Резко возросшие
цены на топливо, электрическую и тепловую энергию обусловили значительный рост
стоимости энергии в себестоимости продукции промышленных предприятий, что
привело к необходимости кардинального решения на государственном уровне
проблемы энергосбережения. Начиная с 1996 г. - года издания Федерального Закона
«Об энергосбережении» - был выпущен ряд законодательных актов в области
энергосбережения, направленных на повышение эффективности процесса
производства, передачи, распределения и потребления энергии. С этой целью РАО
«ЕЭС России» совместно с АО-энерго и АО-электростанциями разработана «Программа
энергосбережения на 1999 - 2000 гг. и на перспективу до 2005 и 2010 гг.».
Основным
принципом формирования эффективной Программы энергосбережения является
максимизация отношения объемов экономии топлива и энергии к затратам на
реализацию энергосберегающих мероприятий. Этот принцип осуществляется путем
отбора наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий.
Объективный
отбор эффективных вариантов затрудняется большим количеством намечаемых
независимых и альтернативных мероприятий и, соответственно, большим объемом
технико-экономических расчетов, требующих значительных затрат времени и
денежных средств.
В зависимости от
масштабности энергосберегающих мероприятий их можно разделить на малозатратные
и капиталоемкие. В любом случае целесообразно с точки зрения экономии времени и
средств на выполнение технико-экономических расчетов проводить экспресс-оценку
(упрощенную оценку) эффективности намечаемых мероприятий.
Для
малозатратных мероприятий результаты экспресс-оценочного расчета достаточны для
принятия решения о целесообразности проведения мероприятий.
Для крупномасштабных
мероприятий экспресс-оценка является инструментом отбора экономически
эффективных мероприятий, по которым следует разрабатывать технико-экономическое
обоснование (ТЭО) и на его основе - проект бизнес-плана.
Экспресс-оценка эффективности
мероприятий позволяет без проведения детализированных расчетов с достаточной
степенью точности (учитывая большие лаги в определении стоимостных показателей)
определять из всего состава намечаемых (предлагаемых) мероприятий наиболее
эффективные.
Целью настоящей
Методики является экономия топливно-энергетических ресурсов на основе отбора
наиболее эффективных мероприятий путем экспресс-оценочных расчетов.
Методика
предназначена для использования ее работниками АО-энерго и АО-электростанций, а
также проектных и технологических организаций в расчетах оценки экономической
эффективности энергосберегающих мероприятий.
Методика
устанавливает единые принципы и порядок проведения экспресс-оценочных
(упрощенных) расчетов по определению эффективности энергосберегающих
мероприятий, проводимых на тепловых электростанциях (ТЭС) в условиях рыночной
экономики.
Под
энергосберегающими мероприятиями на ТЭС в Методике понимаются мероприятия,
осуществление которых приводит к экономии топливно-энергетических ресурсов прямо
(непосредственно на электростанции) или косвенно (в энергосистеме). При этом
объем экономии определяется по разности технико-экономических результатов до и
после проведения энергосберегающих мероприятий.
Эффективность
энергосберегающих мероприятий определяется системой критериев, отражающих
соотношение затрат на проведение мероприятий и результатов, получаемых на ТЭС или
в АО-энерго от их осуществления.
В зависимости от
масштабности и значимости мероприятий (реконструкция, техническое
перевооружение, модернизация, организационно-технические мероприятия)
используются простые (без учета фактора времени) или интегральные (дисконтированные)
критерии их экономической эффективности.
- единовременные
затраты на проведение мероприятия осуществляются в сроки менее 1 года;
- достигнутые
вследствие проведения мероприятия технико-экономические результаты и
дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные внедрением
мероприятия, остаются неизменными в течение последующих лет эксплуатации.
В качестве простых
критериев используются:
- годовой
прирост чистой прибыли1;
- срок
окупаемости инвестиций.
1 Показатель «годовой прирост
чистой прибыли» правомерно использовать для АО-электростанций. Для ТЭС,
входящих в АО-энерго, этот показатель носит условный характер: под ним следует
понимать экономию издержек производства. Это сделано с целью удобства и
адекватности изложения.
Первый
показатель характеризует абсолютное значение прибыли, остающейся в распоряжении
ТЭС, а второй - скорость возврата вложенных в мероприятие капитальных вложений.
При разработке
крупномасштабных мероприятий следует применять интегральные критерии,
рассчитываемые с применением дисконтирования.
Дисконтирование
(приведение) - это учет неоднозначности стоимостей в течение расчетного
периода. Дисконтирование затрат и результатов осуществляется путем приведения
будущих затрат и результатов к нынешнему периоду. Современная стоимость будущей
суммы определяется с помощью дисконтирующего множителя.
В качестве интегральных
критериев используются:
- чистый
дисконтированный доход (ЧДД);
-
дисконтированный срок окупаемости инвестиций.
Перечисленные
выше критерии - это главные (определяющие) критерии, которые необходимы и, как
правило, достаточны для определения эффективности мероприятия. Вместе с тем на
практике встречаются случаи, когда требуется учитывать дополнительные факторы,
которые могут быть вызваны условиями финансирования, конкуренцией, конъюнктурой
и др. Тогда следует использовать дополнительные критерии, приведенные в [1] и [2].
DUэ - дополнительные
годовые эксплуатационные издержки, вызванные осуществлением мероприятия, без
амортизационных отчислений, руб/год).
Годовой прирост
чистой прибыли DПч с
учетом формулы (1.2) составляет
DПч = DР
- DUсум - DН. (1.3)
Критерием
эффективности мероприятия является условие
DПч > 0. (1.4)
1.2.2
Срок окупаемости инвестиций
Срок окупаемости
инвестиций (Ток)
- наименьший отрезок времени, в течение которого единовременные затраты на проведение
мероприятия возмещаются за счет приростов чистой прибыли и амортизационных
отчислений:
(1.5)
где Kм - капитальные
вложения (единовременные затраты) на проведение мероприятия, руб.
Критерием
эффективности мероприятия является неравенство
где Тпр - срок окупаемости,
приемлемый для участвующих в финансировании мероприятия.
1.2.3 Выбор
наиболее эффективных из нескольких намечаемых мероприятий
Такой выбор
производится по максимальным значениям чистой прибыли при приемлемом сроке
окупаемости, т.е. ранжирование эффективных мероприятий производится по критерию
1.3.1 Чистый
дисконтированный доход (интегральный доход)
Чистый
дисконтированный доход (ЧАД) определяется как разность за расчетный период
между стоимостной оценкой технико-экономических результатов и затратами
(единовременными и текущими) с учетом налогов и других платежей:
где Т - расчетный период,
рекомендуемый в расчетах эффективности энергосберегающих мероприятий, в
пределах 10-15 лет;
DРt - стоимостная
оценка технико-экономических результатов в году t, руб/год;
DUэt- дополнительные
годовые эксплуатационные издержки в году t, вызванные
проведением мероприятия, без амортизационных отчислений на реновацию, руб/год;
Kмt - капитальные
вложения в году t на проведение мероприятия, руб/год;
DHt - увеличение
налогов и платежей в году t, руб/год;
Лt- ликвидационная
стоимость основных фондов в году t, руб/год;
е - норма
дисконта, принимаемая с учетом банковских процентов на вклады, инфляции и
риска.
Критерием
эффективности мероприятия является условие
ЧДД > 0. (1.9)
1.3.2
Дисконтированный срок окупаемости инвестиций
Дисконтированный
срок окупаемости инвестиций - минимальный временной интервал (от
начала осуществления мероприятия), по истечении которого чистый
дисконтированный доход становится и в дальнейшем остается положительным.
Срок окупаемости
с учетом дисконтирования результатов и затрат определяется на основании
уравнений
Алгоритм
устанавливает единый порядок расчета основных технико-экономических результатов
осуществления на ТЭС энергосберегающих мероприятий.
Технико-экономические
результаты энергосберегающих мероприятий, проводимых на ТЭС, могут приводить или
к экономии топливно-энергетических ресурсов непосредственно на электростанции,
или их положительный топливный эффект может проявиться только в энергосистеме
(АО-энерго).
К
технико-экономическим результатам, приводящим к снижению удельных расходов
(экономии) топлива непосредственно на ТЭС, относятся:
- повышение КПД
нетто котла;
- снижение
удельного расхода тепла брутто на турбину;
- снижение
расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС;
- снижение
потерь топлива на пуски котла.
К
технико-экономическим результатам, приводящим к сбережению топлива и другим
положительным эффектам в энергосистеме или на данной электростанции при наличии
на ней нескольких групп основного оборудования, относятся:
- увеличение
(изменение) мощности и отпуска энергии;
- повышение
надежности;
- увеличение
продолжительности межремонтного периода;
- сокращение
продолжительности ремонта.
В этих случаях
топливный эффект (экономия топлива) достигается в энергосистеме или на данной
электростанции за счет большей нагрузки высокоэкономичного оборудования ТЭС с
низким удельным расходом топлива и, соответственно, разгрузки малоэкономичных
агрегатов.
Ниже представлен
алгоритм расчета годового прироста балансовой прибыли, являющейся основной
составляющей в критериях экономической эффективности, при достижении указанных
выше технико-экономических результатов осуществления на ТЭС энергосберегающих
мероприятий.
В общем виде
годовой прирост балансовой прибыли ДПб [см. формулу (1.2)]
от мероприятия, дающего эффект непосредственно на электростанции, определяется
по выражению
Годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.1)
и (2.1)]
от мероприятия, дающего, как правило, эффект в энергосистеме, определяется
по выражению
Годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
ТЭС от повышения КПД нетто котла происходит вследствие получаемой при
этом экономии топлива и определяется по формуле
DПб = Цт - DUсум, (2.3)
где В - годовой расход топлива (в
условном исчислении) котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у.
т.;
η1 и η2 - среднегодовые
КПД котла нетто до и после проведения энергосберегающего мероприятия, %.
2.2 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения
удельного расхода тепла брутто на турбину
Годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется
по формуле
DПб = В DUсум, (2.4)
где q1и q2- удельный
расход тепла брутто на турбину соответственно до и после проведения
энергосберегающего мероприятия, ккал/(кВт·ч).
2.3 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения
расхода электроэнергии на собственные нужды
Годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды при
заданных электростанции графиках отпуска электроэнергии и тепла определяется по
формуле
DПб=
bэл (wсн1-
wсн2) Цт - DUсум, (2.5)
гдеbэл-
среднегодовой удельный расход топлива на выработанную электроэнергию до
проведения энергосберегающего мероприятия, г/(кВт·ч);
wсн1и
wсн2-
годовой
расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и
после проведения энергосберегающего мероприятия, кВт·ч.
2.4.1 Годовой
прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива при пуске энергоблока
(агрегата)
Годовой прирост балансовой
прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и 2.1)]
от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата) определяется по
формуле
DПб= (вн - вф) nп z - DUсум, (2.6)
где вн- норма
пусковых потерь топлива в условном исчислении, т у. т.;
вф -
фактические или расчетные пусковые потери топлива в условном исчислении,
определяемые по этапам (для энергоблока: простой котла, подготовка к пуску, растопка
котла, толчок турбины, нагружение до номинальной нагрузки, стабилизация режима
работы), т у. т.;
nп - число пусков
в году t,
z - число
однотипных энергоблоков (агрегатов), на которых осуществляется мероприятие.
2.4.2 Годовой
прирост балансовой прибыли от предотвращения отказов (предотвращения
внеплановых пусков) оборудования
На
электростанциях с поперечными связями годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и
(2.1)]
от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле
где внкiи внтi - нормы
пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске соответственно котлов i-го и турбин j-го типа, т у.
т.;
mкiи mтj -
предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;
zкi и zтj - количество
соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.
На блочных электростанциях
годовой прирост балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле
где внбi - норма
пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске энергоблоков i-го типа, т у.
т.;
mбi - предотвращенное
число отказов (внеплановых пусков) энергоблоков i-го типа;
zбi - количество
энергоблоков i-го типа.
2.5. Годовой прирост балансовой прибыли вследствие
увеличения (изменения) электрической и тепловой мощности (энергии)
Для технико-экономических
результатов, эффект которых отражается в энергосистеме, годовой прирост
балансовой прибыли определяется в двух случаях:
а) при наличии
резерва мощности (энергии) в энергосистеме. При этом понимается, что резерв
мощности (энергии) не меньше оптимального;
б) при дефиците
мощности в энергосистеме.
Конденсационные
электростанции
2.5.1Годовой прирост балансовой
прибыли вследствие увеличения мощности и отпуска электроэнергии
а) При
наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой
прирост балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
определяется экономией топлива, достигаемой в результате перераспределения
нагрузок между агрегатами электростанций:
DПб = (вмэл - вэл) DWoтпЦт - DUсум, (2.9)
где вмэл - удельный расход
топлива на малоэкономичном агрегате энергосистемы, г/(кВт·ч);
вэл- удельный расход топлива на
отпуск электроэнергии с шин электростанции, на которой внедряется мероприятие,
г/(кВт·ч);
DWoтп- количество дополнительно
отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВт·ч.
б) При
дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой
прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
в энергосистеме складывается из прироста выручки от реализации дополнительного
количества электроэнергии за вычетом стоимости израсходованного на нее топлива:
где Тэл - средний тариф на
электроэнергию в энергосистеме, руб/(кВт·ч);
bэл - коэффициент
потерь энергии в электрических сетях.
Теплоэлектроцентрали
2.5.2Годовой
прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с уменьшением
электрической
а) При наличии в
энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб [см.
формулы (1.2)
и (2.1)]
выражается в экономии топлива вследствие увеличения отпуска электроэнергии,
выработанной по теплофикационному циклу, перераспределения нагрузок между
источниками тепла, а также увеличения расхода топлива, связанного с
необходимостью загрузки резервного источника электроэнергии на величину (DWкн - AWтф) для
обеспечения диспетчерского графика нагрузки:
где вкни втф- удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, выработанной
соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт·ч);
DWкни DWтф - изменение
годового отпуска электроэнергии от ТЭЦ, выработанной соответственно по
конденсационному и теплофикационному циклам, кВт·ч;
врез.т
и вт - удельный расход топлива на отпуск тепла соответственно
резервными источниками и ТЭЦ, на которой внедряется мероприятие, кг/Гкал;
DQoтп- увеличение
отпуска тепла ТЭЦ вследствие внедрения мероприятия, Гкал;
врез.эл
- удельный расход топлива на отпуск электроэнергии резервными источниками,
г/(кВт·ч).
б) При
дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой
прирост балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
определяется дополнительной выручкой от реализации тепла за вычетом стоимости
израсходованного на него топлива, покупкой электроэнергии у избыточной
энергосистемы или на оптовом рынке, а также экономией топлива вследствие
увеличения отпуска электроэнергии по теплофикационному циклу:
2.5.3 Годовой
прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии
без изменения электрической
а) При
наличии в энергосистеме резерва тепловой мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
выражается в экономии топлива вследствие перераспределения тепловых нагрузок
между источниками тепловой энергии (агрегатами энергосистемы):
DПб = (врез.т - вт) DQoтпЦт- DUсум. (2.13)
б) При
дефиците в энергосистеме тепловой мощности и энергии
прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
определяется по выражению
DПб = ТтDQoтп(1 - bт) - втDQoтпЦт-
DUсум. (2.14)
2.5.4Годовой
прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с
увеличением электрической
а) При
наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой
прирост балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии
топлива вследствие перераспределения электрических и тепловых нагрузок между
агрегатами энергосистемы:
б) При
дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой
прирост балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в увеличении
выручки от реализации дополнительного количества электрической и тепловой
энергии за вычетом связанных с этим дополнительных затрат на топливо:
Повышение надежности
оборудования ТЭС (снижение количества технологических нарушений с полным или
частичным сбросом нагрузки) в зависимости от ситуации может повлечь за собой
следующие частные экономические результаты:
где DWнед и DQнед -
предотвращенные недоотпуски ТЭС электрической и тепловой энергии вследствие
проведения мероприятия, направленного на повышение надежности оборудования
(кВт·ч, Гкал), определяемые на основе статистических данных об отказах
оборудования за ряд предшествующих лет и оценки воздействия мероприятия на
сокращение отказов оборудования.
