CC BY
74
© Р.А. Азимов, А.А. Бенин, Ю.В. Шувалов,
Э.И. Богуславский, 2004
УДК 330.15
Р.А. Азимов, А.А. Бенин, Ю.В. Шувалов, Э.И. Богуславский
ЭКОНОМИКА И ЭКОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА ПРИ ПОЛУЧЕНИИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Семинар № 6
Сектор теплоснабжения в России является самым большим по объему потребляемых энергоресурсов - более 400 млн. т у.т. в год, или 45 % от общего их потребления в стране. В системах централизованного теплоснабжения (ЦТ) производится более 71 %, а децентрализованными источниками - около 29 % всего тепла. Электростанциями отпускается более 34 % всего тепла, котельными - почти 50 %.
Структура себестоимости конечного продукта - тепловой (электрической) энергии складывается из себестоимости, а затем цены у производителя данного вида первичного ресурса, определяемого природными условиями месторождения, уровнем технического совершенства добычи и организации производства и т.д.
В средней части процесса активную роль играют транспортные расходы, зависящие от его вида и расстояния, а также числа посредников и др. В результирующей фазе у производителя энергии вновь, как и у производителя первичных ресурсов, играют роль природные и технологические факторы.
Детальный анализ этих процессов, применительно к углю, дан в работе О.А. Мисевры и М.И. Щадова [1]. Для условий Ленинградской области показана в табл. 1.
Сделанный анализ стоимостных показателей котельных на различных видах топлива характеризуется существенным раз-
бросом отчетных данных. Это естественно, т.к. представляет котельные с различной тепло-производительностью и степенью износа, в разных экономических условиях транспортирования топлива, различной стоимостью электроэнергии, подпиточной воды и др.
Для корректного сравнения котельных, работающих на различных видах топлива и для сопоставительных расчетов создана экономико-математическая модель (ЭММ) определения технико-экономических параметров и показателей котельных на природном газе, мазуте, угле и древесном топливе (щепе). Она состоит из четырех блоков одинаковой структуры для каждого вида топлива (см. рисунок).
Таблица 1
Стоимость выработки тепловой энергии в районных котельных Ленинградской области (2000 г.)
Район
Максимальная стоимость теплоты, руб/Г кал
Г аз Мазут Уголь Торф
Бокситогорский 325 0 520 400
Волховский 248 854 688 785
Выборгский 256 920 822 459
Г атчинский 288 741 1140 0
Кингисепский 0 1040 438 0
Киришский 0 267 0 0
Кировский 578 426 488 0
Колтушский 713 0 905 0
Лодейнопольский 505 505 506 0
Ломоносовский 236 0 722 0
Лугинский 0 733 829 508
Приозерский 296 334 395 0
Сланцевский 257 257 257 0
Тихвинский 162 390 581 599
Тосненский 250 681 452 402
г. Волхов 193 0 1153 220
Среднее значение 331 596 660 482
Климатические
г~
Т еплотехническиб
Экономические
Расходы
теплоты
Т еплопроизводи-тельность
т
Тепловые нагрузки
Температурные
режимы
-4-
Отпуск теплоты
Алгоритм и блок-схема экономико-математи-ческой модели топливной котельной
КАПИТАЛОВЛО-
ЖЕНИЯ
I
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ТРАТЫ
Прир экономи дирекі парах одные, ческие и гивные летры
ч г
Эксергетические параметры и показатели
Экономические
показатели
Амортизация и текущий ремонт
- котельных на мазуте - 7 единиц;
- котельных на угле - 7 единиц;
- котельных на щепе - 7 единиц.
расходы по остальным статьям оговорены
выше.
Результаты расчетов они объединены в три группы (табл. 2):
- природные, экономические и дирек-
тивные параметры;
- эксергетические параметры;
- экономические показатели.
Расчеты были выполнены для оптимистического и пессимистического вариантов прогноза цен на топливо [2], в качестве которого рассматривался газ, мазут, уголь, древесная щепа.
Экономико-математическое моделирование рассматриваемых видов котельных позволило провести оценку и сравнение их экономических показателей для прогнозируемого периода с 2003 до 2020 г. В табл. 3 приведены результаты расчетов для 2005 г. и 2020 г. (табл. 4).
Соотношение основных статей эксплуатационных затрат (на топливо, выплату кредитов и процентной ставки, амортизацию и текущий ремонт, остальные виды затрат) по котельным на древесной щепе, природном газе, мазуте и угле показывает, что затраты на топливо, при сопоставлении с природным газом, как самым дешевым, для остальных видов котельных составляют:
- в 2005 г. на мазуте в 2,8 раза дороже, на угле в 1,7 раза и на древесной щепе только в 1,3 раза;
- в 2020 г. на мазуте в 3 раза дороже, на угле только в 1,3 раза и на древесной щепе в 1,4 раза.
Удельные затраты на производство теплоты котельными на природном газе, мазуте, угле и древесной щепе: себестоимость и приведенные затраты, существенно различны. Минимальные себестоимость и приведенные затраты обеспечивают газовые котельные.
