4.4. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети

Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании элек­трических сетей осуществляется на основе технико-экономи-ческого сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их срав­нительной эффективности. Обоснование решений производится по минимуму затрат, если сравниваемые варианты обеспечи­вают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект [18].

В условиях плановой экономики технико-экономические показа­тели объектов электроэнергетики оцениваются по изве­стной формуле приведенных дисконтированных затрат:

З_t = ∑(Е_нК_t + ∆И_t) (1 + Е_н.п)^i–t,

^{t = 1}

где З_t  приведенные затраты; К_t  капитальные затраты в год t; Е_н  нормативный коэффициент эффективности капитальных вло­жений, назначение которого  приведение капитальных затрат к уровню ежегодных издержек; ∆И_t  ежегодное приращение издержек И в год t, ∆И_t = И_t – И_t–1; t = 1, …, T_и; Т_и  период времени строительства и эксплуатации объекта с изме­няющимися издержками; Е_н.п  норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат; i  год приведения.

Метод приведенных затрат предполагал, что после окончания сро­ка службы объект должен быть возобновлен, для чего в составе ежегод­ных издержек учитывалась накапливаемая амортизация (реновация).

Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложении Е_н и норматив дисконтирования Е_н.п по существу должны быть одинако­выми. В условиях плановой экономики государственные органы с помо­щью дифференцирования коэффициента Е_н по отраслям народного хо­зяйства искусственно завышали эффективность отдельных отраслей. Для электроэнергетики в 60–80-е годы нормировались Е_н = 0,12 и Е_н.п = 0,08. При рыночных отношениях эти коэффициенты должны быть оди­наковыми. Для сравнительной экономической оценки вариантов техни­ческих решений в качестве одного из показателей используются суммар­ные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капита­ловложений и издержек за срок службы объекта:

Т_расч Т_расч

З = ∑З_t(1 + Е_н.п)^1–t = ∑(К_t + И_t)(1 + Е_н.п)^1–t

t=1

, (4.12)

где З  сумма дисконтированных затрат; K_t  капитальные затраты в год t; И_t – эксплуатационные издержки в год t; Е_н.п  норма дисконта; t – текущие годы строительства и эксплуатации объекта; T_расч – срок службы объекта; дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1).

В формуле (4.12) амортизационные отчисления на реновацию а_р в составе И_t не учитываются, поскольку в условиях рыночных отноше­ний в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или на замену выбывающих объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование К_t, но и на другие цели.

Критерием для выбора варианта развития сети, ее части или отдель­ного объекта является минимум суммарных дисконтированных приве­денных затрат.

Капитальные вложения (К), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов, должны определяться в прогнозных ценах од­ного уровня и по источникам равной достоверности.

Расчеты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут приниматься по аналогам или укрупненным показателям стоимо­сти линий и ПС с применением индексов пересчета на дату разработки проектных материалов. Одни и те же элементы, повторяю­щиеся во всех вариантах, не учитываются.

Стоимость реконструкции, техперевооружения и расширения дей­ствующих объектов определяется с учетом затрат, связанных с их реа­лизацией, по формуле

К_рек = К_нов + К_дем – К_ост,

где К_нов – стоимость вновь устанавливаемого оборудования; К_дем  стоимость демонтажа существующего (старого) оборудования; К_ост – остаточная стоимость демонтируемого оборудования, кото­рое не отработало нормативный срок службы и пригодно для использования на других объектах. Определяется К_осг по формуле

К_ост = К₀(1 – а_рt/100),

где К_о  балансовая стоимость демонтируемого оборудования; а_р  норма амортизационных отчислений на реновацию; t  продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.

Амортизационные отчисления приведены в табл. 4.11.

Таблица 4.11

Амортизационные отчисления (утверждены постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1)

Наименование элементов электрических систем	Срок полезного использования, лет	Коэффициент амортизации aр
Трансформаторы, выключатели, разъединители, отделители, преоб­разователи статические	От 15 до 20 включит.	6,7–5%
Генераторы к паровым, газовым и гидравлическим турбинам. Синхронные компенсаторы	От 25 до 30 включит.	4–3,3 %
ВЛ на металлических опорах	От 10 до 15 включит.	10–6,7 %
ВЛ на ж/б опорах	От 15 до 20 включит.	6,7–5 %
Кабели с медной жилой	Свыше 30 лет	Свыше 3,3 %
Провода и другие кабели	От 20 до 25	5–4%

Примечание. Приведенные данные основаны на зарубежном опыте; в отечественной проек­тной практике они пока не нашли широкого применения.

