Рынок электроэнергетики Украины

В процессе изучения курса «Концепции современного естествознания» можно четко проследить изменения научной картины мира и типа научной рациональности.

В классической физике идеал объяснения и описания предполагает характеристику объекта без указания на средства его исследования. В квантово-релятивистской физике в качестве необходимого условия объективности объяснения и описания выдвигается требование четкой фиксации особенностей средств наблюдения, которые взаимодействуют с объектом. Новая система познавательных идеалов и норм обеспечивает значительное расширение поля исследуемых объектов, открывая пути к освоению микромира.

Процессы интеграции этих двух научных картин и развитие общенаучной картины мира стали осуществляться на базе представлений о природе как сложной динамической системе. На первый план выдвигается изучение саморегулирующихся саморазвивающихся систем. Этому способствовало открытие специфики законов мегамира в физике и космологии, интенсивное исследование механизмов наследственности в тесной связи с изучением надорганизменных уровней организации жизни. Тем самым создаются предпосылки для построения целостной картины природы, в которой прослеживается иерархическая организованность Вселенной.

Все эти радикальные изменения в представлениях о мире и процедурах его исследования сопровождались формированием новых философских оснований науки. Идея исторической изменчивости научного знания, относительной истинности вырабатываемых в науке принципов соединялась с новыми представлениями об активности субъекта познания. Возникает понимание того обстоятельства, что ответы природы на наши вопросы определяются не только устройством самой природы, но и способом нашей постановки вопросов, который зависит от развития средств и методов познавательной деятельности.

Интенсивное применение научных знаний практически во всех сферах социальной жизни, изменение самого характера научной деятельности, связанное с революцией в средствах хранения и получения знаний (компьютеризация науки, появление сложных и дорогостоящих приборных комплексов, которые обслуживают исследовательские коллективы и функционируют аналогично средствам промышленного производства и т.д.) в последние десятилетия меняет характер научной деятельности. Наряду с дисциплинарными исследованиями на передний план все более выдвигаются междисциплинарные и проблемно-ориентированные формы исследовательской деятельности. В результате усиливаются процессы взаимодействия картин реальности, формирующихся в различных науках.

В связи с этим особенно актуальным становится синтез двух культур, длительное время противопоставляемых друг другу, - гуманитарной и естественнонаучной. Можно сказать, что техногенная цивилизация сейчас вступает в полосу особого типа прогресса, когда гуманистические ориентиры становятся исходными в определении стратегий научного поиска. Поэтому дисциплина «Концепции современного естествознания» входит в образовательные стандарты и становится неотъемлемой частью системы формирования целостной личности.

Рынок электроэнергетики Украины

В 2005 году энергогенерирующими предприятиями Украины было произведено 185,2 ТВтч электроэнергии. С учётом всех потерь и чистого экспорта в размере 8,4 ТВтч суммарное потребление электроэнергии потребителями в прошлом году составило 133,9 ТВтч (10¹² Втч). Оптовый рынок электроэнергии Украины (ОРЭ) был создан по модели Британского пула в 1996 году и действует по этой модели и по сегодняшний день. На рынке действует модель «единого покупателя». Вся электроэнергия, вырабатываемая большими и средними генерациями (до 20 МВт), продаётся в Оптовый рынок электроэнергии, откуда уже продаётся энергораспределительным компаниям (облэнерго), либо независимым поставщикам (поставщикам по нерегулируемому тарифу). Облэнерго и независимые поставщики, в свою очередь продают её конечным потребителям. Данный механизм показан на схеме ниже.

Рис 1 – Схема функционирования оптового рынка электроэнергии в Украине

Таким образом, функции производства, передачи магистральными сетями, а также распределения и поставок электроэнергии разделены. Структура производства электроэнергии на Оптовом рынке электроэнергии Украины в 2005 году имела такую картину: атомные электростанции (47,6%), тепловые электростанции (40,6%), гидроэлектростанции (6,6%), теплоэлектроцентрали (5,1%) и другие электростанции (0,2%).

Рис. 2 – Структура производства электроэнергии на оптовом рынке Украины

На протяжении последних 15 лет наблюдается тенденция к увеличению доли производства атомными электростанциями и уменьшению доли тепловых.