Таблица 2
Результаты экономико-математического моделирования
№ Наименование Значение
1. Природные, экономические условия и исходные параметры
1. Количество жителей, чел 1000
2. Максимальная температура воды в прямом трубопроводе, 0С 90
3. Максимальная температура воды в обратн. трубопроводе, 0С 40
4. Температура воды в период летнего ГВС, 0С 50
5. Температура холодной воды зимой, 0С 3
7. Срок службы котельной, лет 25
8. Цена электроэнергии, дол./кВт.час 0,03
9. Процентная ставка банка, % 9
10 Цена топлива, дол./т у.т. 49,47
2. Эксергетические показатели
1 Максимальная тепловая нагрузка отопительного периода, ГДж/ч 10,78
2 Суммарная годовая тепловая нагрузка, тыс. ГДж/год 33,2
3. Годовая выработка теплоты в т у.т., тыс. т у.т./год 1,4
3. Экономические показатели
1 Капиталовложения, млн. руб 14,44
2 Эксплуатационные затраты по АК, млн. руб/год 6,71
в.т.ч.: Затраты на топливо, млн. руб/год 2,44
Выплата кредита и процентной ставки, млн. руб/год 1,25
Амортизация и текущий ремонт, млн. руб/год 1,55
3 Себестоимость отпуска теплоты, руб/ГДж 201,716
4 Приведенные затраты, руб/ГДж 253,850
5 Суммарное значение NPV, млн. руб. 67,2
В 2005 г. себестоимость выработки теплоты на этих котельных в 1,2 раза ниже,чем в котельных на щепе, в 1,6 и в 1,8 раза ниже чем в мазутных и угольных котельных. Приведенные затраты, соответственно в 1,1;
1,5 и 1,7 раза. Следовательно, самой дорогой в
этом году является угольная котельная. Производство теплоты в котельной на мазуте несколько дешевле, а на древесной щепе почти не отличается от котельных на природном газе.
В 2020 г. себестоимость выработки теплоты
Таблица 3
Экономические показатели по четырем типам котельных (оптимистический прогноз по ценам на топливо на 2005 г.)
ПОКАЗАТЕЛИ ЩЕПА ГАЗ МАЗУТ УГОЛЬ
Цена топлива, дол./т у.т. 35,24 29,56 79,65 43,66
Цена электроэнергии, дол./кВт.час 0,03 0,03 0,03 0,03
Рыночная цена теплоты, руб./ГДж 300,00 300,00 300,00 300
Капиталовложения, млн. руб 14,44 14,44 16,02 22,76
Эксплуатационные затраты по АК, млн. руб/год 6,52 5,63 9,10 9,89
в т.ч.: Затраты на топливо, млн. руб/год 2,00 1,46 4,15 2,58
Выплата кредита и проц. ставки, млн. руб/г. 1,25 1,25 1,39 1,98
Амортизация и текущий ремонт, млн. руб. 1,55 1,55 1,72 2,44
Остальные виды затрат, млн. руб. 1,72 1,37 1,84 2,89
Себестоимость отпуска теплоты, руб/ГДж 196,00 169,28 273,64 297,49
Приведенные затраты, руб/ГДж 248,13 221,41 331,45 379,64
Суммарное значение NPV, млн. руб. 71,99 94,20 5,89 -20,67
Таблица 4
Экономические показатели по четырем типам котельных (оптимистический прогноз по ценам на топливо на 2020 г.)
ПОКАЗАТЕЛИ ЩЕПА ГАЗ МАЗУТ УГОЛЬ
Цена топлива, дол./т у. т. 57,88 49,47 135,42 52,11
Цена электроэнергии, дол./кВт.час 0,03 0,03 0,03 0,03
Рыночная цена теплоты, руб./ГДж 300,00 300,00 300,00 300,00
Капиталовложения, млн. руб 14,44 14,44 16,02 22,76
Эксплуатационные затраты по АК, млн. руб/год 7,93 6,71 12,30 10,44
в т.ч.: Затраты на топливо, млн. руб/год 3,29 2,44 7,06 3,08
Выплата кредита и проц. ставки, млн. руб/год 1,25 1,25 1,39 1,98
Амортизация и текущий ремонт, млн. руб. 1,55 1,55 1,72 2,44
Себестоимость отпуска теплоты, руб/ГДж 238,56 201,72 369,85 314,01
Приведенные затраты, руб/ГДж 290,69 253,85 427,66 396,16
Суммарное значение NPV, млн. руб. 36,62 67,24 -74,07 -34,40
на газовых котельных возрастает в 1,2 раза и остается самой низкой из рассматриваемых. По сравнению с ней мазутная котельная в 1,8, угольная в 1,6, а на древесной щепе в1,2 раза дороже. Приведенные затраты, соответственно в 1,1; 1,7 и 1,5 раза. Самой дорогой в 2020 г. становится котельная на мазуте. Производство теплоты в котельной на угле несколько дешевле, а на древесной щепе почти не отличается от котельных на природном газе.
Суммарные значения основного бизнес-критерия - при условно- постоянной на весь срок прогнозирования рыночной цене теплоты 300 руб/ГДж, в 2005 г. положительны только для трех видов котельных: на
природном газе, древесной щепе и мазуте, причем для последней - близка к нулю. В 2020 г. для угольной и мазутной котельных отрицательны, следовательно экономически целесообразными будут только котельные на природном газе и древесной щепе.
Одним из экономических показателей, отражающихся на стоимости тепловой энергии, является ущерб от вредных выбросов в атмосферу и загрязнения окружающей среды энергопроизводящих установок.
Общий объем вредных выбросов в атмосферу в России, несмотря на спад производства в последнее десятилетие, составляет десятки миллионов тонн в год (18,661 в 1998 г. против 37,834 в 1988 г.). Наиболее значительное загрязнение атмосферы характерно для Уральского региона, Западной и Восточной Сибири, а также Северного, Центрального и Поволжья.
В Ленинградской области суммарный объем валового выброса вредных веществ в атмосферу в 1991 г. составлял 0,685 млн. т, в 1992 г.
- 0,585 млн. т, в 2002 г. - около 0,2 млн. т (твердых ~ 30 тыс. т, газообразных — 165 тыс. т).
Загрязнение окружающей среды предприятиями ТЭК является самым значительным в общем балансе по России, составляя по атмосферным выбросам от 30 до 40% и достигая 1216 млн. т в год (1990-1992 гг.).
