Содержание материала

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ОБЩЕЙ (АБСОЛЮТНОЙ) ЭФФЕКТИВНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ
Общая (абсолютная) эффективность капитальных вложений характеризует будущую рентабельность проектируемого объекта. Ее определяют, исходя из цен и тарифов, по которым намечается реализация продукции проектируемого предприятия. Абсолютная- эффективность (рентабельность) отражает отраслевую эффективность и позволяет оценить влияние проектируемого объекта на хозрасчетные показатели энергетической системы, в составе которой он будет эксплуатироваться. В этом главное назначение показателя абсолютной эффективности проектируемого объекта, и сравнивать его имеет смысл с нормативной рентабельностью, принятой в отрасли, а также с фактической рентабельностью энергосистемы, в которой будет использоваться энергия проектируемого объекта.
В методике расчета абсолютной эффективности (рентабельности) проектируемого объекта необходимо учитывать особенности организации хозрасчета в отрасли и специфику энергетического производства. Во-первых, следует принимать во внимание, что энергия реализуется по тарифам франко-потребитель, и поэтому при оценке прибыли, получаемой от энергии, вырабатываемой конкретной электростанцией (котельной), должен быть определен тариф франко-электростанция (франко-котельная), либо в показателях энергетического объекта учтены затраты энергосистемы на распределение энергии.
Во-вторых, нельзя не считаться с тем, что каждый энергетический объект может характеризоваться индивидуальным режимом работы и в тарифе, по которому определяется реализация его энергии, должен учитываться этот режим.
Имеющиеся к настоящему времени предложения по методам оценки абсолютной эффективности (рентабельности) проектируемых объектов рассмотрены в [40], где показано, что предлагаемые способы условны, имеют ряд существенных недостатков и не дают устойчивых результатов при расчете рентабельности одних и тех же энергетических объектов. Практические рекомендации по расчету абсолютной эффективности содержатся в [19, 51].

Для расчета показателя абсолютной эффективности капитальных вложений в i-ю электростанцию рекомендуемая Типовой методикой [69] формула может быть представлена в виде -
(9.1)
где Gi — часть реализации, приходящаяся на i-ю электростанцию; Ki и Иi — капитальные вложения и издержки эксплуатации по i-й электростанции, принимаемые по данным объекта.
При дальнейшей конкретизации (9.1) с целью использовать ее для обобщенного анализа абсолютной эффективности электростанций будем исходить из условия, что Gi и Иi определяются в руб/(кВт-год), a Ki — в руб/кВт, причем все показатели рассчитываются на 1 кВт участия в максимуме нагрузки.
Полный объем реализации электроэнергии Giп, относящейся к 1 кВт i-й электростанции, будем оценивать по двухставочному тарифу, т. е.
(9.2) где Tм — плата за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагрузки, руб/год; Tэ — плата за 1 кВт-ч потребленной электроэнергии, коп.; hi — среднегодовое число часов участия i-й электростанции в максимуме нагрузки энергосистемы.
Из полной реализации Giп в показателе абсолютной эффективности электростанции следует учитывать только часть, связанную с производством, т. е.
(9.3)
где у — относительная величина полной реализации энергосистемы, приходящаяся на электрические сети;
(9.4)
где Ис и Фс — среднегодовые издержки и стоимость производственных фондов электрических сетей, исчисленные на 1 кВт максимума нагрузки энергосистемы;  r— рентабельность, которая для данного расчета определяется как отношение накоплений, получаемых от реализации электроэнергии, к суммарной стоимости промышленно-производственных фондов всех электростанций и сетей энергосистемы.
Если заранее рассчитывать возможные значения коэффициента у, то для практического использования (9.1) может быть предложена в виде (9.5)

