РД 153-34.1-09.321-2002

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

«ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

МЕТОДИКА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

РД 153-34.1-09.321-2002

УДК 621.311

Дата введения 2003-03-01

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнители А.Я. САМОЙЛОВ, М.В. ПОТАПОВ, М.А. БЕКИЧ

Согласовано с Центром энергосбережения РАО "ЕЭС России" 03.06.02

Директор Б.Б. КОБЕЦ

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 11.06.02

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ

Введено впервые

Срок первой проверки настоящего РД - 2006 г., периодичность проверки - один раз в 5 лет.

Введение

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.

1 КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ

МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

1.1 Классификация критериев эффективности

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.

Простые критерии целесообразно применять при оценке эффективности малозатратных мероприятий, характеризующихся следующим:

— 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].

1.2 Простые критерии эффективности

1.2.1 Годовой прирост чистой прибыли

Годовой прирост чистой прибыли от внедрения мероприятия (ΔПч) равен годовому приросту балансовой прибыли за вычетом платежей и налогов:

ΔПч = ΔПб - ΔН,                                                          (1.1)

где ΔПб — годовой прирост балансовой прибыли, руб.;

ΔН — увеличение суммы установленных налогов и других платежей, руб./год.

Годовой прирост балансовой прибыли ΔПб в общем виде определяется по выражению

ΔПб = ΔР - ΔUсум,                                                       (1.2)

где ΔР — стоимостная оценка технико-экономических результатов осуществления мероприятия, руб./год:

ΔР = ΔВ Цт

(здесь ΔВ — экономия топливно-энергетических ресурсов, т у.т.;

Цт — средняя цена 1 т топлива в условном исчислении, руб.);

ΔUсум — суммарный прирост годовых эксплуатационных издержек, вызванный осуществлением мероприятия, руб./год:

ΔUсум = ΔUам + ΔUэ

(в данном выражении

ΔUам — прирост амортизационных отчислений, руб./год;

ΔUэ — дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные осуществлением мероприятия, без амортизационных отчислений, руб./год).

Годовой прирост чистой прибыли ΔПч с учетом формулы (1.2) составляет

ΔПч = ΔР - ΔUсум - ΔН.                                                   (1.3)

Критерием эффективности мероприятия является условие

ΔПч > 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 Км — капитальные вложения (единовременные затраты) на проведение мероприятия, руб.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство

Ток ≤ Тпр,                                                               (1.6)

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

ΔПч → max при Ток ≤ Тпр.                                                (1.7)

1.3 Интегральные критерии эффективности

1.3.1 Чистый дисконтированный доход (интегральный доход)

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как разность за расчетный период между стоимостной оценкой технико-экономических результатов и затратами (единовременными и текущими) с учетом налогов и других платежей:

                               (1.8)

где Т — расчетный период, рекомендуемый в расчетах эффективности энергосберегающих мероприятий, в пределах 10—15 лет;

ΔРt — стоимостная оценка технико-экономических результатов в году t, руб./год;

ΔUэt — 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;

ΔНt — увеличение налогов и платежей в году t, руб./год;

Лt — ликвидационная стоимость основных фондов в году t, руб./год;

(1 + е)1-t — коэффициент дисконтирования (коэффициент приведения, дисконтирующий множитель);

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

= 0                                (1.10)

или

= 0,                                  (1.11)

решение которых в табличной или графической форме дает срок окупаемости в годах.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство (1.6), т.е.

Ток ≤ Тпр.

2 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕЗУЛЬТАТОВ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

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 ΔПб [см. формулу (1.2)] от мероприятия, дающего эффект непосредственно на электростанции, определяется по выражению

ΔПб = ΔВ Цт - ΔUсум.                                                      (2.1)

Годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.1) и (2.1)] от мероприятия, дающего, как правило, эффект в энергосистеме, определяется по выражению

ΔПб = ΔD + ΔВ Цт - ΔUсум,                                               (2.2)

где ΔD — прирост выручки (дохода), руб.

2.1 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от повышения КПД нетто котла

Годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] ТЭС от повышения КПД нетто котла происходит вследствие получаемой при этом экономии топлива и определяется по формуле

                                              (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 ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется по формуле

                                                  (2.4)

где q1 и 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 ΔПб [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

ΔПб = вэл (Wсн1 - Wсн2) Цт - ΔUсум,                                             (2.5)

где вэл — среднегодовой удельный расход топлива на выработанную электроэнергию до проведения энергосберегающего мероприятия, г/(кВт⋅ч);

Wсн1 и Wсн2 — годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кВт⋅ч.