Атомные электростанции (Запорожская АЭС, Южноукраинская АЭС, Хмельницкая АЭС и Ровенская АЭС) принадлежат компании НАЭК «Энергоатом», 100 % акций которой принадлежит государству. Общая установленная мощность атомных электростанций составляет 13 880 МВт и в 2005 году использовалась на 73%.

Крупнейшие тепловые электростанции принадлежат компаниям так называемой «большой пятёрки» - ОАО «Захидэнерго» (Бурштынская ТЭС, Дбротворская ТЭС, и Ладыжинская ТЭС), ОАО «Центрэнерго» (Углегорская ТЭС, Змиевская ТЭС и Трипольская ТЭС), ОАО «Днепроэнерго» (Криворожская ТЭС, Запорожская ТЭС и Приднепровская ТЭС), ОАО «Донбассэнерго» (Славянская ТЭС и Старобешевская ТЭС) и ООО «Востокэнерго» (Зуевская ТЭС, Кураховская ТЭС и Луганская ТЭС). Большинство акций первых четырёх компаний принадлежит государству (в составе НАК «Энергетическая компания Украины»), а «Востокэнерго» находится в частной собственности (ВИНК «Донбасская топливно-энергетическая компания»). Суммарная мощность всех действующих теплоэлектростанций «большой пятёрки» составляет 27 853 МВт и в 2005 году использовалась на 25,2%. Также тепловыми электростанциями, хотя и меньшей мощности, владеют некоторые облэнерго и промышленные предприятия.

Гидроэлектростанции, расположенные на Днепре (Киевская ГЭС, Каневская ГЭС, Кременчуцкая ГЭС, Днепродзерджинская ГЭС, Днепровская ГЭС, Каховская ГЭС, а также Киевская ГАЭС) и Днестре (Днестровская ГЭС и ГАЭС) владеет ОАО «Укргидроэнерго», 100% акций которого принадлежат государству. Суммарная мощность всех ГЭС «Укргидроэнерго» составляет 4 708 МВт. Благодаря тому, что гидроэлектростанции имеют высокую манёвренность, они включаются, как правило, в часы пик, когда потребление электроэнергии максимальное. Также в Украине работают малые и микро ГЭС, но, как правило, они на столько маленькие, что свою электроэнергию в ОРЭ не продают. Находятся преимущественно в частной собственности и в собственности облэнерго. Ташлыцкая ГАЭС является частью Южноукраинской АЭС.

Передачу электроэнергии территорией Украины высоковольтными линиями (более 110 кВ) осуществляет НЭК «Укрэнерго». Компания находится в государственной собственности и владеет более 22 тыс. км высоковольтных линий электропередач.

ГП «Энергорынок» отвечает за обеспечение покупки электроэнергии у производителей и её продажи поставщикам. Также «Энергорынок» определяет почасовые прогнозированные цены на электроэнергию для ТЭС, регулирует баланс покупки-продажи электроэнергии, сопровождает расчёты и платежи каждого из участников ОРЭ, обеспечивает учёт электроэнергии в ОРЭ.

Из ОРЭ электроэнергия продаётся энергопоставляющим компаниям – облэнерго. После реорганизации сектора было создано 27 облэнерго – по одной в каждой области, Автономной республике Крым, в городах Киеве и Севастополе. Эти компании стали монополистами в передаче электроэнергии на отведённой им территории. В их собственность были переданы линии электропередач 0,38 – 110/154 кВ, трансформаторы, а некоторым и незначительные энергогенерирующие мощности. Позднее на территории некоторых областей стали появляться другие энергопоставляющие компании, и часть оборудования облэнерго была передана в их собственность. Некоторые из таких компаний стали передавать большое количество электроэнергии (как, например Луганское Энергетическое Объединение, которое стало монополистом на территории всей Луганской области или Сервис-Инвест, поставляющий электроэнергию крупнейшим потребителям Донецкой области).

После создания все облэнерго находились в государственной собственности. В 1998 году состоялся первый этап приватизации украинских облэнерго. Было приватизировано 7 поставщиков электроэнергии – Сумыоблэнерго, Полтаваоблэнерго, Одессаоблэнерго, Львовоблэнерго, Черниговоблэнерго, Прикарпатьеоблэнерго и Луганскоблєнерго. Больше половины акций этих компаний было продано преимущественно украинским инвесторам. В 2001 году ещё 6 облэнерго были приватизированы в ходе второго этапа. Инвесторам были предложены выгодные условия начисления прибыли, отличные от всех других энергопоставляющих компаний. Киевоблэнерго и Ривнеоблэнрерго были куплены американской корпорацией AES, а Житомироблэнерго, Севастопольэнерго, Кировоградоблэнерго и Херсоноблэнерго – словацкой VSEnergy. Большинство акций других облэнерго пока остаются в государственной собственности.