Наряду с (9.1) имеются предложения в качестве исходного использовать выражение
(9.6) где Giп рассчитывается по (9.2) в составе Иiп и Кiп, как рекомендуется в [19, 51]; должны также учитываться издержки и капитальные вложения на распределение электроэнергии в энергосистеме.
При конкретизации показателей Иiп и Kiп спорным является способ учета издержек и капитальных вложений, связанных с распределением электроэнергии. В [51] издержки на распределение учитывают, исходя из дополнительных расходов по сетям, а в [19]—по средним отчетным показателям. Капитальные затраты в сети в обеих работах предлагается учитывать по дополнительным вложениям, т. е. по затратам на развитие сетей. При таком подходе несопоставимы экономические показатели производства, принимаемые по полным затратам, и распределения, оцениваемые по дополнительным затратам. Представляется более правомерным определять Иiп и Кiп с учетом полных затрат на распределение, исходя из фактических издержек и удельной стоимости фондов сетей, которые являются стабильными на протяжении длительного периода. Такая оценка является наиболее полной и объективной, так как позволяет учесть всю совокупность затрат по сетям независимо от источников и способов финансирования; неравномерность развития сетей по годам из-за отсутствия жесткой связи между вводом мощностей электростанций и программой развития сетей разного назначения; районные различия в характере развития и уровнях затрат в сети.
В итоге рекомендуется Иiп=Иi+Ис; Кiп=Кi+Фс.
В результате (9.6) может быть записана в виде
(9.7)
Приведенная к аналогичному виду (9.7) запишется так:
(9.9)
Для окончательного выбора расчетной формулы сопоставим (9.5) и (9.7). Если подставим в (9.5) значение в соответствии с (9.4) и перенесем в левую часть равенства все члены с капитальными вложениями и фондами, то (9.8)


При определении абсолютной эффективности капитальных вложений в электростанции не ставится задача обоснования развития сетей энергосистемы. Поэтому капитальные вложения в них учитываются по усредненным показателям ОЭС1.
Следовательно, показатель Фс логичнее умножать на фактическую рентабельность, как в (9.8), а не на искомую абсолютную эффективность капитальных вложений в электростанцию, как в (9.9). В связи с этим дальнейшее рассмотрение метода расчета показателя абсолютной эффективности ведется с использованием (9.5), из которой была получена (9.8).
Для практических расчетов важно выбрать тарифные ставки Тм и Тэ. По отдельным энергосистемам они могут существенно различаться даже в рамках одной ОЭС. В то же время проектируют электростанции (кроме ТЭЦ в части обеспечения тепловых нагрузок), исходя из потребностей объединенных энергосистем. Поэтому и в расчетах показателей абсолютной эффективности капитальных вложений следует исходить из Гм и Гэ, исчисленных как средневзвешенные величины. В общем случае исходными могут являться показатели нескольких ОЭС, в которых может использоваться энергия рассматриваемой электростанции. Для выполнения практических расчетов в большинстве проектов достаточным является усреднение в рамках одной ОЭС, в которой сооружается рассматриваемая электростанция, т. е.

где Тэj — плата за 1 кВт-ч двухставочного тарифа в j-й энергосистеме данной ОЭС; Эj— полезный отпуск собственным потребителям j-й энергосистемы; Тj— средний тариф на электроэнергию, отпускаемую собственным потребителям; h — среднегодовое число часов использования максимума нагрузки ОЭС.
1 Исключение составляют линии выдачи мощности, т. е. ВЛ, связывающие рассматриваемую электростанцию с энергосистемой и учитываемые в расчетах по индивидуальным показателям.
В практических расчетах следует также учитывать, что в изолированно работающих энергосистемах используются конкретные тарифы этих энергосистем. Такое положение характерно, в частности, для некоторых энергосистем Главсеверовостока.

Таблица 9.1. Исходные данные для расчета абсолютной эффективности [17]

В табл. 9.1 по 10 ОЭС приведены усредненные значения платы за 1 кВт Тм и платы за 1 кВт-ч Тэ, рассчитанные по тарифам, введенным в действие с 1 января 1982 г. Там же показаны отчетные показатели: Ис, Фс, rэ, а также средние потери электроэнергии в сетях kп. По этим данным, используя (9.4), для каждой ОЭС рассчитали γв зависимости от годового числа часов использования максимума нагрузки.

Таблица 9.2. Значения γ=f(hmax) [17]

Результаты представлены в табл. 9.2, из которой видно, что показатель γ неодинаков для разных ОЭС и существенно зависит от числа часов использования максимума нагрузки. Интерполируя значения, приведенные в табл. 9.2, можно получить γ для любых других h (1000—7000 ч/год) с погрешностью, как правило, не превышающей 0,5% точного значения γ.
В практике проектирования электростанций для определения коэффициента абсолютной эффективности исходными являются следующие показатели: Ny — установленная мощность электростанции; Эв — выработка электроэнергии; К— суммарные капитальные вложения в электростанцию с учетом капитальных вложений в выдачу мощности (присоединение электростанции к энергосистеме); И— суммарные годовые издержки производства на электростанции с учетом расходов по линии электропередачи, связывающей электростанцию с энергосистемой; σ— относительный расход мощности и энергии на собственные нужды.
В соответствии с этими данными для конкретных практических расчетов может быть рекомендована формула:

