CC BY
7
УДК 338.24+620.9
Время замены оборудования электросетевого района
в зависимости от стоимости элементарной решающей акции
С.В. Венедиктов, Ю.Ю. Егошин, З.А. Захарова, А.А. Капитонов
Московский государственный открытый университет Чебоксарский политехнический институт (филиал), Чебоксары
Дана оценка времени замены оборудования среднестатистического электросетевого района на основе использования части тарифов на электроэнергию.
The article provides the estimation of time re-equipment in an average electricity supply region based on the use of a part of electricity rate.
В публикациях [1-3] дано определение элементарной решающей акции (ЭРА), рассмотрен ее состав, показаны алгоритмы модернизации оборудования от шестого до первого уровня электроснабжения.
В данной статье приводятся результаты исследований по определению временных зависимостей по обновлению основного оборудования электросетевого района на основе варьирования стоимости ЭРА в пределах долей сверхприбыли и налога, включенных в состав цены 1 кВт/ч электроэнергии.
Определение: «Элементарная решающая акция» (ЭРА) - это доля в одном кВт/ч электроэнергии или в одной калории тепловой энергии в стоимостном выражении, принадлежащая потребителю и направляемая на обновление оборудования энергетической компании и его развитие.
Стоимость ЭРА определяется исходя из предпосылки, что цену 1 калории по закону Джоуля - Ленца можно привести к цене 1 кВт/ч электроэнергии. Далее цену 1 кВт/ч можно разложить на следующие составляющие:
Ц = С + П + Н, (1)
где Ц - цена 1 кВт/ч электроэнергии, установленная для оплаты потребителю. В данном случае значение цены принимается как средняя величина, как для промышленных, так и бытовых потребителей;
С - себестоимость 1 кВт/ч электроэнергии, доведенного до потребителя, р.;
П - прибыль энергоснабжающей организации, р.;
Н - величина взимаемого с 1 кВт/ч налога, р.
В правой части формулы из трех составляющих только себестоимость является величиной объективной. Остальные составляющие являются субъективными и стремятся к максимуму, вследствие стремления получения прибыли и налога. Прибыль предприятия можно разложить на две составляющие - прибыль
и сверхприбыль. Поэтому в части сверхприбыли и налога можно выделить ЭРА. Таким образом, стоимость 1 ЭРА будет равна сумме сверхприбыли и налога:
| 1ЭРА | = П2 + Н, (2)
где П2 - величина сверхприбыли, р.
Время замены изношенного оборудования можно оценить по следующей формуле:
п п п т
Т зам = (IС ¡но + 1 С ¡эмр *1тг)/ I ЭРАр (3)
г=1 г=1 г=1 г=1
где: СЫо - стоимость 1-го образца нового оборудования, р.;
Сэмр - стоимость электромонтажных работ г-го
образца на объекте, в которую входит и стоимость работ по перевозке, р.;
тг - норма времени на электромонтажные работы г-го образца, ч;
ЭРАг - сумма денег, накопленная за расчетный
месяц посредством ЭРА, р.;
т - количество расчетных месяцев.
Количество набранных за расчетный месяц ЭРА определяется по формуле 4:
к
\ЭРА] = \1ЭРА\ -I р , (4)
г=1
где: Рг - мощность, потребленная 1-м потребителем за расчетный месяц;
к - количество потребителей.
1. Определение удельной стоимости ЭРА для групп потребителей
Рассмотрим среднестатистический сельский электросетевой район на примере Медведевского района Республики Марий Эл, обслуживаемый Семеновским РЭС.
С.В. Венедиктов, Ю.Ю. Егошин, З.А. Захарова, А.А. Капитонов
123
Исходные данные:
1. Количество населенных пунктов - 135.
2. Поопорные схемы населенных пунктов.
3. Среднемесячное количество отпущенной энергии, Рм эс = 5556302 кВт/ч.
Имеется три группы потребителей, а именно:
- частный сектор (ЧС), Рм чс = 724084 кВт/ч;
- многоквартирные дома (МД) Рм мд = 562821 кВт/ч;
- юридические лица (ЮЛ), Рм Юл = 4269477 кВт/ч.
4. Стоимость 1 кВт/ч для ЧС - 1,38 р., МД - 1,98 р.; для ЮЛ - 2,5 р.
Себестоимость 1 кВт/ч для ОАО «Мариэнерго» на конец 2008 г. составляет С = 0,47 р. Прибыль П = 25 %.
