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 инвестицийок) 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 1015 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/(кВтч).

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/(кВтч);

Wсн1 и Wсн2 годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кВтч.

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/(кВтч);

вэл - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии с шин электростанции, на которой внедряется мероприятие, г/(кВтч);

ΔWотп количество дополнительно отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВтч.

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./(кВтч);

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/(кВтч);

ΔWкн и ΔWтф - изменение годового отпуска электроэнергии от ТЭЦ, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, кВтч;

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/(кВтч).

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 (кВтч, 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 = Δnреммэл - 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, кВтч:

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 = Δnремэл 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 = Δnремэл 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 = nреммэл - 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, кВтч:

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 = nремэл 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 = nремэл 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


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность:




электрическая

МВт

Nном

100

тепловая

Гкал/ч

Qном

180

2. Годовой отпуск энергии:




электрической

млн. кВтч

Wотп

596,0

тепловой

тыс. Гкал

Qотп

725,3

3. Расход на собственные нужды энергии:




электрической

млн. кВтч

Wсн

34,7

тепловой

тыс. Гкал

Qсн

43,5

4. Годовой расход топлива

тыс. т у.т.

В

288,1

5. Удельный расход топлива на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

вэл

305,6

тепловой

кг/Гкал

вт

131,5

6. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

врез.эл

412,6

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,2

7. Коэффициент использования установленной мощности:




электрической

%

kэл

72,0

тепловой

%

kт

46,0

8. Коэффициент расхода на собственные нужды энергии:




электрической

%

βсн.эл

5,50

тепловой

%

βсн.т

6,00

9. Коэффициент потерь энергии в сетях:




электрических


βэл

12

тепловых


βт

10

10. Цена 1 т топлива в условном исчислении:

тыс. руб./т у.т.

Цт

0,556

11. Средний тариф на отпуск энергии:




электрической

руб./(кВтч)

тэл

0,68

тепловой

руб./Гкал

тт

250

12. Процент налогов и отчислений

%

γ

25

13. Норма дисконта

-

е

0,1

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


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. КПД нетто котла:




до проведения мероприятия

%

η1

92,1

после проведения мероприятия

%

η2

93,5

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

1200

3. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

ΔUсум

30

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

30

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли


Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у.т.

ΔВ = В (1 - η1/η2)

288,1 х 1000 х (1 - 92,1/93,5) = 4313,8

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = ΔВ Цт

4313,8 х 0,556 = 2398,47

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

2398,47 - 30 = 2368,47

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


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Удельный расход тепла брутто на турбину:




до проведения мероприятия

ккал/(кВтч)

q1

1628,00

после проведения мероприятия

ккал/(кВтч)

q2

1614,00

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

800,00

3. Норма амортизации

%

αам

2,50

4. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

ΔUсум

20,00

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

20,00

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли


Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у.т.

ΔВ = В (1 - q2/q1)

288,1 х 1000 х (1 - 1614/1628) = 2477,52

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = ΔВ Цт

2477,52 х 0,556 = 1377,5

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

1377,5 - 20 = 1357,5

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


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Снижение расхода электроэнергии на с.н.:




до проведения мероприятия

млн. кВтч

Wсн1

31,8

после проведения мероприятия

млн. кВтч

Wсн2

26,2

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

480

3. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

ΔUсум

12

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

12

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли


Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у.т.

ΔВ = вэл (Wсн1 - Wсн2)

305,6 х (31,8 - 26,2) = 1711,36

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = ΔВ Цт

1711,36 х 0,556 = 951,52

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

951,52 - 12 = 939,52

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


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Потери топлива в условном исчислении при пуске котла из холодного состояния:




норма

т у.т.

вн

25

факт.

т у.т.

вф

19

2. Число пусков в году

nп

48

3. Число однотипных энергоблоков (агрегатов)

z

1

4. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

100

5. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

ΔUсум

0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

0

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли


Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у.т.

ΔВ = (вн - вф) nп z

(25 - 19) х 48 х 1 = 288

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = ΔВ Цт

288 х 0,556 = 160,13

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

160,13 - 0 = 160,13

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)


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность турбины:




электрическая

МВт

Nном

100,00

увеличение электрической мощности

МВт

ΔNном

2,00

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,00

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

ΔQном

4,00

2. Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:




по конденсационному циклу

млн. кВтч

ΔWкн

7,00

по теплофикационному циклу

млн. кВтч

ΔWтф

4,92

3. Коэффициент использования мощности ТЭЦ:




электрической

%

kэл

72,00

тепловой

%

kт

46,00

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

вэл

305,60

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

врез.эл

412,60

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

6. То же по конденсационному циклу

г/(кВтч)

вкн

365,00

по теплофикационному циклу

г/(кВтч)

втф

170,00

7. Коэффициент расхода на с.н. энергии:




электрической

βсн.эл

0,055

тепловой

βсн.т

0,060

8. Коэффициент потерь энергии в сетях:




электрических

βэл

0,12

тепловых

βт

0,10

9. Средний тариф на отпуск энергии:




электрической

руб./(кВтч)

Тэл

0,68

тепловой

руб./Гкал

Тт

250,00

10. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

3200,00

11. Норма амортизации

%

αам

2,50

12. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб

ΔUсум

192,00

в том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

80,00

13. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у.т.

Цт

0,556

14. Процент налогов и отчислений

%

γ

25,00

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


Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

Увеличение отпуска энергии:




электрической

млн. кВтч

ΔWотп = ΔNном kэл Тк х (1 -βсн.эл)

2 х 103 х 0,72 х 8760 (1 - 0,055) х 10-6 = 11,92

тепловой

тыс. Гкал

ΔQотп = ΔQном kт Тк (1 - βсн.т)

4 х 0,46 х 8760 (1 - 0,06) х 10-3 = 15,15

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии


1. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = [(вмэл - вэл) х Wотп + (врез.т - вт) х ΔQотп] Цт

[(412,6 - 305,6) х 11,92 + (180,2 - 131,5) х 15,15] х 0,556 = 1119,44

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

1119,44 - 192 = 927,44

б) При дефиците электрической и тепловой энергии


1. Прирост дохода

тыс. руб.

ΔD = Тэл ΔWотп (1 - βэл) - (ΔWкн вкн + ΔWтф втф) Цт + Тт ΔQотп (1 - βт) - вт ΔQотп Цт

0,68 х 11,92 х 103 (1 - 0,12) - (7 х 365 + 4,92 х 170) х 0,556 + 250 х 15,15 х (1 - 0,1) - 131,5 х 15,15 х 0,556 = 7548,94

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔD - ΔUсум

7548,94 - 192 = 7356,94

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)


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

ΔNном

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

ΔQном

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

%

Кэл

72

70

68

67

66

67

69

70

72

74

тепловой

%

кт

46

45

44

45

42

44

45

47

48

50

3. Коэффициент расхода на с.н. энергии:













электрической

βсн.эл

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

тепловой

βсн.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

βэл

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

тепловых

βт

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/(кВтч)

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/(кВтч)

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/(кВтч)

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

тыс. руб.

Км

3200,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

10. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб/год

ΔUсум

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб/год

ΔUам

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

11. Норма амортизации

%

αам

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

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. кВтч

ΔWотнt = ΔNн kэлt Тк (1 - βсн.эл)

11,92

11,59

11,26

11,09

10,93

11,09

11,42

11,59

11,92

12,25

тепловой

тыс. Гкал

ΔQотнt = ΔQн kэлt Тк (1 - βсн.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


Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСтt = [(врез.эл - вэлt) ΔWотнt + (врез.т - втt) ΔQотнt] Цт

1119,44

1086,13

1052,90

1049,95

1011,54

1045,75

1074,43

1107,80

1141,45

1189,91

б) При дефиците электрической и тепловой энергии


Прирост дохода

тыс. руб.

ΔD = Тэл ΔWотнt (1 - βэл) - (ΔWкнt вкн - ΔWтфt втф) Цт + Тт ΔQотнt (1 - βт) - вт ΔQотнt Цт

7548,94

7299,94

7050,18

7000,25

6749,78

6954,33

7200,87

7402,55

7652,51

7960,94

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


Показатель

Значение показателя по годам расчетного периода

Итого за 10 лет

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Единовременные затраты на проведение мероприятия, Км, тыс. руб.

3200,00

3200,00

2. То же с приведением, тыс. руб.

3200,00

3200,00

3. Годовой прирост балансовой прибыли ΔПбt = ΔСт - ΔUсум, тыс. руб.

927,44

894,13

860,90

857,95

819,54

853,75

882,43

915,80

949,45

997,91


4. Годовой прирост чистой прибыли ΔПчt = ΔПбt (1 - γ/100), тыс. руб.

695,58

670,60

645,67

643,47

614,66

640,32

661,82

686,85

712,09

748,43

6719,47

5. Амортизационные отчисления ΔUам, тыс. руб.

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

800,0

6. Поток чистых реальных денег Р = (ΔПчt + ΔUам - Км), тыс. руб.

-2424,42

750,60

725,67

723,47

694,66

720,32

741,82

766,85

792,09

828,43

4319,47

7. Коэффициент приведения αt = (1 + 0,1)1-t

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

8. Экономический эффект Ээк = (ΔПчtΔUам - Км) х (1+0,1)1-t, тыс. руб.

-2424,42

682,36

599,73

543,55

474,46

447,26

418,74

393,51

369,52

351,34

1856,04

9. Интегральный эффект Эинт = Σ (ΔПчt + ΔUам - Км) х (1 + 0,1)1-t, тыс. руб

-2424,42

-1742,06

-1142,33

-598,78

-124,32

322,93

741,67

1135,19

1504,70

1856,04

1856,04

10. Срок окупаемости Ток  Σ (ΔПчt + ΔUам - Км) х (1 + 0,1)1-t = 0, лет

-

-

-

-

-

5,28

-

-

-

-

-

б) При дефиците электрической и тепловой энергии


Показатель

Значение показателя по годам расчетного периода

Итого за


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10 лет

1. Единовременные затраты на проведение мероприятия Км, тыс. руб.

3200,00

3200,00

2. То же с приведением, тыс. руб.

3200,00

3200,00

3. Годовой прирост балансовой прибыли ΔПбt = ΔСтt - ΔUсум, тыс. руб.

7356,94

7107,94

6858,18

6808,25

6557,78

6762,33

7008,87

7210,55

7460,51

7768,94

70900,29

4. Годовой прирост чистой прибыли ΔПчt = ΔПбt (1 - γ/100), тыс. руб.

5517,71

5330,96

5143,63

5106,19

4918,33

5071,74

5256,65

5407,91

5595,39

5826,70

53175,21

5. Амортизационные отчисления ΔUам, тыс. руб.

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

800,0

6. Поток чистых реальных денег Р = (ΔПчt + ΔUам - Км), тыс. руб.

2397,71

5410,96

5223,63

5186,19

4998,33

5151,74

5336,65

5487,91

5675,39

5906,70

50775,21

7. Коэффициент приведения αt = (1 + 0,1)1-t

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

8. Экономический эффект Ээк = (ΔПчtΔUам - Км) х (1+0,1)1-t

2397,71

4919,05

4317,05

3896,46

3413,93

3198,83

3012,40

2816,17

2647,61

2505,02

33124,22

9. Интегральный эффект Эинт = Σ (ΔПчt + ΔUам - Км) х (1 + 0,1)1-t, тыс. руб

2397,71

7316,76

11633,81

15530,27

18944,20

22143,03

25155,43

27971,60

30619,21

33124,22

33124,22

10. Срок окупаемости Ток  Σ (ΔПчt + ΔUам - Км) х (1 + 0,1)1-t = 0, лет

0,57

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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)


Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность турбины:




электрическая

МВт

Nном

100,0

уменьшение электрической мощности

МВт

ΔNном

2,0

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,0

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

ΔQном

4,0

2. Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:




по конденсационному циклу

млн. кВтч

ΔWкн

7,00

по теплофикационному циклу

млн. кВтч

ΔWтф

4,92

3. Коэффициент использования мощности ТЭЦ:




электрической

%

kэл

72,0

тепловой

%

kт

46,00

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

вэл

305,6

тепловой

кг/Гкал

вт

131,5

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:




электрической

г/(кВтч)

врез.эл

412,6

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,2

6. То же по конденсационному циклу

г/(кВтч)

вкн

365,0

по теплофикационному циклу

г/(кВтч)

втф

170,0

7. Коэффициент расхода на с. н. энергии:




электрической

βсн.эл

0,055

тепловой

βсн.т

0,06

8. Коэффициент потерь в сетях:




электрических

βэл

0,12

тепловых

βт

0,10

9. Средний тариф на отпуск энергии:




электрической

руб./(кВтч)

Тэл

0,68

тепловой

руб./Гкал

Тт

250,0

10. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

3200,0

11. Норма амортизации

%

αам

2,5

12. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб

ΔUсум

192,0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

ΔUам

80,0

13. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у.т.

Цт

0,556

14. Процент налогов и отчислений

%

γ

25,0

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


1. Увеличение отпуска тепловой энергии

тыс. Гкал

ΔQотп = ΔQном kт/100 8760 (1 - βсн.т)/1000

4 46/100 8760 (1 - 0,06)/1000 = 15,15

2. Экономия топлива в условном исчислении

т у.т.

ΔВ = вкн ΔWкн - втф ΔWтф + (врез.т - вт) ΔQотн - (врез.эл - вэл) (ΔWкн - ΔWтф)

365 7 - 170 4,92 + (180,2 - 131,5) 15,15 - (412,6 - 305,6) (7 - 4,92) = 2233,91

3. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

ΔСт = ΔВ Цт

2233,91 556 10-3 = 1242,05

4. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

ΔПб = ΔСт - ΔUсум

1242,05 - 192 = 1050,05

б) При дефиците электрической и тепловой энергии