В табл. 9.3 для примера приведены исходные данные и результаты расчета показателей абсолютной эффективности для нескольких типов электростанций. Реализация рассчитана с учетом новых цен на топливо и тарифов на энергию, введенных в действие с 1 января 1982 г.
Затраты определены по старым ценам, вследствие чего показатели абсолютной эффективности получились завышенными.
Следует, прежде всего отметить, что по всем рассмотренным электростанциям абсолютная эффективность получилась выше 10%, т. е. больше нормативной, так как именно в размере 10% стоимости производственных фондов включены накопления в новые тарифы.
Основными факторами, влияющими на абсолютную эффективность, являются уровень тарифов, режим потребления электроэнергии, удельные капитальные вложения, себестоимость электроэнергии, а для тепловых электростанций также вид и цена топлива. По показателям в табл. 9.3 это влияние прослеживается следующим образом. Показатель абсолютной эффективности у ГРЭС-2 ниже, чем у ГРЭС-1, что объясняется различием в виде и цене сжигаемого топлива.

Таблица 9.3. Характеристика исходных данных и показателей абсолютной эффективности электростанций различных типов [17]


Показатель

ГРЭС-1

ГРЭС-2

ГРЭС-3

ГЭС

Район использования электроэнергии

ОЭС 7

ОЭС 4

ОЭС 2

ОЭС 5

Установленная мощность, МВт

2400

1600

1600

1000

Выработка             электроэнергии,
млн. кВт-ч/год

14,4

9,9

5,25

2,12

Число часов использования, ч/год

6000

6200

3500

2120

Вид топлива

Попутный нефтяной газ

Каменный уголь

Мазут

 

Цена условного топлива, руб/т

9,4

21,5

22,6

Расход на собственные нужды, %

2,1

4,9

3,4

1,0

Потери электроэнергии в сетях, %

7,2

9,0

9,1

12,7

Полные издержки производства, млн. руб/год
Себестоимость производства
электроэнергии, коп/(кВт-ч)

82,05

97,15

58,52

6

0,57

0,981

1,115

0,286

Суммарные капитальные вложения, млн. руб
Удельные капитальные вложения, руб/кВт
Сетевая составляющая в тарифе

396

310

164

224

165

194

109

224

0,206

0,164

0,322

0,349

Тарифная ставка за 1 кВт, руб/(кВт-год)

40,1

46,1

43,4

46,6

Тарифная ставка за 1 кВт-ч, коп/(кВт-ч)

0,95

1,19

1,2

1,44

Абсолютная эффективность, %

21,7

13,3

10,8

16,7

При этом цена топлива приводит к существенному различию себестоимости электроэнергии, а вид топлива сказывается также на капитальных вложениях.
Самый низкий показатель абсолютной эффективности у ГРЭС-3, работающей в полупиковом режиме. Именно режим и оказывает в данном случае определяющее влияние на результат.
По ГРЭС следует особо отметить, что в показателях капитальных вложений и издержек производства учтены затраты но линии электропередачи, связывающей ГЭС с энергосистемой. Соответственно скорректирован и коэффициент потерь в сетях.

Таблица 9.4. Абсолютная эффективность межрайонной ГРЭС


Показатель

Район потребления электроэнергии

ОЭС 1

ОЭС 8

Всего

Установленная мощность, МВт

1800

2200

4000

Выработка электроэнергии,

12,24

14,96

27,2

млрд. кВт-ч/год

 

 

 

Число часов использования, ч/год Вид топлива

6800

6800
У голь

6800

Цена условного топлива, руб/т

4,7

4,7

4,7

Расход на собственные нужды, %

4,7

4,7

4,7

Потери электроэнергии в сетях, %

20,4

15,1

Годовые издержки производства,

60,2

60,1

120,3

млн. руб/год В том числе:

 

 

 

постоянные расходы на ГРЭС,

19,8

24,2

44

млн. руб/год

 

 

40,2

расходы на топливо, млн. руб/год

18,1

22,1

издержки              на электропередачу,

22,3

13,8

36,1

млн. руб/год

 

 

 

Себестоимость электроэнергии,

0,516

0,421

0,464

коп/(кВт-ч)

 

 

901

Суммарные капитальные вложения,

470

431

млн. руб.
В том числе:

 

 

 

по ГРЭС, млн. руб.

220

270

490

по электропередаче, млн. руб.

