CC BY
102
УДК 621.311.1.003.13
ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
© И.Ю. Усов1, П.С. Драчев2, А.С. Гущина3
1,3Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83. 2Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Дана характеристика задач, решений и методов их обоснования в процессе управления развитием электроэнергетических систем. Рассмотрены критерии отбора инвестиционных решений, а также основные факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры электроэнергетической системы. Приведено их математическое описание. Табл. 3. Библиогр. 14 назв.
Ключевые слова: электроэнергетическая система; оптимизация развития; критерии выбора оптимального решения; влияющие факторы инвестиций в электроэнергетике.
PROBLEMS AND METHODS TO SUBSTANTIATE INVESTMENT DECISION-MAKING IN POWER SECTOR I.Yu. Usov, P.S. Drachev, A.S. Gushchina
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia. Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
The article characterizes the problems, decisions and their substantiation methods in electric power system development management. Analysis is given to the selection criteria of investment decisions and key factors influencing the choice of the optimal structure of the electric power system. Their mathematical description is provided. 3 tables. 14 sources.
Key words: electric power system; development optimization; selection criteria for optimal decision; influencing factors; capital investments in power sector.
Введение
Взаимосвязь электроэнергетики со всеми видами человеческой деятельности определяет ключевую роль государства в управлении развитием электроэнергетики, которое осуществляется посредством разработки, обоснования и реализации инвестиционных решений, необходимых для надежного функционирования энергосистем.
С учетом особенностей электроэнергетики, которая является базовой инфраструктурной системой для всех отраслей экономики и социальной сферы, обоснование инвестиционных решений по объектам электроэнергетического комплекса имеет ряд особенностей. К таким особенностям можно отнести иерархичность структуры решений о развитии электроэнергетической системы (ЭЭС), необходимость заблаговременного их принятия, непрерывность инвестиционного процесса.
В период плановой экономики была разработана методология решения задач управления развитием электроэнергетики [7; 10], включающая комплекс типовых решений и задач. Проектирование развития
ЭЭС осуществлялось для трех основных временных этапов: долгосрочная перспектива на15-20 лет, среднесрочный перспективный период в 10-15 лет, а также наиболее короткий период проектирования развития на перспективу в 5-10 лет.
В настоящее время электроэнергетика России в большей части перешла к рыночной модели управления ее функционированием и развитием [4]. В соответствии с этой моделью все виды деятельности (в централизованной зоне ЕЭС) отнесены к двум основным сферам: конкурентной и естественно-монопольной (инфраструктурной). При этом электростанции стали конкурирующими субъектами рынка электроэнергии (мощности), а электрическая сеть -его инфраструктурой. В этих условиях структура решений, обеспечивающих управление развитием ЭЭС, приобрела ряд особенностей (табл. 1).
В основу механизма развития генерирующих мощностей заложен принцип рыночной конкуренции (коммерческого отбора мощности), построенный на балансе перспективного спроса и предложения на рынке электроэнергии и мощности [3]. Регулятивная
1Усов Илья Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры электроснабжения и электротехники, тел.: 89245438993, e-mail: uiy@pr-energo.ru
Usov Ilya, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Supply and Electrical Engineering, tel.: 89245438993, e-mail: uiy@pr-energo.ru
2Драчев Павел Сергеевич, младший научный сотрудник, тел.: 89025195601, e-mail: drachev@isem.sei.irk.ru Drachev Pavel, Junior Researcher, tel.: 89025195601, e-mail: drachev@isem.sei.irk.ru
3Гущина Анна Сергеевна, магистрант, тел.: 89643565656, e-mail: gas@pr-energo.ru Gushchina Anna, Master's degree student, tel.: 89643565656, e-mail: gas@pr-energo.ru
Таблица 1
Характеристика решений, обеспечивающих процесс управления развитием ЭЭС_
Номер задачи Наименование разрабатываемых документов Принимаемое (обосновываемое) решение Заблаго-временность, лет Частота корректировки
