Оценка экономической эффективности модернизации энергетического оборудования Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

Оценка экономической эффективности модернизации энергетического оборудования

Козьмина З.Ю.(1), Бродов Ю.М. (2), Домников А.Ю. (2), Плотников П.Н. ( turbine@r66.ru )(2), Домникова Л.В. (2)

(1)ОАО «Свердловэнерго», (2)Уральский государственный технический университет-

УПИ

Развитие энергетики на современном этапе характеризуется резким сокращением числа вновь вводимых энергетических объектов (ЭО) из-за отсутствия необходимых инвестиционных ресурсов. В такой сложной ситуации эффективность эксплуатации ЭО снижается, главным образом, по причине износа. Поэтому в условиях недостаточного финансирования инвестиционных программ по замене устаревших энергетических мощностей на новые наиболее целесообразно проведение модернизации энергетических объектов (МЭО). Поскольку именно модернизация требует относительно небольших капитальных вложений по сравнению с другими вариантами решения проблемы (например, сооружение новых альтернативных источников, замена оборудования на новое и др.), а также может позволить в ближайшее время частично компенсировать нехватку электрической и тепловой энергии из-за роста промышленного производства, наблюдаемого в последнее время. Вместе с тем в перспективном плане развития энергетических объектов должен быть учтен переход на современные и эффективные технологии производства энергии, в первую очередь - за счет строительства парогазовых и газотурбинных энергетических установок.

Актуальность проблемы МЭО обусловлена тем, что происходит старение действующего оборудования на электростанциях РАО «ЕЭС России». По различным оценкам, к 2005 году свой назначенный ресурс выработает от 74 до 85 млн. кВт генерирующих мощностей, а в ближайшей перспективе суммарная мощность такого оборудования будет лавинообразно нарастать [1,2]. Отмеченная крупномасштабность проблемы усиливает важность выбора рациональной научно-технической политики в рассматриваемой области, учитывающей особенности экономической ситуации в стране, а также реальные особенности в условиях конкретного энергетического региона или ТЭС.

В настоящей статье представлены методические основы оценки эффективности модернизации энергетического оборудования, используемого на ТЭС.

Модернизации энергетического оборудования электростанций в условиях относительно нестабильной экономики России способствует целый ряд факторов, основными из которых являются:

• происходящий с 1989-1990 гг. спад потребности в электроэнергии в энергосистемах страны и прогнозируемые достижения докризисных уровней потребления не ранее 2010-2015 гг., что создает определенные резервы во времени для обновления энергетического оборудования, в том числе за счет неполной его загрузки в настоящее время;

• существенное уменьшение потребности в единовременных затратах по сравнению с новым энергетическим строительством, а также сокращение сроков окупаемости (возврата) капитальных вложений, что весьма важно при переходе к самофинансированию (с использованием собственных и заемных средств).

Кроме того, МЭО может вызывать ряд позитивных последствий:

• обеспечение занятости высококвалифицированного персонала существующих энергопредприятий с предотвращением массового распада сложившихся трудовых коллективов;

• снижение потребности в отводе земельных ресурсов для размещения новых электростанций

Проблемы МЭО носят комплексный характер. Их решение должно основываться на исследовании возможных альтернатив развития энергетики, в частности, продления сроков службы и модернизации оборудования существующих объектов. Проведение таких исследований требует разработки соответствующего методического обеспечения, позволяющего учитывать влияние будущих условий развития экономики и топливно-энергетического комплекса в целом, а также социальные и экологические факторы [2,3,4]. Общая схема проведения оценки эффективности МЭО, состоящая из трех комплексных блоков, приведена на рис. 1.

