ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ

Обоснование и выбор предпочтительных решений – обязательный атрибут проектов строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения электроустановок. При принятии решения учитывается стоимость его реализации. Ее оценка базируется на двух основных показателях: капитальных вложениях K для создания производства и издержках È производства продукции.

В частном случае капитальные вложения рассматривают как единовременные однократные затраты, а издержки производства – ежегодные расходы. Сравниваемые варианты могут иметь заметные отличия по указанным составляющим затрат, одновременно укладываясь в рамки заданных технических ограничений и достигаемой цели.

Для сопоставления единовременных и ежегодных затрат в свое время [1] был введен показатель, известный как срок компенсирования или окупаемости

Он представляет собой отношение бесконечно малых приращений единовременных затрат dK к бесконечно малым приращениям ежегодных издержек dÈ при изменении технического параметра на бесконечно малую величину dx. В этом случае Tîê является сроком компенсирования перерасхода затрат одного вида экономией затрат другого рода.

В практических расчетах вместо условия (1) использовали следующее выражение:

ãäå K1 è È1 – капитальные вложения и издержки в первом варианте; K2 è È2 – то же, но во втором. Физический смысл выражения (2) – это срок, в те- чение которого дополнительные капиталовложения окупаются экономией издержек производства. Если нормативный срок окупаемости Tí известен или задан, то определение экономической эффективности сравниваемых вариантов по методу окупаемости производится сопоставлением полученного значения Tîê ñ Tí.

Расчет с использованием выражения (2) позволяет сравнивать варианты только попарно. При наличии большого числа вариантов их приходится ранжировать в порядке возрастания капитальных вложений и убывания издержек. Далее последовательно и попарно сопоставляются варианты и каждый раз выбирается наиболее экономичный, т. е. окупаемый за число лет, наиболее близкое к нормативному сроку окупаемости, но не превышающее его. Одной из распространенных ошибок при использовании этого выражения являлось определение сроков окупаемости всех вариантов по отношению к одному варианту, принимаемому

âкачестве базового [2].

Âпоследующем вместо уравнения (2) стали использовать более совершенную форму учета срока окупаемости, при которой варианты ранжируются по значению затрат

ãäå Åí – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Выражение (3) свободно от недостатков, присущих формуле (2), и не меняет экономической сущности принятия решений. Так, обозначив че- рез Ç1 затраты на первый вариант, а через Ç2 – на второй вариант, при равноэкономичности вариан-

òîâ Ç1 = Ç2, получим, что при Tîê = Tí, ÅíK1 + + È1 = ÅíK2 + È2. Откуда È1 – È2 = Åí(K2 – K1) è Åí = (È1 – È2) (K2 – K1) = 1 Tí.

При использовании формул (2) и (3) предполагается, что капитальные вложения осуществляются единовременно. В действительности это происходит не мгновенно, а в течение определенного и, в ряде случаев, продолжительного периода строительства. При этом требуется учитывать разновременность затрат, приводя их к сопоставимому виду. Такой подход стал использоваться практикой с конца 50-х годов. В частности, для приведения капитальных вложений ранних лет к последующему моменту времени t была рекомендована, так называемая, формула сложных процентов [2]

ãäå K0 – первоначальные капиталовложения (t = 0); t = 1, 2, 3, … Например, первоначальные капиталовложения, приведенные к первому году, равны

+ Åí)3 è ò.ä.

Вместо выражения (4) можно использовать тождественную форму записи, когда капитальные вложения более поздних лет приводятся к текущему моменту путем деления их на коэффициент сложного процента

Здесь K0 = K1 (1 + Åí)1; K0 = K2 (1 + Åí)2; K0 = K3 (1 + Åí)3; …

Аналогичный подход [формулы (4а) и (4б)] применим и для издержек производства.

