Энерго-экономическая сопоставимость вариантов. Выбор типа заменяемой электростанции.
Для правильного определения народнохозяйственной эффективности гидроузлов и выбора их основных параметров требуется соблюсти условия экономической и энергетической сопоставимости с заменяемыми вариантами.
Эффект ГЭС и заменяемой тепловой электростанции сопоставляются при одинаковом полезном отпуске энергии потребителям и при одинаковой надежности энергоснабжения с учетом их изменения во времени, поэтому определение экономического эффекта гидроузлов производится с учетом динамики за длительный ряд лет. Мощность заменяемой тепловой электростанции определяется из баланса мощностей рассматриваемой энергосистемы при наличии и отсутствии проектируемой ГЭС. Выработка электроэнергии для проектируемой ГЭС принимается как среднемноголетняя оценка, но при сравнении с заменяемой электростанцией учитывается только выработка, используемая в энергосистеме. Учитывается влияние проектируемой гидроэлектростанции на другие гидроэлектростанции, которые подвергаются водохозяйственному воздействию или работают совместно с ней. Учитывается, что для гидроэлектростанции располагаемая мощность в некоторые периоды может быть ограничена недостатком воды, недостаточностью напоров либо условиями, налагаемыми другими водопользователями (ирригация, судоходство и пр.).
При сравнении ГЭС и ТЭС учитывается разница в потерях мощности и энергии в ЛЭП, разница в потребном ремонтном резерве и в электропотреблении на собственные нужды. ГЭС не требуют резервной мощности для проведения текущих реремонтов, так как последний может проводиться во время остановок агрегатов, обусловленных режимом их работы. Агрегаты ГЭС имеют значительно меньшую аварийность (0,5%). Аварийность крупных современных блочных ТЭС составляет 4% и выше, в зависимости от года пуска и числа лет эксплуатации.
Все перечисленные факторы приводят обычно к тому, что мощность и выработка энергии заменяемой ТЭС должна быть больше на 6—15% по мощности и 2—10% по выработке.
Исследуя вопросы сопоставимости гидравлических и тепловых электростанций, отметим, что затраты и эффект при строительстве того или иного энергетического объекта не ограничиваются самим объектом, но оказывают влияние на другие предприятия отрасли. Относится это прежде всего к варианту заменяемой тепловой электростанции. Обеспечение ее топливом в период эксплуатации требует создания или расширения специальных основных и оборотных фондов для предприятий по добыче и транспорту топлива. Эти фонды постоянно используются лишь для топливоснабжения ТЭС на весь срок ее службы и должны быть учтены как сопряженные затраты.
Важным методическим вопросом является также вопрос о выборе типа заменяемой тепловой электростанции. В качестве заменяемых электростанций обычно должны рассматриваться либо мощные тепловые конденсационные электростанции, либо специальные пиковые электростанции. Выбор типа заменяемой электростанции необходимо производить на основе анализа работы энергосистемы в условиях отсутствия проектируемой ГЭС и развития энергосистемы за счет электростанций других типов.
Расчет эффективности ГЭС и выбор ее параметров (особенно установленной мощности) должен проверяться также и в сопоставлении с другими возможными ГЭС и ГАЭС, которые можно построить в рассматриваемой энергосистеме.
Капитальные вложения и ежегодные издержки на проектируемых гидроузлах и на заменяемых тепловых электростанциях. При расчетах эффективности гидроузла условно исключаются из полной сметной стоимости (суммы финансирования) сравниваемых вариантов возвратные суммы, а также стоимость постоянных поселков строителей, если они по окончании строительства могут быть переданы для использования в народном хозяйстве, и ряд прочих объектов постоянного характера, которые могут быть использованы в дальнейшем как самостоятельные сооружения для народного хозяйства (железные и шоссейные дороги, автобазы, липин электропередачи, объекты стройиндустрии и проч.). При этом необходимо учесть разрыв во времени между началом строительства этих сооружений и последующего их полноценного использования в народном хозяйстве после того, как минует необходимость в них строящихся электростанций. Связанное с этим разрывом «омертвление» капиталовложений должно быть отнесено на гидростроительство.
