Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современного состояния и тенденций изменения структуры топливного баланса Востока страны и Бурятии 11
1.1 Особенности и проблемы топливоснабжения энергетики региона 11
1.2 Проблемы развития производства топлива для электроэнергетики на Востоке России 30
1.3 Повышение эффективности сжигания низкосортных пылевидных топлив за счет применения новых технологических решений 43
Глава 2. Вопросы методики оценки эффективности новых технологий в современных условиях 56
2.1. Анализ методических подходов к определению экономической эффективности новых технологий
2.2 Основные положения методики проведения экономических расчетов по системной оценке эффективности системы плазменного воспламенения 78
Глава 3. Финансово-экономическая оценка реализации системы плазменного воспламенения углей
3.1 Коммерческая эффективность использования системы плазменного воспламенения
3.2 Оценка перспектив тиражирования технологии плазменного воспламенения пылеугольных видов топлива 118
Заключение 139
Литература 142
Приложения 152
- Особенности и проблемы топливоснабжения энергетики региона
- Проблемы развития производства топлива для электроэнергетики на Востоке России
- Анализ методических подходов к определению экономической эффективности новых технологий
- Коммерческая эффективность использования системы плазменного воспламенения
Введение к работе
Актуальность проблемы. Энергетическое хозяйство в восточных районах России характеризуется высокой долей выработки электроэнергии и тепла на тепловых электростанциях за счет сжигания углей. При переходе к рыночной экономике возникли новые проблемы взаимоотношений между электростанциями и угольными предприятиями: даже небольшие по мощности ТЭЦ, не говоря уже о крупных ГРЭС, вынуждены закупать топливо у множества поставщиков. Получение топлива однородного состава в этом случае практически исключено, качество топлива значительно отличается от проектного. Использование непроектных угяеЙ ведет к ухудшению технико-экономических показателей работы энергоблоков и к дополнительным затратам на их обслуживание и ремонт.
Для улучшения воспламенения и стабилизации горения углей в крупных энергоблоках обычно используется высококалорийный энергоноситель - мазут (в объеме 10-15% от объема угля). Но использование мазута на угольных электростанциях связано с рядом технических проблем (увеличиваются вредные выбросы, снижается КПД котлов и ускоряется износ оборудования). К тому же , в связи с продолжающимся падением объемов добычи нефти в стране и повышением глубины ее переработки на НПЗ мазут становится все более дефицитным и дорогим топливом для энергетики.
В связи с невозможностью в ближайшие 10 лет существенного изменения структуры топливного баланса энергетики Востока страны за счет повышения доли углеводородных энергоресурсов и устойчивой тенденцией снижения качества поступающих на тепловые станции углей, выражающейся в
повышении их зольности и влажности и снижении теплоты сгорания, проблема надежного и эффективного использования угольного топлива является одной из наиболее опасных угроз энергетической безопасности для тепловых станций этого региона и для предотвращения ее необходимо принятие комплекса мер.
Научно-исследовательские работы, проведенные в ИТФ СО АН и КазНИИЭ в 80-е годы, показали, что плазменная технология сжигания пылевидного топлива с помощью электродуговых плазмотронов может выступать как перспективный способ решения задачи высокоэффективного использования низкосортных твердых топлив. Однако, несмотря на казавшиеся явными преимущества новой технологии по сравнению традиционным мазутным способом розжига, широкого внедрения на тепловых станциях страны она не получила. Во многом это произошло из-за того, что в действовавшей в то время Типовой методике определения эффективности капитальных вложений не учитывались должным образом интересы непосредственных пользователей новой технологии - ТЭС.
В связи с особыми трудностями в топливоснабжении одной из крупнейших тепловых станций Восточной Сибири - Гусиноозерской ГРЭС, которая из-за ошибок в определении запасов и качества местных гусиноозерских (холболъджинских) углей была вынуждена искать поставщиков угля по всей Сибири, в середине 90-х годов на ГРЭС было активизировано освоение системы плазменного воспламенения углей (СПВ), позволяющей освободиться от использования мазута и облегчить работу на непроектном топливе.