Оценка ущерба может быть выполнена на основе методик [105,106] для различных видов сжигаемого топлива и определяется его удельными значениями для каждого вещества с учетом коэффициента для экономического района, от 1,0 - Дальневосточный, до 1,5 - СевероЗападный и 31,9 - Поволжский.
Так, плата за выброс 1 т золы углей в пределах установленных допустимых нормативами выбросов составляет от 7 (кузнецкие) до
103 рублей. За выбросы в пределах установленных лимитов 35-515 руб/т, соответственно. Для сланцевой золы 21 руб/т и 105 руб/т, оксида азота 35 руб/т и 175 руб/т, диоксида азота 52 руб/т и 260 руб/т, оксида углерода 0,6 руб/т и 3 руб/т, диоксида серы 40 руб/т и 200 руб/т и т.д.
Работа ТЭЦ и котельных на различных видах топлива, или их перевод с одного на другой, сопряжены не только с затратами на сооружения и их реконструкцию, но и платой за выбросы.
По данным Н.М. Качурина и др. [5, 6] перевод предприятий ТЭК общей мощностью
104 млн. ГДж в год с газового топлива на уголь приведет к эколого-экономичес-кому ущербу, равному 45 млн. руб. в год. В то же время, по данным С.Б. Мякова [7], перевод 59 котельных в Ленинградской области общей мощностью
Таблица 5
Соотношение экологоэкономического ущерба для различных топлив (атмосферные выбросы)
Топливо Экологоэкономический ущерб, руб/ГДж Соотношение, %
Уголь камен- 0,2-0,5 100
ный
Уголь бурый 0,3-0,6 125
Сланец 0,3-0,6 125
Торф 0,06-0,1 22
Брикеты дре- 0,2-0,3 70
весные
Мазут 0,1-0,2 45
Газ 0,005-0,01 2
около 600 гДж/ч с угля на торф позволит снизить плату за выбросы с 502 тыс. руб. в год до 186 тыс. руб. в год (фрезерный торф) и даже до 140 тыс. руб. (кусковой торф).
Удельный ущерб на 1 ГДж энергопроизводительности теплоэлектростанций по данным
Н.М. Качурина [5] составляет, при работе на угле, около 0,46 руб. При работе на газе ущерб в 70 раз меньше, т.е. около 0,006 руб/ГДж.
1. Мисевра О.А., Щадов М.И. Угольноэнергетический баланс Восточной Сибири и Дальнего Востока. - М.: Изд-во МГГУ, 2003, - 472 с.
2. Бенин А.А, Нифонтов Ю.А., Шувалов Ю.В. Производство энергоресурсов на основе местных источников топлива Ленинградсткой области. - СПб, -Изд-во СПГГИ, 2003, - 64 с.
3. Временная методика определения предотвращенного экологического ущерба. - М.: 1999 . - 54 с.
4. Постановление Правительства РФ от 12.062003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления.
По С.Б. Мякову [7] удельный ущерб при работе котельных на угле составит около 0,2 руб/ГДж, на фрезерном торфе 0,07 руб/ГДж, на кусковом - 0,056 руб/ГДж.
Таким образом, можно ориентировочно оценить экологоэкономический ряд топлив, используемых для получения электрической и тепловой энергии (табл. 5).
Высокая зольность некоторых энергетических каменных и бурых углей, сланцев и древесного топлива требует дополнительных затрат на нейтрализацию и размещение твердых отходов на поверхности или их хозяйственного использования, экологоэкономический ущерб от которых составит около 20-30% от определяемого по статье «загрязнение атмосферы».
------------------ СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
5. Качурин НМ., Иноземцева С.Н., Кузнецова Е.С.
Влияние энергопроизводительности тепло-
электростанции на пылегазовые выбросы в атмосферу. Изв. ТулГУ, Серия «Экология и безопасность жизнедеятельности». Вып.6. ТулГУ, - Тула, 2003. - с.157-165.
6. Качурин НМ., Иноземцева С.Н., Кузнецова Е.С. Аэрологические последствия перехода с природного газа на уголь на теплоэлектростанциях России. Изв. ТулГУ, Серия «Экология и безопасность жизнедеятельности». Вып.6. ТулГУ, - Тула, 2003. - с. 165-174.
7. Мяков С.Б., Селенков В.Г. Об использовании торфа в энергетике Ленинградской области. «Добыча и переработка торфа». Сб. научн. трудов ВНИИТП, вып. 73, СПб, НПЦ «Техноторф», 2002, с.81-89.
Коротко об авторах
Азимов РА., Бенин АА, Шувалов Ю.В., Богуславский Э.И. - Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет).
© Ю.П. Сорокин, Р.Р.Сафаров, 2004
УДК 502.76:553:330.15
Ю.П. Сорокин, Р.Р.Сафаров
ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ РАЦИОНАЛЬНОГО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ
Семинар № 6
ногочисленные публикации в научной литературе и СМИ на тему “природная рента”, как правило, игнорируют вопросы разработки и финансирования природоохранных мероприятий, оценки экологического ущерба окружающей среде и здоровью человека при разработке месторождений полезных ископаемых (в данном случае - месторождение углеводородного сырья). В первую очередь обсуждаются перераспределение, изъятие части этой прибыли для пополнения госбюджета (на 3-3,5 млрд. долл!) и лишь в малой мере -вопросы выделения (перераспределения) средств на воспроизводство самих ресурсов, увеличения объема геолого-разведоч-ных работ, экологизации производства, как важней составной части рационального недропользования.