1 «Энергетическая стратегия России», «Стратегия модернизации электроэнергетики России», другие стратегические документы федерального уровня О рациональных объемах производства и транспорта электроэнергии внутри страны и на экспорт для нескольких сценариев развития, об объединении энергосистем в ЕЭЭС, о присоединении к ней новых подсистем, обоснование дальних электропередач, выбор шкалы высших номинальных напряжений, требования к пропускной способности МЭС и МГЭС, о потребности в новом электросетевом оборудовании и его параметрах, об ориентировочной стоимости СЭС 10-15 и более 1 раз в 3 года
2 «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики» О совокупности наилучших вариантов схемы (конфигурации) СЭС ЕЭЭС России для нескольких сценариев развития, о размещении ВЛЭ и подстанций СЭС и их основных параметрах, о перспективных потребностях в электротехническом оборудовании и материалах, об очередности ввода сетевых объектов и их ориентировочной стоимости 15 [1] Не реже 1 раза в 3 года
3 «Схема и программа развития ЕЭС России» О схеме (конфигурации) электрической сети ОЭЭС и МЭС, об основных характеристиках (номинальное напряжение, мощность, длина ВЛЭ и др.) объектов СЭС (подстанций и ВЛЭ), о планах по проектированию и строительству объектов СЭС и требуемых инвестициях 7 [1] Ежегодно
4 «Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ» О схеме (конфигурации) электрической сети РЭЭС и МЭС, об основных характеристиках объектов СЭС, планируемых к сооружению на территории субъекта РФ, о планах по проектированию и строительству объектов СЭС и требуемых инвестициях в указанные объекты 5 [1] Ежегодно
5 «Инвестиционные программы сетевых компаний» (ОАО «ФСК-ЕЭС» и др.) Об основных характеристиках СЭС и МЭС, планируемых к сооружению, о планах по проектированию и строительству объектов СЭС и требуемых инвестициях в указанные объекты, о разработке ТЭО по объектам СЭС и начале их проектирования 5 Ежегодно
6 «ТЭО сооружения объектов СЭС» О начале разработки проектной и рабочей документации, об общих технических решениях по объекту и его общей предварительной стоимости 1-2 В задаче 7
7 «Проектная и рабочая документация по объектам СЭС» О технических решениях, необходимых для обеспечения строительства объекта СЭС и его эксплуатации, о сроках начала и окончания строительства и ввода его в эксплуатацию, о сметной стоимости строительства, о плане организации строительства объекта СЭС и графике его финансирования 0-1 -
роль государства реализуется посредством согласования инвестиционных программ компаний, находящихся в полной (ОАО «Росэнергоатом») или частичной (ОАО «Русгидро», ОГК, ТГК и др.) собственности государства, а также путем утверждения перечня новых генерирующих объектов, которые должны быть
построены в соответствии с договорами предоставления мощности.
Развитие электрической сети осуществляется под непосредственным управлением исполнительных органов государственной власти Российской Федерации и ее субъектов, утверждающих тарифы на передачу
электрической энергии (мощности) и инвестиционные программы сетевых компаний [2]. Увязка решений о развитии генерирующих мощностей и СЭС согласно Постановлению Правительства РФ [1] осуществляется в рамках ежегодно разрабатываемых схем и программ развития ЕЭС, схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ, а также генеральной схемы, разрабатываемой и утверждаемой один раз в три года.
Вместе с тем новая структура задач в целом имеет много общего со структурой задач, разработанной в период плановой экономики. Это связано с тем, что при переходе к рынку сохранятся преимущества совместной работы энергосистем (системный эффект), концентрации производства (эффект масштаба) и централизации управления ЭЭС.
Критерии и методы выбора инвестиционных решений в электроэнергетике
В процессе обоснования инвестиционных решений первоочередной задачей является выбор критериев оценки указанных решений.
В период плановой экономики основным критерием оценки вариантов развития объектов энергетики был минимум приведенных затрат при удовлетворении потребности в электроэнергии с заданными параметрами качества и надежности энергоснабжения.
Формирование адекватного экономического критерия выбора инвестиционных решений в электроэнергетике для рыночных условий само по себе является сложной исследовательской задачей, поскольку этот критерий должен учитывать различные экономические и технологические факторы, а также степень неопределенности исходной информации, которая будет разной в зависимости от уровня решаемой задачи.
В зависимости от постановки задачи и ее места в территориально-временной иерархии задач развития ЭЭС в качестве критериев выбора инвестиционных решений применяются следующие:
1. Минимум капиталовложений в объекты ЭЭС К, определяемый по выражению
K = ^ минимум,
(1)
где К - объем инвестиций в в-й объект ЭЭС.
2. Минимум суммарных приведенных затрат З в статической постановке (не учитывается фактор времени):
3 = £ {Ен х К3 + И^) минимум,
где Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; И - ежегодные эксплуатационные издержки, связанные с функционированием объекта в (топливные затраты, амортизационные отчисления, текущий ремонт, зарплата персонала, общесистемные расходы, оплата потерь и т.д.). Эксплуатационные издержки могут учитываться двумя способами -упрощенно (в процентном отношении к величине капитальных вложений (для ЛЭП 35 кВ и выше - 2,8%,
для силового оборудования 220 кВ и выше - 8,4% [11]) либо непосредственными значениями в соответствии с техническими параметрами объекта.
В настоящее время при решении задач в качестве «затратного» критерия используется критерий минимума дисконтированных затрат, в котором разновременность капитальных и эксплуатационных затрат приводится с помощью нормы дисконтирования Енп.
В условиях плановой экономики государственные органы с помощью дифференцирования коэффициента Ен по отраслям народного хозяйства целенаправленно завышали эффективность отдельных отраслей экономики. Для электроэнергетики в 60-80-х гг. XX в. нормировались Ен = 0,12 и Енп = 0,08. В условиях
рыночных отношений эти коэффициенты должны быть одинаковыми [13].
3. Минимум суммарных дисконтированных затрат З, представляющих собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта: 3 =
1
(3)
минимум, где t - год расчетного периода T.
Норма дисконтирования - переменная величина, зависящая от ряда факторов. Она может определяться как отношение ставки рефинансирования, установленной ЦБ РФ, и темпа инфляции, объявленного Правительством РФ на текущий год. Одним из возможных способов определения ставки дисконтирования в случае смешанного (заемного и собственного) капитала является задание ее на уровне средневзвешенной цены капитала (англ. weighted average cost of capital -WACC), которая показывает минимальный возврат средств предприятия на вложенный в его деятельность капитал, или его рентабельность.
4. Максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД), представляющий собой разность между текущей стоимостью потока будущих доходов/выгод и текущей стоимостью будущих затрат на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта на протяжении всего срока службы:
чдд = %^
у
максимум, (4)
где В1 - суммарные результаты (выгоды или доходы), определяемые как произведение выработанной (переданной) на 1-ом этапе электрической энергии (мощности) на прогнозную цену электроэнергии (при обосновании электростанций) или на тариф на передачу электрической энергии (при обосновании сетевых объектов); З1 - затраты, осуществляемые на том же шаге; Т - горизонт расчета.
Критерий (4) используется для сопоставления инвестиционных затрат и будущих поступлений (доходности), приведенных в эквивалентные условия, и определения положительного и отрицательного саль-
s
до (баланса). При сравнении двух и более вариантов в сопоставимых условиях критерием выбора наилучшего варианта является максимальное значение ЧДД. ЧДД - наиболее общий критерий, показывающий доходы собственников капиталов за весь жизненный цикл инвестиционного проекта [6].
В табл. 2 приведена характеристика основных критериев и методов для оценки и выбора инвестиционных решений в электроэнергетике.
мой капиталовложений:
То«.п =п при XЧД, =К,
(7)
Г=1
где ЧД{ - чистый недисконтированный доход за период t.
8. Срок окупаемости дисконтированный Т - срок
Таблица 2
Характеристика основных критериев и методов для оценки и выбора инвестиционных решений
в электроэнергетике
Критерий Метод оценки Тип задачи Условие применения
Минимум капитальных вложений затратный Выбор вариантов технологических решений для небольших объектов или их элементов Решение о финансировании проекта принято инвестором. Эксплуатационные издержки по вариантам равны
Минимум приведенных (дисконтированных) затрат затратный Задачи 1-4 табл. 1 Выбор совокупности наиболее предпочтительных вариантов для дальнейшего рассмотрения (оптимизационная задача). Эксплуатационные издержки принимаются в процентах от капиталовложения
Максимум чистого дисконтированного дохода доходности Задачи 5-6 табл. 1 Оценка эффективности небольшого числа вариантов инвестиционных решений и выбор наилучшего. Наиболее полно учитываются показатели стоимости и доходности рассматриваемых вариантов
В качестве критериев оценки эффективности инвестиционных проектов, применяемых в дополнении к критерию (4), используются следующие показатели.
5. Индекс рентабельности индекс доходности (ИД) проекта представляет собой отношение приведенных доходов к приведенным (на ту же дату) расходам в рамках реализации проекта. Он отражает доход в расчете на единицу инвестиций:
окупаемости инвестиций в текущих стоимостях, определяемый по выражению
Ток = п при ХЧДД, =к.
(8)
Г=1
ид =
X чдд<
?=0
к
(5)
6. Внутренняя норма доходности (ВНД) численно равна норме дисконтирования, при которой сумма дисконтированных притоков денежных средств равна величине дисконтированных оттоков денежных средств за расчетный период, включая периоды строительства и эксплуатации.
ВНД = Евн при ЧДД = Г{Евн) = 0. (6)
7. Срок окупаемости простой Т представляет
собой период времени, в течение которого сумма чистой прибыли покроет инвестиции. Определение срока окупаемости производится последовательным суммированием чистой прибыли по годам расчетного периода t, пока полученная сумма не сравняется с сум-
Критерии (5)-(8) могут быть использованы инвестором при равенстве или близких значениях ЧДД в рассматриваемых вариантах. В этом случае инвестор выбирает варианты с максимальной доходностью или минимальными сроками окупаемости. Кроме того, если значения показателей (5)-(8) меньше требуемых инвестором, последний может отказаться от реализации проекта и рассмотреть альтернативные варианты инвестиций.
В табл. 3 дана характеристика области применения и условий использования дополнительных показателей оценки и выбора инвестиционных решений.
Для решения комплексных задач оценки эффективности инвестиционных решений в электроэнергетике с использованием критериев (2)-(4) необходимо учитывать ряд факторов, наиболее значимые из которых представлены ниже.
Факторы, учитываемые при выборе инвестиционных решений в электроэнергетике
Основными факторами, которые необходимо учитывать при обосновании инвестиционных решений в электроэнергетике, являются [5]:
Таблица 3
Условия использования и область применения дополнительных показателей оценки _и выбора инвестиционных решений_
Критерий Обозначение Область применения Ограничения и недостатки База для сравнения
Рентабельность инвестиций ИД Предварительный отбор проектов для дальнейшего анализа Накопительная амортизация должна быть достаточна для замены выбираемого оборудования Стандартный уровень рентабельности, приемлемой для инвесторов
Внутренняя норма доходности ВНД Выбор варианта по макЕ симальному ВНД используется для сравнения вариантов на любых стадиях оценки, в том числе и для проектов, различающихся масштабом инвестирования и расчетным сроком Предполагает реинвестирование с нормой, равной Е Приемлемый для инвестора уровень доходности
Простой срок окупаемости Т ок.п Для предварительного отбора Все сопоставляемые проекты должны иметь одинаковый расчетный цикл Приемлемый для инвестора срок окупаемости
Дисконтированный срок окупаемости Т ок. Выбор варианта по минимальному значению Т ок Не учитывает денежные поступления после окончания срока окупаемости Приемлемый для инвестора срок окупаемости
1. Многовариантность инвестиционных решений. Она обусловлена рядом факторов, среди которых основным является фактор дискретной зависимости капитальных затрат в новые объекты ЭЭС от их производственных параметров (загрузка новых электропередач, выработка перспективных электростанции и т.д.). При решении оптимизационных задач 1-4 (см. табл. 1) функция приведенных (дисконтированных) затрат для новых элементов ЭЭС в модели при учете дискретности будет иметь разрыв первого рода в начале координат и будет представлена выражением
где а3 - постоянная составляющая ежегодных приведенных затрат; Ь8 - коэффициент, учитывающий стоимость потерь в в-м новом элементе сети; Р8 - поток активной мощности по в-му новому элементу сети.
Поскольку учет фактора дискретности посредством выражения (9) существенно усложняет поиск ее глобального экстремума, для практических задач при количестве новых элементов более 10 указанный фактор, как правило, не учитывается, а целевая функция моделируется линейной.
2. Динамический процесс развития ЭЭС и многорежимный характер их работы (временной фактор). Сложность точного моделирования нелинейного динамического процесса развития ЭЭС и многорежимного характера их работы обуславливает упрощенный учет указанных факторов посредством формирования представительного множества статических состояний
и режимов работы ЭЭС, определяющих потребность в новом строительстве или модернизации.
В динамической постановке задачи к вопросам «где» и «сколько» добавляется также временная составляющая «когда».
При решении задач большой размерности - 1-4 (см. табл. 1), как правило, рассматриваются один или два режима (зимний максимум и летний минимум нагрузок) и один или два этапа (середина и конец расчетного периода).
В процессе решения задач 5-6 (см. табл. 1) с использованием критериев (3)-(8), учитывающих динамику развития, в качестве расчетного интервала принимается, как правило, один год, а кроме режимов зимнего максимума и летнего минимума нагрузок могут рассматриваться режимы зимнего минимума, летнего максимума, а также паводковые режимы.
3. Необходимость обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Учет фактора надежности электроснабжения потребителей оказывает существенное влияние на выбор оптимального инвестиционного решения в электроэнергетике. Под надежностью понимается способность системы выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования [8]. Опыт проектирования показывает, что неучет фактора надежности может приводить к таким экономическим ущербам из-за недоотпуска электроэнергии, которые во много раз превосходят дополнительные затраты в организацию мероприятий для обеспечения требуемого уровня надежности. При оптимизации развития учет требований надежности осуществляется путем рассмотрения
представительного множества наиболее вероятных послеаварийных и ремонтных режимов генерирующего и сетевого оборудования ЭЭС.
Экономическая оценка надежности при обосновании инвестиционных решений осуществляется двумя способами.
Первый способ заключается в формировании функции ущерба ^У, которая добавляется к функции затрат в выражениях (3) и (4) и рассчитывается по формуле
= уо -м
где у0— величина удельного ущерба (руб./кВтч);
М
- математическое ожидание величины
недоотпуска электроэнергии (величина случайная).
Другой метод учета надежности при оптимизации электрической сети заключается в нормировании уровней надежности для формируемых вариантов развития ЭЭС. Как правило, для этого используется критерий N-1 (реже N-2 или N-3). То есть выбираемое технологическое решение должно быть таким, чтобы отключение одного (или нескольких) из входящих в него элементов не вызывало ограничения электроснабжения потребителей. В этом случае затраты на обеспечение требуемых уровней надежности учитываются капиталовложениями в новые элементы энергосистемы, которые вошли в решение по условиям надежности.
4. Условия технологического функционирования ЭЭС (законы естественного потокораспределения и ограничения на загрузку элементов ЭЭС). Учет условий технологического функционирования ЭЭС обеспечивается путем математического описания двух основных факторов: законов естественного потоко-распределения (в виде равенств) и ограничений на загрузку элементов ЭЭС (в виде неравенств).
В силу сложности учета законов естественного потокораспределения в ветвях ЭЭС при решений задач 1-4 (см. табл. 1) последние моделируются только в виде уравнений баланса мощности:
М-Р = Ру , (11)
где N - матрица инциденций ветвей и узлов графа в
(первая матрица инциденций); РУ = у,
Ц = 1 ,..., М-1) - вектор активных мощностей в узлах.
В процессе решения задач 5-6 (см. табл. 1) с ограниченным числом рассматриваемых вариантов инвестиционных решений естественное потокорас-пределение описывается наиболее детально с использованием нелинейной системы уравнений узловых напряжений в форме баланса мощности, учитывающей второй закон Кирхгофа:
и
Е и
(12)
где
и
- диагональная матрица ЭДС и
сЛад
напряжений узлов;
напряжений узлов;
Е и
У
- вектор столбец ЭДС и - матрица собственных и вза-
(10) имных проводимостей узлов;
- вектор полных
мощностей генерации и нагрузок в узлах; * - символ сопряжения комплексной величины.