Это создало предпосылки к проведению научных исследований по разработке методического обеспечения расчетов оценки эффективности СПВ в
новых экономических условиях. Анализ современной методической литературы по проблеме эффективности инвестиций показывает ее недостаточную проработанность в части учета народнохозяйственных и региональных интересов при экономической оценке технологических решений, что и обусловило выбор темы диссертации, ее целевую направленность и содержание исследований.
Цель работы состоит в совершенствовании научно-методологического подхода к системной оценке эффективности системы плазменного воспламенения углей с разработкой соответствующего методического обеспечения и расчетного инструментария и определении рациональных масштабов и направлений ее внедрения на пылеугольных ТЭС по регионам страны.
Для достижения этой цели в диссертации поставлены задачи:
Проанализировать современное состояние и тенденции изменения топливного баланса энергетики Востока страны.
Изучить возможности повышения эффективности сжигания низкосортных пылевидных топлив.
Разработать схему проведения расчетов по системной оценке эффективности новых технологий в энергетике.
Оценить коммерческую и экономическую эффективность СПВ, разработанной в Отраслевом центре плазменно-энергетических технологий РАО «ЕЭС России» при АО «Гусиноозерская ГРЭС», и определить рациональные масштабы ее освоения на угольных электростанциях Востока страны на перспективу до 2010 года.
В качестве объекта исследования выступает система топливообеспеченяя энергетики восточных районов страны.
Предмет исследования - методы анализа и оценки эффективности новых технологий в энергетике.
Методологической основой диссертационной работы являются системный подход и экономическая теория эффективности инвестиций.
Теория и методы системных энергетических исследований созданы и развиваются в трудах Н.И.Воропая, Ю.Д. Кононова, А.А.Макарова, Л.А.Мелентьева, А.П.Меренкова, А.С.Некрасова, Ю.Н.Руденко, Б.Г.Санеева, Н.И.Суслова, А.А.Чернышова, В.Н.Чурашева и других авторов.
Вопросы экономического анализа освоения новых технологий, использования инвестиций на их реализацию рассматривались в работах А.И.Анчишкина, В.Н.Богачева, Л, Гатовского, В.В.Коссова, В.НЛившица, Д.С. Львова, Т.С.Хачатурова, И.Шумпетера, Э.Янчаи др.
Вместе с тем требуются уточнение и дальнейшая проработка экономических аспектов использования инвестиций в новые технологии в энергетике в условиях дефицита топливно-энергетических ресурсов и рыночной экономики.
Основные научные положения, выносимые на защиту:
Высокая доля топливной составляющей в тарифах на электроэнергию на тепловых электростанциях в восточных районах страны объясняется структурой используемого топлива (более 90% приходится на уголь), ухудшением качества топлива и высокими затратами на его перевозку.
По размерам запасов и техническим возможностям добычи Восточная Сибирь и Дальний Восток обеспечены энергоресурсами на
длительный период, но из-за экономического кризиса задерживается освоение месторождений углеводородного сырья, а проблема надежного и эффективного использования угольного топлива становится одной из наиболее опасных угроз энергетической безопасности восточных районов.
Одним из перспективных способов повышения эффективности использования низкосортных углей является система плазменного воспламенения и стабилизации горения пылеугольного топлива.
Предложенный подход к экономической оценке технологических решений в энергетике, сочетающий расчеты по имитационным моделям инвестиционного анализа и оптимизационной модели баланса котельно-печного топлива, позволяет определить коммерческую привлекательность новой энерготехнологии и рассмотреть эффекты от ее реализации, проявляющиеся в системе топливобеспечения на уровне регионов и страны в целом.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций. Исследования базируются на обобщении большого информационного материала, собранного автором в 1995-1998 гг. Использовались данные государственной статистики, нормативные документы государственных органов власти, аналитические и прогнозные материалы научных и проектных организаций, а также информация, опубликованная в отечественной и зарубежной литературе и периодической печати.