Далее, начиная с 70-х годов и на протяжении долгого периода технико-экономические показатели объектов электроэнергетики оценивались в стране по известной формуле приведенных затрат, т. е. затрат, приведенных к любому i-му году рас- четного периода [3]

t 1

ãäå Êt – капитальные вложения в год t; Èt – ежегодное приращение издержек È â ãîä t,

Èt = Èt – Èt – 1; t = 1, …, Ò; Òè – период времени строительства и эксплуатации объекта с изменяю-

щимися издержками; Åí.ï – норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат. Для электроэнергетики нормировались [3] Åí = 0,12 è Åí.ï = 0,08.

Сравниваемые варианты электроустановки ранжируются в соответствии с затратами по формуле (5) при любом i-м годе приведения. Предположив, что строительство объекта осуществляется за год (Òè = 1), а ежегодные издержки неизменны в течение последующего срока его службы, выражение (5) преобразуется к виду (3).

Выражение (5) использовалось для расчета динамических приведенных затрат по вариантам развития объектов, которые в течение некоторого периода времени Òè выходят на уровень эксплуатации с постоянными издержками. Однако при сопоставлении вариантов объект сравнения обычно не соответствует указанному условию, являясь непрерывно развивающейся системой, у которой период эксплуатации с постоянными издержками практически отсутствует. На этом основании еще ранее рядом авторов отмечалась допустимость в качестве расчетного показателя для экономиче- ской оценки вариантов технических решений использовать приведенную сумму капиталовложений и издержек в общем случае за некоторый рас-

четный период времени Òðàñ÷ [4 – 6] (например, расчетный срок службы)

t 1

ãäå Èt – издержки в t-é ãîä.

Предположив, что строительство объекта осуществляется за год, а год приведения затрат i = 1 è t Òðàñ÷ (т.е. предполагается, что в первый год осуществляется строительство объекта, а со второго года наступает период его эксплуатации), выражение (6) преобразуется к виду

t 2

Формула (6) в свое время не нашла широкого применения. На то есть ряд причин, в том числе и субъективных. К примеру, трактовка [4] заключа- лась в следующем. При рассматриваемом подходе затраты за пределами расчетного периода Òðàñ÷ во внимание не принимаются. Последнее обосновы-

валось тем, что при больших Òðàñ÷ (30 – 40 и более лет) коэффициент приведения в выражении (6)

или (7) настолько снижает размерность учитываемых затрат, что разница между ними при сравнении вариантов за пределами расчетного периода становится незначительной и практически не влияет на выбор предпочтительного решения. Вместе с тем, сложившаяся практика проектирования в стране предусматривала разработку техни- ко-экономических обоснований и схем развития отрасли и энергосистем на перспективу только 10 – 20 лет.

Начиная с 90-х годов вследствие произошедших в стране социально-экономических преобразований среди специалистов сложилось устойчи- вое мнение о неправомерности использования приведенных затрат в качестве критерия техникоэкономической эффективности выбираемого варианта электроустановки. Во главу угла при принятии решений был поставлен критерий не минимизации затрат, а максимизации прибыли. Это потребовало по образцу расчетов в зарубежной практике введения иных показателей, таких, как движение потоков наличности, чистой прибыли, срока и внутренней нормы возврата капитала и пр. В результате, по мнению авторов, оказались смешаны подходы, характерные для этапов планово-эконо- мической деятельности и принятия технико-эконо- мических решений при обосновании и выборе вариантов развития. С учетом изложенного представляется полезным подвергнуть анализу подходы к обоснованию и выбору предпочтительных решений при проектировании за рубежом.

