7.2. Технико-экономическое сопоставление вариантов сооружения электрической сети

В условиях рыночных отношений между производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходтмо назвать следующие:

• срок строительства электрической сети;

• начальные капитальные затраты на ее сооружение;

• темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;

• учетная ставка банка за выданную ссуду на сооружение сети;

• тариф на электроэнергию и его изменения;

• эксплуатационные расходы за весь срок службы.

Энергокомпания является частным предприятием или акционерным обществом и строит свои отношения с потребителем электроэнергии и кредитором – банком или другой организацией, дающей ссуду на строительство сети. В таком случае критерий выбора варианта строительства может быть взят как сумма затрат на сооружение и эксплуатацию электрической сети [31]:

,

(7.1)

где К – капитальные затраты на сооружение электрической сети с учетом инфляции за время сооружения и учетной ставки банка; И –издержки за весь срок службы электрической сети с учетом изменения стоимости электроэнергии за это время и с учетом инфляции.

Энергокомпания для сооружения объекта может взять либо краткосрочную ссуду в банке на срок не более одного года, либо долгосрочную – по долговому обязательству. Если деньги нужны для сооружения объекта в течение нескольких лет, ссуду можно взять в долг у государства, у другой компании или у будущих потребителей. Эта операция называется «лизинг». Кредитор может дать деньги под определенный процент, называемый «учетная ставка» или «интерес», причем он должен быть уверен в успехе проекта и в том, что он сможет вернуть свои деньги с прибылью с учетом инфляции. Интерес кредитора может состоять в том, что он может в будущем купить объект у энергокомпании, если этот объект будет приносить приемлемую прибыль.

Решение о вложении денег в строительство объекта энергокомпания принимает после сопоставления годовых эксплуатационных расходов со стоимостью капиталовложений и дохода от этого объекта. Поскольку доходы энергокомпании контролируются, удобно сравнивать капиталовложения с требуемым доходом. Требуемый доход при отсутствии прибыли равен сумме ежегодных расходов на обслуживание, ремонт, потери энергии и годовых фиксированных расходов на вложенный капитал. Фиксированные расходы должны включать выплату дивидентов акционерам или выплату процентной ставки за кредит, расходы, покрывающие инфляцию, налоги на доходы, налоги на собственность и страховые взносы.

В условиях рыночной экономики существует понятие «стоимости денег». Сами по себе деньги ничего не стоят. Понятие «стоимость денег» имеет смысл покупательной способности денег. Деньги стоят столько, сколько товаров и услуг на них можно купить. Число товаров и услуг, которые можно приобрести на деньги в конкретное время, пропорционально реальной стоимости денег в это время. Сравнение вариантов электрических сетей требует объединения затрат, которые были произведены за различные периоды времени. Деньги, полученные в одно время, могут быть потрачены в другое время. Затраты за разные отрезки времени объединяют, используя концепцию времени стоимости денег, т. е. приведения затрат к одному моменту времени.

Стоимость, как реальная покупательная способность денег зависит от времени их расходования, поэтому различают понятия: номинальная стоимость денег, или фактические деньги, полученные и потраченные в одно время; реальная стоимость денег, или деньги, имеющие покупательную способность в определенное время.

Изменение стоимости денег называется обесцениванием или инфляцией. Из-за инфляции i % в год деньги обесцениваются на i % за этот год. Обозначим через К₀ сегодняшнюю стоимость денег, через год эта стоимость уменьшится в 1 + i раз, через n лет уменьшение стоимости денег произойдет в (1 + i)ⁿ раз. Купить те же товары и услуги через n лет можно будет уже за деньги К_n = К₀k_п1, где k_п1 = (1 + i)ⁿ – коэффициент приведения будущей стоимости денег к сегодняшнему дню; i – ежегодная инфляция в относительных единицах.

Примем за начало отсчета времени t = 0 – момент начала сооружения сети. Если электрическая сеть строится в течение времени T_в лет, то в момент времени t = 0 энергокомпания должна взять такой кредит с учетной ставкой i, чтобы этой суммы хватило на закупку оборудования, материалов, на выполнение строительно-монтажных работ за время T_в с учетом инфляции. Возможен отдельный учет интереса кредитора i₁ и инфляции i₂. В этом случае i = i₁ + i₂.

Если обозначить начальные капитальные затраты на сооружение сети в момент t = 0 К₀, то полные затраты К за время сооружения T_в составят

.

(7.2)

После ввода объекта в эксплуатацию энергокомпания несет ежегодные издержки и получает доход от продажи электроэнергии потребителям. В этот период энергокомпания может начать расплачиваться с кредитором.

Введем формулу коэффициента приведения ежегодных эксплуатационных расходов к сегодняшнему дню с учетом займа денег и ежегодных платежей с учетом интереса кредитора и роста стоимости электроэнергии.

,

(7.3)

где T_э – экономический срок службы электрической сети, который обычно меньше физического срока службы и который отсчитывается от момента t = T_в; i_э – эквивалентная учетная ставка (отн. ед.):

;

(7.4)

i – учетная ставка кредитора и значение инфляции; a – рост стоимости электрической энергии (отн. ед.).

Значение эквивалентной учетной ставки принимается не меньше значения инфляции. Она называется также «минимальной приемлемой учетной ставкой при возврате капитала».

При ежегодных равных платежах в течение экономического срока службы электрической сети T_э общая сумма долга, возвращенная кредитору за этот срок, определится как

.

(7.5)

Эксплуатационные издержки энергокомпании за срок службы электрической сети T_э складывается из двух составляющих:

,

(7.6)

где И₁ – приведенные к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию расходы на управление, обслуживание, ремонт и замену оборудования, налоги, страховые взносы и пр. И_пот – капитализированная стоимость потерь мощности и энергии в электрической сети, т. е. стоимость потерь, приведенная к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию.

Значение И₁ определяется как

,

(7.7)

где  - относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат; k_п2 – коэффициент приведения эксплуатационных затрат за экономический срок службы электрической сети к сегодняшнему дню.

Капитализированная стоимость потерь в электрической сети имеет две составляющие:

,

(7.8)

где И_P – стоимость расширения электростанций и подстанций в существующей сети для компенсации потерь мощности в сооружаемой сети:

;

(7.9)

 - удельная стоимость расширения электростанций и подстанций; P_ – полные потери мощности в электрической сети (нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону P_ = P + P_х + P_кор); И_W – стоимость электрической энергии, необходимой для покрытия потерь энергии в электрической сети за экономический срок службы электрической сети, приведенная к сегодняшнему дню:

;

(7.10)

 - время наибольших потерь; b – удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии в электрической сети.

Полные затраты (7.1) определятся по формуле:

(7.11)

По всем разрабатываемым вариантам сооружения электрической сети следует рассчитать полные затраты и на основе их сопоставления выбрать вариант с меньшими затратами. Если сравниваемые варианты отличаются по затратам менее чем на 5 %, то эти варианты считаются равноценными и окончательный выбор следует делать по каким-либо другим критериям, например учитывающим экологические, эстетические и партнерские факторы. Данные о стоимости сооружения линий и подстанций в виде укрупненных показателей приводятся в справочной литературе на 1984 г. Для их использования следует пересчитать данные по стоимости оборудования через коэффициент приведения цен к сегодняшнему дню. Данные о стоимости оборудования, выпускаемого в настоящее время, следует искать в каталогах фирм-изготовителей и заводов.

Приведенная выше методика сопоставления вариантов на основе полных затрат учитывает зарубежный опыт, но не является утвержденной для использования в отрасли электроэнергетики России, однако в условиях рыночной экономики ее применение в энергосистемах может быть весьма полезным