На стоимость комплексного гидроузла относятся также затраты, связанные с созданием и подготовкой водохранилища в целях использования его различными отраслями народного хозяйства. При этом учитывается и экономический эффект, получаемый от такого использования водохранилища.
Вместе с тем в расчетную стоимость гидроузла должны включаться затраты, хотя и не включенные в смету, но вызываемые фактором его сооружения.
Капиталовложения по заменяемым ТЭС определяются по соответствующим сметно-финансовым расчетам, а при их отсутствии по обобщенным нормативам, однако и при применении нормативов анализируются районные условия сооружения заменяемой ТЭС. При пользовании нормативами учитывается, что часть затрат для ТЭС, так же как и для ГЭС, не относится на энергетику (строительная база, постоянный поселок строителей и т. д.).
Длительность строительства и распределение капиталовложений для заменяемых ТЭС принимаются либо по действующим нормативам, либо по аналогии с существующими проектами. Затраты для альтернативных ТЭС определяются как долевое участие в строительстве мощных современных ТЭС, характерных для данного периода времени и данной энергосистемы.
Существенное значение для полноты и правильности оценки сопряженных затрат по сопоставляемым вариантам имеет учет затрат в жилищное и культурно-бытовое строительство.
Годовые издержки на ГЭС складываются из следующих основных элементов: отчислений на амортизацию и эксплуатационных издержек, в которые включаются зарплата эксплуатационного персонала, расходы по текущему ремонту, общестанционные и прочие расходы.
Годовые издержки на заменяемых ТЭС состоят из постоянных издержек и издержек на топливо. Постоянные, издержки складываются из отчислений на амортизацию (реновацию и капитальный ремонт), расходов на текущий ремонт, материалы и запасные части, заработной платы эксплуатационного персонала с начислениями, общестанционных и прочих расходов. Издержки на топливо, расходуемое тепловой электростанцией, состоят из издержек топлива на месте добычи и транспортных расходов по доставке топлива до электростанции.
Учитывается именно себестоимость добычи и транспорта топлива, а не стоимость по действующим ценам и тарифам. При этом учитываются капиталовложения в топливодобычу и транспорт топлива.
Методика определения топливного эффекта гидроэлектростанций. Определение видов и технико-экономических показателей топлива, вытесняемого с помощью гидроэнергии. Подсчет экономии топлива по удельному расходу правомерен лишь для общей оценки влияния гидроэнергии на топливный баланс, между тем определение экономии топлива, достигаемой при включении проектируемой ГЭС в систему, является сложным расчетным процессом. В последние годы проведен ряд исследований и предложены приемы для улучшения и обоснования методов определения топливного эффекта ГЭС [Л. 7, 9, 15, 30 и др.].
Разработана методика [Л. 1], пригодная для проектной практики, полно и всесторонне учитывающая факторы, влияющие на топливный эффект гидроэлектростанции. Методика основана на использовании характеристик относительных приростов расхода топлива на тепловых электростанциях. Сущность ее заключается в следующем.
Топливный эффект гидроэлектростанции (экономия топлива в энергосистеме при вводе гидроэлектростанции вместо заменяемой тепловой электростанции) должен определяться не по одному отдельно взятому году, а за длительный период эксплуатации для средних по выработке энергии условий.
Расчетам величины топливного эффекта гидроэлектростанции для сравниваемых значений ее параметров должны предшествовать выбор типа заменяемой тепловой электростанции (пиковой или базисной) и выявление ее топливно-энергетических характеристик.