Либерализация электроэнергетического рынка, идущая во многих странах мира, действительно, оказывает заметное давление не только на стои-

мость приобретаемого оборудования, но также на затраты по его эксплуатации и техническому обслуживанию. Компании промышленно развитых стран все более уделяют внимание минимизации стоимости оборудования за весь расчетный срок его службы. Отмечается [7] изменение культуры принятия решений, заключающееся в смещении акцентов от “технического” ко все более “финансовому” подходу. Специалистами разных стран (Германия, Италия, Франция, Швейцария, Швеция и др.) для этих целей используется [7 – 10] показатель минимума затрат на электроустановку за весь расчетный срок ее службы – LCC (аббревиатура от life cycle cost)

ãäå CI (investment cost) – капитальные вложения; CF (fixed cost) – ежегодные фиксированные затраты; CV (variable cost) – ежегодные непостоянные затраты; Å – процент на капитал; n – расчетный срок службы электроустановки, исчисляемый с момента ввода ее в эксплуатацию. Следует отме-

òèòü, ÷òî Å Åí.ï, òàê êàê Åí.ï коррелирует с банковским процентом на предоставляемые кредиты.

Последний на мировом рынке составляет 5 – 12% по краткосрочным депозитам в зависимости от валюты платежа. В частности, в литературе упоминались значения применительно к США Åí.ï = 0,083 [11] и к Франции Åí.ï = 0,07 [12].

Капитальные вложения из выражения (8) включают всю первоначальную стоимость на создание производства по следующим составляющим: оборудование, земельный участок, проектирование, транспортировка, строительно-монтаж- ные работы, приемо-сдаточные испытания.

Ежегодные фиксированные затраты охватывают: расходы по эксплуатации (стоимость рабочей силы), стоимость потерь электроэнергии, техниче- ского обслуживания (плановых ремонтов), а также преднамеренных отключений (по мощности и электроэнергии).

Наконец, ежегодные непостоянные затраты связаны со стоимостью непреднамеренных отклю- чений, т.е. отказов (по мощности и электроэнергии) и аварийно-восстановительных ремонтов (запасные части и трудозатраты).

Покажем, что выражения (7) и (8) идентичны. Рассмотрим (8). Обозначим 1 + Å = q, следовательно, Å = q – 1. Тогда в уравнении (8)

Представим числитель правой части выражения (9) в следующем виде:

Åñëè j = t – 1 и верхний индекс суммирования взят равным Òðàñ÷ = n (т.е. и здесь предполагается, что в первый год осуществляется строительство объекта, а со второго года наступает период его эксплуатации) и, принимая Å = Åí.ï, имеем

Следовательно, при Èt = const различий между формулами (7) и (8) нет. В свою очередь, как указывалось ранее, уравнение (7) является частным случаем выражения (6).

Сравнение составляющих из формул (5) – (8) показывает определенную схожесть указанных подходов при сравнении вариантов. Основное отличие заключается в том, что в состав издержек производства в формулы (5) – (7) применительно к отечественным условиям ранее [3] включались

Èà = Èê.ð + Èð,

ãäå Èà – амортизационные отчисления; Èî – издержки обслуживания; Èï – издержки, связанные с возмещением потерь электроэнергии; Ì (Ó ) – математическое ожидание ущерба из-за ненадежности; Èê.ð – отчисления на капитальный ремонт; Èð – отчисления на реновацию.

Из сравнения составляющих издержек производства в формулах (8) и (11) видно, что зарубежная методика не учитывает амортизационную составляющую. Экономический смысл последней в выражении (11), как известно, заключался в постепенном переносе стоимости основных средств на производимый продукт в целях возмещения их стоимости и накопления денежных средств для последующего (полного и частичного) восстановления основных средств. Амортизационные от- числения, накопленные к моменту выбытия основных средств, должны быть достаточными для их полного возобновления (реновации). Кроме того, фонд амортизации должен обеспечивать в пределах всего времени работы основных средств возможность их капитального ремонта, а также модернизации.

В составляющих издержек выражения (8) от- числения на реновацию отсутствуют. Это наиболее принципиальное различие между формулами

(5) – (7) и (8). Дело в том, что амортизация в практике промышленно развитых стран, а в настоящее время и в России – систематическое и экономиче- ски обоснованное списание стоимости актива на

расходы в течение срока его полезного использования. Это процедура распределения первоначальной стоимости затрат, но не оценки объекта основных средств, т.е. начисление амортизации теперь не приводит принудительно к накоплению денежных средств в объеме, позволяющем осуществить замену актива, и используется в целях налогообложения прибыли предприятия.