2.4 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива на пуски

энергоблока (агрегата) и предотвращения отказов оборудования

2.4.1 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата)

Годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата) определяется по формуле

ΔПб = (вн - вф) nп z - ΔUсум,                                                (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 ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

ΔПб = (внкi mкi zki + внтj mтj zтj) Цт - ΔUсум,                                   (2.7)

где внкi и внтj — нормы пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске соответственно котлов i-го и турбин j-го типа, т у.т.;

mкi и mтj — предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;

zki и zтj — количество соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.

На блочных электростанциях годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

ΔПб = (Σвнбi mбi) zбi Цт - ΔUсум,                                              (2.8)

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

2.5.1 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения мощности и отпуска электроэнергии

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется экономией топлива, достигаемой в результате перераспределения нагрузок между агрегатами электростанций:

ΔПб = (вмэл - вэл) ΔWотп Цт - ΔUсум,                                       (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);

ΔWотп — количество дополнительно отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВт⋅ч.

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [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:

ΔПб = Тэл ΔWотп (1 - βэл) - вэл ΔWотп Цт - ΔUсум,                               (2.10)

где Тэл — средний тариф на электроэнергию в энергосистеме, руб./(кВт⋅ч);

βэл — коэффициент потерь энергии в электрических сетях.

Теплоэлектроцентрали

2.5.2 Годовой 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 ΔПб [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 (ΔWкн — ΔWтф) для обеспечения диспетчерского графика нагрузки:

ΔПб = [(вкн ΔWкн - втф ΔWтф) + (врез.т - вт) ΔQотп -

- (врез.эл - вэл) (ΔWкн - ΔWтф)] Цт - ΔUсум,                                   (2.11)

где вкн и втф — удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт⋅ч);

ΔWкн и ΔWтф - 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;

ΔQотп — 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 ΔПб [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:

ΔПб = Тт ΔQотп (1 - βт) - вт ΔQотп Цт - Тэл (ΔWкн - ΔWтф) +

+ (вкн ΔWкн - втф ΔWтф) Цт - ΔUсум,                                           (2.12)

где Тт — тариф на тепло, руб./Гкал;

βт — коэффициент потерь энергии в тепловых сетях.

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 ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии (агрегатами энергосистемы):

ΔПб = (врез.т - вт) ΔQотп Цт - ΔUсум,                                        (2.13)

б) При дефиците в энергосистеме тепловой мощности и энергии прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

ΔПб = Тт ΔQотп (1 - βт) - вт ΔQотп Цт - ΔUсум.                                (2.14)

2.5.4 Годовой 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 ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами энергосистемы:

ΔПб = [(вмэл - вэл) ΔWотп + (врез.т - вт) ΔQотп] Цт - ΔUсум.                     (2.15)

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [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:

ΔПб = Тэ ΔWотп (1 - βэл) - (ΔWкн вкн + ΔWтф втф) Цт +

+ Тт ΔQотп (1 - βт) - вт ΔQотп Цт - ΔUсум.                                 (2.16)

2.5.5 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения электрической мощности и энергии без изменения тепловой

Годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] в этом случае определяется аналогично разделу 2.5.1 настоящей Методики.

2.6 Предотвращение снижения балансовой прибыли вследствие

повышения надежности оборудования ТЭС

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:

— предотвращение убытков (снижение прибыли) ТЭС, вызываемых недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии;

— предотвращение убытков ТЭС, вызываемых расходом топлива на внеплановые пуски основного оборудования в случае его аварийного отключения;

— предотвращение убытков ТЭС, вызываемых проведением восстановительных (аварийных) ремонтов.

2.6.1 Предотвращение убытков (снижение балансовой прибыли) ТЭС, вызванных недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии

Предотвращение снижения балансовой прибыли в данном случае определяется аналогично выражениям (2.15 и 2.16) настоящего РД:

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии

= [(вмэл - вэл) ΔWнед + (врез.т - вт) ΔQнед] Цт - ΔUсум,                     (2.17)

где ΔWнед и ΔQнед — 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

= тэл ΔWнед (1 - βэл) - вэл ΔWнед цт +

+ Тт ΔQнед (1 - βт) - вт ΔQнед Цт - ΔUсум.                                     (2.18)

2.6.2 Предотвращение убытков (снижения балансовой прибыли) ТЭС, связанных с расходом топлива на внеплановые пуски

Предотвращение снижения балансовой прибыли в данном случае определяется аналогично выражениям (2.7) и (2.8) настоящего РД.

