CC BY
63
ЭНЕРГЕТИКА
УДК 621.316
А. В. КУЗНЕЦОВ, Д. А. РЕБРОВСКАЯ
УТОЧНЕНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ФИНАНСОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ В СЕТИ ПОТРЕБИТЕЛЯ
Показано, что существующая методика расчёта показателей финансовой эффективности проектов установки компенсирующих устройств в сетях потребителей не достаточно точна. Это делает проекты не привлекательными для инвесторов, которые должны быть уверены в получении расчётной прибыли. Методику расчёта показателя годовой экономии необходимо уточнить. Предложено использовать для расчёта показателя годовой экономии новую математическую и программную модель оценки снижения потерь мощности в сетевой организации при компенсации реактивной мощности в сети потребителя.
Ключевые слова: инвестиционный проект, показатели эффективности, компенсация реактивной мощности, снижение потерь мощности, сетевая организация, потребитель электроэнергии.
Снижение потерь мощности в электрической сети является актуальной задачей на протяжении всех этапов развития нашей страны. По анализу отчётных данных по ПАО «Россети» потери мощности и электрической энергии в сетях достигают 9,5% (по отдельным филиалам потери составляют 25% и выше) [1]. Эффективным средством снижения потерь является компенсация реактивной мощности (КРМ) путём установки компенсирующих устройств (КУ) в узловых точках сети. При этом с точки зрения снижения потерь электроэнергии и мощности эффективна установка КУ в непосредственной близости к электроприёмникам, т. е. в сетях потребителей. В данном случае потери снижаются как в сети потребителя, так и в сетях сетевых организаций (СО) от места установки КУ до генераторов станций.
Инвестор принимает решение о финансировании проекта установки КУ на основании анализа показателей финансовой эффективности. Эти показатели представлены в таблице 1.
При принятии решения по установке КУ инвестор рассматривает весь комплекс показателей. Однако наиболее важными из них являются период окупаемости PВ и некоторые другие, вычисленные с учётом дисконтирования. Дисконтирование - операция, используемая для приведения будущих стоимостей к настоящему (текущему моменту). Эта операция позволяет определить текущую стоимость (т. е. реальную стоимость на данный момент) будущих платежей, осуществляемых через п лет при кредитной ставке процента банка г. К основным дисконтированным показателям относятся:
Чистый дисконтированный доход NPV — чистый дисконтированный показатель ценности проекта, определяется как сумма дисконтированных значений нетто-поступлений (поступлений за вычетом затрат), получаемых в каждом году в течение срока жизни проекта. Любой проект, дающий положительное значение при выбранной ставке дисконтирования, является приемлемым. Чем больше значение тем выгоднее проект. Чистый дисконтированный доход является наиболее широко используемым показателем для выбора из сравниваемых взаимоисключающих проектов.
Индекс доходности PI — представляет собой отношение чистого дисконтированного дохода к величине капиталовложений. Если PI > 0, проект эффективен, если PI < 0 - неэффективен. Физически означает, сколько единиц прибыли инвестор получит на 1 единицу вложений.
Внутренняя норма рентабельности IRR - дисконтированный показатель прибыльности, показатель ценности проекта. Технически представляет собой ставку дисконтирования, при которой достигается безубыточность проекта, означающая, что дисконтированная величина потока затрат равна чистой дисконтированной величине потока доходов.
© Кузнецов А. В., Ребровская Д. А., 2017
Дисконтированный период окупаемости DPВ. DPВ - дисконтированным показатель ценности проекта. Период времени, необходимый для полного возмещения суммы, инвестированной в проект, за счёт средств, полученных в результате основной проектной деятельности.
Точность значения этих показателей и выбор правильного решения зависят от достоверности показателей инвестиций и годового сбережения. Неточность или недостоверность их значений могут привести к ошибочным решениям, в результате которых окажется под сомнением прибыльность таких проектов. Надежды инвестора на получение запланированной прибыли должны быть гарантированно оправданы. Тогда процесс реализации проектов установки КУ будет прогрессировать.
Таблица 1
Основные показатели финансовой эффективности проекта
№ Наименование, обозначение, ед. изм. Пояснение, методика расчёта
1 Инвестиции (капитальные затраты), 10 , тыс. руб. Включают все затраты, связанные с общими вложениями на внедрение энергосберегающего мероприятия: проект, стоимость оборудования и материалов, монтаж и наладка, налоги и др.
