и выбрать наиболее эффективный. Если результаты сравнения свидетельствуют о неэффективности проекта, следует произвести корректировку некоторых параметров проекта: пересмотреть производственную программу, изменить технологию, состав оборудования, вид топлива с тем, чтобы доработать проект и сделать его рентабельным. Если же, несмотря на повторный расчет, проект остается нерентабельным, следует от него отказаться и искать иной путь решения проблемы.

Проведение технико-экономических исследований является не самоцелью, а средством принятия Обоснованного решения об инвестировании, излагаемого в бизнес-плане инвестиционного проекта.

Окончательные оценки объема инвестиций, издержек производства, экономической, коммерческой и финансовой эффективности могут быть получены при составлении детальных смет, когда масштаб проекта будет четко определен.

На стадии проектирования инвестиционной фазы масштаб проекта фиксируется в чертежах и схемах, которые служат материалом для дальнейшей работы над проектом. Проектируется объект на основе проектного задания, разрабатываемого организацией-заказчиком совместно с проектной организацией на основе утвержденного бизнес-плана проекта.

Проектирование энергетических объектов ведется в один или два этапа. При двухэтапном проектировании в первую очередь разрабатывается технический проект, в котором определяются площадка в выбранном пункте строительства, окончательная мощность и сроки ввода по очередям, состав, тип и компоновка основного и вспомогательного оборудования, схема технического водоснабжения, способы золоудаления и золоулавливания, схема топливоснабжения; на базе сметы капитальных затрат рассчитываются общая стоимость строительства электростанции и ее технико-экономические показатели. Многие из этих вопросов решаются путем повариантных сравнений в целях принятия оптимального решения.

На втором этапе проектирования разрабатываются рабочие чертежи, выполняемые в соответствии с принципиальными решениями, принятыми в техническом проекте.

Проектирование в одну стадию возможно при использовании типовых проектов, при этом разрабатывается лишь технорабочий проект (технический проект, совмещенный с рабочими чертежами).

Типовым называется утвержденный проект, предназначенный для многократного использования на строительстве одинаковых объектов. Он содержит полный комплект рабочих чертежей с пояснительной запиской, спецификациями на оборудование, ведомостями необходимых материалов и информацией об объемах строительно-монтажных работ. Для применения на конкретном объекте типового проекта требуется привязка рабочих чертежей к местным условиям строительной площадки. В строительстве тепловых электростанций широко применяются типовые проекты отдельных объектов (главного и служебного корпусов, топливоподачи, мазутохозяйства, распределительных устройств, градирни, дымовой трубы, химводоочистки и пр.).

Руководящими документами для проектирования являются:

- строительные нормы и правила (СНиП), содержащие нормативные документы о параметрах и областях применения материалов, изделий, оборудования для строительства;

- нормы технологического проектирования, содержащие рекомендации по проектированию энергетических объектов с учетом особенностей устанавливаемого оборудования;

- стандарты на технологическое оборудование.

Инвестиции и капитальные затраты в проект

Объем инвестиций в проект отличается от величины капитальных вложений, в составе которых учитываются только затраты на создание основных средств, определенные по смете затрат (К). В инвестициях наряду с капитальными затратами учитываются:

• затраты на исследование конъюнктуры рынка, маркетинговые исследования, на оплату консалтинговых услуг, проводимые на прединвестиционной фазе (З_марк);

• затраты на эмиссию ценных бумаг при привлечении акционерного капитала, включающие расходы на регистрацию компании, собственно расходы на эмиссию ценных бумаг, на рекламу, комиссионные расходы, расходы на размещение эмитируемых ценных бумаг, на оплату брокерских услуг, расходы на вознаграждения за заключение договоров, на получение ссуд и пр.(З_эм.акц.);

• затраты на выплату в процессе строительства объекта процентов за пользование кредитами (З_%кред.);

• затраты на оплату таможенных пошлин, акцизов и пр. (З_проч.);

• затраты на создание запасов нормируемых оборотных средств (НОС) (топлива), величина которых возрастает по мере выхода объекта на проектную мощность;

• расходы на пусконаладочные работы и сдачу объекта в эксплуатацию (З_пуск.).