Природные богатства России огромны. Имея лишь 3 % от общего населения планеты, 13 % территории, мы, россияне, обладаем 35 % природных ресурсов мира. На каждого жителя нашей страны приходится 11,7 условий единицы ресурсов, в то время как жителя страны США - 2 единицы, на жителя Западной Европы - 0,67 единицы, а на жителей так называемых третьих стран -0,58 единицы. Каждый из нас изначально богаче американца в 6 раз, в 17,5 раз богаче “среднего” европейца. Мы не умеем пользоваться дарованными нам богатствами, не уделяем должного внимание соблюдению конституцию РФ, где сказано (ст.9), что земля и другие природные ресурсы должны использоваться и охраняться как “основа жизни и деятельности народов, проживающих на соответствующих территориях”.
Нерешенность теоретических вопросов и практических задач, связанных с объективным возникновением в процессе использования недр экономических отношений между горно-
добывающим предприятием (предпринимателем), группами населения, проживающими в районах недропользования, в лице органов государ-
ственной власти различных уровней и обществом в целом, объясняется чрезвычайной сложностью, масштабностью и многогранностью данной проблемы, приобретшей в настоящее время остроактуальный и общегосударственный характер.
В природе не существуют даже двух одинаковых месторождений. Необходимость их эксплуатации обуславливает возникновение горной ренты. Анализ современного состояния отечественной экономики показывает, что дальнейшее развитие общества невозможно без достаточного обеспечения его постоянно возрастающих потребностей продукцией горнодобывающих предприятий. Это приводит к необходимости вовлечения в разработку месторождений, расположенных в удаленных, необжитых районах или имеющих низкое качество природного сырья. Вследствие этого растут цены на топливо и сырье. Автоматически за счет роста цен увеличивается незаработанная часть прибыли (дифференциальная горная рента) горнодобывающих предприятий, работающих на освоенных, высокоэффективных месторождениях с благоприятными горно-геологическими условиями. Постоянно возрастающие потребности общества в продукции горнодобывающих предприятий, ограниченность месторождений с благоприятными условиями разработки и перманентный рост цен на сырье является объективной основой возникновения дифференциальной горной ренты.
Переход экономики РФ на рыночные отношения сопровождается критическим переосмыслением теоретических и методических положений, являющихся в недавнем прошлом основой функционирования экономики страны. Закономерно, что такие изменения осуществляются и в экономике нефтедобывающего производства. К понятиям, требующих критического подхода к найденным ранее решениям, относятся и рентные отношения (рента - платежи за использование природных ресурсов). В настоящее время вопросы платы за природные ресурсы, особенно в неф-
тедобывающей отрасли, требуют теоретической проработки. Среди множества видов платежей наиболее известными и сравнительно значительными являются рентные платежи, призванные обеспечить равные экономические условия одноименным предприятиям, эксплуатирующим различные по продуктивности и местонахождению, качеству источника нефти. В практике нефтедобывающие отрасли дифференциация удельных затрат на единицу добываемой продукции, обусловленная различиями природных условий производства (экономико-географических, горногеологических, технологических и т.д.) достигает значительных размеров. Вследствие этого без обеспечения одинаковых экономических условий хозяйствования, невозможно вести речь о здоровой, справедливой конкуренции одноименных предприятий, арендующих у государства (собственника недр) месторождения с неустранимыми различиями в горно-геологических условиях залегания нефти. В основе установления рентных платежей должна лежать экономическая оценка месторождений нефти, а теоретическо-методической основой последней служит концепция дифференциальной ренты, характеризующая вклад данного ресурса в эффективность общественного производства. Данное положение ни в коей мере не умаляет возможности других видов ренты. Рентная оценка месторождений представляет собой полные затраты замещения, которое несло бы общество, обходясь без данного источника нефти. Величина рентных доходов складывается из дифференциальной ренты, обусловленной различиями в продуктивности источников нефти, эффективности затрат и абсолютной ренты, причиной образования которой является монополия собственности на землю и недра. Абсолютная рента образует устойчивой превышение величины рентного дохода над дифференциальной рентой на всех нефтедобывающих участках. Она не определяется различной продуктивностью недр и затрат в разнокачественные участки и входит в рыночную стоимость нефти. В условиях концентрации добычи нефти и источников финансирования проектов разработки месторождений в руках немногочисленных промышленно-финансовых монополий разность между монопольной ценой продукции и ее рыночной стоимостью будет являться монопольной рентой. Таким образом, в числе разновидностей нефтяной ренты можно назвать дифференциальную ренту I и II, абсолютную тенту, монопольную ренту, монопольную ренту, а также специфическую нефтяной ренты - ренту истощения.
Дифференциальная рента - важный показатель оценки месторождений нефти, отражающий в денежной форме сравнительную естественную ценность месторождения. Однако только дифференциальную ренту нельзя считать критерием оценки, поскольку месторождения с худшими природными условиями оцениваются этим показателем как нулевые. Экономическая оценка худших из находящихся в эксплуатации объектов выражается положительной величиной, поскольку в общей массе рентного дохода помимо дифференциальной ренты должны учитываться также абсолютная рента, рента истощения, а в ряде случаев - монопольная рента.
При существующей схеме взимания налога на добычу полезных ископаемых недропользователь, отрабатывающий высокорентабельные месторождения, получает значительно больший доход, чем недропользователи, работающие в худших геологических и транспортных условиях. Поэтому основной задачей в области совершенствования налогообложения является, по мнению многих авторитетных специалистов, переход к системе дифференциальных рентных платежей. Предполагается, что позволит создать более гибкую эффективную систему налогообложения с учетом конкретных особенностей пользования недрами. В свою очередь это будет способствовать привлечению инвестиций в геологоразведочные работы и разработку месторождений. В том числе инновационные проекты, связанные с работой в неблагоприятных транспортногеографических условиях, с применением сложным схем отработки месторождений, со сложной экологической обстановкой.
Требует незамедлительного решения наболевший вопрос финансирования мероприятий по охране окружающей среды. Созданные в 1992-93 г.г. экологические фонды в большинстве своем не имеют серьезной финансовой базы и выделенные части природные ренты на финансирование природоохранных мероприятий, воспроизводство минеральных ресурсов, способствовало бы решению этой проблемы. Механизм изъятия природной ренты многообразен. Президент РФ В.В. Путин предложил свой вариант: “рента должна быть дифференцированная. Налогообложение должно зависеть от качества скважин, от объема добычи, от обводненности (месторождений)”. Председатель совета федерации РФ С.М. Миронов предлагает следующий поэтапный механизм:
Первая ступень. Здесь производиться замена существующего налога на добычу полезных ископаемых акцизом на добычу тонны нефти. Ак-
циз имеет ставки, которые варьируют в зависимости от горно-геологических условий добычи и возраста месторождения. Для исключения злоупотреблений горно-геологические условия должны определятся по регионам или районам. Возраст месторождений должен определятся по 3-4 категориям, которые рознятся по степени вы-работонности месторождения.
Такой механизм даст возможность изъять ренту на этапе добычи, что не позволит компаниям “играть” на трансфертных ценах и уходить от налогов. Кстати, система коэффициентов дифференциации налоговых ставок разработана, но до сих не введена в действие. Эту систему коэффициентов можно использовать и для дифференциации акцизов. Система акцизов “работает” на изъятие ренты, образующейся при реализации нефти на внутреннем рынке.
Вторая ступень. Тут используется экспортная пошлина, дифференцированная в зависимости от цен на нефть на мировых рынках. Это позволяет изымать ренту, образующуюся при высоких мировых ценах на нефть. В отличии от существующей системы пошлин новые пошлины должны определятся ежемесячно и зависеть от биржевых цен на нефть. Ставки экспортной пошлины должны учитывать и различия в условиях транспортировки нефти.
Третья ступень. Она предусматривает введение постоянных ежемесячных лицензионных платежей за право использовать месторождение. Лицензии или право на разработку месторождения нефти продаются нефтяным компаниям с целью стимулирования разработку месторождения и добычи нефти. В случае, если компания не разрабатывает конкретное месторождение, платеж должен быть достаточно высоким, чтобы стимулировать продажу права на месторождение другой компании, которая будет его разрабатывать.
В.Г. Орлов и другие авторы предлагают рассматривать экономическую ренту в качестве компенсации негативных последствий использования природных ресурсов на всех стадиях
их переработки - от добычи до потребления продуктов. Ими приводиться количественный анализ рентных доходов и суммы природоохранных затрат, экономического ущерба от экологических нарушений и делается вывод о близости их числовых значений на данном этапе развития экономики. Они утверждают, что экологическое использование природной ренты ведет к структурной перестройке и повышение эффективности экономики.
Чисто политическое решение предполагает один из лидеров СПС Б.Е. Немцов: “чрезвычайно эффективным мог бы стать такой налоговый маневр: повышение природной ренты для сырьевых компаний при одновременном снижении налогов для не сырьевых секторов экономики. Вместо левых формул “грабь награбленное” и “мочи олигарха” мы предлагаем правую: рента и снижение налогов для малого и среднего бизнеса в обмен на амнистию и ограничение участия бизнеса в политическом процессе.
Весьма интересные рекомендации даны в решении V Всероссийского съезда геологов (декабрь 2003 г.): “просить Федеральное Собрание и Правительство РФ
- предусмотреть в федеральном законе “о бюджете Российской Федерации” на 2005 г. и последующие годы целевое финансирование геологоразведочных работ в объеме не менее 10 % от налога на добычу полезных ископаемых с целью приращения ресурсов и запасов, и создания баз нефтедобычи
- предусмотреть в налоговом законодательстве переход на рентные платежи при исчислении налога на добычу полезных ископаемых с учетом величины запасов месторождений, их горногеологических и географо-экономических условий, степени выработанности”.
Мы считаем, решение проблемы экологической безопасности страны необходимо поставить на серьезную экономическую основу, в том числе и за счет использования природной ренты.
— Коротко об авторах
Сорокин Ю.П., Сафаров P.P. - Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)
—© н.в. соколова, а.ю. цветкова. 2GG4
Уда 622.02:531:538
Н.В. Соколова, А.Ю. Цветкова
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРУШЕНИЯ НЕГАБАРИТА ПРИ ОТРАБОТКЕ ГРАНИТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Семинар № 6
жегодное потребление природного камня в России составляет 3,4 -3,8 млн м3, а импорт облицовочных и архитектурных изделий - 0,8 - 1,1 млн м3. Практически весь добываемый природный камень используется на внутреннем российском рынке, потребность которого составляет до 5 мнл м3 и удовлетворяется на 80 - 90 %. Дефицит природного материала покрывается ввозом его из-за рубежа, что препятствует развитию отечественной добывающей промышленности. Балансом запасов природного облицовочного камня учтено 197 месторождений, в том числе гранитойдов -64, объем запасов которых составляет
140,9 млн м3. Из числа разведанных в настоящее время разрабатываются 94 месторождения. Наибольшее потребление облицовочного камня приходится на Москву - 30 - 35 %, 6 - 8 % -на долю Санкт-Петербурга, остальной объем распределяется между крупными промышленными районами Урала, Поволжья и Сибири [1].
Увеличение потребления природного камня Северо-Западным регионом России и особенно крупнейшим мегаполисом Санкт-Петербургом остро ставит вопрос об использовании местных природных материалов. В строительной индустрии стали шире использовать изделия из гранита. Трудно переоценить значение гранитов, гранито-гнейсов, габбро, кварцитов в архитектурном облике Петербурга и многих городов Ленинградской области. Обладая большой механической прочностью, они являются прекрасным материалом для различных строительных деталей и архитектурных изделий: цоколя, поребрика, ступеней облицовочных плит, постаментов, барельефов, памятников и т.п. Кроме того, граниты служат сырьем для производства прочного щебня, что и привело к более интенсивной разработке гранитных месторождений. Динамика добычи облицовочного камня по годам следующая: 2000 г. - 47,9 тыс. м3, 2001 г. - 54,6 тыс. м3, 2002 г. - 147,1 тыс. м3, а строительных материалов: 2000 г. -
5480 тыс. м3, 2001 г. - 6366 тыс. м3, 2002 г. -12141 тыс. м3. Это, в свою очередь, потребовало совершенствования способов их добычи и переработки.
Добыча гранитов Ленинградской области ведется на территории Выборгского и Каменногорского районов, а также в окрестностях станции Кузнечное Приозерского района. Именно здесь сосредоточено основное количество месторождений, разведанных на блочный камень и для производства щебня.
Одним из сдерживающих факторов существующей технологии добычи и переработки гранита является необходимость вторичного дробления негабарита, поэтому важной задачей при отработке месторождений является создание безвзрывной технологии разрушения. Основой повышения эффективности их отработки являются новейшие высокотехнологическое оборудование и технологии. В настоящее время на карьерах Ленинградской области разрушение пород осуществляется в основном взрывным и механическим способами.
Обзор современного состояния вопроса разрушения скальных пород показывает, что широкий спектр методов разрушения пород, разработанный в настоящее время, чрезвычайно разнообразен как по способу воздействия на породу, так и по уровню техники и механизации. Анализ способов разрушения в горной промышленности и строительстве позволяет разделить их по типу применяемой энергии, характеру физических и механических процессов, происходящих в горной породе при их разрушении, на взрывной, механический, электрический и термический взрывной способы.
Электротермомеханические высокочастотные (ВЧ) технологии могут быть использованы на различных циклах добычи и переработки: при снижении прочности породы с последующей механической отработкой, при дроблении негабарита и т.д. Существующие ВЧ-способы электротермического разрушения негабарита горных пород можно классифицировать на контактные (тепловой пробой), поле конденсатора, поле индуктора и сверхвысокочастотные (частотные). В настоящее время они находят все большее применение в различных технологических процессах добычи и отработки месторождений Ленинградской области, а неко-
Тип Мощность, кВт Стоимость, долл.
НЛ-30-245 30 10800
НЛ-20-245 20 9982
НЛ-15-245 15 3060
НЛ-10-245 10 1350
торые методы находятся на стадии опытно-промышленных испытаний.
Один из основных вопросов при изучении процессов взаимодействия горных пород с электромагнитными полями является определение количественного соотношения между величиной поглощенной энергии и прочностными характеристиками породы. Разрушение горных пород ВЧ/СВЧ-полями основывается на процессе диэлектрического нагрева пород в результате поглощения ими энергии электромагнитных волн. Основные проблемы, возникающие при их изучении, сводятся к определению доли электромагнитной энергии, прошедшей от излучателя в породу, мощности тепловых источников, распределения температуры в породе, глубины проникновения поля в породу.
Использование энергии электромагнитных полей для разрушения скальных пород началось в 50-е годы под руководством Г.И. Бабат и А.В. Варзина (ВУГИ). Особенности применения ВЧ/СВЧ-нагрева в различных горнотехнологических процессах рассмотрены в работах А.В. Варзина, А.В. Нетушила, А.П. Образцова, Г.Я. Новика, Ю.И. Протасова, В.В. Ржевского, В.Б. Добрецова, Ю.М. Мисника, Ю.Н. Захарова, В.В. Долголаптева, Л.Б. Некрасова, Н.И. Рябеца, С.С. Красновско-го, М.Г. Зильбергшмидта, О.Б. Шонина и др. Исследования комбинированных способов разрушения пород с применением электромагнитных полей СВЧ проводятся как у нас в стране (ИГД им. А.А. Скочинского, ИГТМ УАН, ВиТР, СПГГИ, СО РАН), так и за рубежом (в США, Англии и т.д.). Фирмой Маккони разработаны более мощные СВЧ-установки на частоте 2,4 ГГц [2] (табл. 1).
Современное состояние проблемы дробления негабарита на гранитных карьерах Ленинградской области требует новых подходов к технологии разрушения, в связи с подготовкой в Правительстве Ленинградской области Положения о запрещении проведения взрывных работ для дробления негабарита. Наиболее остро эта проблема стоит перед карьерами, добывающими камнеблоки из природного камня, где доля выхода негабарита достигает 40 %, а последовательность технологических операций не рассчитана на переработку такого количества некондиционного камня, что приводит к
росту отвалов, сдерживает основное производство предприятия.
Для оценки экономической эффективности внедрения СВЧ-установки для дробления негабарита на гранитных карьерах Ленинградской области проведем сравнительный анализ взрывных работ (ВР), работы гидромолота (ГМ) и СВЧ-установки (сВч).
Из анализа взрывных работ на карьере "Кузнечное" следует, что доля взрывчатых материалов для негабарита составляет 37,3 % от всех затрат на материалы для взрывных работ на карьере. Г одовой объем негабарита на карьере составляет 60000 м3. Негабаритным считается кусок гранита с длиной ребра более
0,85 м.