При сопоставлении с базисной тепловой электростанцией, когда существенно затрагиваются режимы работы других электростанций системы, расчеты проводятся по характеристикам относительных приростов; при сопоставлении с тепловой электростанцией, имеющей режим работы достаточно близкий к режиму работу проектируемой гидроэлектростанции, расчеты проводятся по характеристике удельных расходов заменяемой пиковой ТЭС. Такое ограничение области применения характеристик относительных приростов сделано условно для упрощения расчетов.
Характеристики относительных приростов целесообразно применять во всех случаях, когда есть значительная разница в режимах работы проектируемой гидроэлектростанции и заменяемой тепловой электростанции и когда расчеты по удельным расходам не в состоянии обеспечить достаточную точность.
Экономия топлива, обеспечиваемая работой гидроэлектростанции. в общем случае определяется как разность полных расходов топлива в системе в вариантах се развития с заменяемой тепловой электростанцией или с проектируемой гидроэлектростанцией. Переход от суточной экономии топлива к сезонной, а затем и к годовой определяется с учетом характеристик неравномерности электропотребления и работы гидроэлектростанции. Топливный эффект в первые годы эксплуатации, в период освоения проектной мощности гидроэлектростанции, должен определяться также в средних по выработке энергии условиях.
Расчет экономии топлива для нескольких характерных лет дает характеристику изменяющегося во времени топливного эффекта гидроэлектростанции как при временной, так и при нормальной се эксплуатации. Используя эту характеристику, можно проводить технико-экономические расчеты по определению топливной эффективности гидроузлов.
Сооружение проектируемой ГЭС оказывает влияние па топливно-энергетический баланс значительной части электростанций, использующих различные виды топлива. Однако в конечном счете энергия ГЭС, как правило, сокращает расход того вида топлива, который замыкает общий топливный баланс района действия энергосистемы. Поэтому в расчетах эффективности ГЭС используются показатели замыкающих видов топлива. Эти виды топлива, как заменяемые гидроэнергией, должны определяться в результате сопоставления и анализа топливного баланса и порайонных технико-экономических показателей топлива. Предварительные данные о топливно-энергетическом балансе показывают нарастающую напряженность покрытия топливного баланса в европейских районах страны на ближайшую перспективу. Возможная в этот период передача энергии и транспорт угля и газа в эти районы из азиатской части СССР ограничены целым рядом факторов и обстоятельств, поэтому при изменении потребности в топливе должна соответственно изменяться добыча угля в донецком, печорском или кузнецком бассейнах, имеющих возможности для развития угледобычи. В ближайшие годы в западных, центральных и южных районах европейской части СССР соответственно сказанному в качестве заменяемого топлива должен рассматриваться донецкий уголь, в восточных районах — кузнецкий и экибастузский угли, а в районах европейского севера — печорский уголь. В районах действия Центрально-Сибирской энергосистемы по аналогичным соображениям в качестве заменяемого топлива должны приниматься канско-ачинские угли. По прочим районам страны замыкающее топливо должно выбираться в результате соответствующего анализа.
В ряде случаев возможно применение на заменяемых конденционных ТЭС в качестве топлива газа или мазута. Необходимо, однако, иметь в виду, что при высоком качестве и хорошей транспортабельности этих видов топлива, а также высокой их ценности в качестве сырья может быть целесообразным первоочередное использование этих видов топлива не для крупной энергетики, а в качестве сырья для химической промышленности и топлива для технических нужд предприятий, для газификации городов и поселков и как энергетическое топливо для средних и мелких котельных, па которых такое использование дает более высокий экономический эффект, чем при сжигании под котлами электростанций.
Тем не менее в отдельных избыточных по топливу районах (Северный Кавказ, Средняя Азия и др.) могут рассматриваться в качестве заменяемых для ГЭС тепловые электростанции на газе, но при этом следует учитывать, что при исключении ГЭС придется заменить соответствующие газопроводы и передачу мощности и энергии в районы Центра сооружением ТЭС и транспортом угля из Донбасса в Центр, а также расширением шахтного строительства в Донбассе. В расчет эффективности поэтому вводится соответствующая разница затрат.