2.7 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения

продолжительности межремонтного периода

Конденсационные электростанции

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

ΔПб = Δnрем (вмэл - вэл) ΔWpeм Цт - ΔUсум,                                (2.19)

где Δnрем — сокращение числа ремонтов в расчете на один год в результате увеличения продолжительности межремонтного периода:

                                                      (2.20)

(здесь tмрп1 и tмрп2 — продолжительность межремонтного периода до и после проведения мероприятия, лет);

ΔWрем — количество электроэнергии, которое могло быть отпущено от КЭС, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) в капитальный ремонт, кВт⋅ч:

ΔWрем = ΔNрасп tрем.н (1 - βсн.эл)                                          (2.21)

(в данной формуле ΔNрасп — снижение располагаемой электрической мощности ТЭС при выводе основного оборудования в капитальный ремонт, кВт;

tрем.н — нормативная продолжительность ремонта, ч;

βсн.эл - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды.)

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [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:

ΔПб = Δnрем [Тэл ΔWрем (1 - βэл) - вэл ΔWрем Цт] - ΔUсум.                     (2.22)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

ΔПб = Δnрем [(вмэл - вэл) ΔWрем + (врез.т - вт) ΔQрем] Цт - ΔUсум,                    (2.23)

где ΔQрем — количество тепла, которое могло быть отпущено от ТЭЦ, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) в капитальный ремонт, Гкал:

ΔQрем = Qном tрем.п (1 - βсн.т)                                               (2.24)

(здесь Qном — номинальная тепловая мощность ТЭС, Гкал/ч;

βсн.т - коэффициент расхода тепла на собственные нужды).

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [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:

ΔПб = Δnрем [Тэл ΔWpeм (1 - βэл) - вэл ΔWрем Цт +

+ Тт ΔQрем (1 - βт) - вт ΔQнед Цт] - ΔUсум.                                     (2.25)

2.8 Годовой прирост балансовой прибыли от сокращения

продолжительности простоя оборудования в ремонте

Конденсационные электростанции

а) При наличии резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

ΔПб = nрем (вмэл - вэл) ΔWрем1 Цт - ΔUсум,                                 (2.26)

где nрем — число ремонтов в расчете на один год:

                                                            (2.27)

(здесь tмрп — средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя любого вида смежными ремонтами, год);

ΔWрем1 — увеличение отпуска электроэнергии от КЭС в результате уменьшения по сравнению с нормативной продолжительности ремонта, кВт⋅ч:

ΔWрем1 = ΔNрасп Δtрем (1 - βсн.эл)                                          (2.28)

(в этом выражении Δtрем — сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с установленным нормативом, ч).

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности простоя оборудования КЭС в ремонте, определяется аналогично формуле (2.22):

ΔПб = nрем [Тэл ΔWрем1 (1 - βэл) - вэл ΔWрем1 Цт] - ΔUсум.                       (2.29)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности ремонта, определяется аналогично формуле (2.23):

ΔПб = nрем [(вмэл - вэл) ΔWрем1 + (врез.т - вт) ΔQрем1] Цт - ΔUсум,                    , (2.30)

где ΔQрем1 — увеличение отпуска тепла от ТЭЦ при сокращении продолжительности ремонтных работ, Гкал:

ΔQрем1 = ΔQном Δtрем (1 - βсн.т).                                            (2.31)

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли ΔПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] вследствие сокращения продолжительности ремонта определяется аналогично формуле (2.25):

ΔПб = nрем [Тэл ΔWpeм1 (1 - βэл) - вэл ΔWрем1 Цт +

+ Тт ΔQрем1 (1 - βт) - вт ΔQрем1 Цт] - ΔUсум.                                    (2.32)

3 УЧЕТ СОСТАВЛЯЮЩИХ ЗАТРАТ НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

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 (ΔUсум), входят амортизационные отчисления (в случае увеличения стоимости основных фондов) и дополнительные затраты на эксплуатацию (без учета затрат в период внедрения мероприятия):

ΔUсум = ΔUам + ΔUэ,                                                       (3.4)

где ΔUам — амортизационные отчисления, руб./год:

                                                         (3.5)

αам — норма амортизационных отчислений, %;

ΔUэ — дополнительные эксплуатационные издержки (увеличение расхода электроэнергии и тепла, затрат на ремонт, заработной платы и др.), руб./год.

