6.2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

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

В условиях плановой экономики технико-экономические показа­тели объектов электроэнергетики оценивались в нашей стране по изве­стной формуле приведенных дисконтированных затрат:

где Зt - приведенные затраты;

Кt - капитальные затраты в год t;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вло­жений, назначение которого - приведение капитальных затрат к уровню ежегодных издержек;

t=1,…….., Ти;

Ти - период времени строительства и эксплуатации объекта с изме­няющимися издержками; Ен.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 вложений Ен и норматив дисконтирования Ен.п. по существу должны быть одинако­выми. В условиях плановой экономики государственные органы с помо­щью дифференцирования коэффициента Ен по отраслям народного хо­зяйства искусственно завышали эффективность отдельных отраслей. Для электроэнергетики в 60-80-х годах нормировались Ен = 0,12 и Ен = 0,08. В условиях рыночных отношений 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:

где З - сумма дисконтированных затрат;

Кt - капитальные затраты в год t;

Иt - эксплуатационные издержки в год t;

Енп - норма дисконта;

t - текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

Траcч - срок службы объекта; дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1).

В формуле (6.2) амортизационные отчисления на реновацию ар в составе Иt, 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 Кt, 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 (раздел 7) 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:

где Кнов  - стоимость вновь устанавливаемого оборудования;

Кдем  - стоимость демонтажа;

Кост  - остаточная стоимость демонтируемого оборудования, которое не

отработало нормативный срок службы и пригодно для использования на других объектах.

Кост определяется по формуле:

где Ко - первоначальная стоимость демонтируемого борудования, принимается по действующим ценам;

 ар - норма амортизационных отчислений на реновацию;

t   - продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.

 

Амортизационные отчисления приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Амортизационные отчисления

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

Наименование элементов электрических систем

Срок полезного использования, лет

Коэффициент амортизации, ар

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 %

В Л 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 t,) определяются по выражению:

где И't - общие годовые эксплуатационные расходы по электросетево­му объекту без учета затрат на амортизацию (табл. 6.2);

      Иф - финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, но облигациям и др. по годам расчетного периода;

     Иt - затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Таблица 6.2

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

220 кВ и выше

 

 

3,0

2,0

 

 

2,9

2,9

 

 

5,9

4,9

Электрооборудование и распреде­лительные устройства ГЭС:

до 150 кВ

220 кВ и выше

 

 

3,0

2,0

 

 

2,5

2,5

 

 

5,5

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 под водой

с алюминиевой оболочкой, проложенные в земле и в помеще­ниях

с пластмассовой изоляцией, проложенные в земле и помеще­ниях

 

2,0

2,0

 

2,0

2,0

 

0,3

0,6

 

0,3

0,3

 

2,3

2,6

 

2,3

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 Иt рассчитывают­ся по формуле:

Иt = ЭtЦ                                              (6.6)

где Эt - 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:

ТРРЭ = То + ТПС,                                                         (6.7)

где ТРРЭ  - тариф потребителя РРЭ;

      ТО    - тариф потребителя, отражающий затраты и прибыль энергоснаб-жающих организаций (экономически обоснованный тариф);

      ТПС - надбавка к тарифу, складывающаяся в результате перекрест­ного   субсидирования.

Структура расчетного суммарного тарифа на электроэнергию (Трас) при выходе на оптовый рынок электроэнергии следующая:

Трас = ТОРЭ + ТУ + ТАО-эн + ТЭС,                                   (6.8)

где ТОРЭ  - тариф на электроэнергию в регулируемом и конкурентном секторах ФОРЭМ;

       Ту     - суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ

       ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «ЦЦР ФОРЭМ» и других организаций;

      ТАО-эн - тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям АО-

энерго; Тэс - тариф на услуги по передаче по сетям других электросетевых

организаций (коммунальная энергетика и пр.). Тарифы на электроэнергию для потребителей мощностью более 750 кВАна розничном и оптовом рынках, сложившиеся по состоянию на начало 2004 г., в зоне энергосистем Европейской части страны, пред­ставлены в табл. 6.3. На РРЭ средний тариф для потребителя Европей­ской зоны России варьируется от 80 до 160 коп./кВтч (за исключением регионов, обслуживаемых ОАО «Дагэнерго», «Колэнерго», «Ленэнер-го» 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./кВтч. Суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» и других организаций составляет примерно 10 коп./кВтч.

Таблица 6.3

Тарифы на электроэнергаю для потребителей мощностью более

750 кВА на розничном и оптовом рынках, коп./кВтч*

 

 

Уровни

напряжения/

                    Тарифы

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, Трас

Суммар­ное сред­нее значе­ние тари­фа, Трас

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 (Ен.п.), выраженная в долях единицы или в процен­тах в год, является основным экономическим нормативом, используе­мым при оценке эффективности инвестиционных проектов.

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. Социальная 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 Ен.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 Енп, 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.

 


* По материалам журнала «Новости электротехники», № 3 (27), 2004 г.