ООО Энергия

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)

Примечание.

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

Эксплуатационные издержки (Иt,) 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

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*

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.