Предлагается осуществлять дробление негабарита с помощью СВЧ-установки, собранной на базе двух блоков НЛ-30-245 мощностью в 60 кВт, с рабочей частотой 2375 МГц, при средней производительности установки 40 м3/ч. СВЧ-установка монтируется на тракторе ТТ-4. Питание осуществляется от дизель-электрического агрегата мощностью 80 кВт, размещенного на базовой машине. Управление установкой выполняется с выносного пульта, размещенного в кабине трактора.
Определим необходимое время работы
СВЧ-установки на карьере: т = ^ , где V -
Qч х к
годовой объем негабарита, Qч - часовая производительность СВЧ-установки, 40 м3/ч; к - коэффициент неравномерности работы, 0,8. Т=1875 маш.-час.
Продолжительность рабочей смены t=8 часов. Необходимое количество рабочих смен в году составит: п=ТМ =234 смен. Принимаем следующий режим работы: 252 рабочих дня в год, количество смен в сутки - 1, продолжительность смены 8 часов плюс на перегон и текущее обслуживание и ремонт -18 смен в год. Характеристика СВЧ-установки, собранной на базе двух блоков НЛ-30-245
Номинальная мощность, кВт..............60
Потребляемая мощность, кВт.............90
Выходная мощность, кВт.................60
Рабочая частота, МГц................2375
Тип излучателя - коробчатый рупор, возбуждаемый волноводно-щелевыми антеннами.
Стоимость СВЧ-установки, тыс. руб...681,2
Общие капитальные вложения составляют 1080 тыс. руб.
В настоящее время на гранитных карьерах для дробления негабарита применяют гидромолоты. Специально для разрушения гранитных валунов крепостью до 20 по шкале проф. М. М. Протодьяконова фирма Раммер разработала молот G90C/PRO. Для размещения молота используют одноковшовый гидравлический экскаватор типа «обратная лопата» на гусеничном ходу ЭО-5124.
Молот
Эксплуатационный вес, кг Энергия удара, Дж Темп удара, бар/мин.
Допустимый расход масла, л/мин.
Минимальное давление ходовой части, бар
Рабочее давление, бар
Часовая производительность, м3/ч
Цена гидромолота с ударным инструментом, тыс. руб.
Экскаватор Мощность двигателя, кВт Максимальная скорость передвижения, км/ч Длина рукояти, мм
Ср. расход дизельного топлива на 1 час работы экскаватора, л
Цена экскаватора и затраты на монтаж, тыс. руб.
Общие капитальные вложения составляют 1103 тыс. руб. Капитальные затраты будут осуществляться за счет накопленной прибыли, в т.ч. прибыли отчетного года. Направления получения эффекта - снижение себестоимости и повышение рентабельности продукции.
Время работы гидромолота на карьере 1973 маш.-часа. Продолжительность рабочей смены 8 часов, тогда количество рабочих смен в году составит 247 смен в год. Принимаем следующий режим работы: 252 рабочих дня в год, количество смен в сутки - 1; из них на перегон и ремонт оборудования - 5 смен в год.
1. Расчет экономического эффекта от использования гидромолота (ГМ). В качестве критерия выбираем экономический эффект, определяемый величиной прироста чистого дохода. Экономия эксплуатационных затрат при отказе от дробления негабаритов методом накладных зарядов произойдет по сле-
ЭО-5124
дующим элементам затрат: экономия затрат по элементу "Материалы", исходя из анализа себестоимости, составит: 145400 кг аммонита №6 ЖВ по цене 12000 руб./т и 90780 шт. ЭДКЗ. Всего: 2017, тыс. руб. в год.
Эксплуатационные затраты на дробление негабарита гидромолотом: средний расход дизельного топлива при работе экскаватора -38 л в час. При принятом режиме работы расход составит 80640 л в год. Итого эксплуатационные затраты составят 483,8 тыс. руб.
Срок службы оборудования 8 лет. Принимаем годовую норму амортизации 12,5 % для экскаватора и для гидромолота. Г одовые амортизационные отчисления составят
137,9 тыс. руб. Затраты на G90C/PR° ремонт и запчасти для экс-
6200 каватора - 7 % от стоимо-
320-640 сти (по данным завода-
210-310 изготовителя), или 41,4
210 руб. в год, для гидромоло-
140-150 та - 11 % от стоимости,
38 или 5620 руб. в год. Затра-
512 ты на ремонт составят 97,7
125 тыс. руб. в год. Общие го-
2 4 довые эксплуатационные
2300 затраты равны 876,9 тыс.
38 руб. Годовой прирост при-
были от внедрения меро-591 приятия до налогообложе-
ния - 1306,7 тыс. руб.
Расчет интегрального экономического эффекта от внедрения гидромолота на карьере произведен в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, утв. Госстроем РФ, и сведен в табл. 2.
Так как инвестиции осуществляются из собственных средств (нераспределенная прибыль отчетного года), то норма доходности: в = в + р1 + р2 + р3 + р4 , где в - безрисковая реальная ставка доходности на собственный инвестированный капитал, то есть норма доходности, свободная от риска. По рекомендации МинФина РФ она принимается на уровне ставки LIBOR (London Interbank Offered Rate - ставка на европейских биржах и на Лондонском рынке) - 6% плюс 3 %, т.е. 9 % в год. Инвестиционный риск является комплексным и зависит от многих факторов. р! - составляющая нормы доходности, связанная с целевым назначением инвестирования. Для ввода нового оборудования равно 5
%. Экономическим состоянием предприятия определяются: р2, р3, р4 - составляющие нормы доходности, связанные с рыночном положением, и р2 - составляющая нормы доходности, связанная с размером компании (определяется по численности), 2 % (1354 чел.); р3 - составляющая нормы доходности, связанная с уровнем монопольной власти, 4% (для рынка совершенной конкуренции); р4 - составляющая нормы доходности, связанная с сезонностью продукции, 2 %. Тогда е = 9 % + 5 % + 2 % + 4 % + 2 % = 22 %.