Эксплуатационные издержки (И_t) определяются по выражению

И_t = И_t + И_ф + ∆И_t,

где И_t  общие годовые эксплуатационные расходы по электросетево­му объекту без учета затрат на амортизацию (табл. 4.12); И_ф  финансовые издержки, равные выплатам процентов по кре­дитам, облигациям и др. по годам расчетного периода; ∆И_t  затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Таблица 4.12

Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат

Наименование элементов энергетических систем	Затраты на обслуживание	Ремонты	Общие отчисления
Электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС): до 150 кВ	3,0	2,9	5,9
220 кВ и выше	2,0	2,9	4,9
Электрооборудование и распреде­лительные устройства ГЭС: до 150 кВ	3,0	2,5	5,5
220 кВ и выше	2,0	2,5	4,5
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах	0,4	0,4	0,8
ВЛ 35220 кВ на деревянных опорах	0,5	1,6	2,1
КЛ до 10 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях	2,0	0,3	2,3
под водой	2,0	0,6	2,6
КЛ до 10 кВ с алюминиевой оболочкой, проложенные: в земле и в помещениях с пластмассовой изоляцией	2,0	0,3	2,3
в земле и помещениях	2,0	0,3	2,3
КЛ 20-35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях под водой	2,0 2,0	0,4 0,8	2,4 2,8

Затраты на возмещение потерь электроэнергии ∆И_t рассчитывают по формуле

∆И_t = ∆Э_t Ц,

где ∆Э_t  расчетные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта; Ц  тариф на электроэнергию.

При оценке затрат на возмещение потерь величина тарифа на элек­троэнергию принимается с учетом:

• рынка электроэнергии  оптового или регионального;

• напряжения сети;

• района размещения потребителя.

Тариф на электроэнергию. Строгая идеология ценообразования на рынке электроэнергии (структура тарифного меню) для разных потре­бителей в настоящее время отсутствует.

В структуре тарифного меню должны быть в обязательном порядке представлены двухставочные, одноставочные, зонные тарифы как по часам суток и времени года, так и интегральные, в разрезе объемов по­требления и уровней напряжения.

Структура тарифа потребителей розничного рынка электроэнергии (РРЭ) следующая:

T_PPЭ = Т_о + ∆Т_п.с,

где Т_РРЭ – тариф потребителя РРЭ; Т_о – тариф потребителя, отражающий затраты и прибыль энергоснабжающих организаций (экономически обоснованный тариф); ∆T_п.с – надбавка к тарифу, складывающаяся в результате перекрест­ного субсидирования. Структура расчетного суммарного тарифа на электроэнергию (Т_расч) при выходе на оптовый рынок электроэнергии следующая:

Т_расч = Т_о.р.э + Т_у + Т_АО-эн + Т_эс, (4.48)

где Т_о.р.э – тариф на электроэнергию в регулируемом и конкурентном секторах ФОРЭМ; Т_у – суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «НДР ФОРЭМ» и других организаций; Т_АО-эн – тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям АО-энерго; Т_эс – тариф на услуги по передаче по сетям других электросетевых организаций (коммунальная энергетика и пр.).

Тарифы на электроэнергию для потребителей мощностью более 750 кВА на розничном и оптовом рынках, сложившиеся по состоянию на начало 2004 г. в зоне энергосистем Европейской части страны, пред­ставлены в табл. 4.14. На РРЭ средний тариф для потребителя Европей­ской зоны России варьируется от 80 до 160 коп./кВтч (за исключением регионов, обслуживаемых ОАО «Дагэнерго», «Колэнерго», «Ленэнерго» и «Мосэнерго»).

Среднеотпускной фактический тариф регулируемого рынка элект­роэнергии по состоянию на апрель 2004 г. в Европейской зоне России составил 51 коп./кВтч, а в конкурентном секторе по результатам тор­гов находился на уровне 47 коп./кВтч. Суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ОДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «ОДР ФОРЭМ» и других организаций составляет примерно 10 коп./кВтч.