При использовании газа в качестве топлива для заменяемых тепловых электростанций необходимо иметь в виду, что экономически наиболее эффективно использовать газ, особенно передаваемым на значительные расстояния, по равномерным суточному и годовому графикам. В варианте пиковых ТЭС, работающих на газе, необходимо учитывать соответствующие дополнительные затраты, связанные с транспортом и аккумулированием этого вида топлива.
Технико-экономические показатели по добыче топлива, рекомендованные СОПС в 1964 и 1968 гг. [Л. 19, 29], базируются на проектах строительства новых и реконструкции действующих шахт, которые учитывают не все капиталовложения, производящиеся за период службы шахт, а главным образом лишь первоначальные капиталовложения, необходимые для их ввода в действие. Капиталовложения па поддержание добычи, производимые для обеспечения эксплуатации шахт в течение всего срока их службы, в нормативах [Л. 19, 29] практически не учитываются. Кроме того, не учитывается фактическое удорожание стоимости строительства по сравнению с проектными данными.
Также не учитывается то, что производительность большинства шахт и карьеров вообще не достигает проектной, а в среднем за период срока существования на 15—20% ниже проектной. Следует также добавить, что в указанных работах недоучитывается усложнение горногеологических условий в перспективе. Так, например, в Донбассе в настоящее время основная добыча осуществляется на шахтах с действующим горизонтом 500 м и только небольшое количество шахт имеет глубину действующего горизонта 800 м и более. Дальнейшее развитие добычи угля в Донбассе связано со строительством более глубоких шахт.
Предварительные данные показывают, что в перспективе рекомендуемые в (Л. 19, 29) показатели должны быть существенно увеличены.
Технико-экономические расчеты по определению народнохозяйственной эффективности комплексных гидроузлов заключаются, так же как и для гидроэлектростанций чисто энергетического значения, в сопоставлении капиталовложений и ежегодных издержек, потребных для осуществления водохозяйственного комплекса по сравнению с теми затратами, которые потребовались бы для осуществления альтернативных (заменяемых) мероприятий.
Сооружение комплексного гидроузла признается эффективным, если расчетные затраты по нему меньше, чем расчетные затраты по альтернативному варианту. Состав водохозяйственного комплекса подлежит экономическому обоснованию. В ряде случаев включение того или иного компонента может привести к снижению экономической эффективности комплексного мероприятия.
Участие каждой отдельной отрасли можно считать обоснованным, если сумма приведенных расчетных затрат в комплексный объект без данной отрасли и затрат во заменяемому варианту данной отрасли больше или по крайней мере равна затратам по комплексу с включением рассматриваемой отрасли.
Одной из важнейших задач экономического анализа эффективности комплексных мероприятий является распределение затрат между составными частями комплекса. Принцип распределения затрат пропорционально экономическому эффекту был впервые изложен в «Методике определения экономической эффективности гидроэлектростанций» [Л. 20]. В последние годы предложены различные расчетные способы и формулы для распределения комплексных затрат [Л. 2, 12, 38 и др.]. Эти предложения учитывают различия в сроках освоения эффекта для отдельных участников водохозяйственного комплекса, возможность различных соотношений при распределении капиталовложений и ежегодных издержек и различной рентабельности отраслей, участвующих в комплексе.
В целом в настоящее время имеется достаточно исследований для составления и утверждения инструкции по распределению затрат между участниками водохозяйственного комплекса.
Таблица 4-29
Долевое распределение капиталовложений по крупным комплексным объектам (%)
В табл. 4-29 приводятся данные для характеристики долевого распределения капиталовложений по крупным комплексным объектам. Методология распределения затрат принята при этом согласно «Основным положениям по экономическим расчетам гидроэлектростанций» [Л. 26].