б) При
дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии
а) При наличии в
энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
определяется по выражению
DПб = Dnрем (вмэл
- вэл) DWpeм Цт -
DUсум, (2.19)
где Dnрем - сокращение
числа ремонтов в расчете на один год в результате увеличения продолжительности
межремонтного периода:
Dnрем = (2.20)
(здесь tмрп1 и tмрп2 -
продолжительность межремонтного периода до и после проведения мероприятия,
лет);
DWрем - количество электроэнергии,
которое могло быть отпущено от КЭС, если бы не был выведен в году t агрегат
(энергоблок) в капитальный ремонт, кВт·ч:
DWрем = DNраспtрем.н (1 - bсн.эл) (2.21)
(в данной формуле DNрасп - снижение
располагаемой электрической мощности ТЭС при выводе основного оборудования в
капитальный ремонт, кВт;
bсн.эл - коэффициент
расхода электроэнергии на собственные нужды.)
б) При
дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли
DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)],
получаемой от увеличения продолжительности межремонтного периода на КЭС, складывается
из увеличения реализации дополнительного отпуска электроэнергии за счет
сокращения числа ремонтов в расчете на один год за вычетом возрастания затрат
на топливо, связанного с дополнительным отпуском электроэнергии:
а) При наличии
резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
определяется по выражению
где DQрем - количество
тепла, которое могло быть отпущено от ТЭЦ, если бы не был выведен в году t агрегат
(энергоблок) е капитальный
ремонт, Гкал:
DQрем = Qномtрем.н (1 - bсн.т) (2.24)
(здесь Qном - номинальная
тепловая мощность ТЭС, Гкал/ч;
bсн.т - коэффициент
расхода тепла на собственные нужды).
б) При
дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
от увеличения продолжительности межремонтного периода на ТЭС выражается в
увеличении выручки от реализации дополнительного количества энергии за вычетом
связанных с этим дополнительных затрат на топливо:
(здесь tмpп- средняя
продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя любого вида
смежными ремонтами, год);
DWpeм1 - увеличение
отпуска электроэнергии от КЭС в результате уменьшения по сравнению с
нормативной продолжительности ремонта, кВт·ч:
DWpeм1 = DNраспDtpeм (1 - bсн.эл) (2.28)
(в этом выражении Dtpeм - сокращение
продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с установленным
нормативом, ч).
б) При
дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой
прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)],
получаемый за счет сокращения продолжительности простоя оборудования КЭС в
ремонте, определяется аналогично формуле (2.22):
а) При
наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)],
получаемый за счет сокращения продолжительности ремонта, определяется
аналогично формуле (2.23):
где DQрем1 - увеличение
отпуска тепла от ТЭЦ при сокращении продолжительности ремонтных работ, Гкал:
DQрем1 = DQномDtрем (1 - bсн.т). (2.31)
б) При
дефиците электрической и тепловой мощности и энергии
годовой прирост
балансовой прибыли DПб
[см. формулы (1.2)
и (2.1)]
вследствие
сокращения продолжительности ремонта определяется аналогично формуле (2.25):
Затраты на
осуществление энергосберегающих мероприятий состоят из капитальных вложений
(единовременных затрат) и годовых эксплуатационных издержек, вызванных
внедрением мероприятия.
а) Капитальные
вложения на осуществление мероприятия Км (руб.) складываются из двух
составляющих:
Км = Км1 +
Км2, (3.1)
где Км1 - затраты на
проведение научно-исследовательских, проектных и конструкторских работ, руб.;
Км2 -
стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, оборудования, материалов,
запасных частей и т.п., а также затраты на эксплуатацию в период проведения
мероприятия, руб.
Если мероприятие
внедряется на нескольких однотипных агрегатах (объектах), то капитальные
вложения определяются по выражению
Км = Км1 - nаг Км2, (3.2)
где nаг - количество
агрегатов (объектов), на которых внедряется мероприятие.
Если годовой
экономический эффект определяется применительно к одному агрегату (объекту), то
(3.3)
б) В суммарные
годовые эксплуатационные издержки, вызванные с внедрением мероприятия (DUсум), входят
амортизационные отчисления (в случае увеличения стоимости основных фондов) и
дополнительные затраты на эксплуатацию (без учета затрат в период внедрения
мероприятия):
DUсум = DUам + DUэ, (3.4)
где DUам -
амортизационные отчисления, руб/год:
(3.5)
aам- норма
амортизационных отчислений, %;
DUэ - дополнительные эксплуатационные
издержки (увеличение расхода электроэнергии и тепла, затрат на ремонт,
заработной платы и др.), руб/год.