Научная новизна работы заключается в следующих результатах:
разработана и реализована схема системной оценки эффективности СПВ,
позволяющая рассматривать плазменно-энергетическую технологию
одновременно с двух позиций: индивидуальной, как самостоятельного
инвестиционного проекта, обеспечивающего возможность возмещения затрат
на его осуществление за счет выпуска продукции и общесистемной, как элемента топливно-энергетического комплекса страны;
разработана имитационная финансово-экономическая модель реализации инвестиционного проекта системы плазменного воспламенения углей;
модернизирована модель оптимизации котельно-печного топлива страны путем введения ограничений и переменных, отражающих условия замены на ТЭС традиционной мазутной системы розжига пылеугольного топлива плазменной технологией;
на основе проведенных расчетов определены рациональные объемы и направления первоочередного освоения системы плазменного воспламенения на пылеуголъных ТЭС страны.
Практическая значимость выводов и предложений, содержащихся в диссертации, определяется целями исследования. Результаты работы использованы при подготовке научных отчетов ОПЭТ, ИЭ и ОЇЇП СО РАН, Рекомендации методического характера могут быть использованы энергетическими предприятиями при обосновании экономической целесообразности внедрения новых энерготехнологий.
Выполненные исследования нашли отражение в учебном пособии, которое используется в учебном процессе в Восточно-Сибирском Государственном Технологическом Университете.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и
обсуждались на Юбилейной научной конференции Восточно-Сибирского
Государственного Технологического университета (Улан-Удэ, 1997 г.);
Научной конференции Восточно-Сибирского Государственного
Технологического университета, посвященной 75-летню образования
Республики Бурятия (Улан-Удэ, 1998 г.); научно- методических семинарах Отраслевого центра плазменно-энергетических технологий РАО "ЕЭС России" (г. Гусиноозерск, 1996-1998 гг.); научных семинарах ЙЭ и ОПП СО РАН и научно-технических совещаниях Гусиноозерской ГРЭС и "Бурятэнерго" (гг. Новосибирск, Гусиноозерск, Улан-Удэ, 1995-1998 гг.)
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 3 работах общим объемом 3,4п.л.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, приложения. Основной текст диссертации изложен на 150 страницах, включает 14 рисунков, 34 таблицы. Список литературы содержит 97 наименований.
В первой главе анализируются современное состояние и проблемы топливоснабжения восточных районов России с выделением среди них Республики Бурятия, рассматриваются возможности развития добычи и производства различных видов топлива в Сибири и на Дальнем Востоке с учетом как специфики самих регионов, так и особенностей переходного периода, исследуются возможности повышения эффективности сжигания угольного топлива с помощью системы плазменного воспламенения.
Во второй главе анализируются основные положения методологии и методики определения эффективности новых технологий, предлагается схема проведения расчетов по системной оценке эффективности технологии СПВ и приводится характеристика разработанных инструментальных средств.
В третьей главе производится оценка коммерческой эффективности реализации технологии плазменного воспламенения углей с учетом риска
1 *
*
инвестиций и определяются рациональные масштабы ее освоения на тепловых электростанциях страны.
В заключении излагаются основные результаты, полученные автором в ходе исследования.
.і».
Особенности и проблемы топливоснабжения энергетики региона
Развитие генерирующих источников в ОЭС Сибири происходило в последние годы за счет ввода в Восточной Сибири теплофикационных агрегатов на теплоэлектроцентралях, ввода второго энергоблока на Березовской ГРЭС-1, ввода 6-го блока на Гусиноозерской ГРЭС н ввода первого блока на Харанорской ГРЭС. Кроме того, на ряде ТЭЦ и КЭС введены агрегаты на замену ранее демонтированного оборудования. В 1997 году за счет вводов мощностей в Красноярской и Томской энергосистемах сальдо ввода и выбытия ь мощностей было положительным (около 200 МВт), но Бурятия потеряла мощности на 30 МВт.