Приведенную к 1 кВт/ч сумму объективных расходов определим по формуле 5:
р0 = С + П = 0,47 + 0.1175 = 0,5875 р. (5)
Вычислим разницу межу ценой и объективными расходами. Найденные цифры отнесем к удельной ЭРА по группам потребителей:
ЧС: гчс = цчс - Ре = 1,38 - 0,5875 =
= 0,7925 - 0,79 р.; (6.1) МД: = ЦМд - Р0 = 1,98 - 0,5875 =
= 1,3925 - 1,39 р.; (6.2) ЮЛ: уюл — цюл - р0 = 2.5 - 0,5875 =
= 1,9125 - 1,91 р. (6.3) 2. Определение хода
перманентного набора суммы ЭРА
Ход перманентного вклада суммы ЭРА зависит от величины фактического вклада потребителя. Его определение проведем по формуле 7:
£эра .м У эра Рфпотр.м ,
(7)
где: уэра - удельный вес ЭРА в 1 кВт/ч;
Рфпотрм - величина фактического потребления ЭЭ в месяц.
По группам потребителей:
ЧС: Бэра.м.чс Уэра.чс Р ф.потр.м.чс 0,79 • 724084
572026 р.;
-МД: Бэра.м.мд Уэра Рф.потр.м.мд 1,39 • 800325
1112452 р.;
Бэра.м.юл Уэра Рф.потр.м.юл 2,5 * 4563836
8716927 р.
Найдем сумму ЭРА, набранную за один календарный год, по формуле 8:
I эра. г I эра. м '
где к = 12 - число месяцев в году.
По группам потребителей: ЧС: Бэра.г.чс = К • Брмчс = 12 ■ 572 026 = 6844312 р.; МД: Бэрагмд = К ■ Бэраммд = 12 ■ 1 112 452 = 13349424 р.; ЮЛ: Бэра.,юл = К • Бэра.м.юл = 12 ■ 8716927 = 104503124 р.
Определим сумму ЭРА за календарный год для электросетевого района по формуле 9:
£ — £ + £ д + £ = 124503124 р. (9)
^—¡эра.г.эс эра.г.чс ^—¡эра.г.мд ¿—¡эра,.юл г \ /
3. Определение длительности времени замены ЭО электросетевого района с использованием ЭРА Проведем анализ длительности времени по замене ЭО электросетевого района при его финансировании ЭРА.
Состав и количество ЭО электросетевого района приведены в таблице.
Наименование ЭО Кол-во Стоимость ЭМР одной единицы, р. Стоимость единицы проектных работ, р.
ВЛ 0,4кВ 472,74 км ВЛ: 700 000 СИП: 1 400 000 70 000
ВЛ 10кВ 603,7 км 700 000 70 000
КТП (всего) 391шт.
В т.ч. с трансформаторами мощностью до 250кВА 270 шт. 400 000 40 000
400 кВА 93 шт 500 000 50 000
630 кВА 22 шт. 4 000 000 200 000
1000 кВА 6 шт. 4 500 000 225 000
Рассчитаем время замены ЭО посредством полу ченной суммы ЭРА по формуле 10:
Т — N (с + С )-£
ь зам. ^ эмр ¿-¡эра.г.эс '
(10)
N - количество единицы ЭО;
С,
интегральная стоимость электромонтаж-
ных работ единицы ЭО;
С пр - стоимость проектных работ для единицы ЭО.
Тогда по группам оборудования электросетевого района:
ВЛ 0,4 кВ: т
— N • (Сэмр.ВЛ0,4 + Спр.ВЛ0,4 ) '
эРаг.эс = 472,74*(700000 + 70000) - 124503124 -2.93 г.
При строительстве ВЛ самонесущим изолированным проводом:
ВЛ 0,4 К^ СИП: ТзамВЛ0,4СИП = N ' (С'эмр.ВЛ0,4СИП +
+ Спр.ВЛ0,4сип) - Бэрагэс = 472,74*(1400000 + 70000) -- 124503124 - 5,58 г.;
ВЛ 10 кВ: ТзамВЛ10 = N ' (Сэмр.ВЛ10 + Спр.ВЛ10) -
- !эра,эс = 603,7*(700000 + 70000) - 124503124 - 3,73 г.
При строительстве КТП с мощностью трансформатора до 250кВА стоимость проектных и электромонтажных работ одинаковая, поэтому в данном случае парк всех КТП обозначен как КТП250. Также все КТП в интервале мощностей трансформатора от 250 кВА до 400 кВА обозначены как КТП400.
КТП250: ТзамКТП250 = N ' (Сэмр.КТП250 + С„р.кТП250) +
- Хэрат.эс = 270 -(400000 + 40000)+ 124503124 -0,95 г.;
КТП400: ТзамКТП400 = N ' (Сэмр.К1П400 + Спр.КТП400) +
+ Хэрат.эс = 93 -(500000+50000)+124503124 - 0,41 г.;
КТП630: ТзамКТП630 = N ' (Сэмр.КТП6Ъ0 + Спр.КТП630) +
+ Хэрат.эс = 22 -(4000000 + 200000)+124503124 - 0,74 г.;
КТП1000: ТзамКТП1000 = N ' (Сэмр.КТП1000 + Спр.К1П1000) +
+ Хэрат.эс = 6 -(4500000 + 225000)+124503124 - 0,23 г.
Определим длительность замены всего оборудования электросетевого района по формуле 11:
ТЭО.ЭС = ТзамВЛ0,4. + ТзамВЛ10 + ТзамКТП250 + + ТзамКТП400 + ТзамКТП630 + ТзамК1П1000 (11)
Вариант 1: при использовании проводов марки А и АС:
ТЭО.ЭС = ТзамВЛ0,4. + ТзамВЛ10 + ТзамКТП250 + + ТзамКТП400 + ТзамКТП630+ ТзамКТП1000 =
= 2,93 + 3,73 + 0,95 +0,41 + 0,73 + 0,23 = 8,98 г.
Вариант 2: при использовании проводов марки СИП:
ТЭО.ЭС = ТзамВЛ0,4.СИП + ТзамВЛ10 + ТзамКТП250 + + ТзамКТП400 + ТзамКТП630 + ТзамКТП1000 =
= 5,58 + 3,73 + 0,95 +0,41 + 0,73 + 0,23 = 11,63 г.
Выше по тексту была определена возможность замены всего ЭО электросетевого района. Это дает основание сформулировать следующие выводы:
1. Замена ЭО электросетевого района финансированием через ЭРА (части установленных в настоящее время тарифов на электроэнергию) возможна в приемлемые конечные сроки.
2. Рассмотренный способ обновления ЭО на VI и V уровнях по мере накопления ЭРА возможен и на последующих (IV-!) ступенях электроснабжения.
3. Использование данного способа дает возможность акционировать всю региональную энергетику, в том числе МУП и ГУП, не через их банкротство и последующее поглощение, а через вкладывание финансовых средств потребителей электроэнергии.
4. ЭРА помогут поменять психологию потребителя, его отношение к собственности и, что весьма важно в современных условиях, объяснят легитимность рассматриваемого способа приватизации всей территориальной энергетики.
5. Использование ЭРА в совокупности с рассмотренными [4-5] методами оценки состояния функционирующего ЭО позволяет проводить комплексную замену изношенного оборудования в кратчайшие (месяцы) сроки, что обеспечит существенное сокращение (достигающих в настоящее время до 40 %) потерь электроэнергии
ЛИТЕРАТУРА
1. Концепция технического развития региональной энергетики в условиях реструктуризации / С.В. Венедиктов [и др.] // Иннов. в образоват. процессе: сб. тр. межрег. научно-практ. конф. Чебоксары: ЧПИ. - С. 368-374.
2. Алгоритм достижения легитимности результатов приватизации в области энергетики / С.В. Венедиктов [и др.] // Вестник МарГУ, 2007. - № 1.
3. Венедиктов, С.В. Способ реформирования региональных энергетических компаний / С.В. Венедиктов [и др.] // Матер. докл. МНТК «Энергетика-2008»: в 5 кн. - Казань: КГЭУ. 2008. - Кн. 5. -С. 43-48.
4. Венедиктов, С.В. Определение уровня работоспособности оборудования электросетевого района / С.В. Венедиктов [и др.] // Матер. докл. МНТК «Энергетика-2008»: в 5 кн. - Казань: КГЭУ, 2008. - Кн. 2. - С. 148-152.
5. Экспертные методики определения остаточного ресурса электросетевого района / С.В. Венедиктов [и др.] // Проблемы энергетики. Известия ВУЗов, 2008. - № 11-12. - С. 113-120.