В ходе расчета экономической
эффективности энергосберегающих мероприятий в указанной ниже последовательности
определяются следующие показатели:
4.1 Капитальные
вложения
Км = Км1 +
Км2.
4.2 Годовые
дополнительные эксплуатационные издержки
DUсум = DUам + DUэ.
4.3 Годовой прирост
балансовой прибыли
Для мероприятия,
дающего эффект непосредственно на ТЭС,
DПб = DВ Цт -
DUсум.
Для мероприятия,
дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп
оборудования,
DПб = DD + DВ Цт -
DUсум.
Если внедрение
мероприятия приводит к нескольким технико-экономическим результатам, то годовой
прирост балансовой прибыли определяется по сумме эффектов, получаемых от
реализации этих результатов в обоих перечисленных выше случаях:
DПб = ΣDВi Цт -
DUсум
и
DПб = ΣDDi + ΣDВi Цт -
DUсум,
где ΣDDi - суммарная
дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами
оборудования, руб.;
ΣDВi Цт -
суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном
выражении, руб.
4.4 Сумма приростов
налогов и отчислений
DН = gDПб (здесь g - процент налогов и отчислений).
4.5 Годовой прирост
чистой прибыли
DПч = DПб
- DН.
4.6 Срок
окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия
Расчет
интегральных критериев эффективности
4.7 Поток чистых
реальных денег в году t
Р = DПчt + DUамt - Кмt - Ht.
4.8 Коэффициент
приведения (дисконтирования)
аt = (1 + е)1-t.
4.9 Чистый
экономический эффект в году t
Ээк = (DПчtDUамtКмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t.
4.10 Интегральный
эффект (ЧАД) нарастающим итогом
Эинт = (DПчtDUамtКмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t.
4.11 Срок
окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Ток
Рассчитывается графическим
или табличным способом по уравнению
(DПчtDUамtКмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t = 0.
5 ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО МЕРОПРИЯТИЯ
Рекомендуется
следующий порядок расчета экономической эффективности энергосберегающего
мероприятия:
а) На стадии
разработки мероприятия рассчитываются:
- ожидаемые
технико-экономические результаты проведения мероприятия (повышение КПД нетто
котла, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды и др.);
- ожидаемые
приросты дохода (ожидаемая годовая экономия) от проведения мероприятия;
- ожидаемые
затраты на проведение мероприятия;
- ожидаемая
экономическая эффективность мероприятия по установленным показателям и
критериям.
б) На стадии
внедрения мероприятия рассчитываются:
- достигнутые
технико-экономические результаты внедрения мероприятия;
- фактические
приросты дохода (фактическая годовая экономия) от внедрения мероприятия;
- фактические затраты
на внедрение мероприятия;
- фактическая
экономическая эффективность мероприятия на базе достигнутых показателей.
Основными
составляющими затрат на проведение энергосберегающего мероприятия являются
единовременные затраты на разработку проекта, приобретение, доставку и
установку оборудования, аппаратуры и приборов, а также годовые текущие расходы,
связанные с их эксплуатацией (амортизационные отчисления, расходы на ремонт и
техническое обслуживание и др.).
6 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ НОРМЫ ДИСКОНТИРОВАНИЯ
При оценке
эффективности энергосберегающих мероприятий численные значения нормы
дисконтирования должны приниматься в зависимости от источника финансирования
собственных средств, кредитов и акционерного капитала. При этом нормы
дисконтирования могут быть ориентированы на величины, превышающие уровни:
- банковских
процентов по вкладам для инвестиций из собственных источников;
- банковских
процентов за кредиты для инвестиций, полученных за счет заемных средств;
- ожидаемых
доходов по привилегированным акциям для инвестиций, полученных за счет
акционерного капитала.
Приведенные ниже
восемь примеров расчета выполнены по одной из очередей условной электростанции,
оборудованной теплофикационными турбинами Т-100-130 и котлами ТГМП-90, в
соответствии с разработанными в настоящей Методике алгоритмами расчета
технико-экономических показателей энергосберегающих мероприятий и их
эффективности в такой последовательности:
7.1 Повышение КПД
нетто котла.