250

161

411

Удельные капитальные вложения,

261,1

195,9

225,2

руб/квт

Сетевая составляющая в тарифе,

0,232

0,288

руб/кВт

 

 

 

Тарифная ставка за 1 кВт,

42,2

39,8

руб/ (кВт-год)

 

 

 

Тарифная ставка за 1 кВт-ч, коп

1,06

0,72

Абсолютная эффективность, %

15,7

16,2

15,9

Наиболее общий случай расчета показателя абсолютной эффективности приведен в табл. 9.4, где рассмотрено, как осуществляется расчет при использовании электроэнергии в двух ОЭС при наличии крупных линий выдачи мощности, по каждой из которых капитальные вложения и издержки производства показаны отдельными строками. Потери в сетях даны с учетом потерь как в ОЭС, так и в линиях выдачи мощности. Абсолютная эффективность получилась выше нормативной благодаря совместному воздействию трех факторов: высокому числу часов использования установленной мощности, низкой цене топлива (и соответственно малой себестоимости), дешевой стоимости строительства собственно ГРЭС (122,5 руб/кВт).
Отдельного рассмотрения заслуживает расчет абсолютной эффективности ТЭЦ

. (9.13)
Второе слагаемое в числителе отражает реализацию, получаемую от тепловой энергии, причем γ' — коэффициент, учитывающий долю реализации, приходящуюся на тепловые сети; Т' — средний тариф на тепловую энергию в энергосистеме, где размещается ТЭЦ; Q — отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ; kn' — относительные потери тепловой энергии в сетях.
В качестве примера рассмотрим расчет абсолютной эффективности ТЭЦ, работающей на смешанном топливе.

Для расчета реализации электроэнергии используется тариф ОЭС, а тепловой энергии — тариф конкретной энергосистемы. Из общей суммы реализации 40% приходится на электроэнергию и 60% на тепловую энергию.
Отдельно следует остановиться на расчете сетевой составляющей на тепловую энергию у':
(9.14) где Иc' — издержки на транспортирование; rq — рентабельность по отношению к себестоимости.
При расчете показателя эффективности ТЭЦ не исключены случаи, когда фактическая рентабельность производства и распределения тепловой энергии в энергосистеме
отрицательна. Это, в частности, относится и к рассматриваемой районной энергосистеме, где rq=—5,8%. В этих случаях γ' рекомендуется рассчитывать как отношение издержек тепловых сетей к полным издержкам на производство и распределение тепловой энергии.В рассматриваемом примере

Несмотря на убыточность тепловой энергии по энергосистеме в целом, что обусловлено высоким удельным весом тепловой энергии, отпускаемой по льготным тарифам, абсолютная эффективность рассматриваемой ТЭЦ достаточна высока. Это объясняется тем, что себестоимость производства тепловой энергии на ТЭЦ ниже тарифа, а кроме того, невысока себестоимость электроэнергии.
Рассмотренные формулы могут быть использованы и для расчета показателя абсолютной эффективности ГАЭС. Для этого в (9.12) реализация оценивается по энергии, вырабатываемой ГАЭС с учетом соответствующего режима се использования, а в издержки ГАЭС включаются затраты, связанные с ее работой в насосном режиме (по топливной составляющей ТЭС на органическом топливе).
Нами не использован способ определения абсолютной эффективности, рекомендованный для планово-убыточных предприятий в [69], когда вместо прибыли в расчетной формуле учитывается снижение себестоимости. Этот способ отражает относительную эффективность, выявляемую в процессе сравнения вариантов. Он эквивалентен сроку окупаемости дополнительных капитальных вложений, а не рентабельности, и потому не дает ответа на поставленный вопрос об абсолютной эффективности отдельно взятого варианта.
В заключение отметим, что изложенный метод расчета общей (абсолютной) эффективности не учитывает влияния рассматриваемого объекта на показатели других объектов энергосистемы. Такой учет общепринят при определении сравнительной экономической эффективности и, по мнению ряда специалистов, необходим также при расчете общей (абсолютной) экономической эффективности. Применительно к проектируемым объектам такой подход, вероятно, правомерен и может осуществляться в процессе реализации системного подхода к экономическому обоснованию строительства электростанций. Так, если рассматривается ввод в действие пиковой электростанции, улучшающей режим работы и снижающей себестоимость производства электроэнергии на действующих электростанциях, то получаемая экономия издержек должна быть добавлена к прибыли рассматриваемой пиковой электростанции, т. е. учтена, например, в составе сомножителя, заключенного в квадратные скобки формулы (9.12).