В результате суммарные инвестиционные затраты (З) в проект составят:

З = К + З_марк + З_эм.акц + З_%кред. + З_проч + НОС + З_пуск.. (1.1)

В зарубежной практике проектирования в составе инвестиционных затрат выделяются:

• прямые капитальные затраты, включающие сметную стоимость производственных объектов, сооружаемых на площадке;

• непрямые капитальные затраты;

• накладные расходы, включая налоги, проектные непредвиденные расходы и пр.;

• затраты, компенсирующие неопределенность оценки капитальных затрат (эскалацию цен) при проектировании, составляющие 5-10% от полных капитальных затрат;

• производственные непредвиденные затраты.

В сметной стоимости строительства российских ТЭС к прямым затратам относятся затраты, учитываемые в первой, второй и третьей главах сметы капитальных затрат, и часть затрат пятой и шестой главы, относящихся к внутриплощадочным сооружениям. К непрямым затратам относятся затраты, отражаемые в главах с седьмой по двенадцатую включительно, и часть затрат, учитываемых в пятой и шестой главах. При данной группировке затрат доля оборудования в прямых капитальных затратах ТЭС составляет 40-65%, непрямых — 10-25% и непредвиденных затрат -5-10%.

По оценкам специалистов, в среднем для станций США (табл.1.5) суммарные инвестиции (В) превышаю суммарные капитальные затраты (А) примерно на 30%.

Таблица 1.5

Структура инвестиций на начало коммерческой эксплуатации электростанций США

Статьи затрат	Содержание расходов	Оценка
(1)	Прямые капитальные затраты	Сметная стоимость
(2)	Непрямые капитальные затраты (затраты на транспорт оборудования, материалов, инженерный, проектный, строительный менеджмент, плата за контракт «под ключ»)	20-40% от (1)
(А)	Суммарные капитальные затраты	(А) = (1) + (2)
(3)	Социальная сфера и средства обслуживания	3% от (А)
(4)	Проектные непредвиденные затраты	10%от[(А) + (3)]
(5)	Налоги, обязательства, платежи	16% от (А)
(6)	Пусковые расходы	1,5-2,5% от (А)
(Б)	Инвестиции в электростанцию к началу эксплуатации	(А)+(3)+(4)+(5)+(6)
(7)	Изменение цен на оборудование, строительные материалы, оплату труда за период строительства	5-10% от (А)
(8)	Выплата процентов за кредит в период строительства (12,5% в год)	23-40% от (А)
(В)	Суммарные инвестиции в электростанцию	(Б) + (7) + (8)

Методы определения капитальных затрат в энергетические объекты.

На стадии проведения предварительных технико-экономических исследований и разработки технико-экономического обоснования проекта, когда технические решения по объекту окончательно не определены, используются методы определения укрупненных капитальных затрат.

Укрупненные капитальные затраты, то есть капитальные затраты, не учитывающие индивидуальные особенности проектируемых объектов, определяются с использованием следующих методов. Капитальные затраты в электростанции могут определяться по нормативным удельным капитальным затратам или удельным капитальным затратам, характерным для аналогичных объектов

К = (млн.руб.), (1.2)

где - удельные капитальные затраты, руб./кВт; - установленная мощность электростанции, кВт; α - районный коэффициент, учитывающий удорожание строительства по сравнению с условиями средней полосы России.

Нормативные удельные капитальные затраты определяются проектными организациями и периодически уточняются с учетом изменения цен на оборудование, строительные материалы и расценок на строительно-монтажные работы.

Удельные капитальные затраты на электростанции зависят от типа электростанции, вида сжигаемого топлива, района размещения электростанции, системы технического водоснабжения, напряжения, на котором происходит выдача мощности, мощности блоков и мощности электростанции.