В качестве наиболее часто используемых технологических ограничений на загрузку элементов ЭЭС применяются следующие:
- ограничения на мощность электростанций, определяющие диапазон мощности работы генерирующего оборудования (режимы работы ТЭЦ по тепловому графику нагрузки, ГЭС в паводковых режимах и т.д.): _
5 < 5 < (13)
- ограничения на потребление электроэнергии (мощности), определяющие диапазон мощности работы нагрузочного оборудования:
С < С < С; (14)
- ограничения на загрузку электросетевых элементов, определяющие максимально допустимый поток мощности (энергии) по линиям, трасформаторам и коммутационному оборудованию:
1 < 1< 1. (15)
Кроме выражений (13)-(15) при оптимизации развития ЭЭС могут задаваться ограничения по допустимым уровням напряжения в узлах, скорости набора нагрузки электростанциями и ряд других.
Для учета условий технологического функционирования ЭЭС разработано множество математических моделей и программных комплексов, широко используемых на практике [12; 14].
5. Неопределенность исходных данных о будущих условиях развития электроэнергетики. Учет неопределенности исходных данных необходим для исключения грубых ошибок при выборе инвестиционных решений при изменении каких-либо внешних условий.
Используемая при перспективном проектировании исходная информация (значения нагрузок и генерации в узлах сети, режимы работы оборудования электростанций и сетей, цены на топливо и материалы, процентные ставки и др.) принципиально не может быть исчерпывающе полной и определенной в силу того, что на каждый элемент вектора исходных данных в процессе развития влияет множество разнообразных факторов, которые невозможно заранее предвидеть и учесть. Причем в условиях рыночной экономики влияние фактора неопределенности на развитие ЭЭС проявляется существеннее, чем в условиях плановой экономики.
Задача нахождения оптимальности в условиях неопределенности решается в двух математических постановках:
1. Когда исходная информация носит вероятностно-определенный характер, то есть известен закон распределения исходных данных и его параметры.
2. Когда поиск оптимума осуществляется в условиях собственно неопределенности, при этом известен лишь некоторый диапазон изменения исходных данных.
В первом случае задача сводится к поиску варианта с минимумом математического ожидания приведенных затрат (16) или максимумом чистого дисконтированного дохода (17):
В выражениях (16) и (17) q - множество состояний природы, соответствующее сочетанию случайных исходных данных (каждое из состояний имеет определенную вероятность появления); Р( - объем
производимой или передаваемой мощности (энергии) элементом в.
При решении оптимизационной задачи технико-экономические показатели, входящие в функции (16) и (17), представляются детерминированными величинами, соответствующими математическим ожиданиям этих показателей.
Точный учет собственно неопределенности при решении задач развития в оптимизационной постановке весьма затруднителен, так как разному набору исходных данных (состояний природы) будут соответствовать разные инвестиционные решения (варианты развития).
Упрощенный учет неопределенности осуществляется за счет формирования векторов исходных данных (сценариев). При этом для каждого из сценариев формируется вариант инвестиционных решений или их некоторая совокупность, наилучшие значения функций (16)-(17) в оптимизационной постановке или критериев (3)-(8) при решении задач 5-6 (см. табл. 1).
Существует несколько формализованных критериев выбора оптимального решения в условиях неопределенности. Наиболее известные из них - критерий Сэвиджа (минимаксного риска) критерий Вальда (минимаксных затрат), критерий Лапласа (недостаточного основания) [9]. Выбор того или иного критерия осуществляется исследователем и определяется целями конкретной задачи.
Выводы
1. Процесс обоснования и выбора инвестицион-
ных решений в электроэнергетике имеет ряд особенностей, обусловленных тесной связью отрасли со всеми сферами человеческой деятельности, значительными масштабами ЭЭС, объединенных единством технологических процессов. К таким особенностям следует отнести иерархичность структуры инвестиционных решений, необходимость заблаговременного их принятия, непрерывность инвестиционного процесса.
2. Иерархия задач обоснования инвестиционных решений в электроэнергетике состоит из двух основных уровней: верхнего, на котором осуществляется выбор структуры генерирующих мощностей и схемы основной электрической сети в масштабах страны и ее регионов, и нижнего, на котором уточняется необходимость сооружения электростанций и электросетевых объектов, целесообразность сооружения которых была определена на верхнем уровне, а также выбираются основные технические решения по указанным объектам.