Облэнерго оказывают услуги по распределению (передаче электроэнергии сетями до 110/154 кВ) и поставке электроэнергии (продаже её непосредственно потребителям). Если в распределении электроэнергии облэнерго являются монополистами на определённой территории, то поставлять электроэнергию кроме них имеют право и независимые поставщики. В 2005 году независимыми поставщиками было продано около 14% всей электроэнергии на территории Украины.

Регулирования электроэнергетического сектора

Каждый сектор экономики находится под влиянием органов государственной власти, но энергетический сектор занимает одно из первых мест по «регулируемости». Это связано с рядом причин, основная из которых заключается в том, что ряд деятельностей на энергетическом рынке являются естественными монополиями. Поэтому участники рынка напрямую зависят от органов исполнительной власти.

Министерство топлива и энергетики Украины

Министерство топлива и энергетики Украины является центральным органом исполнительной власти, деятельность которого направляется и координируется Кабинетом Министров Украины. Минтопэнерго является ведущим органом в системе центральных органов исполнительной власти по вопросам обеспечения реализации государственной политики в электроэнергетическом, ядерно-промышленном и нефтегазовом комплексах.

Национальная комиссия регулирования электроэнергетики Украины

Национальная комиссия регулирования электроэнергетики Украины (НКРЭ) создана в 1994 году как орган регулирования естественных монополий и смежных рынков в отрасли электроэнергетики. На сегодня НКРЭ выполняет функции органа экономического регулирования в электроэнергетике, нефтегазовом комплексе (с 1998 г.) и в сфере теплоснабжения (с 2005 г.).

В состав Комиссии входят Председатель и четыре члена Комиссии с равными правами в сферах их деятельности. Работу Комиссии обеспечивает аппарат (около 300 штатных единиц), в состав которого входят функциональные и обслуживающие структурные подразделения, а также территориальные представительства, которые действуют во всех областях Украины и Автономной республике Крым.

К полномочиям Комиссии относятся:

· Лицензирование деятельности в электроэнергетике, нефтегазовом секторе и секторе теплоснабжения.

· Разработка тарифных методологий и утверждение тарифов на:

· передачу электроэнергии по магистральным и распределительным сетям;

· производство электроэнергии генераторами, которые не участвуют в рынке ценовых заявок (АЭС, ГЭС, возобновляемая энергетика);

· транспортировку природного газа, нефти, нефтепродуктов и аммиака по трубопроводам;

· хранение газа в подземных хранилищах; теплопоставку.

· Контроль за эффективным функционированием рынков электроэнергии и природного газа.

· Защита прав потребителей.

Решения в Комиссии принимаются на открытых заседаниях, которые носят квазисудебный характер, с привлечением всех заинтересованных сторон. Решения Комиссии, которые имеют общий характер (правила, методики и т.д.) должны согласовываться с другими органами власти, например с Министерством топлива и энергетики, Министерством экономики, Антимонопольным комитетом.

Совет энергетического рынка Украины

Совет Оптового рынка электрической энергии состоит из Голосующих и Неголосующих директоров, которые выполняют свои полномочия в соответствии с Договором между членами Оптового рынка электрической энергии Украины.

Состав совета формируется следующим образом: в состав Совета входят 10 Голосующих директоров, в частности 5 директоров от Производителей электроэнергии и 5 директоров от Поставщиков электроэнергии. Неголосующие директора имеют право быть присутствующими и выступать на собрании Совета, тем не менее, они не имеют права голосовать ни по одному вопросу. Неголосующий директор назначается исключительно тем органом, который он может представлять.

Совет, между заседаниями Совета и Общими сборами членов рынка, осуществляет общий надзор за работой ГП «Энергорынок», выполнением условий Договора между членами Оптового рынка электрической энергии, Системы обеспечения функционирования рынка и связанных с этим обязательств.