• Капитальные затраты в электростанции с блочной компоновкой оборудования могут быть приближенно определены по формуле К_ТЭС:

К_ТЭС = [К^/_бл+ ^.(n_бл - 1)]^.α (млн.руб.), (1.3)

где К^/_бл, ^.(— капитальные затраты в головной и последующий блоки. Следует учитывать, что К^/_бл> ^., так как в капитальные затраты головного блока включена стоимость объектов, расположенных вне главного корпуса, без которых блок не может быть введен в эксплуатацию (дымовая труба, береговая насосная, градирни и т.д.). В капитальные затраты по блокам пропорциональной долей входят капитальные вложения, не зависящие от общей мощности электростанции, включающие стоимость объектов генерального плана (освоение территории, коммуникации и пр.), подсобных и обслуживающих объектов, временных сооружений и пр.; n_бл - число блоков данного типоразмера, устанавливаемых на электростанции.

• Капитальные вложения в тепловые электростанции с поперечными технологическими связями (в основном, ТЭЦ) можно приближенно определить на базе данных о стоимости агрегатных узлов:

К_ТЭЦ = [К^/_ПГ+ ^.(n_ПГ - 1) + К^/_Т+ ^.(n_Т - 1) + К_ПВК ^. n_ПВК]^.α (млн.руб.), (1.4)

где К^/_ПГ, — капитальные затраты в узел парогенератора (головного и последующего соответственно), включающие стоимость парогенератора, вспомогательного оборудования, системы пылеприготовления, тягодутьевых устройств, системы золоудаления и золоулавливания, а также стоимость здания котельной, деаэраторной, бункерной, дымовых труб и т.д. В стоимость головного агрегата, кроме стоимости оборудования и части здания, включена стоимость той части объектов вне главного корпуса, без которой головной агрегат не может быть пущен в эксплуатацию, поэтому К^/_ПГ> ; К^/_Т, — капитальные затраты в узел турбоагрегата (головного и последующего, соответственно), включающие стоимость собственно турбины, генератора и связанного с ними вспомогательного оборудования, стоимость машинного зала, сооружений технического водоснабжения, и распределительных устройств.

Кроме того в стоимость узлов турбоагрегата и котлоагрегата пропорционально их стоимости входит часть стоимости следующих узлов: объектов подсобного и обслуживающего назначения, технологических трубопроводов связи с главным корпусом, транспортного хозяйства, внешних коммуникаций, подготовки территории и благоустройство промплощадки, а также общие затраты: стоимость временных зданий и сооружений, прочие работы и затраты, стоимость проектно-изыскательских работ и НИР, содержание дирекции, подготовка эксплуатационных кадров, непредвиденные затраты;

n_ПГ, n_Т — количество однотипных парогенераторов и турбин;

К_ПВК — капитальные затраты в узел пикового водогрейного котла, включающие собственно затраты по пиковой котельной, пропорциональную долю стоимости топливного хозяйства и общих затрат;

n_ПВК — количество пиковых водогрейных котлов.

Капитальные затраты в линии электропередач определяются по формуле:

К_ЛЭП = (млн.руб.), (1.5)

где — удельные капитальные затраты в ЛЭП определенного класса напряжения в расчете на кВт. пропускной способности ЛЭП, руб./кВт; - расчетная пропускная способность ЛЭП, кВт.

Капитальные затраты в ЛЭП зависят от расстояния, на которое осуществляется передача электроэнергии и мощности, и могут быть определены как:

К_ЛЭП = (млн.руб.), (1.6)

где — удельные капитальные затраты в ЛЭП определенного класса напряжения в расчете на один километр линии передач, руб./км; - протяженность ЛЭП, км.

При более детальном расчете капитальных затрат в ЛЭП следует учитывать стоимость подготовки трассы для прокладки ЛЭП и коэффициенты удорожания ЛЭП по природно-климатическим условиям района:

К_ЛЭП = (млн.руб.), (1.7)

где — коэффициент удорожания ЛЭП по ветровым и температурным условиям; - удельные капитальные затраты на подготовку трассы для ЛЭП определенного уровня напряжения, руб./км.

• Капитальные затраты в строительство котельных определяются по формуле:

К_КОТ = (млн.руб.), (1.8)

где - удельные капитальные затраты в котельные, руб./Гкал/ч; - номинальная тепловая мощность котельной, Гкал/ч. Или

К_КОТ = [ + ^.(n_К - 1)]^.α (млн.руб.), (1.9)

где , - соответственно, капитальные затраты в головной и последующий котлы котельной; n_К - количество котлов, установленных в котельной.