Блок 1 Расчет базовых финансово-экономических показателей

1. Интегральный эффект 2. Интегральные затраты 3. Срок окупаемости 4. Внутренняя норма эффективности

X

Блок 2 Оценка изменения интегрального эффекта, текущих издержек и интегральных затрат при проведении МЭО

1

Блок 3 Анализ результатов расчетов и формирование пакета целевых мероприятий по проведению МЭО

Рис. 1. Схема проведения оценки экономической эффективности МЭО

В основу методики оценки экономической эффективности МЭО поставлена задача, предусматривающая определение наилучшего варианта модернизации по следующим базовым финансово-экономическим показателям (Блок 1):

1) интегральные затраты за расчетный период времени;

2) интегральный эффект за расчетный период времени;

3) срок окупаемости варианта модернизации;

4) внутренняя норма эффективности.

Для оценки финансовой эффективности используется показатель интегрального эффекта, представляющий собой разность дисконтированных за расчетный период времени оценок результатов (доходов, выручки) и затрат, т.е. разность совокупного дохода и всех видов расходов за тот же период (нарастающим итогом), выраженных в форме рыночной стоимости [2,3,5,6]:

ЭИ = Д И — ЗИ , ЭИ = Д И — ЗИ ,

где ЭИ, ЭИ - интегральный эффект варианта без модернизации и с модернизацией ЭО соответственно; ДИ, ДИ - доход (выручка) от реализации продукции варианта без модернизации и с модернизацией соответственно; ЗИ, ЗИ - интегральные затраты времени варианта без модернизации и с модернизацией соответственно.

Изменение интегрального эффекта от модернизации ЭО представляет собой разницу между интегральным эффектом варианта с модернизацией и варианта без проведения модернизации:

Э = Эи -Эи = (Ди -Зи)-(Ди -Зи) = 4ДИ-¿З , где АЭи - изменение интегрального эффекта от проведения МЭО; АДи - разница интегральных доходов вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО; АЗи - разница интегральных затрат вариантов с модернизацией и без модернизации.

т-ч и о

В проводимых исследованиях интегральный доход оценивается за расчетный период времени вариантов по следующим формулам:

Ди = £ Д г '(1 + а)т~1 ,

г=0

Ди = £Дг ■(! + а)т-,

г=0

где , Д\ - доход (выручка) от реализации продукции в момент времени г расчетного периода Т; а - норма дисконта; т - момент приведения доходов и затрат (обычно принимается равным 0).

Тогда разница интегральных доходов вариантов с модернизацией и без модернизации:

АДи = £ (Д - Дг )(1 + а)-г = £ АД г ■ ( + а)-г.

г=0 г=0

При проведении модернизации за счет повышения надежности ЭО сокращается число часов вынужденного простоя оборудования, таким образом, увеличивается доход от реализации продукции:

АДг = Дг - Д< = «• гэ ■ кр - Ыу ■ гэ ■ Ир) + (£• га • ^ - £ • га ■ К) = АИф (АЫу • гй + А0г • га),

где Ыу, N у - установленная мощность турбоагрегата с модернизацией и без модернизации; г э - средний тариф на электроэнергию; £, - тепловая мощность турбоагрегата с модернизацией и без модернизации; г Т - средний тариф на тепловую энергию; Ьрр, Ирр - число часов вынужденного простоя при работе ЭО с модернизацией и без модернизации; АИ1р - изменение числа часов вынужденного простоя в связи с модернизацией; АЫу, А£г - изменение электрической установленной и тепловой мощности; Акрр - изменение числа часов работы турбоагрегата (все вышеперечисленные показатели определяются в момент времени периода Т ).

Интегральные затраты также рассматриваются в момент времени периода Т:

Зи = £(( + и + ЗВ) + а)) ,

г=0

Т

Зи =£(к' + и'+ З\')) + а)-г ,

где К г, К г - капиталовложения в вариант без модернизации и в вариант с модернизацией соответственно; иг, иг - текущие издержки при варианте без модернизации и при варианте с модернизацией соответственно; З В, - затраты на вывод (демонтаж)

ЭО при варианте без модернизации и варианте с модернизацией соответственно Изменение интегральных затрат на момент времени периода Т:

г=0

АЗи =£(ДК( + АИ( + АЗВ ) (1 + а)- ,

г=0

где АК г = К г - К г - капиталовложения в модернизацию ЭО; АН г = И ' - И г - разница в текущих издержках вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО; АЗВ = З'В - ЗВ - разница в затратах на демонтаж вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО.

При модернизации ЭО текущие издержки к моменту времени г периода Т изменяются следующим образом:

1) затраты на топливо снижаются, т.к. уменьшается количество пусков энергоблока после неплановых ремонтов:

АИ = И - И = Ц ■В' - Ц В = Ц ■ АВ

гт гт гт -ч гт гт -н гт гт Мг^ "" гт1

где Цт - цена тонны условного топлива за период г; Вш, В т - расход топлива при вариантах с модернизацией и без модернизации соответственно; АВ тт - экономия расхода топлива при модернизации ЭО.

2) затраты на оплату труда:

АИ = И - И

го го го '

где Ию, ИгО - затраты на оплату труда при вариантах с модернизацией и без модернизации соответственно.

3) амортизационные отчисления возрастут:

АИа = И а - И гл = ПА-К- п А ■ Кг = ПА ■АКг,

где Ил, И л -амортизационные отчисления при вариантах с модернизацией и без модернизации соответственно; пА - средняя норма амортизации ЭО.

4) затраты на ремонт ЭО снижаются за счет уменьшения количества не плановых ремонтов:

АИгр = И гР - И Р ,

где И 'РР, ИРР - затраты на ремонт при вариантах с модернизацией и без модернизации соответственно.

5) прочие затраты (общестанционные расходы, оплата услуг сторонних организаций, в том числе расходы по испытаниям оборудования и др.):

АИ = И - И

гпп гпп гпп ■>

где И'ШП, И ШШ - прочие затраты за период г при вариантах с модернизацией и без модернизации соответственно.

В рамках второго блока оценки экономической эффективности МЭО проводится оценка изменения интегрального эффекта, текущих издержек и интегральных затрат при проведении МЭО.

Изменение текущих издержек и интегральных затрат при проведении модернизации ЭО соответственно составит:

АИг = 2 (( • АВ ш + п А ■АК г +АИ р ) (1 + а) ,

=0

АЗи = £(( + Ц т ■ АВ гт + п А ■АКг +АИ р ) • (1 + а) .

=0

Тогда изменение интегрального эффекта, представляющего собой эффект от МЭО:

АЭи = 2 [ АД, - (( • (1 + п А) + Ц т ■ АВ гт + АИ рр)] • (1 + а)- .

=0

Изменение интегрального эффекта выступает как один из важнейших критериев при обосновании проекта МЭО (рис.2). Он обеспечивает максимум доходов в долгосрочном плане за расчетный период времени [3,7].

При использовании критерия интегрального эффекта может возникнуть необходимость в учете некоторых ограничений, накладываемых рыночными условиями применительно к конкретной ТЭС. К ним могут относиться:

1. Задаваемый максимальный порог по внутренней норме эффективности, при которой величина интегрального эффекта обращается в нуль (ЭИ (ВНЭ) = 0):

ВНЭ >атп,

где атП - минимальное допустимое значение коэффициента дисконтирования.

Внутренняя норма эффективности на практике определяется методом подбора, т.е. перебором различных пороговых значений рентабельности, при этом проект считается рентабельным, если ВНЭ не ниже исходного порогового значения.

2П " " ф

. Задаваемый минимальный срок окупаемости инвестиционных затрат - Т 0К (рис.2), представляющий собой количество лет, в течение которых доход от продаж за вычетом функционально-административных издержек возмещает основные капитальные вложения [2,7,8].