7.2 Снижение
удельного расхода тепла брутто на турбину.
7.3 Снижение
расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.).
7.4 Снижение потерь
топлива на пуски котла.
7.5 Увеличение
электрической и тепловой мощности ТЭЦ.
7.6 Повышение
надежности оборудования ТЭС.
7.7 Увеличение
продолжительности межремонтного периода.
7.8 Сокращение
продолжительности ремонта.
В примерах
расчета принято, что все мероприятия, приводящие к перечисленным выше
технико-экономическим результатам, проводятся на одной из турбин Т-100-130 и
одном из котлов ТГМП-90.
В пятом примере
расчет экономической эффективности мероприятия выполнен без учета и с учетом
фактора времени (дисконтирования). 1
В остальных
примерах расчеты (как наиболее часто применяемые на практике) выполнены без
дисконтирования.
Кроме того, в
примерах 5 - 8 расчеты проводятся для случаев, когда рассматриваемая ТЭЦ
работает в условиях избыточной (при наличии резерва электрической и тепловой
энергии) и дефицитной, АО-энерго. В первом случае в результате проведения
мероприятия происходит дополнительная экономия топлива в АО-энерго, в другом -
прирост выручки (дохода).
DПч = DПб (1 - g/100) = 160,13(1 - 0,25) = 120,1
тыс. руб.
2 Срок
окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия
Ток = Км/(DПч + DUам) = 100/120,1 = 0,83
года.
Пример 5 Изменение электрической и
тепловой мощности ТЭЦ
Мероприятие: модернизация
проточных частей ЦСД турбины Т-100-130.
Результат: увеличение
отпуска электрической и тепловой энергии (варианты № 1 и 2); увеличение
тепловой мощности с уменьшением электрической (вариант № 3) - см. приложение А.
1. ВАРИАНТ
№ 1
1.1 Исходные
данные без учета фактора времени (дисконтирования)
Показатель
Единица измерения
Условное обозначение
Значение показателя
1.
Номинальная мощность турбины:
электрическая
МВт
Nном
100,00
увеличение электрической
мощности
МВт
DNном
2,00
тепловая
Гкал/ч
Qном
180,00
увеличение тепловой мощности
Гкал/ч
DQном
4,00
2.
Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:
по конденсационному циклу
млн. кВт·ч
DWкн
7,00
по теплофикационному циклу
млн. кВт·ч
DWтф
4,92
3.
Коэффициент использования мощности ТЭЦ:
электрической
%
kэл
72,00
тепловой
%
kт
46,00
4.
Удельный расход топлива на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
вэл
305,60
тепловой
кг/Гкал
вт
131,50
5.
Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
врез.эл
412,60
тепловой
кг/Гкал
врез.т
180,20
6.
То же по конденсационному циклу
г/(кВт·ч)
вкн
365,00
по
теплофикационному циклу
г/(кВт·ч)
втф
170,00
7.
Коэффициент расхода на с.н. энергии:
электрической
-
bсн.эл
0,055
тепловой
-
bсн.т
0,060
8.
Коэффициент потерь энергии в сетях:
электрических
-
bэл
0,12
тепловых
-
bт
0,10
9.
Средний тариф на отпуск энергии:
электрической
руб/(кВт·ч)
тэл
0,68
тепловой
руб/Гкал
тт
250,00
10.
Единовременные затраты на проведение мероприятия
1.3 Расчет
экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)
а)При наличии
резерва электрической и тепловой энергии
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = DПб (1 - g/100) = 927,44 (1 - 0,25) =
695,58 тыс. руб.
2 Срок
окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия
года.
б)При дефиците
электрической и тепловой энергии
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 7356,94(1 - 0,25)
= 5517,71 тыс. руб.
2 Срок
окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия
года.
Как отмечалось,
критериями эффективности проекта служат выполнения неравенств:
DПч > 0;
ток< тпр,
где тпр- приемлемый для
всех участников проекта срок, в течение которого должны быть полностью
возвращены единовременные затраты за счет дополнительной чистой прибыли
полученной от внедрения мероприятия.
2. ВАРИАНТ
№ 2
2.1
Исходные данные с учетом фактора времени (дисконтирования)
Показатель
Единица измерения
Условное обозначение
Значение показателя по годам
расчетного периода
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1.
Номинальная мощность турбины:
электрическая
МВт
Nном
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
увеличение электрической
мощности
МВт
DNном
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
тепловая
Гкал/ч
Qном
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
увеличение тепловой мощности
Гкал/ч
DQном
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
2.
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ:
электрической
%
kэл
72
70
68
67
66
67
69
70
72
74
тепловой
%
kт
46
45
44
45
42
44
45
47
48
50
3.
Коэффициент расхода на с.н. энергии:
электрической
-
bсн.эл
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
0,055
тепловой
-
bсн.т
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
4.
Коэффициент потерь энергии в сетях:
электрических
-
bэл
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
0,12
тепловых
-
bт
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
5.
Удельный расход топлива на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
вэл
305,6
306,2
306,7
306,9
307,0
306,8
306,5
306,0
305,5
305,4
тепловой
кг/Гкал
вт
131,5
131,6
131,8
131,9
132,1
131,4
131,6
131,3
131,1
130,0
6.
Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
врез.эл
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
412,6
тепловой
кг/Гкал
врез.т
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
180,2
7.
Средний тариф на отпуск энергии:
электрической
руб/(кВт·ч)
Тэл
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
0,68
тепловой
руб/Гкал
Тт
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
250,0
8.
Цена 1 т топлива в условном исчислении
тыс. руб/т у. т.
Цт
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
0,556
9.
Единовременные затраты на проведение мероприятия
Примечание - В этом варианте значения
удельного расхода топлива, а также отпуска энергии не остаются постоянными в
течение расчетного периода.
2.2 Расчет
стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения
отпуска электрической и тепловой энергии ТЭЦ с учетом фактора времени
(дисконтирования)
Показатель
Единица измерения
Расчетная формула
Значение показателя по годам
расчетного периода
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Увеличение
отпуска энергии:
электрической
млн. кВт·ч
DWотпt = DNнkэлtТк × (1 - bсн.эл)
11,92
11,59
11,26
11,09
10,93
11,09
11,42
11,59
11,92
12,25
тепловой
тыс. Гкал
DQотпt = DQнkэлtТк × (1 - bсн.т)
15,15
14,82
14,49
14,82
13,83
14,49
14,82
15,48
15,81
16,47
а) При наличии
резерва электрической и тепловой энергии
3.2 Расчет
стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения
отпуска электрической и тепловой энергии без учета фактора времени
(дисконтирования)
Показатель
Единица измерения
Расчетная формула
Расчет показателя
а) При наличии резерва
электрической и тепловой энергии
ток = Км/(DПчб + DUам) = 620/(747,32 +
15,5) = 0,81 года.
Пример 7 Увеличение продолжительности
межремонтного периода
Мероприятие: применение антикоррозионных
покрытий узлов и деталей: труб поверхностей нагрева котла, лопаток турбины и
труб паропроводов.
Результат: увеличение
продолжительности межремонтного периода (МРП) вследствие повышения надежности металла
и соответственно сокращения объема его контроля (см. приложение А).
Результат: сокращение
простоя в ремонте турбоагрегата за счет ускоренного его охлаждения после
останова по сравнению с режимом естественного охлаждения (см. приложение А).
1 Исходные
данные
Показатель
Единица измерения
Условное обозначение
Значение показателя
1.
Средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя видами
ремонта
год
tмрп
0,50
2.
Сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с
нормой
tрем
20,00
3.
Располагаемая мощность, выводимая в ремонт:
электрическая
МВт
DNрасп
100,0
тепловая
Гкал/ч
DQрасп
180,0
4.
Удельный расход топлива на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
вэл
305,60
тепловой
кг/Гкал
вт
131,50
5.
Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:
электрической
г/(кВт·ч)
врез.эл
412,60
тепловой
кг/Гкал
врез.т
180,20
6.
Коэффициент расхода на с.н. энергии:
электрической
bсн.эл
0,055
тепловой
bсн.т
0,06
7.
Коэффициент потерь в сетях:
электрических
bэл
0,12
тепловых
bт
0,10
8.
Средний тариф на отпуск энергии:
электрической
руб/(кВт·ч)
Тэл
0,68
тепловой
руб/Гкал
тт
250,00
9.
Единовременные затраты на проведение мероприятия