Более 30% мощности тепловых электростанций ОЭС Сибири отработало свой энергоресурс. При этом, около 40% оборудования существующих КЭС требует замены и восстановления. Для ТЭЦ мощность такого оборудования составляет 204, что может существенно повлиять на энергобаланс Сибири, особенно на его потенциальную избыточность.
Положение обостряется тем, что ввиду практически семилетнего спада электропотребления и складывающихся невостребованных избытков электроэнергии в ОЭС Сибири в целом, недостаточное внимание уделялось ремонтам оборудования. Если не принять соответствующих мер по поддержке оборудования в работоспособном состоянии (расширение капремонтов, щ модернизации и замены оборудования), максимальный риск от его останова может составить 30 млрд.кВт.ч., что корреспондируется с максимально сложившимся избытком энергии 1995-1996г.
Вторая важная особенность электроэнергетики Восточной части ОЭС Сибири связана со структурой используемого топлива - в восточных « энергосистемах в топливном балансе тепловых станций отсутствует природный газ (таблица 1.2).
Из данных таблицы видно, что в 1995-1996 тт в западных энергосистемах Сибири доля природного газа росла, при этом во всех энергосистемах сокращалась доля мазута. В результате в целом по ОЭС Сибири в 1996 году по сравнению с 1995 годом доля мазута сократилась с 8,2 до 5,6%, а доля газа увеличилась (с 3,8 до 7,6%). Хотя, конечно, с точки зрения диверсификации приходной части топливно-энергетического баланса, не говоря уж об экологической и экономической целесообразности, доля газа в топливоиспользовании ОЭС Сибири по-прежнему чрезвычайно мала.
При переходе к рыночной экономике возникли новые проблемы взаимоотношений между электростанциями и угольными предприятиями: даже небольшие по мощности ТЭЦ, не говоря уже о крупных ГРЭС, вынуждены закупать топливо у множества поставщиков. Получение топлива однородного состава в этом случае практически исключено. В связи с тем, что котлы спроектированы на топливо совершенно конкретных качественных характеристик, электростанции испытывают серьезные технологические трудности при сжиганий неоднородного твердого топлива.
При этом необходимо отметить, что оборудование теплоэлектростанций региона изначально не приспособлено к сжиганию топлива с отклонениями по качеству в широком диапазоне относительно проектного.
Ряд угольных бассейнов в Сибири отличается как большим разнообразием углей по маркам, так и значительным колебанием качественных характеристик угля в пределах одной марки углей. В первую очередь, это относится к влажности (W) и зольности (А1), и «производной» от них калорийности ( Qri). Кроме того, на ряде ТЭС отмечается широкий диапазон и по выходу летучих веществ (Vd,t). Так, среднестатистический диапазон качественных характеристик на отдельных ТЭС составляет: "Wr= 8 - 20%, Аг=13 - 40%, VdM - 9 - 31%. За счет изменения суммарного балласта {W + А1) калорийность рабочей массы также меняется в широком диапазоне (Д С/, = 500 -700 ккал/кг).
Поступление на ТЭС одновременно углей различных шахт, разрезов и обогатительных фабрик с меняющимися во времени пропорциями приводит к ненадежной и неэкономичной работе котлов, возрастанию потери тепла с механическим недожогом. Являясь балластом в топливе, влажность и зольность твердого топлива непосредственно влияют на : теплоценность топлива (его калорийность); условия разгрузки, транспортировки и хранения топлива; производительность топливоподающего оборудования; расходы на переработку топлива в технологическом цикле; на суммарные вредные выбросы; на условия сжигания топлива и , соответственно, экономические показатели (потери с уходящими газами, с механическим недожогом н кпд котла в целом).
Промышленный опыт эксплуатации котлов ТЭС Сибирского региона показывает, что в среднем для энергетического котла порядка 250 Гкал /час (котлы серии ТП-80, БКЗ-420) только из-за изменения качества угля дополнительно ежегодно увеличивается число вынужденных остановов на 1 ...2, использование мазута для «подсветки» и для дополнительных расгопок приблизительно на 100 т/год, энергозатраты на собственные нужды возрастают на 2-3 %.