Таблица 4.13

Тариф на электроэнергию для потребителей мощностью более 750 кВА на розничном и оптовых рынках, коп./кВтч

Уровни напряжения		Розничный рынок		Регулируе­мый сектор		Конку­рентный сектор		Предельные уровни сред­них тарифов на услуги по передаче элек­троэнергии через сети АО-энерго
		Средний та­риф потреби­телей в пересчете на одну ставку		Суммарное среднее значение тарифа Трасч		Суммар­ное сред­нее значе­ние тарифа Трасч
Центральный округ
ВН		109,5		85,5		80,5		23
СН		134		114		109		51,5
НН		143,5		172,5		167,5		110
Северо-Западный округ
ВН		127		94,5		91		33,5
СН		135,5		124,5		121		63,5
НН		162		156		152,5		95
Южный округ
ВН		102		90		85,5		28
СН		116,5		134,5		130		72,5
НН		153		151		146,5		89
Приволжский округ
ВН		92		87,5		81		23,5
СН		109,5		124,5		118		60,5
НН		138		151		144,5		187
Уральский округ
ВН		86		85,5		78		20,5
СН		122		106		98,5		41
НН		137		146		138,5		81
В среднем по Европейской зоне
ВН	103,3		88,6		83,2		25,7
СН	123,5		120,7		115,3		57,8
НН	146,7		155,3		149,9		92,4

Норма дисконта. Дисконтированием затрат называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к ценности на начало расчетного периода (момент приведения).

Норма дисконта (Е_н.п), выраженная в долях единицы или в процен­тах в год, является основным экономическим нормативом, используе­мым при оценке эффективности инвестиционных про-ектов.

Различаются следующие нормы дисконта: коммерческая, участни­ка проекта, социальная (или общественная) и бюджетная.

Поскольку обоснование инвестиций в развитие электрических сетей рекомендуется выполнять по критерию общественной эффективности, в качестве нормы дисконта можно использовать социальную норму.

Социальная (общественная) норма дисконта характеризует минималь­ные требования общества к эффективности проектов. Такая нор­ма дисконта считается централизованным параметром и должна уста­навливаться органами управления народным хозяйством России в увяз­ке с прогнозами экономического и социального развития страны.

До централизованного установления социальной нормы дисконта вместо нее для оценки эффективности проекта в целом можно приме­нять коммерческую норму дисконта.

Коммерческая норма дисконта может устанавливаться в соответ­ствии с требованиями минимально допустимой доходности вкладыва­емых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок бан­ков. Указанное может соответствовать процентной ставке по годовым еврокредитам на Лондонском рынке (LIBOR), составляющей 46%.

На уровне 2004 г. годовые процентные ставки Сберегательного банка России превышают аналогичные ставки европейских банков и, в част­ности, ставки LIBOR по годовым еврокредитам. Нормы дисконта со­ставляют в США 8,3%, во Франции  7%. В отечественной практике норму дисконта рекомендуется оценивать исходя из средней европейс­кой депозитной ставки банков на уровне 812%.

Значение Е_н.п существенно влияет на результаты расчета: так, с ее повышением возрастает влияние затрат первых лет расчетного перио­да. Поэтому для крупных капиталоемких объектов может потребовать­ся учет фактора неопределенности и риска с варьированием исходной информации, в том числе Е_н.п, и проверкой результатов расчета на ус­тойчивость.

Расчетный период. Развитие электрической сети во всех сравнивае­мых вариантах должно рассматриваться за один и тот же период време­ни. Учитывая, что условия работы и режимы электрической сети под­вержены существенным изменениям во времени, целесообразно рас­сматривать в качестве расчетного периода не срок службы объектов, а временной уровень, на который разрабатывается проект.

Выбор схем развития электрических сетей выполняется, как пра­вило, на следующие перспективные уровни (расчетные сроки): Единая национальная электрическая сеть  10 лет; основная сеть ОЭС 10 лет; распределительная сеть  58 лет; сеть внешнего электроснабжения промышленных предприятий, электрифицируемых участков железных дорог, перекачивающих стан­ций магистральных нефтепроводов, газопроводов и продуктопроводов, выдачи мощности электростанций и т. п.  сроки ввода в работу (осво­ения мощности) объекта, с которым связано сооружение проектируе­мой сети.