Таким образом, в современных условиях и применительно к отечественной практике выражение (11) следует переписать в следующем виде:

È = Èê.ð + Èî + Èï + Ì (Ó );

Èà = Èð.

Следует отметить, что данный факт еще ранее нашел свое отражение в работе [6].

В практических расчетах нередко имеется потребность в экономическом сравнении вариантов электроустановки, различающихся с позиций надежности. При использовании выражения (11) экономические последствия ненадежности трактовались как народно-хозяйственный ущерб и учи- тывались в виде дополнительных ежегодных издержек. Аналогичное обнаруживается и в формуле (8).

Экономические последствия ненадежности можно рассматривать с точки зрения поставщиков электроэнергии или с позиций общества в целом. Оценка экономических последствий из-за ненадежности учитывается с позиций поставщиков электроэнергии при принятии решений в том слу- чае, если есть четкие правовые взаимоотношения между поставщиками энергии и потребителями, зафиксированные в двусторонних, юридически оформленных договорах или регламентированных в законодательстве. При этом штрафные санкции поставщика не могут быть списаны на его расходы и должны выплачиваться из прибыли. Тем не менее, и в промышленно развитых странах считается приемлемой оценка ущерба, нанесенного всему обществу [13]. Полагают, что именно при таком подходе наиболее полно проявляется эффект от изменения надежности электроснабжения потре-

бителей. Таким образом, методология учета экономических последствий из-за ненадежности электроустановок в структуре затрат по выражениям (8) и (11) в определенной мере сопоставима.

Пример обоснования и выбора структурной схемы электростанции.

Покажем использование различных способов оценки затрат при сравнении вариантов электроустановки на этом примере. Напомним, что структурная схема определяет взаимосвязь между главными элементами электроустановки (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) с указанием их номинальных параметров.

Íà ðèñ. 1 – 6 показаны шесть вариантов структурной схемы электростанции из [14]. В òàáë. 1 приведены результаты выбора предпочтительной схемы по формуле (3) [14]. Это широко использовалось ранее, особенно в учебном процессе. Расчеты велись по традиционной методике, нормативам отчислений и базовым ценам 1984 г., отраженным в многочисленных литературных источниках, например [15]. Здесь и далее затраты даны в относительных единицах, где базисная величи- на – 1 руб. 1984 г. Учитывались три вида ежегодных издержек по (авто)трансформаторному оборудованию: затраты на капитальный ремонт, издержки обслуживания и издержки, связанные с возмещением потерь электроэнергии. Графа “место” ранжирует предпочтительность вариантов структурной схемы по критерию минимума затрат. Например, для первого варианта структурной схемы затраты по формуле (3) оценивались следующим образом

Òð1 – ÒÖ-630000 500; Òð2 – АТДЦТН-320000 500 220; Òð3 – ÒÖ-630000 220; Òð4 – ÒÐÄÍ-63000 35; Ã1 – ÒÂÂ-500-2

Ç= 0,12 5978 + (173 + 120 + 278) = 1288 îòí. åä.

Âòàáë. 2 аналогичные расчеты проведены по формуле (7) или, что то же самое, по выражению (8) при Eí.ï = E = 0,08 и расчетном сроке службы электроуста-

новки 30 лет (n = 30 èëè Tðàñ÷ = 31). Значения Èê.ð, Èî èëè Èï â òàáë. 2 – это соответствующие ежегодные издержки, умноженные на коэффициент

31

(1 Eí.ï )1 t 1125, при расчете по формуле (7) или

t 2

(1 E) 30 1 1125, при расчете по формуле (8), т.е. резу-

E(1 E) 30

льтирующие издержки за весь рассматриваемый период. В частности, при использовании формулы (7) затраты на первый вариант структурной схемы составят

31

Ç 5978 (173 120 278) (1 0,08)1 t

t 2

12 402 îòí.åä.,

àформулы (8)

Ç5978 (173 120 278) (1 0,08) 30 1

0,08) 300,08(1

12 402 îòí.åä.