4 АЛГОРИТМ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНОЧНОГО РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

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

ΔUсум = ΔUам + ΔUэ

4.3 Годовой прирост балансовой прибыли

Для мероприятия, дающего эффект непосредственно на ТЭС,

ΔПб = ΔВ Цт - ΔUсум.

Для мероприятия, дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп оборудования,

ΔПб = ΔD + ΔВ Цт - ΔUсум.

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:

ΔПб = ΣΔВi Цт - ΔUсум

и

ΔПб = ΣΔDi + ΣΔBi Цт - ΔUсум,

где ΣΔDi — суммарная дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами оборудования, руб.;

ΣΔBi Цт — суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном выражении, руб.

4.4 Сумма приростов налогов и отчислений

ΔН = γ ΔПб (здесь γ - процент налогов и отчислений).

4.5 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб - ΔН.

4.6 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Расчет интегральных критериев эффективности

4.7 Поток чистых реальных денег в году t

Р = ΔПчt + ΔUамt - Kмt - Ht.

4.8 Коэффициент приведения (дисконтирования)

аt = (1 + е)1-t

4.9 Чистый экономический эффект в году t

ээк = (Δпчt + ΔUамt - кмt - нt + лt) (1 + е)1-t.

4.10 Интегральный эффект (ЧДД) нарастающим итогом

4.11 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Ток

Рассчитывается графическим или табличным способом по уравнению

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.

7 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

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).

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).

7.1 Основные исходные данные, используемые в примерах расчета

Таблица 1

Пример 1 Повышение КПД нетто котла

Мероприятие: установка стационарного обдувочного устройства на пароперегревателе котла.

Результат: повышение КПД нетто котла за счет уменьшения потерь тепла с уходящими газами (приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб (1 - γ/100) = 2368,47 (1 - 0,25) = 1776,35 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(ΔПч + ΔUам) = 1200/(1776,35 + 30) = 0,66 года.

Пример 2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину

Мероприятие: восстановление уплотнений в проточной части и доведение зазоров до заводских значений.

Результат: снижение удельного расхода тепла брутто на турбину за счет уменьшения утечек пара (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб (1 - γ/100)  = 1357,5 (1 - 0,25) = 1018,13 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(ΔПч + ΔUам) = 800/(1018,13 + 20) = 0,77 года.

Пример 3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.)

Мероприятие: Модернизация дымососа с установкой дополнительных лопаток.

Результат: снижение расхода электроэнергии на тягу и дутье вследствие снижения потребляемой мощности дымососа (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб (1 - γ/100) = 939,52 (1 - 0,25) = 704,64 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(ΔПч + ΔUам) = 480/(704,64 + 12) = 0,67 года.

Пример 4 Снижение потерь топлива на пуски котла

Мероприятие: проведение режимной наладки котла.

Результат: сокращение потерь топлива при пуске котла (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб (1 - γ/100) = 160,13 (1 - 0,25) = 120,1 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(ΔПч + ΔUам)  = 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)

1.2 Расчет годового прироста балансовой прибыли без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1.3 Расчет экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = ΔПб (1 - γ/100) = 927,44 (1 - 0,25) = 695,58 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

ΔПч = 7356,94 (1 - 0,25) = 5517,71 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Как отмечалось, критериями эффективности проекта служат выполнения неравенств:

ΔПч > 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)

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)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

Примечание — Здесь и далее индекс t = 1, 2, 3..., 10 — годы расчетного периода.

2.3 Расчет экономического эффекта от увеличения мощности и отпуска электрической и тепловой энергии

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

Примечание — Как отмечалось, при учете фактора времени критериями эффективности мероприятия служат неравенства: ЧДД > 0 и Ток < Тпр.

3. ВАРИАНТ № 3

3.1 Исходные данные без учета фактора времени (дисконтирования)

3.2 Расчет стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения отпуска электрической и тепловой энергии без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии