Критерии оптимальности развития ЭЭС

Для обоснования эффективности вариантов развития энергосистем и сооружения объектов электроэнергетики используются критерии:

- эффективность с позиции интересов национального хозяйства страны в целом;

- коммерческая (финансовая) эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников.

Для электросетевых объектов монопольного регулируемого сектора энергетики оценивается только общественная эффективность.

Для объектов конкурентного сектора энергетики, финансируемых коммерческими организациями, оцениваются оба вида эффективности.

Выбранный вариант должен удовлетворять условию, при котором экономическое преимущество его устойчиво сохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений.

Решения по сравниваемым вариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможную неопределенность исходной информации. Это предполагает, что такие показатели, как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы (рентабельность) не могут быть определены однозначно. Поэтому основой для принятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить не формально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность его ожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей и экономических нормативов. Особенно важна проверка устойчивости результата при варьировании исходной информации для масштабных задач, требующих значительных затрат и продолжительного времени реализации. На стадии выполнения работ по проектированию развития энергосистем выполняется только оценка экономической эффективности.

Суммарное снижение затрат в системе - системный эффект, получаемый от сооружения обосновываемого энергетического объекта, определяется по выражению

где Т₁ - срок службы объекта;

- текущие годы эксплуатации объекта;

- снижение затрат на ввод мощности;

- снижение издержек на выработку и транспорт электроэнергии;

- снижение ущерба у потребителей;

- дополнительная прибыль от экспорта электроэнергии;

Т₀ - год, к которому приводятся разновременные затраты (рекомендуется приведение к году выхода на постоянную эксплуатацию);

Е - ставка дисконтирования затрат, принимаемая равной стоимости капитала на финансовом фондовом рынке и утверждаемая органами государственного регулирования.

В настоящее время в России отсутствует рекомендованная регулирующими органами удельная стоимость ущерба. В СССР в проектной практике ущерб оценивался на уровне 60 коп./ кВт·ч.

В проводимых расчетах стоимость ущерба в России рекомендуется оценивать исходя из зарубежного опыта компенсации ущерба потребителям и электроемкости ВВП в размере 1,5-4 долл./ кВт·ч.

Для определения экономической (общественной) эффективности сооружения энергетического объекта системный эффект сравнивается с затратами по проекту.

Затраты, связанные с сооружением сетевого объекта, определяются по выражению

где t - текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

- капитальные затраты в год t;

- эксплуатационные издержки в год t .

Сравнение различных инвестиционных проектов и выбор лучшего из них производится по критерию экономической эффективности с использованием различных показателей, к которым относятся:

- максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма прибыли (ВНП);

- срок окупаемости капиталовложений (Т).

Чистый дисконтированный доход находится как разность между дисконтированным системным эффектом и дисконтированными затратами:

ЧДД = Э - З.

Положительность ЧДД говорит об эффективности проекта. При Э=const этот критерий преобразуется в критерий минимума затрат.

Индекс доходности представляет собой отношение дисконтированного системного эффекта к дисконтированным затратам:

Индекс доходности тесно связан с ЧДД: если ЧДД положителен, то

ИД > 1 и проект эффективен, и наоборот.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ставку дисконтирования, при которой ЧДД равен нулю. Эффективность проекта оценивается положительно, если ВНД больше требуемой нормы дохода.

Срок окупаемости капвложений Т - это год, в котором разность между Э_Т и З_Т становится положительной и остается таковой до конца расчетного периода.

Выбор варианта по минимуму приведённых затрат является правомерным, если сравниваемые варианты практически осуществимы, удовлетворяют техническим нормативам, допустимы с точки зрения безопасности людей и охраны окружающей среды. Качественные различия между вариантами могут быть оценены в денежной форме.

Решение задачи возможно на основе многокритериального подхода. Формальное решение возможно, если каждой из целей можно поставить в соответствие относительный коэффициент важности (определяется экспериментальным путем).

Принятие минимума приведенных затрат в качестве основного критерия не означает, что выбор варианта может быть выполнен чисто формально.