Сметная стоимость строительства

Стоимость строительства проектируемого объекта определяется его сметой - экономическим документом, характеризующим предел допустимых затрат на сооружение объекта.

Сметы составляются в процессе разработки технического проекта и служат исходным документом для планирования капитального строительства: в соответствии со сметой производится финансирование инвестиционного проекта. Сметы могут быть объектные (в них содержится расчет объемов работ и затрат на различные виды строительных работ, приобретение оборудования и его монтаж, прочие работы и затраты по отдельным объектам данного строительного комплекса) и сводные, составляемые на основе объектных смет. Смета включает 12 глав, в каждой из которых определяется потребность в финансовых средствах.

Глава 1. «Подготовка территории строительства»: снос строений, освоение и подготовка площадки, перенос железнодорожных путей, автомобильных дорог, водопровода и других устройств, мешающих осуществлению проекта.

Глава 2. «Основные объекты строительства»: здания и сооружения с оборудованием, фундаменты под агрегаты, дымовая труба с газоходами, щит управления, ОРУ и силовые трансформаторы, кабельные каналы и тоннели, разгрузочное устройство, наклонная галерея ленточных транспортеров, дробильный корпус, склад топлива, мазутное хозяйство, ХВО, внешнее гидрозолоудаление, гидротехнические сооружения, техническое водоснабжение.

Глава 3. «Объекты подсобного назначения»: служебный корпус, проходная, пожарное депо, электролизерная установка, медпункт, столовая, склады, мастерские и лаборатории.

Глава 4. «Объекты энергетического хозяйства»: в сметах строительства энергетических объектов эта глава не выделяется.

Глава 5. «Объекты транспорта и связи»: подвижной состав, подъездные и внутристанционные железнодорожные пути, внутриплощадочные автомобильные дороги; устройства всех видов связи; радиофикация, сигнализация, часофикация, телемеханизация; здания и сооружения по обслуживанию транспорта (депо, гаражи, мастерские, склады).

Глава 6. «Наружные сети водоснабжения и канализации»: водопровод, резервуары для воды, хозфекальная канализация с очистными устройствами, промливневая канализация, аварийные маслостоки, теплофикационные трубопроводы горячей воды и пара к сооружениями.

Глава 7. «Благоустройство и озеленение территории»: планировка территории, озеленение, лесозащитная зона, тротуары, ограда станции, наружное электроосвещение.

Глава 8. «Временные здания и сооружения»: затраты на возведение и разборку временных зданий и сооружений — бетонно-растворного хозяйства, площадок для складирования и укрупнительной сборки оборудования и конструкций, участка тепломонтажных и электромонтажных работ, мастерских, складского хозяйства, временных административно-бытовых помещений, временных железнодорожных путей и автодорог и пр., приобретение временных котельных с трубопроводами.

Глава 9. «Прочие работы и затраты (включая НИОКР и наладку)»: доплата работникам строек за подвижный характер работ, доплата по сдельно-премиальной системе, удорожание, связанное с производством работ в зимнее время; авторский надзор проектных организаций за строительством объекта.

Глава 10. «Содержание дирекции»: затраты на технический надзор, содержание дирекции строящегося предприятия.

Глава 11. «Подготовка эксплуатационных кадров»: затраты на подготовку рабочих профессий для работы на объекте.

Глава 12. «Проектные и изыскательские работы»: стоимость разработки проектного задания и рабочих чертежей, стоимость изыскательских работ.

В сметах для гидротехнического строительства выделяется:

Глава 13. «Работы и затраты, связанные с созданием водохранилища».

В конце сметно-финансового расчета предусматривается сумма на непредвиденные затраты (К_непр), которая компенсирует затраты, возникающие в результате недостаточной изученности технических параметров и коммерческой стоимости отдельных узлов объекта и учитываемые определенным процентом от стоимости промышленного строительства.

За итогом сметы указываются возвратные суммы (К_возвр), получаемые в процессе и после завершения строительства (ликвидационная стоимость временных зданий и сооружений, амортизационные отчисления по этим сооружениям, стоимость материалов от разборки конструкций и пр.).