Непрогнозируемо меняется объем выбросов в окружающую среду оксидов азота, пылевзвеси и зольных остатков. Последнее, в ряде случаев, служит причиной серьезных нарушений в работе золоотвалов ТЭС. При больших изменениях качества поставляемого угля возможно существенное (до 10-15%) ограничение номинальной производительности котлов и, соответственно, всей ТЭС.
Проблемы развития производства топлива для электроэнергетики на Востоке России
Примерно 80% разведанных запасов нефти и газа и половина разведанных запасов угля страны расположены в Западной Сибири. В то же время на труднодоступные регионы Восточной Сибири, Дальнего Востока и континентального шельфа арктических морей приходится до 40% прогнозных ресурсов нефти и до 80% природного газа России.
Развитие энергетики как Сибири в целом, так и субъектов Российской Федерации, территориально находящихся в сибирском регионе, в настоящее время рассматривается с учетом изменения геополитического положения Сибири с позиции усиления роли азиатско-тихоокеанского региона (АТР) и стратегической важности восточного геополитического направления. В связи с этим ряд стратегических положений пересматривается в направлении: создания общего рынка топлив и электроэнергии с учетом ях экспорта на Восток и Запад, освоения новых ресурсов нефти и газа и строительство магистральных нефте- и газопроводов в восточном направлении, переструктуризации электроэнергетики и угольной отрасли с учетом возможного экспорта электроэнергии, угля и продуктов его переработки в страны АТР и др. [69],
При разработке прогноза производства и потребления топлива в Сибири необходимо учитывать интересы и Дальнего Востока, неблагоприятные экономико-географические условия которого предопределяют его крайнюю заинтересованность в обеспечении повышенной надежности энергообеспечения. Особенно острым на настоящее время является положение с топливом. Уже длительное время на Дальний Восток поставляются угли Забайкалья. Месторождения этой части Восточной Сибири ближе всего расположены к дальневосточным потребителям и здесь имеются возможности наращивания объемов добычи угля. Конечно, Дальний Восток более заинтересован в удовлетворении потребностей в угле за счет собственных ресурсов, так как значительная удаленность от внешнего поставщика ставит местных потребителей в зависимость от многих непредвиденных факторов. Но, хотя Дальний Восток располагает значительными запасами угля, освоение их требует больших затрат из-за неблагоприятных горно-геологических условий, плохого качества угля или удаленности и необжитости территории.
Рассмотрим детальнее возможности добычи и производства котельно-печного топлива по трем крупным регионам Востока - Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнему Востоку. Западная Сибири Крупнейший топливно-избыгочный регион страны обеспечивает энергоресурсами не только потребности других районов страны, но и почти весь российский экспорт энергоносителей. Здесь сосредоточено почти 100 мощностей по добыче нефти Сибири, 99% -газа, 57% - угля. Известно, что нефтегазовый комплекс Западной Сибири в последние годы находится в остром нризисе, следствием которого является резкое снижение большинства технико-экономических показателей, начиная с объемов добычи и кончая объемами ассигнований на проведение геолого-разведочных и эксплуатационных работ. Особенно сложное положение сложилось в нефтяной промышленности. Преломление тенденции падения объемов добычи нефти в Западной Сибири возможно только ценой больших денежных н материальных затрат, но даже по самым оптимистическим прогнозам к 2010 году уровень добычи нефти будет составлять не более 60-65% от объемов, достигнутых в 1988-1989 гг.