При использовании формулы (5) или (6) требуется в полной мере учесть фактор разновременности затрат. Для упрощения расчетов предположим, что результи-

Ò à á ë è ö à 2

!

Òð1 – ÒÖ-630000 500; Òð2 – 3 АОДЦТН-267000 500 220; Òð3 – 1 АОДЦТН-267000 500 220; Òð4 – ÒÖ-630000 220; Òð5 – ТРДЦН-63000 220; Òð6 – ÒÐÄÍ-63000 35; Ã1 –ÒÂÂ-500-2

рующие капитальные вложения Ê на электроустановку осуществляются последовательно в течение первых четырех лет равными долями (по 25% в год). Ежегодные издержки производства, связанные с вводом основных средств, учитываются в последующих годах и также равными долями по 25%. Соответствующие расчетные условия приведены в òàáë. 3. Обратим внимание, что в формуле (5) во внимание принимаются приращения ежегодных издержек Èt = Èt – Èt – 1, поэтому при принятых расчетных условиях (òàáë. 3), на- чиная с шестого расчетного года, объект выходит на уровень эксплуатации с неизменными ежегодными издержками и Èt = 0; что касается расчетных условий для формулы (6), то здесь учитываются не изменения, а абсолютные текущие ежегодные значения издержек. Результаты расчетов по формулам (5) и (6) приведены в òàáë. 4. К примеру, при использовании формулы (5) затраты на первый вариант схемы составляют

Ç = (0,12 0,25 5978)(1 + 0,08)1 – 1 + [0,12 0,25 5978 +

+0, 25(173 + 120 + 278)](1 + 0,08)1 – 2 + [0,12 0,25 5978 +

+0,25(173 + 120 + 278)](1 + 0,08)1 – 3 + [0,12 0,25

5978 + 0,25(173 + 120 + 278)](1 + 0,08)1 – 4 + + 0,25(173 + + 120 + 278)(1 + 0,08)1 – 5 = 1114 îòí. åä.,

а при применении формулы (6)

Ç = (0,25 5978)(1 + 0,08)1 – 1 + [0,25 5978 + 0,25(173 +

+120 + 278)] (1 + 0,08)1 – 2 + [0,25 5978 + 0, 5(173 +

+120 + 278)] (1 + 0,08)1 – 3 + [0,25 5978 + 0, 75(173 +

Ã1

ÑÍ ÑÍ ÑÍ ÑÍ

" "

Òð1 – ÒÄÖ-500000 500; Òð2 – ÒÄÖ-250000 220; Òð3 – ТРДЦН63000 220; Ã1 – ÒÂÂ-500-2

+ 120 + 278)](1 + 0,08)1 – 4 + (173 + 120 + 278)

31

(1 0,08)1– t 11 015 îòí. åä.

t 5

Анализ результатов выбора предпочтительного варианта структурной схемы электростанции с использованием различных методов и расчетных условий учета затрат (òàáë. 1, 2, 4) наглядно демонстрирует, что абсолютные значения затрат, полученные по различным расчетным выражениям, могут существенно различа- ться. Однако относительные значения затрат (т.е. абсолютные затраты на какой-либо вариант, деленные на минимальные затраты наиболее экономичного варианта) остаются практически неизменными, различаясь не более чем на 1 – 2%.

Как видно из данных òàáë. 1, 2, 4, наиболее предпочтительны пятый и четвертый варианты структурной схемы электроустановки независимо от используемых методов и расчетных условий учета затрат.

Таким образом, надо полагать, что на стадии проектирования при технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок могут в общем случае не иметь принципиального значения абсолютные характеристики затрат и методы их учета. Необходимо только подчеркнуть, чтобы в расчетах принимались стоимостные показатели в одной экономической системе координат.