Это связано с тем, что вблизи своего минимума функция затрат является весьма пологой, т.е. изменение некоторых параметров системы не приводит к существенному изменению затрат. Таким образом, помимо оптимального варианта могут существовать несколько других вариантов незначительно отличающихся по затратам.

Выбор варианта может производиться специалистом на основании сопоставления по другим критериям.

Формирование и сопоставление вариантов развития ЭЭС

Для получения правильных результатов при формировании и оценке вариантов необходимо выполнить следующие основные требования:

1) все сравниваемые варианты должны быть равноценны по мощности, выработке продукции необходимого качества (включая неэнергетическую продукцию, если рассматриваются комплексные объекты) и надежности;

2) в сравниваемых вариантах должен учитываться весь объем затрат, связанных с их осуществлением и последующим функционированием, включая затраты на смежные отрасли народного хозяйства;

3) перечисленные условия должны выполняться в течение всего рассматриваемого периода.

Для удовлетворения этих условий варианты должны включать все элементы ЭЭС и смежных отраслей, затраты на некоторые в разных вариантах неодинаковы. Это приводит к чрезмерному увеличению размера задачи. Изменение типа или размещения хотя бы одного объекта ЭЭС может привести к изменению режима по всем остальным элементам ЭЭС. Так, при замене в варианте КЭС на ГЭС изменяется режим всех электростанций ОЭС, при сооружении ЛЭП, замыкающей кольцо, изменяется загрузка всей сети.

Состав рассматриваемых объектов целесообразно ограничить только теми; учет затрат по которым для решения данной задачи является наиболее существенным. Для учета изменения затрат по остальным объектам ЭЭС (системный фактор) можно использовать приближенные методы и оценки.

Как правило, в сравниваемые варианты не включаются затраты по объектам смежных отраслей, поскольку цены (на топливо, оборудование) уже отражают издержки в этих отраслях и средние затраты на их развитие. Такой подход допустим, если различия требований к развитию этих отраслей в сравниваемых вариантах невелики.

В ряде случаев реализация сравниваемых вариантов может потребовать сооружения конкретных объектов смежных отраслей, затраты на которые значительны. Например, шахты и карьеры, сооружаемые в комплексе с КЭС, транспортные магистрали для перевозки топлива и т.п.

В подобных случаях предприятия смежных отраслей, выровненные по производственной мощности и выработке продукции должны непосредственно включаться в состав сравниваемых вариантов.

При наличии в сравниваемых вариантах объектов комплексного назначения (ТЭЦ, комплексных гидроузлов, энерготехнологических комплексов) затраты по вариантам определяются, исходя из условия решения в этих вариантах тех же задач в соответствующих отраслях народного хозяйства, которые решаются проектируемыми объектами.

ТЭЦ = КЭС + котельная.

Выбор состава объектов, непосредственно включаемых в сравниваемые варианты и способов учета изменения затрат по остальной части системы является весьма ответственным этапом Т-Э обоснований, где в наибольшей степени проявляются опыт и интуиция инженера.

С точки зрения методов формирования вариантов и учета системного фактора задачи Т-Э обоснований при проектировании ЭЭС могут быть разделены на два типа: задачи обоснования состава и очередности сооружения групп энергообъектов и задачи обоснования выбора вариантов отдельных объектов.

Комплексное сопоставление вариантов развития ЭЭС. Сюда относят задачи выбора структуры генерирующих мощностей, очередности ввода ЭС в ОЭС, выбора схемы развития основных сетей и ОЭС.

Для каждого из сравниваемых вариантов по годам рассматриваемого периода задают ввод мощностей ЭС и электросетей, обеспечивающие на всех этапах удовлетворение заданной суммарной потребности в мощности, энергии.

В состав вариантов должны входить те объекты ЭЭС, параметры или режимы работы которых в различных вариантах не совпадают.

При приведении вариантов развития ЭЭС к сопоставимому виду наибольшую трудность вызывает то обстоятельство, что при ограниченном периоде Т_Р, в состав вариантов входят задельные объекты (не введенные в эксплуатацию или не достигшие своих проектных показателей), получающие полное развитие за пределами Т_Р. Критерий (2) предполагает постоянство издержек эксплуатации за пределами проектного периода развития.

Чтобы избежать искажений в определении затрат следует выровнять варианты развития ЭЭС по производственному эффекту. К Т_Р добавляется дополнительный срок Т_посл (этап последействия). Последним годом этапа последствия принимают год выхода на нормальную эксплуатацию последнего из задельных объектов (рис. 11).

Рис. 11. Выравнивание вариантов по производственному эффекту

Для электростанций - это достижение полного использования их проектной мощности, для ЛЭП и п/ст - достижение проектных нагрузок.

За пределами Т_Р в составе вариантов ЭЭС не рассматривается сооружение новых реальных энергообъектов. Для выравнивания балансов мощности и энергии в период Т_ПОСЛ при необходимости вводят "выравнивающие" мощности, которые оценивают по удельным показателям ЭС, замыкающих энергобаланс проектируемой ЭЭС.

Обоснование отдельных энергообъектов.

К таким задачам относятся определение экономической эффективности строительства ГЭС, ГАЭС, ТЭЦ, выбор размещения и мощности отдельных КЭС, выбор схем электроснабжения отдельных узлов.

Рассмотрение объектов небольшой мощности в составе системы нецелесообразно из-за несопоставимости затрат по данному объекту и ЭЭС в целом. Такие объекты выбирают на основе попарного сопоставления объектов с учетом системного фактора.

Рассматриваемый объект сопоставляется либо с конкретными конкурирующими объектами, либо с условными замещаемыми объектами.

Сравниваемые объекты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. В качестве альтернативных объектов должны рассматриваться наиболее совершенные энергоустановки, которые могут быть сооружены в той же ЭЭС и способные выполнять ту же задачу. Для пиковых ГЭС и ГАЭС - ГТС; для ГЭС со средним числом часов использования - полупиковые КЭС; для АЭС - базисная КЭС.

2. Каждый объект должен использоваться в оптимальном для него режимах.

3. Сравниваемые объекты должны быть выровнены по мощности и энергии с учетом надежности электроснабжения.

4. Сравниваемые варианты должны быть выровнены с точки зрения динамики ввода мощностей.

Необходимо учитывать возможные ограничения использования мощностей ГЭС и ГАЭС по условиям заполнения водохранилищ, мощностей ТЭЦ - по мере роста тепловой нагрузки.

Оценка капитальных и текущих затрат при сопоставлении вариантов развития ЭЭС.

Требования к расчету капитальных и текущих затрат, учитываемых при сравнении вариантов, определены в "Инструкции по определению экономической эффективности капиталовложений в развитие энергетического хозяйства":

1) Капиталовложения на создание основных и оборотных фондов по сравниваемым объектам.

2) Изменения капиталовложений по прочим объектам (системам, отраслям).

В состав ежегодных издержек включают все виды расходов, необходимых для эксплуатации, не считая прибыли и налогов.

И_ЭЛ.ЭН. требуется при сопоставлении вариантов, не выровненных по мощности ЭС и выработке электроэнергии, например, при сравнении вариантов электросети с различными потерями электроэнергии.

2.4. Учёт надёжности

Надежность ЭЭС является важнейшим свойством системы. Под надежностью понимают свойство системы выполнить заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Надежность ЭЭС характеризуется ее способностью противостоять различным возмущениям, под которыми понимают любые изменения схемы и параметров режима, вызванные как плановыми изменениями нагрузки и схемы. Так и отказами элементов ЭЭС.

Надежность ЭЭС обеспечивается:

а) резервированием, т.е. созданием избыточности элементов ЭЭС путем дублирования или выбора параметров оборудования с запасом;

б) созданием целенаправленного управления, цель которого обеспечение полного использования резервов в ЭЭС или минимизация потерь и ущербов.

Надежность и экономичность как правило противоречивы, но их противоречивость такова, что позволяет найти приемлемое решение.

Повышение показателей надежности - увеличение затрат.