2 Годовое сбережение, B , тыс. руб. Чистые ежегодные сбережения с вычетом ежегодных эксплуатационных затрат, получаемые после внедрения энергосберегающего мероприятия
3 Экономический срок службы, n, лет Временной интервал, в течение которого после внедрения мероприятия происходит получение эффекта
4 Период окупаемости, PB, лет Время, которое необходимо, чтобы инвестиции окупились, вычисляется по формуле PB = — B
5 Чистый доход, NI, тыс. руб. Суммарные чистые сбережения в течение экономического срока службы мероприятия с вычетом капитальных затрат: N1 = B • n —I0
6 Индекс доходности, PI, отн. ед. Характеризует прибыльность мероприятия, т. е. сколько рублей чистого NI дохода получим на каждый вложенный рубль: PI =- 10
7 Дисконтированный период окупаемости, DPB, лет Период окупаемости с учётом кредитной (заемной) ставки банка и уровня ( в Л log д. DPB Ув — 10 •r J nr —b инфляции: DPB = , где r = - реальная процентная log(r +1) 1 + b ставка, nr - кредитная (заёмная) ставка банка (отн.ед.), b - уровень инфляции (отн. ед.)
8 Чистый дисконтированный доход, NPV, тыс. руб. Суммарные чистые сбережения с учётом кредитной (заёмной) ставки банка и уровня инфляции в течение экономического срока службы мероприятия при в 1 — (1 + r)—n вычете капитальных затрат: NPV = B • 10, где n - эконо- r мический срок службы мероприятия; r - реальная процентная ставка (см. выше)
9 Дисконтированный индекс доходности, DPI, отн. ед. Характеризует прибыльность мероприятия, т. е. сколько рублей чистого дисконтированного дохода получим на каждый вложенный рубль: NPV DPI = 10
10 Внутренняя норма рентабельности , IRR, % Реальная процентная ставка r, при которой за весь экономический срок службы мероприятия чистый доход от его применения будет равен нулю. Вычисляется итерационным методом из уравнения в-1 — (1 + r)—" — 10 = 0 r
Относительно проекта установки КУ инвестиции определяются довольно просто. На рынке представлены различные варианты исполнения КУ с заданными техническими характеристиками и разной стоимости. Их выбор по техническим требованиям определяет размер инвестиций. Возможность получить достоверные сведения не вызывает сомнения.
Годовое сбережение определить гораздо сложнее. Для этого необходимо определить значение величины снижения потерь мощности ¿АРКУ и электроэнергии во всех ветвях схемы электроснабжения,
питающих узел, в котором планируется размещение КУ. Значение ¿АРКУ для каждой ветви определяется по известному выражению.
Р2 + Q 2 Р2 + ^ - Qу )2
¿¡АРху =-• R--^ • R =
КУ и1 и1
{Q2 - (Q - Qку )2 Л
•R . (1)
и2
н у
В формуле (1) Р и Q — активная и реактивная мощность ветви, R — активное сопротивление ветви, QКУ — мощность КУ, ин — номинальное напряжение.
Сумма значений ¿АРКУ во всех ветвях схемы, питающих указанный узел, будет являться снижением потерь в сети в результате установки КУ. По этому значению можно определить снижение потерь электроэнергии, годовую экономию электроэнергии и годовое сбережение в денежном эквиваленте.
Информация о снижении потерь необходима как для потребителя, так и для электросетевой организации. Без неё невозможно произвести правильное технико-экономическое обоснование выбора решения по установке КУ и их мощности в узлах присоединения нагрузок или в электрической сети потребителя. Для расчётов снижения потерь можно использовать специализированные программные комплексы, например, применяемые для расчёта потерь при формировании регулируемого тарифа на передачу электроэнергии.
Эти расчёты достаточно трудоёмки, требуют сертифицированных программных продуктов, большего количества исходных данных по конфигурации сети, сопротивлениям ветвей, по нагрузкам в узлах схемы замещения, а также и затрат времени. Такие данные доступны для каждой сетевой организации только в пределах её сферы деятельности. Расчёты, связанные с использованием данных о схемах и нагрузках в смежной сетевой организации, сопряжены с трудностями организационно-правового характера, затрудняющими её получение в полном объёме. Эти же трудности касаются потребителей. Они не имеют возможности произвести расчёты, которые дают возможность оценить их возможный вклад в снижение потерь электроэнергии в смежной сетевой организации в результате установки КУ.
В таких случаях возникает необходимость моделирования сетей, находящихся вне сферы деятельности организации, производящей расчёт. Использование моделей обладает преимуществом по сравнению с классическими расчётами. Они строятся и работают в условиях ограниченной информации, которую легче получить от смежной сетевой организации.