Выводы

1. Анализ методической базы технико-эконо- мических сравнений вариантов электроустановок, имеющей место в мировой практике, показывает,

Ò à á ë è ö à 3

Òð 1

Òð 2

Ã1

# #

Òð1 – ÒÖ-630000 500; Òð2 – 3 АОДЦТН-167000 500 220; Òð3 – ÒÐÄÍ-63000 35; Ã1 – ÒÂÂ-500-2

что в качестве критерия оптимальности принимаемого решения берется минимум хорошо известных в России и зарекомендовавших себя на практике приведенных затрат.

2.Приведенные затраты за расчетный срок службы электроустановки широко используются за рубежом и являются главным критерием оптимальности принимаемого технического решения в условиях либерализации электроэнергетического рынка и изменения форм собственности в отрасли. Указанные затраты – формула (6) – были ранее известны в нашей стране и их целесообразно (с уче- том приведенных сравнительных расчетов) использовать в отечественной практике на данном временном промежутке. При этом для отдельно взятой электроустановки в качестве расчетного периода при приведении затрат используется расчетный срок ее службы.

3.При сравнении вариантов электроустановок нет необходимости учитывать всю гамму их тех- нико-экономических характеристик. Наиболее принципиально и важно принять во внимание стоимостные показатели электроустановки в одной экономической системе координат.

4.Выбор варианта электроустановки по минимуму приведенных затрат на ее сооружение и ре- монтно-эксплуатационное обслуживание при выдерживании заданных технических ограничений даст при последующей эксплуатации максимизацию прибыли в производственном процессе независимо от форм собственности в отрасли.

Ò à á ë è ö à 4

" #

5. Область применения приведенных затрат должна ограничиваться, как и ранее, лишь техни- ко-экономическим сравнением для отбора предпочтительного варианта электроустановки и не заменяет собой показатели планово-экономической деятельности при регламентации взаимоотношений с органами власти при согласовании тарифов, определении источников финансирования строительства, оценки рентабельности производства, срока окупаемости инвестиций, а также эффективности внедряемых энергосберегающих технологий.

Список литературы

1.Кукель-Краевский Ñ. À. Обобщенный метод выбора оптимальных параметров энергетических установок. – Электричество, 1940, ¹ 8.

2.Âààã Ë. À., Захаров С. Н. Методы экономической оценки в энергетике. М. – Л.: Госэнергоиздат, 1962.

3.Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического

хозяйства (генерирование, передача и распределение электрической и тепловой энергии). М.: Энергия, 1973.

4.Волькенау И. М., Зейлигер А. Н., Хабачев Л. Д. Экономика формирования электроэнергетических систем Под ред. Троицкого А. А. М.: Энергия, 1981.

5.Денисов В. И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6.Экономика промышленности Под ред. Барановского А. И., Кожевникова Н. Н., Пирадовой Н. В. М.: Изд-во МЭИ, 1998.

7.Roussel Ph., Hossenlopp L., Gallon F. Technical and economical evaluation of new air-insulation substation consepts. CIGRE, 2002, Pap. 23-205.

8.Functional specification as driver for technical economical optimization of substation Carvalho A., Bosshart P., Christiansen U. etc. CIGRE, 2000, Pap. 23-101.

9.Georgopoulos A. D., Papadopoulos C. A., Agoris D. P. A 170 kV compact switchgear module application at Komotini open-air substation in northeastern Greece. CIGRE, 2002, Pap. 23-204.

10.An integral evaluation approach for bidding for new components for HV electrical substations. Critical analysis and considerations on its applicability Colombo E., Colloca V., Sottero G. etc. CIGRE, 2002, Pap. 23-305.

11.Êèíè Ð. Размещение энергетических объектов. М.: Энергоатомиздат, 1983.

12.Пелисье Р. Энергетические системы. М.: Высшая школа, 1982.

13.Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1983.

14.Наяшкова Е. Ф. Выбор структурной схемы КЭС. – В кн.: Сборник задач по электрической части электрических

станций Под ред. Неклепаева Б. Н. М.: Изд-во МЭИ, 1985.

15. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.