Снижение показателей надежности - повышение ущербов, наносимых системе, потребителям, окружающей среде.

.

Главная сложность - в отыскании y₀ для каждого конкретного потребителя. Если это удается, то задачу определения рациональной надежности можно решать как подзадачу оптимизации развития ЭЭС. Приведенные затраты З дополняются Y (рис.12.).

Степень достоверности y₀ зависит от характера решаемой задачи.

На уровне выбора схем электроснабжения – удельные ущербы, дифференцированные по типам, предприятиям, глубине и виду ограничений.

При проектировании развития электросетей РЭС, ОЭС – ущербы связанные с ограничением нагрузки районных п/ст, от которых питаются различные потребители.

При оптимизации развития электростанций и основных сетей ОЭС – ущербы от ограничения потребителей системы.

Основными недостатками учета надежности с помощью ущерба являются:

1)большая погрешность в определении y₀;

2) неучет ряда важных отрицательных последствий нарушения электроснабжения, не поддающихся экономической оценке.

Поэтому часто используют нормативы надежности. Нормируют: пропускные способности электросетей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах; коэффициент запаса статической устойчивости, резервы генерирующей мощности.

		К1опт		К2опт		К

К₂^опт > К₁^опт

Рис. 12. Зависимость затрат при учёте надёжности

2.5. Учёт качества электроэнергии и охраны окружающей среды

Качество электроэнергии определяется состоянием двух основных параметров - f и U. Качество f и U в основном определяется отклонениями и колебаниями.

Отклонения характеризуются относительно медленными изменениями.

Колебания - быстрые, кратковременные изменения.

Качество напряжения зависит еще от несимметрии и несинусоидальности.

Все эти показатели нормируются. Если они находятся в норме, то считается, что качество электроэнергии не требует улучшения. Выход любого норматива за пределы приводит, прежде всего к экономическому ущербу, а в ряде случаев к снижению надежности.

Установление нормативов качества электроэнергии означает, что выход за их пределы недопустим по соображениям экономичности и надежности. Ущерб заведомо больше затрат на недопущение нарушения.

Все сравниваемые варианты должны удовлетворять всем нормативам качества.

Вред, нанесенный среде обитания, не может и не должен измеряться только экономическим ущербом. При слабом воздействии ущерб оценивают по затратам на восстановление нормального состояния среды. Обычно задача должна формулироваться так: как с наименьшими затратами обеспечить соблюдение допустимых нормативов отрицательного влияния на среду обитания.

Особенно важен учет этих нормативов при выборе мест размещения электростанций (ТЭС и котельные до 27 % общих вредных выбросов среди всех отраслей промышленности).

На ТЭС угольной на 100 МВт за год:

Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики на окружающую среду при разработке перспектив ее развития производится для последних лет этапов развития отрасли с использованием методик регионального уровня и укрупненных нормативов удельных значений экологических параметров на единицу продукции: нормативов удельных выбросов нормируемых загрязняющих веществ в атмосферу для вновь вводимых котельных установок, укрупненных норм водопотребления и водоотведения и т.д.

Ожидаемые объемы выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу не должны превышать предельных значений, соответствующих как внутригосударственным нормативным природоохранным требованиям, так и требованиям международных конвенций, участницей которых является Россия.

Ожидаемые дополнительные площади отвода земель под новые объекты
электроэнергетики следует оценивать по нормативам их удельной землеемкости, за исключением гидроэлектростанций, площади отвода земель под которые в силу индивидуальности ГЭС оцениваются по проектным документам или определяются по объектам-аналогам.

Капиталовложения в охрану окружающей среды на вновь вводимое энергетическое оборудование в рамках действующих природоохранных нормативов предусматриваются в сметах проектов электростанций и учитываются вместе с необходимыми объемами капиталовложений в строительство электростанций.

Дополнительные капиталовложения в охрану окружающей среды могут иметь место при размещении новых объектов в регионах, где не допускается увеличение объемов выбросов тех загрязняющих веществ, по которым в регионе превышена ПДК.