^ лет

Период эксплуатации

Период модернизации

Расчетный период

Рис. 2. Финансовый профиль проекта 1- для варианта без модернизации; 2 - для варианта с модернизацией

Апробация предлагаемой методики проводилась на примере оценки экономической эффективности от применения профильных витых трубок (ПВТ) в различных те-плообменных аппаратах турбоустановок. Применение таких трубок вместо гладких является в настоящее время одним из наиболее перспективных направлений совершенствования теплообменного оборудования ТЭС [9]. Рассматривались следующие варианты проведения МЭО:

1. Модернизация сетевого подогревателя ПСГ-2300 турбины Т-110/120-130 (Ново-Свердловская ТЭЦ) за счет замены гладких трубок на ПВТ;

2. Модернизация конденсатора турбины К-300-240 (Рефтинская ГРЭС) за счет замены гладких трубок на ПВТ;

3. Модернизация ПНД турбины К-300-240 ЛМЗ (Среднеуральская ГРЭС) за счет замены гладких трубок на ПВТ.

Анализ результатов расчетов* показал следующее. Экономическая эффективность от применения ПВТ определялась для вариантов замены ими гладких трубок без изменения существующих конструкций рассматриваемых серийных теплообменных аппаратов. При этом учитывались: удорожание такой поверхности теплообмена за счет затрат на профилирование, дополнительных затрат на прокачивание теплоносителя за счет увеличения гидравлического сопротивления трубных пучков с ПВТ, изменение общей долговечности ПВТ за счет меньшей коррозионной стойкости ПВТ, увеличение коэффициента теплопередачи в трубных пучках с ПВТ [9].

Полученные оценки показателей эффективности возможной модернизации при экономическом сроке жизни инвестиций - 5 лет приведены в таблице.

Таблица

Наименование показателя Норма дисконта Вариант модернизации

1 2 3

Интегральные затраты варианта без модернизации ( ЗИ ), коп. /кВт ч а = 0,12 21,02 30,71 25,87

а2 = 0,21 17,04 24,93 21,00

Интегральные затраты варианта с модернизацией ( ЗИ ),коп. /кВт ч а = 0,12 20,77 30,36 25,58

а2 = 0,21 16,87 24,68 20,77

Интегральный эффект варианта без модернизации ( Эи ), тыс.руб. а = 0,12 466780 1231740 1787495

а2 = 0,21 382844 1010249 1466070

Интегральный эффект варианта с модернизацией ( Э ), тыс.руб. а = 0,12 469449 1235023 1793054

а2 = 0,21 385033 1012942 1470628

Срок окупаемости проекта модернизации ( ТОК ), лет а = 0,12 2,6 3,8 1,8

а2 = 0,21 2,9 4,2 2,1

Внутренняя норма эффективности (ВНЭ), % 41 32 51

Изменение интегральных затрат (ДЭИ), коп. /кВт ч а = 0,12 -0,25 -0,35 -0,29

а2 = 0,21 -0,17 -0,25 -0,23

Изменение интегрального эффекта (ДЗИ), тыс.руб. а = 0,12 2669 3283 5559

а2 = 0,21 2189 2693 4558

Как показывает анализ, более высокая экономическая эффективность МЭО наблюдается у варианта 3, поскольку по всем вышеперечисленным показателям этот вариант значительно отличается от всех остальных. Это объясняется, в частности, тем, что Среднеуральская ГРЭС является относительно экономичной по сравнению с НовоСвердловской ТЭЦ и Рефтинской ГРЭС. Кроме того, вариант МЭО на Среднеураль-ской ГРЭС имеет самые низкие сроки окупаемости - 1,8 лет при коэффициенте дисконтирования 12 % в год и примерно 2 года - при 21 %. В пользу третьего варианта свидетельствует также и достаточно высокая, по сравнению с остальными вариантами, внутренняя норма эффективности - 51 %, что говорит о достаточно высокой инвестиционной «прочности» варианта. Кроме того, у третьего варианта наблюдаются существенные изменения интегральных затрат и интегрального эффекта по сравнению с другими вариантами МЭО. Вместе с тем, у варианта 2 отмечается наибольшая экономия удельных интегральных затрат - на 0,35 коп/кВтч при норме дисконта 12 % и 0,25 коп/кВтч - при 21 %. Остальные варианты (1 и 3) имеют относительно меньшее снижение величины удельных интегральных затрат. Но вместе с тем интегральный

* Исходные данные для расчетов предоставлены ОАО «Свердловэнерго».