Таким образом, чистый дисконтированный доход, полученный от внедрения мероприятия, 2461 тыс. руб.>0 и индекс доходности 3,23>1, ВНД = 30 %>22 %, что свидетельствует о том, что использование гидромолота для дробления негабарита экономически эффективно.
2. Расчет экономического эффекта от внедрения СВЧ-установки на карьере "Кузнечное" относительно проведения взрывных работ. В качестве критерия выбираем экономический эффект, определяемый величиной прироста чистого дохода.
Экономия эксплуатационных затрат от дробления негабаритов СВЧ-установкой произойдет по следующим элементам затрат: экономия затрат по элементу "Материалы", исходя из анализа себестоимости, составит: 145400 кг аммонита №6 ЖВ по цене 12000 руб./т и 90780 шт. ЭДКЗ, всего 2017,1 тыс. руб. в год.
Расчет годовых эксплуатационных затрат по работе СВЧ-установки
Эксплуатационные затраты на дробление негабарита СВЧ-установкой состоят из следующих элементов: энергозатраты
234х80х8х0.35 = 52416 руб., где количество смен - 234, количество часов в смену - 8, себестоимость 1 кВт ч - 0,35 коп. по Ленинградской области.
Принимаем годовую норму амортизации
12,5 % для СВЧ-установки (срок службы оборудования 8 лет). Годовые амортизационные отчисления составят 135 тыс. руб.
Затраты на ремонт и запчасти: для трактора -7 % от стоимости: 27,9 тыс. руб., для СВЧ-установки 11 % от стоимости составят
74,9 тыс. руб. Итого затрат на ремонт равны 177,7 тыс. руб. в год. Годовые эксплуатационные затраты - 522,7 тыс. руб.
Годовой прирост прибыли от внедрения СВЧ-установки для дробления негабарита по сравнению с взрывными работами составит 1661 руб., после налогообложения - 1079,6 тыс. руб.
3. Годовая экономия при дроблении негабарита СВЧ-установкой вместо гидромолота произойдет по следующим элементам: средний расход дизельного топлива при работе экскаватора - 38 л в час. При принятом режиме работы расход соста-
вит: 252 х 8 х 40 = 80640 л в год. Всего затраты на топливо: 483,8 тыс. руб.
Принимаем годовую норму амортизации
12.5 % для экскаватора и для гидромолота, тогда годовые амортизационные отчисления составят 137,9 тыс. руб. Затраты на ремонт и запчасти: для экскаватора - 7 % от стоимости (по данным завода-изготовителя) - 41,4 тыс. руб. в год, для гидромолота - 11 % от стоимости затраты на ремонт составят 56,3 тыс. руб. в год. Общие затраты на ремонт равны 97,7 тыс. руб. в год, тогда общие годовая экономия составит 876949,11 руб.
Эксплуатационные затраты на дробление негабарита СВЧ-установкой состоят из следующих элементов: энергозатраты.
234х80х8х0,35 = 56,5 тыс. руб., где количество смен - 234, количество часов в смену -8. Принимаем годовую норму амортизации
12.5 % для СВЧ-установки. Годовые амортизационные отчисления составят:
399х0,125+681х0,125 = 135 тыс. руб. Затраты на ремонт и запчасти: -для трактора - 7 % от стоимости: 27,9 тыс. руб. в год, для СВЧ-установки - 11 % от стоимости: 74,9 тыс. руб. в год. Затраты на ремонт составят 177,7 тыс. руб. в год. Общие годовые эксплуатационные затраты: 526,7 тыс. руб.
Годовой прирост прибыли от внедрения СВЧ-установки для дробления негабарита по сравнению с гидромолотом составит 350,2 тыс. руб.
Экономический эффект от использования различных способов разрушения негабарита на гранитных карьерах Ленинградской области представлен в табл. 2.
Анализ экономической эффективности внедрения на гранитном карьере гидромолота (ГМ) и СВЧ-технологии дробления негабарита относительно проведения взрывных работ (ВР) (табл. 2) показал:
- прирост годового чистого дохода от внедрения на карьере СВЧ-установки для дробле-
Расчетные показатели ГМ/ВР СВЧ/ВР СВЧ/Г М
Прирост годового чистого дохода, тыс. руб. 987,3 1214,6 362,6
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 2461,0 3486,9 283,4
Индекс доходности инвестиций 3,23 4,22 1,26
Срок окупаемости инвестиций 2,5 2,1 6,3
ния негабарита вместо проведения взрывных работ составит 1215 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход за 8 лет положительный и равен 3487 тыс. руб. Индекс доходности инвестиций больше 1 и составляет 4,22. Следовательно, внедрение данной установки экономически целесообразно;
- прирост годового чистого дохода от внедрения СВЧ-установки вместо гидромолота составит 363 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход за 8 лет положительный и составит 283 тыс. руб. Индекс доходности инвестиций больше 1 и составляет 1,26. Следовательно, внедрение данной установки вме-
сто гидромолота также экономически целесообразно;
- преимуществом от внедрения СВЧ-установки на гранитных карьерах Ленинградской области является отсутствие звуковой волны, сейсмического эффекта и разлета кусков при раскалывании гранита.
-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Карасев Ю.Г., Сычев Ю.И. Природный камень России: сырьевая база, перерабатывающие мощности, рынок сбыта. // Горный журнал. №10. 2003.
2. Семенов А.С. и др. СВЧ-энергия и ее применение. Саратов: СГУ, 1999.
— Коротко об авторах ------------------------------------------------------------------
Соколова Н.В., Цветкова А.Ю. - Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет)