Математические модели для исследования влияния мощности КУ, установленных у потребителей, на снижение потерь электроэнергии в электрической сети сетевых организаций достаточно широко известны [2]. В известных моделях электрическая сеть приводится к эквивалентной схеме замещения, состоящей из одного эквивалентного потребителя, мощностью, равной сумме мощностей всех потребителей, присоединённых к рассматриваемой электрической сети, одного сопротивления питающей ветви, подключённого к источнику питания.
Такая модель лежит в основе всех решений и выводов и предложений, связанных с определением основных нормативных параметров по компенсации реактивной мощности (КРМ) при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения. К ним можно отнести: экономическое значение реактивной мощности; предельные значения tg (рпред, устанавливаемые в качестве нормированных значений для потребителей электроэнергии; стоимость передачи реактивной мощности для потребителей, как эквивалента стоимости потерянной при этом активной мощности.
Последний параметр используется для определения экономии от снижения потерь за пределами границы балансовой принадлежности сети потребителя. В пределах сети потребителя снижение потерь может быть вычислено в каждой ветви, питающей узел, в котором предполагается установка КУ, по (1) с достаточной степенью точности. Для этого потребитель располагает всей необходимой
информацией, как собственник электрической сети на своей территории. Что же касается определения стоимости снижения потерь за пределами границы балансовой принадлежности сети, то в существующей ситуации стоимость снижения потерь определяется приближенно. Для всех потребителей это усреднённая стоимость снижения потребления реактивной мощности и энергии как эквивалента стоимости снижения потерь активной мощности и энергии. Неточность определения этого параметра вносит элемент неопределённости для конкретного случая инвестиционного проекта. Стоимость этих потерь в условиях рыночных отношений должна быть конкретизирована, а после реализации проекта возвращена инвестору. В противном случае инвестору нет смысла вкладывать деньги в проект установки КУ.
Неточность определения снижения потерь за пределами границы балансовой принадлежности сети потребителя, а также неопределённость механизма возврата инвестору части полученной прибыли тормозит привлекательность проектов установки КУ в сетях потребителей. В результате КУ не устанавливаются, имеющиеся КУ не эксплуатируются так, как это должно быть. Потери электроэнергии в сетях не уменьшаются.
Известная модель была создана и использовалась во времена плановой экономики. С её помощью можно было определить оптимальное значение мощности компенсирующих устройств, представляю-
п
щее собой сумму мощностей КУ в сетях каждого из п потребителей ^ Qку ,, а затем решать задачу
1
её распределения по узлам нагрузки потребителей, создавать экономические стимулы для выполнения условий компенсации реактивной мощности для потребителей. Не было необходимости задумываться о конкретном вкладе в снижение потерь каждого инвестиционного проекта установки КУ в сети каждого отдельного потребителя. Усреднённые значения параметров КРМ для потребителей вполне устраивали и потребителей, и сетевую организацию.
С переходом к рыночным отношениям известная модель оказалась не приемлемой для инвесторов. Появилась необходимость показать инвестору его конкретный вклад по снижению потерь в сетевой организации и конкретную стоимость этих потерь с целью возмещения своих затрат на КРМ. Появилась необходимость в разработке новой математической модели, как основы для уточнения инструментария по оценке конкретного вклада отдельного потребителя в снижение потерь в сетевой организации, учитывающей индивидуальный подход к каждому потребителю.
В [3] предлагается схему замещения сети представить в виде простой схемы трёхлучевой звезды
(рис. 1). Один из лучей представляет собой сопротивление линии электропередач R1 — ответвления от
узла нагрузок с нагрузкой мощностью Р, tgф1. Реактивная составляющая этой нагрузки может изменяться за счёт установки КУ. Другой луч — эквивалентное
сопротивление R2 ответвлений к остальным потребителям и других ветвей, не участвующих в питании нагрузки Р1, tgф1. Нагрузка этой ветви Р2, tgф2 представляет собой нагрузку, равную сумме мощностей всех нагрузок сети, кроме Р1, tgф1. Третий луч
представляет собой эквивалентное сопротивление R3 всех ветвей схемы сети, участвующих в питании нагрузки Р, tgфl, за исключением ответвления к ней, соединяет источник питания G с центральным узлом трёхлучевой звезды. Третий луч является питающей ветвью.
Предложенная схема замещения пригодна для оп-
8/^Р*у в се-
ределения изменения потерь мощности ти, при установке КУ мощностью QКУ в системе электроснабжения потребителя с нагрузкой Р1, tgф1
Рис. 1. Эквивалентная схема замещения электрической сети сетевой организации
или при изменении реактивной составляющей этой нагрузки на величину Q1 — QКУ. Выражение
для определения изменения снижения потерь мощности 5АР'*У в соответствии с [3] имеет вид
3 3 3 Л
У АР. —У АР. У АР
^^ I / 1 I ,нов ^^ I ,нов
-= 1—^-= 1
¿АРКу =^
УАР.