Сметная стоимость объекта (капитальные затраты в объект), составит:

, (1.10)

где - капитальные затраты по двенадцати (для ГЭС по тринадцати) главам сметы.

В структуре сметы капитальных затрат тепловых электростанций наибольшая доля (65-70%) приходится на главу 2 «Основные объекты строительства», в которую входит стоимость таких дорогостоящих объектов.

• главного корпуса;

• дымовых труб с газоходами;

• электротехнических устройств;

• системы топливоприготовления и топливоподачи, топливоподготовка;

• системы технического водоснабжения;

• системы гидрозолоудаления.

В сметной стоимости объекта капитальные затраты группируются по направлениям затрат:

• стоимость строительных работ;

• стоимость монтажных работ;

• стоимость оборудования.

Для тепловых электростанций доля стоимости строительных работ в капитальных затратах составляет в среднем 40-45 %, монтажных работ - 12-15% и доля стоимости оборудования-40-45%.

Таблица 1.6

Укрупненная структура сметы капитальных затрат на строительство ТЭС

Наименование главы сметы	Удельный вес, %
Глава 1 . Подготовка территории строительства	0,5
Глава 2. Основные объекты строительства	65-70
Глава 3. Объекты подсобного назначения	3-4
Глава 5. Объекты транспорта и связи	4-5
Глава 6. Наружные сети водоснабжения и канализации	2
Глава 7. Благоустройство и озеленение территории	1
Глава 8. Временные здания и сооружения	3-4
Глава 9. Прочие работы и затраты	4-5
Главы 10, 11. Содержание дирекции и подготовка эксплуатационных кадров	0,5
Глава 12. Проектно-изыскательские работы	2-5
Непредвиденные работы и затраты	9-10
Всего капитальные затраты	100

Факторы, влияющие на капитальные затраты

Капитальные затраты в энергетические объекты зависят от назначения объекта (генерация, передача), характера технологии (ТЭС, АЭС, ГЭС, ПГУ), ряда других производственных и коммерческих факторов. Ввиду многочисленности видов объектов и факторов ограничимся в последующем рассмотрением факторов, влияющих на капитальные затраты в электростанции.

В составе капитальных затрат в электростанцию можно выделить:

• капитальные затраты, зависящие от мощности станции (стоимость турбин, электрогенераторов, парогенераторов, вспомогательного оборудования);

• капитальные затраты, не зависящие от мощности станции (стоимость подъездных железнодорожных путей, разгрузочных эстакад, внутриплощадочных автодорог, пожарного депо, гаражей, проходной, медпункта), административного корпуса. Данные капитальные затраты (К_пост) неизменны только в определенном диапазоне изменения мощности электростанции (рис. 1.5), так как при превышении мощности сверх определенной величины потребуется строительство дополнительных железнодорожных путей, разгрузочных эстакад, складов, расширение административного корпуса.

Капитальные затраты на строительство электростанции могут быть условно представлены как сумма постоянных и переменных затрат:

К = К_ПОСТ + b N_y (млн.руб.), (1.11)

где К_ПОСТ - постоянные капитальные затраты, не зависящие от установленной мощности электростанции; b N_y — капитальные вложения, изменяющиеся пропорционально изменению установленной мощности станции и блоков (капитальные затраты на оборудование); N_y - установленная мощность станции, МВт.

Рис. 1.5. Изменение постоянных капитальных затрат в зависимости от мощности станции

Поскольку часть капитальных вложений постоянна и не зависит от мощности электростанции, капитальные вложения возрастают в меньшей мере, чем мощность, а удельные капитальные затраты снижаются, что видно из следующего выражения:

(руб/кВт). (1.12)

С увеличением мощности электростанции снижается часть удельных капитальных затрат , что в итоге приводит к снижению удельных капитальных затрат в электростанцию (рис. 1.6). Затухающий характер снижения удельных капитальных затрат объясняется тем, что с ростом мощности станции в капитальных затратах увеличивается удельный вес стоимости оборудования и уменьшается удельный вес постоянных затрат.

Рис. 1.6. Зависимость капитальных затрат и удельных капитальных затрат от мощности ТЭС

Следует заметить, что сопоставления объектов, имеющих разную производственную мощность по суммарным капитальным затратам некорректно, поэтому при сравнении целесообразно сравнивать равновеликие по мощности станции или использовать для сравнения удельные капитальные затраты, характеризующие капитальные затраты на единицу установленной мощности станции.

В общем случае на величину удельных капитальных затрат в электростанции влияют производственные и организационно-коммерческие факторы.

К производственным факторам относятся:

• число и мощность блоков — увеличение единичной мощности блока (агрегата) вызывает снижение его габаритов (по сравнению с несколькими агрегатами меньшей мощности), объема строительно-монтажных работ, металлоемкости и материалоемкости оборудования, что приводит к уменьшению удельных капитальных затрат;

• начальные параметры пара — рост начальных параметров пара требует использования при создании оборудования более качественных, а значит, и более дорогих конструкционных материалов, что увеличивает удельные капитальные затраты;

• вид используемого топлива — от вида сжигаемого топлива зависят капитальные затраты в парогенераторы, системы топливоприготовления и топливоподачи. При проектировании электростанции на природном газе удельные капитальные затраты на 15%, а на жидком топливе — на 10% ниже по сравнению с затратами в электростанцию на твердом топливе. При работе станции на природном газе исключаются затраты на создание топливного склада, систему топливоприготовления и топливоподачи, систему золошлакоудаления. При проектировании станции на жидком топливе топливоподача менее развита по сравнению с угольной станцией, в ее состав входят: эстакада для слива мазута из железнодорожных цистерн, баки (емкости) для хранения мазута, насосная станция и мазутопровод для подачи мазута из баков к форсункам парогенераторов, при этом система золошлакоудаления отсутствует;

• схема компоновки основного оборудования — переход к блочной компоновке основного оборудования и отказ при этом от установки резервного парогенератора, общих паровых и водяных коллекторов уменьшает удельные капитальные затраты;

• местные условия строительства - удельные капитальные затраты зависят от расположения проектируемого объекта относительно железнодорожных коммуникаций. Чем дальше станция размещается от железных дорог, тем больше капитальные затраты на подъездные железнодорожные пути. Аналогична зависимость общих и удельных капитальных затрат от размещения электростанций относительно источника водоснабжения. Для тепловых электростанций величина удельных капитальных затрат зависит от системы охлаждения циркуляционной воды. При оборотной системе с градирнями, брызгальными бассейнами и прудами-охладителями удельные капитальные затраты при всех прочих равных условиях на 3-5% больше по сравнению с вариантом использования прямоточной системы подачи циркуляционной воды в конденсаторы турбин.

К организационно-коммерческим факторам, влияющим на капитальные затраты в энергетические объекты, относятся:

• уровень цен на рынке оборудования, строительных материалов и строительных услуг, рост которых за счет рыночных и инфляционных факторов увеличивает капитальные затраты;

• механизм отбора участников инвестиционного проекта: на безальтернативной или конкурсной основе (на основе тендерных торгов).

Система тендерных торгов в капитальном строительстве представляет собой способ выбора на конкурсной основе поставщиков и подрядчиков, при котором заказчики путем одновременного привлечения многих участников (оферентов), материально гарантирующих надлежащее исполнение своих обязательств (качества, сроков выполнения работ), стремятся достичь снижения капитальных затрат и других наилучших условий выполнения контракта по реализации инвестиционного проекта.

К преимуществам торгов по сравнению с прямыми двусторонними договорами относятся:

• создание конкурентных условий при размещении заказа на выполнение работ в требуемые сроки, с соответствующим качеством;

• возможность привлечения нескольких поставщиков и подрядчиков при их солидарной ответственности за весь комплекс услуг и поставок;

• снижение договорной цены на строительство на 5-20% в результате конкуренции между подрядчиками, поставщиками оборудования и поставщиками строительных материалов и конструкций;

• принимаемые подрядчиками и поставщиками обязательства по срокам строительства являются дополнительной гарантией своевременного ввода объекта в эксплуатацию.

Торги представляют собой одну из разновидностей сделки с использованием механизма предложения и акцепта и включают четыре этапа:

• на первом этапе заказчик уведомляет претендентов о намерении вступить в сделку. При этом составляется приглашение к торгам, разрабатывается тендерная документация, состоящая из технической и коммерческой части;

• на втором этапе претенденты представляют заказчику свои предложения (оферты);

• на третьем этапе определяется победитель торгов, что оформляется протоколом тендерного комитета;

• на четвертом этапе в случае успешного завершения переговоров подписывается контракт.

По способу проведения торги разделяются на открытые (публичные) и закрытые (ограниченные или негласные).

В открытых торгах, о проведении которых даются объявления в открытой печати, могут принять участие все желающие фирмы. Публичное приглашение позволяет организаторам обнародовать свои потребности и пригласить квалифицированных претендентов к подаче предложений. Представители претендентов выкупают за определенную плату тендерную документацию, в которой подробно описаны требования заказчика. Всем участникам выдается одинаковая техническая спецификация, единые контрактные условия и предоставляется для подачи предложений одинаковый период времени. Предложенные оферентами цены и другие условия не подвергаются торгу, в данном случае тендерный комитет не вступает в переговоры с оферентами с целью улучшения предложенных ими условий. В некоторых странах используется двухступенчатая схема открытых торгов. На первом этапе из числа участников происходит отбор нескольких фирм (предквалификация) и на втором этапе в конкурсе принимают участие лишь фирмы, отобранные тендерным комитетом. После получения предложений заказчики часто обнародуют список оферентов и предложенные ими цены.

На закрытые торги принимаются, как правило, известные в данной отрасли фирмы, и в этом случае возможен «торг» по ряду цен и согласованию условий, предложенных оферентами. Результаты закрытых торгов не подлежат публикации.

При проведении открытых торгов представители оферентов имеют право присутствовать в назначенный день и час при вскрытии конвертов с предложениями оферентов и ознакомиться с их условиями. После вскрытия конвертов составляется официальный протокол о всех допущенных к торгам предложениях. Принятие решения о присуждении заказа принимается после тщательной проверки соответствия предложений поставленным условиям, а при крупных сделках так же после изучения кредитоспособности и производственных возможностей оферентов.

Учитывая, что предложения на строительство крупных промышленных объектов включают большое количество документации и технико-экономических характеристик на проверку предложений оферентов требуется время, поэтому решение и присуждении заказа на строительство крупного объекта принимается через 8-10 месяцев после проведения инвестиционных торгов.

При заключении строительных контрактов подрядчик берет на себя ряд гарантийных обязательств, требующих внесения залоговых сумм:

1. Залог участия в торгах. В соответствии с правилами проведения торгов все фирмы-оференты вносят одновременно с предложениями вносят гарантийный залог, размер которого заранее установлен. Залог выставляется в пользу организации, которая проводит торги. Размер гарантийного залога не превышает 1-5% общей суммы предложений. Оферентам, проигравшим торги, залог возвращается по истечении определенного периода времени.

2. Гарантия выполнения работ в соответствии с условиями контракта. Залог охватывает весь период строительства, вносится строительной фирмой под банковскую гарантию и составляет примерно 10% от суммы контракта.

3. Гарантия платежа подтверждает возможность подрядчика выплачивать заработанную плату своим рабочим и оплачивать поставки стройматериалов и работы субподрядчиков.

4. Гарантийные обязательства после завершения строительства охватывают гарантийный эксплуатационный период, предусмотренный контрактом. Гарантийные обязательства составляют 5-10% от стоимости объекта и служат залогом покрытия расходов, связанных с устранением дефектов, выявленных в процессе эксплуатации.

Система предоставляемых подрядчиками гарантий направлена на то, чтобы строительство объекта было завершено в соответствии с условиями контракта при минимальном объеме дефектов и с меньшим риском.

Соотношение удельных капитальных затрат в электростанции разного типа

При одинаковой электрической мощности ТЭЦ и КЭС и прочих равных условиях (одинаковом виде топлива, размещении на одной площадке и т.д.) удельные капитальные затраты в ТЭЦ больше, чем в КЭС, что объясняется следующими причинами:

• поскольку от ТЭЦ наряду с электроэнергией отпускается тепло, суммарная тепловая производительность парогенераторов должна быть выше;

• при меньшей единичной производительности парогенераторов на ТЭЦ по сравнению с КЭС (при одинаковой суммарной производительности парогенераторов КЭС и ТЭЦ) количество парогенераторов на ТЭЦ больше;

• на ТЭЦ имеет место оборудование, не характерное для КЭС, связанное только с отпуском тепла — бойлерные установки, сетевые насосы, пиковые водогрейные котлы;

• концентрация единичной мощности агрегатов на ТЭЦ ниже (максимальная единичная мощность блока на ТЭЦ 250 МВт, на КЭС - 800 МВт и 1200 МВт), в результате при одинаковой мощности ТЭЦ и КЭС количество агрегатов на ТЭЦ больше;

• ТЭЦ размещаются в черте городов, в то время как КЭС от них удалены. При этом стоимость земельных участков в черте города дороже, выше степень загрязнения биосферы и более жесткие экологические ограничения, следовательно, больше капитальные затраты в устройства по очистке выбросов и сбросов;

• на ТЭЦ, размещаемых вблизи потребителей тепла, и, как правило, удаленных от источников воды на большее расстояние по сравнению с КЭС, используется система оборотного водоснабжения, требующая капитальных затрат на строительство градирен;

• на удельные капитальные затраты в ТЭЦ оказывает влияние схема теплоснабжения. При закрытой схеме производительность химводоочистки выбирается из расчета обеспечения подпитки парогенераторов при условии возврата с производства 100% конденсата отработавшего пара и восполнения утечек в системах отопления в размере 1,5-2% расхода сетевой воды. При открытой схеме теплоснабжения химводоочистка на ТЭЦ должна иметь большую производительность, чтобы обеспечить восполнение невозврата горячей воды, используемой потребителями. Увеличение производительности химводоочистки в открытой схеме теплоснабжения сопровождается ростом удельных капитальных затрат на ТЭЦ.

Удельные капитальные затраты в АЭС в 1,8-2 раза превышают удельные капитальные затраты в равновеликие по мощности КЭС на органическом топливе. Это превышение объясняется:

• использованием для изготовления оборудования АЭС более качественных конструкционных материалов, способных выдерживать не только высокие температуры и давление, но и радиоактивное воздействие;

• наличием устройств, защищающих от проникновения радиоактивности за пределы реакторного отделения и выбросов радиоактивности в окружающую среду;

• отличием тепловых схем АЭС, которые при установке реакторов водоводяного типа с водой под давлением (ВВЭР) и реакторов на быстрых нейтронах (РБН) имеют, соответственно, два (для ВВЭР) и три (для РБН) циркуляционных контура, что увеличивает габариты зданий и количество единиц оборудования;

• отличием турбин атомных электростанций работающих на насыщенном паре с давлением свежего пара 6,0÷6,5 МПа (на КЭС - 240 атм), что при равной электрической мощности КЭС и АЭС увеличивает габариты турбин и здания турбинного цеха.

Увеличение удельных капитальных затрат в гидроэлектростанции по сравнению с КЭС обусловлено большими капитальными затратами на строительство гидротехнических сооружений: плотину, водоводы, подготовку ложа водохранилища, укрепление берегов водохранилища, судоподъемники или шлюзы и т.д. В суммарных капитальных затратах на строительство ГЭС доля капитальных затрат на гидротехнические сооружения (пассивные ОПС) составляет около 80%.

Удельные капитальные затраты в ГАЭС меньше, чем в равновеликую по мощности ГЭС, ввиду отсутствия дорогостоящей плотины и меньших объемов водных бассейнов по сравнению с водохранилищами ГЭС.

По укрупненным современным оценкам удельные капитальные затраты в электростанции составляют: для КЭС, работающих на газе, от 600 до 720 долл./кВт; для ПГУ - 550-600 долл./кВт; для КЭС на угле — от 700 до 900 долл./кВт; для ТЭЦ на газе с паротурбинными блоками — 700-800 долл./кВт; для ТЭЦ с ГТУ — 650-750 долл./кВт.