В последние годы происходит и снижение добычи природного газа, причем сокращали добычу наиболее крупные предприятия (в 1997 году Уренгойгазпром снизил добычу на 14,9 млрд м3, Надымгазпром - на 11,2 млрд м , Ямбурггаздобыча - на 9,9 млрд м ). Перспективы развития газовой промышленности Западной Сибири до 1« 2010 года связываются с наращиванием мощностей на действующих и вводом в разработку новых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона. Затем предполагается переход к освоению и разработке газовых месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское, Крузенштерновское и Новопортовское), где необходимо кроме объектов добычи и транспорта газа создать систему производственной и социальной инфраструктуры, комплекс природоохранных объектов. В конце рассматриваемого периода возможно освоение месторождений природного газа шельфа Карского моря. В целом к 2010 году а Тюменской области прогнозируется добывать 640-670 млрд.м газа, кроме того 3 млрд.м3 намечается получать в Томской области за счет утилизации попутного нефтяного газа. В дальнейшем объемы добычи газа в Тюменской области могут увеличиться до 750-850 млрд.м [93].
На территории Западной Сибири ( в Омске ) расположен один из крупнейших в России нефтеперерабатывающий завод мощностью до 25 млн. т сырой нефти, который сейчас загружен только на треть своей мощности, а в рассматриваемой перспективе будет полностью модернизирован. При этом из-за повышения глубины переработки нефти объемы производства топливного мазута на Омском НГО не превысят 3 млн. т.
Кузнецкий бассейн является крупнейшей угольной базой страны, удельный вес его в общероссийской добыче угля составляет около 35%. Однако в настоящее время он переживает глубокий производственный, социальный и экономический кризис. В бассейне при проведении реструктуризации угольной отрасли предусматривается к 2000 году ликвидировать более 30 убыточных предприятий. Компенсационные вводы мощностей за счет реконструкции и технического перевооружения за 1996-2005 гг. намечаются на уровне 20 млн. т. Предусматривается интенсивное освоение новых угольных районов, в первую очередь, Ерунаковского. В целом Программой реструктуризации предполагается к 2000 году выйти в Кузбассе на уровень добычи угля в 110-115 млн. т (из них 35-40 млн. т - угли для коксования, объемы добычи которых прогнозируются стабильными во всем рассматриваемом периоде), однако более реальны, на наш взгляд, объемы, данные в Энергетической стратегии Сибири (90 -100 млн. т). К 2010 году при вводе в эксплуатацию новых разрезов и шахт добыча в Кузбассе может увеличиться до 120 млн.т, но это произойдет лишь при наличии платежеспособного спроса на его продукцию. В дальнейшем наиболее вероятна стабилизация добычи угля в Кузбассе на уровне 125-140 млн. т, хотя по техническим возможностям она способна достичь 160-1 SO млн. т. При этом основной прирост добычи возможен только за счет подземной разработки угля [69,93].
Таким образом, из анализа возможностей развития производства энергоресурсов в Западной Сибири можно сделать выводы о том, что в складывающихся условиях сохранится ориентация на западное направление поставок газ и угля из этого региона и становится маловероятной устойчивая подача западно-сибирской нефти и нефтепродуктов в восточные районы страны.
Восточная Сибирь. Крупномасштабная добыча природного газа (около 5 млрд. м3) ведется лишь на севере Красноярского края производственным объединением "Норильскгазпром". Добытый газ используется в основном как топливо на электростанциях Норильска и Талнаха, а также в коммунально-бытовом хозяйстве этих городов и мелких населенных пунктов. На ряде других месторождений региона добыча углеводородов осуществляется в небольших объемах в рамках опытно-промышленной эксплуатации.
Анализ методических подходов к определению экономической эффективности новых технологий
В период плановой экономики обоснование экономической эффективности новых технологий в нашей стране опиралось на Типовую методику определения эффективности капитальных вложений [ 77 ]. Важнейшие, принципиальные положения, сформулированные в Типовой методике, сводились к следующему.
Выделялось два основных подхода к оценке экономической эффективности капитальных вложений. Выражение «эти капитальные затраты эффективнее, чем те» может означать: - что одно из сравниваемых направлений вложений позволяет получить более важную или необходимую продукцию; - что сопоставляемые назначения вложений - альтернативные варианты достижения одной и той же цели, причем одна из конкурирующих возможностей требует больших капитальных затрат, однако эта переплата на вложениях компенсируется удешевлением продукции. Первый подход предполагает определение значений показателей общей (абсолютной) эффективности. В ходе дискуссий для расчете эффективности капиталовложений предлагалось использовать различные показатели: минимум капиталовложений, себестоимости, приведенных затрат; максимум производительности труда, прибыли, сверхприбыли; отношение прироста национального дохода, чистого продукта, снижения себестоимости, прибыли к капиталовложениям.
В соответствии с Типовой методикой общая (абсолютная) эффективность капитальных вложений рассчитьшается как отношение эффекта к капиталовложениям в данное мероприятие, В расчетах абсолютной эффективности капиталовложений по вновь строящимся предприятиям и отдельным мероприятиям определяется показатель рентабельности, как отношение прибыли к капитальным вложениям, которое исчисляется по выражению где К - сметная стоимость строящегося объекта (капиталовложения по осуществлению мероприятия); Ц - годовой выпуск продукции в оптовых ценах предприятия; С - себестоимость годового выпуска продукции.
Получающиеся в результате расчетов показатели общей (абсолютной эффективности) сравниваются с нормативными или предельно допустимыми значениями. В последнем издании Типовой методики норматив общей (абсолютной) эффективности для промышленности устанавливался на уровне 0.16, а для народного хозяйства в целом - на уровне 0.14.
Если значения показателей эффективности проекта оказываются не хуже нормативных или предельно допустимых, то делается вывод о целесообразности его реализации. При наличии нескольких вариантов предпочтение отдается тому, который имеет либо лучшие показатели во всей их совокупности либо имеет лучшие значения показателей, считающихся в данном случае наиболее важными. Второй подход к оценке эффективности капиталовложений заключается в определении сравнительной экономической эффективности и применяется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений, размещения предприятий и их комплексов, строительства новых или реконструкции действующих предприятий. Нахождение наилучшего сочетания двух противоречивых экономических характеристик вариантов развития объектов - эксплуатационных издержек и капитальных затрат - осуществляется на практике путем исчисления так называемых "приведенных затрат", которые представляют собой сумму текущих затрат и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности в соответствии с нормативом эффективности С + ЕнК где С - текущие затраты по варианту ; К - капитальные вложения по варианту; Е - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений. Показателем наилучшего варианта является минимум приведенных затрат. Особенность этой методики состоит в том, что в ней получил признание принцип применения в проектных расчетах нормативов эффективности капиталовложений. Это важное обстоятельство, ориентирующее на то, чтобы ограниченные ресурсы были использованы наиболее эффективно. Нормативы эффективности обязывают получать при использовании того или иного ограниченного ресурса эффект не ниже определенного уровня. Длительное время в советской экономической науке шли дискуссии относительно природы этого показателя, должен ли этот норматив быть единым или дифференцированным по отраслям производства.
В Типовой методике устанавливался нормативный коэффициент сравнительной эффективности по народному хозяйству в целом на уровне не ниже 0.12 и допускались при необходимости (по соображениям стимулирования технического прогресса, учета неодинаковых уровней заработной платы, различия уровня цен, долговременности строительных программ и районных различий) для отдельных отраслей и районов отклонения от него, так чтобы он не был ниже 0.08 и не превышал 0.25. Решения о величине отклонения принимались министерствами по согласованию с Госпланом СССР.
Приведенные затраты до сих пор имеют широкое применение в технико-экономических расчетах на всех уровнях экономики. Недостатки этого показателя в современных социально-экономических условиях - необходимость наличия минимума двух вариантов для сравнения; приведение вариантов в сопоставимый вид по объему производства, времени совершения затрат и получения результатов. Показатель приведенных затрат может дать ответ на вопрос, какой вариант эффективнее, однако не вносит ясность в другой - будет ли эффективно решение при раскладывающихся ценах на продукцию и конъюнктуре рынка.
Коммерческая эффективность использования системы плазменного воспламенения
Для определения коммерческой эффективности системы плазменного воспламенения ( СПВ ) сопоставляются затраты на ее использование со стоимостью применения традиционной системы мазутного розжига. Оценка проводилась для конкретных условий Гусиноозерской ГРЭС в расчете на один котлоагрегат (тип котла - ТПЕ-215 ).
Для исключения из расчета общей инфляции определение эффективности проекта проводилось согласно Методическим рекомендациям в базисных ценах в долларовом измерении с последующим анализом риска инвестиций. При оценке объектов использовались технико-экономические характеристики СПВ и стоимостные показатели (тарифы на электроэнергию и тепло, цена топлива), принятые на основании отчетных данных 1997 года.
Налоговые выплаты взяты в соответствии с действующими в настоящее время нормативами. Ставка дисконтирования взята на уровне, характерном для расчетов по электроэнергетическим проектам в размере 10% в год. Период рассмотрения ограничен 5 годами.
Исходные данные. Рассматривалось использование тугнуйского угля со следующими характеристиками: Q = 22500 кдж/кг, W = 10%,
А =14%, V =37%, R 90=45%.3десь обозначены: Q-теплота сгорания, W-влажность, А-зольность угля на рабочую массу, V-выход летучих на горючую массу и R ад-остаток на сите с ячейками 90 мкм.
При мазутном варианте растопки котла работают б форсунок производительностью 2.1 т/ч. каждая. Длительность растопки t 8 час. По данным статотчетности, количество растопок в год п( р ) = 19, расход мазута -1915 т, что составляет в среднем 100 т на одну растопку.
Как показывает практика, для плазменно-угольной растопки котла достаточно иметь четыре оборудованных плазмотронами горелки п ( г ) = 4. Суммарная потребляемая электрическая мощность S = 300 кВт. Удельные затраты электроэнергии на помол угля Эп = 20 кВтч/т. В процессе эксплуатации предусматривается периодическая { примерно через Т = 200 час ) замена электродов.
В целях упрощения оценки принималось, что затраты на обслуживание плазменной и мазутной систем равны ( по зарубежным данным - стоимость эксплуатации и технического обслуживания системы плазменной растопки составляет только 28% от стоимости традиционной, мазутной ). Длительность растопки с СПВ равна длительности растопки мазутом.
Из рассмотрения таблицы «Движение денежных средств» для базового варианта (рис. 3.2) видно, что для обеспечения неотрицательности «Чистого денежного потока» в первом году реализации проекта необходимо бюджетное финансирование всего в размере 3,6 тыс. $. Затем на протяжении четырех лет значения «Чистого денежного потока» положительны, в результате чего за рассматриваемый период возможно накопление «Свободных денежных средств» в размере 159,7 тыс. $.
Все данные таблиц 3.1 и 3.2 и рис.3 Л позволяют характеризовать инвестиционный проект освоения системы плазменного воспламенения углей как весьма привлекательный для инвесторов.
Анализ риска инвестиций Учитывая неопределенность исходной информации для расчетов коммерческой эффективности проекта СПВ, проведем анализ его "чувствительности.
На рисунках 3.3 - 3,5 рассмотрено, в каких областях отклонения рабочих параметров от базового уровня происходит наиболее значительное изменение величины ЧДЦ. Для уверенного суждения об эффективности проекта экономические показатели его должны оставаться благоприятными во всем диапазоне анализа чувствительности или, по крайней мере, в большей его части. Из рисунков видно, что существенного снижения ЧДД проекта можно ожидать лишь при снижении цены мазута более чем на 10%, повышении цены угля более чем на 10% и увеличении стоимости СПВ более чем на 15%.
Будем оценивать риск реализации проекта СПВ при предположениях, что в перспективе цены на мазут и уголь (даже в долларовом измерении) могут по отношению к современному их уровню только вырасти, то же можно сказать и о динамике величины требуемых капиталовложений. Исходя из этого и с учетом анализа чувствительности величины параметров базового (реального) варианта и возможных отклонений для оптимистического и пессимистического вариантов задаются следующим образом (табл. 3.3):