эффект у варианта 2 получается ниже, чем у варианта 3. Это объясняется, прежде всего, тем, что этот вариант имеет более значительные капитальные вложения для проведения модернизации, чем у двух других рассматриваемых вариантов МЭО. Кроме этого, полученные результаты могут быть объяснены различными технико-экономическими показателями станций (в частности, различная себестоимость производства, разное число часов использования и т. д.).

Анализ вариантов МЭО выявил ряд характерных особенностей, проявляющихся при формировании показателей эффективности. Так, при МЭО с заменой физически изношенных узлов и деталей основные характеристики ЭО остаются практически без изменений, т.е. сохраняется существующая степень износа. Поэтому целесообразно снижение выработки электроэнергии на этом оборудовании главным образом для экономии топлива и снижения выбросов вредных веществ. Один из основных путей повышения эффективности МЭО состоит в переводе электрических станций в маневрен-

и и и и и

ный режим работы, который характеризуется более высокой альтернативной ценой электрической энергии. Возможно также использование генерирующей мощности в качестве аварийного резерва.

Кроме того, инвестиционные параметры МЭО, очевидно, будут наиболее благоприятными в сопоставлении с другими вариантами технического перевооружения, что обусловлено:

1. Относительно небольшими объемами капитальных вложений.

2. Возможностью осуществления МЭО за сравнительно небольшие сроки, совмещаемые, как правило, с проведением капитальных ремонтов.

Последнее обеспечивает непрерывность эксплуатации, а также малые временные лаги между затратами и результатами. Недостатком является ограниченность увеличения эксплуатационных ресурсов существующего оборудования, которая в 2-2,5 раза ниже сроков службы по альтернативным вариантам его замены. Это приводит к соответствующему возрастанию амортизационных отчислений на реновацию.

Выводы

1. Разработана методика оценки эффективности МЭО на базе критериальных показателей - интегральные затраты, интегральный эффект, срок окупаемости и внутренний коэффициент эффективности с учетом фактора времени.

2. Предложенная схема анализа эффективности МЭО основана на структурировании вариантов модернизации, развитии инвестиционных процессов, а также технологии производства энергии.

3. Разработана компьютерная программа для оценки эффективности МЭО, которая предназначается, главным образом, для выполнения предварительных оценок модернизации оборудования ТЭС в рамках программ развития энергетических объектов.

Список литературы

1. Нечаев В.В. О ресурсе энергетических объектов. - Электрические станции, 2002, № 6. С. 10.. .17.

2. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетические компании: Экономика. Менеджмент. Реформирование: В 2 т. Т 1. Екатеринбург: Изд-во УрГУ, 2001. 376 с.

3. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М: Экономика, 2000. С. 25.30.

4. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. - М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 20...50.

5. Домников А.Ю. Оценка эффективности инвестиционных проектов в энергетике с учетом экономических рисков. Материалы региональной научно-практической конференции: «Формы и методы государственного регулирования социально-экономического развития региона». Тезисы докладов. Часть 2. Екатеринбург: Институт экономики УрО РАН, 1999. С. 48.

6. Домников А.Ю. Методика оценки финансовой и экономической эффективности инвестиционных проектов в энергетике. Екатеринбург, ГОУ УГТУ-УПИ, 2002. С. 5...18.

7. Анализ зон эффективности альтернативных вариантов технического перевооружения тепловых электростанций. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А.П. Меренкова .- Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. С. 35...54.

8. Медведев А.Г. Экономическое обоснование предпринимательского проекта. -Международная экономика и международные отношения. 1992, № 6. С. 34.39.

9. Бродов Ю.М., Бухман Б.Г., Рябчиков А.Ю., Аронсон К.Э., Плотников П.Н. Разработки, исследования и внедрение методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов турбоустановок на ТЭС Свердловэнерго. - Электрические станции, 1997, № 5. С. 47.51.