3. В основу механизма развития генерирующих мощностей заложен принцип рыночной конкуренции (коммерческого отбора мощности). Развитие электрической сети осуществляется под непосредственным управлением государственных органов, утверждающих тарифы на передачу электрической энергии (мощности) и инвестиционные программы сетевых компаний. При этом решения о развитии электростанций принимаются в приоритетном порядке по отношению к решениям по развитию электрических сетей, поскольку сооружение электростанций требует больших капиталовложений и времени. В то же время для небольших по размерам изолированных ЭЭС сопоставление инвестиционных решений целесообразно осуществлять комплексно.
4. Основными критериями оценки инвестиционных решений являются: объем капитальных затрат (в случае, когда эксплуатационные издержки и выручка от реализации продукции по вариантам решений не имеют различий); суммарные приведенные затраты (когда варианты не отличаются по объемам выручки) и чистый дисконтированный доход (во всех прочих случаях).
5. Основными факторами, влияющими на выбор оптимального инвестиционных решений в электроэнергетики, являются: многовариантность, динамический характер инвестиционного процесса, учет условий технологического функционирования ЭЭС, многорежимный характер работы ЭЭС, необходимость обеспечения надежности энергоснабжения и неопределенность исходных данных. Большинство из указанных факторов обуславливают непрерывный процесс развития электроэнергетики. Необходимость учета в той или иной степени влияющих факторов существенно увеличивает размерность решаемой задачи. Подробный учет условий технологического функционирования ЭЭС предполагает использование нелинейных математических моделей и выполняется для ограниченной совокупности инвестиционных решений.
Статья поступила 26.05.2014 г.
1. О схемах и программах развития электроэнергетики: по-становл. Правительства РФ от 17 окт. 2009 г. № 823 // Консультант Плюс: справочно-правовая система [Электронный ресурс]. URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_159302
2. Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики: постановл. Правительства РФ от 1 дек. 2009 г. № 977 // Российская газета. 2010 г. 9 февраля № 738 [Электронный ресурс]. URL: http://www.rg.ru/2010/02/09/energo-investicii-dok.html
3. Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности: постановл. Правительства РФ от 27 дек. 2010 № 1172 // Консультант Плюс: справочно-правовая система [Электронный ресурс]. URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_163893
4. Об электроэнергетике: федер. закон от 26 марта 2003 г. № 36-Ф3 // Российская газета. 1 апр. 2003 г. № 3174 [Электронный ресурс]. URL: http://www.rg.ru/2008/08/26/elektroenergetika-dok.html
5. Акишин Л.А. Исследование погрешностей решения оптимизационных задач в энергетике (на примере развития основных сетей ЭЭС): автореф. дисс. ... канд. техн. наук. Иркутск, 1982. 24 с.
6. Лившиц В., Швецов А. Каких ошибок следует избегать при оценке инвестиционных проектов с участием государства // Вопросы экономики. 2011. № 9. С. 80-92.
7. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике.
ский список
Элементы теории, направления развития. М.: Наука, 1983. 456 с.
8. Надежность систем энергетики: сб. рекомендуемых терминов / отв. ред. Н.И. Воропай. М.: Изд-во ИАЦ «Энергия», 2007. 192 с.
9. Салливан Р. Проектирование развития электроэнергетических систем / пер. с англ. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.
10. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики / Л.С. Беляев, Г.В. Войцеховская, В.А. Савельев [и др.]. Новосибирск: Наука, 1980. 23б с.
11. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.]; под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., пере-раб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.
12. ПВК АНАРЭС-2000 для расчета и анализа нормальных и аварийных режимов ЭЭС / О.Н. Шепилов, А.Е. Ушаков, Е.И. Ушаков, А.В. Домышев, А.Б. Осак, А.А. Вымятнин, Е.Я. Бузина // Современные программные средства для расчетов и оценивания состояния режимов электроэнергетических систем: сб. докладов II Междунар. науч.-практ. семинара. Новосибирск: Изд-во ИДУЭС, 2002. 132 с.
13. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). М.: Изд-во НЦПИ, 2000. Кн. 1. Методические особенности оценки эффективности проектов в электроэнергетике. 222 с.
14. Программные средства для расчета электромеханических переходных процессов и анализа устойчивости энергосистем (информационные материалы). М.: Изд-во РАО ЕЭС России, 1998. 212 с.