У АР.
АР
1,нов
АР
+ -
2, нов
АР
+ -
3,нов
УАР. У АР. у АР.
V 1
или
¿АР,
КУ
1 —
(1 + ^ (1,нов ) АР1 , АР2 + (1 + ^ 2(3,нов ) АР3 - ---1---1--- -
(1 + У^Р. УАР. (1 + ^^ УАР.
11 1 у
(2)
(3)
где АР1 , АР2 , АР3 — потери в ветвях схемы замещения до КРМ; АР „„„, АР2 „„„, АР3 „„„ — потери в ветвях схемы замещения после КРМ;
1, нов 7 2, нов 7 3 ,нов 7
tg р1, tg р3 — коэффициент мощности в ветвях схемы до КРМ;
tg Р1 нов, tg Р3 нов — коэффициент мощности после КРМ. Если принять, что
Л
Р = - 1 =^КУ
1 _ Г> . П , ^КУ ~
Р+р2
Ql
(4)
то в выражении (3)
^(1,нов = (1 - QКу ^ (1 , (5)
^Р3 = Р1* • ЗД + (1 - Р1*) • , (6)
tgРъ,нов = Р1*(1 - ЙУ ) • Ш + (1 - • tgР2 . (7)
Выражение (3) представляет собой математическую модель, целевой функцией которой является
величина д/АР*у .
Путём преобразований переменные модели могут быть представлены как семь независимых переменных с установленными пределами изменения [4].
АР АР АР
Р*(0-1),—р-(0- 6), —40-Ь), -Р-(0^с), tg (1(0-1), tg Р2(0-1), QКу(0-1), (8) Р1 Р2 Р1 + Р2 В (8) Ь - предельное значение потерь в первой и второй ветви относительно соответствующих нагрузок; с — предельное значение потерь в третьей ветви относительно протекающей в ней нагрузки.
Задавая значения указанных независимых переменных, можно вычислить значения ЗАРКУ по (3).
Часть значений переменных может быть определена из документооборота потребителя, другая часть из документооборота сетевой организации. Большая часть значений переменных не представляет собой коммерческую тайну. Они могут быть без трудностей представлены по запросам заинтересованных организаций. Наибольшую трудность представляет определение параметра АР3 . Для определения АР3 необходимо рассмотреть принципиальную схему электросетевой организации, её схему замещения с указанием потерь мощности в каждой ветви. Выбрать ветви, питающие нагрузку рассматриваемого потребителя. Определить сумму потерь мощности в этих ветвях, которая и будет представлять собой потери АР3 в ветви 3 трёхлучевой схемы замещения.
Исследования этой модели на примерах действующих электрических сетей показали её преимущества. Её применение позволяет потребителю и сетевой организации получить наглядную и исчерпывающую информацию о снижении потерь мощности в сетевой организации в результате использования как действующих, уже подключённых к сети мощностей КУ, так и дополнительных мощностей КУ, которые могут быть приобретены и установлены. Эта информация необходима для уточнения показателей финансовой эффективности и технико-экономического обоснования принятия решения по установке и эксплуатации КУ в сети потребителя или в сети сетевой организации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кузнецов А. В., Аргентова И. В., Ребровская Д. А. Критерии оценки принимаемых решений при установке компенсирующих устройств в сети потребителя электроэнергии // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: Седьмая Международная научно-техническая конференция, (г. Ульяновск, 21—22 апреля 2017 г.): сб. науч. тр. Т.2. - Ульяновск : УлГТУ, 2017. — С. 255—260.
2. Железко Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии : Руководство для практических расчётов. — М. : ЭНАС, 2009. — 465 с.
3. Кузнецов А. В., Аргентова И. В. Математическая модель оценки снижения потерь мощности в сетевой организации при компенсации реактивной мощности в сети потребителя // Электротехника. — 2016. — №10. — С. 68—73.
4. Кузнецов А. В., Аргентова А. В., Ребровская Д. А. Программная модель оценки снижения потерь мощности в сетевой организации при компенсации реактивной мощности в сети потребителя // Промышленная энергетика. — 2016. — №6. — С. 48—54.
Кузнецов Анатолий Викторович, доктор технических наук, старший научный сотрудник, заведующий кафедрой «Электроснабжение» Ульяновского государственного технического университета. Ребровская Диана Андреевна, старший преподаватель, заместитель заведующего кафедрой «Электроснабжение» Ульяновского государственного технического университета.
Поступила 26.09.2017 г.