ГП «Энергорынок»

Государственное предприятие, созданное на базе Национального диспетчерского центра электроэнергетики Украины, которое осуществляет деятельность в соответствии с лицензией на оптовое снабжение электрической энергией.

Обязанностями ДЦЭ, в соответствии с условиями Договора между членами Оптового рынка электрической энергии Украины является:

• обеспечение закупки электрической энергии от Производителей электрической энергии в соответствии с настоящим Договором и Двусторонними договорами и на условиях согласованных с Операторами внешних перетоков электроэнергии;
• расчет и начисление платежей Производителям электрической энергии;
• возмещения затрат на передачу электрической энергии Магистральными и Межгосударственными электросетями от лица заказчиков и с соблюдением принципа Экономической закупки.

НАК «Энергетическая компания Украины»

Национальная акционерная компания «Энергетическая компания Украины» была создана в 2004 году. Основной задачей новой Компании есть создания условий для эффективного функционирования и развития электроэнергетического комплекса.

Компания занимается координацией деятельности предприятий, акции которых переданные в уставный фонд Компании, и осуществлением контроля за хозяйственной деятельностью таких предприятий; концентрацией и распоряжением финансовыми ресурсами для реализации инвестиционных проектов; усовершенствованием работы с потребителями электрической и тепловой энергии, в частности по укреплению платежной дисциплины; ограничению поставки электрической и тепловой энергии неплательщикам, предотвращению несанкционированного доступа к электрическим сетям; производством и поставкой электрической и тепловой энергии и др. Уставный фонд Компании составляет 2,198,626,000 гривен. 100 % акций Компании находятся в собственности государства и не могут быть отчуждены.

На данный момент НАК «ЭКУ» имеет «контрольный пакет голосов» на Совете ОРЭ.

Ценообразование в электроэнергетике

Тарифы на электроэнергию, продаваемую энергогегерирующими компаниями Украины, устанавливаются НКРЭ. Однако существуют исключения: тарифы на электроэнергию, вырабатываемую ТЭС формируются каждый час на основе подаваемых ими ценовых заявок (цен, по которой они готовы продать электроэнергию). Малые электростанции (мощностью до 20 МВт) имеют возможность продавать электроэнергию по нерегулируемому тарифу, то есть не в ОРЭ, а потребителям напрямую или облэнерго. В таком случае тариф не устанавливается регулирующим образом, а определяется генерацией самостоятельно.

Вся электроэнергия, вырабатываемая станциями мощностью свыше 20 МВт, продаётся в оптовый рынок электроэнергии. Из ОРЭ электроэнергия покупается облэнерго или независимыми поставщиками, причём цена, по которой электроэнергия продаётся в ОРЭ генерациями, и цена, по которой она оттуда покупается поставщиками, не одинакова.

Структура оптовой рыночной цены (цены, по которой электроэнергия продаётся из ОРЭ) выглядит следующим образом:

Рис. 3 – Структура оптовой рыночной цены электроэнергии в 2005 году

В 2005 году структура ОРЦ имела следующий вид:

72% ОРЦ составляла цена, по которой электроэнергию продавали генерации. Иными словами, это средневзвешенный тариф всех электростанций Украины, продающих выработанную электроэнергию в Оптовый Рынок электроэнергии (ОРЭ). Цена электроэнергии, продаваемой АЭС, устанавливается НКРЭ. Также, НКРЭ устанавливает тариф на электроэнергию, продаваемую ТЕЦ и ГЭС. Средний тариф для тепловых электростанций формируется на основе спроса на электроэнергию и её предложения ТЭС. Таким образом, средний тариф тепловых электростанций меняется ежечасно.

15% составила компенсация за продажи электроэнергии населению. Как известно, тариф на электроэнергию для населения устанавливается отдельно и не зависит от коротковременных колебаний цены. В 2005 году, как и в предыдущие года, цена на электроэнергию для населения была ниже, чем её себестоимость. То есть облэнерго вынуждено продавать электроэнергию бытовым потребителям дешевле, чем покупает её в ОРЭ и из-за этого получает компенсацию своих затрат. Сумма компенсации зависит от объёмов электроэнергии, которую компания продаёт бытовым потребителям. В прошлом году общая сумма компенсации всех облэнерго составила почти 3,7 млрд. грн.

8 % в структуре Оптово-рыночной цены занимала инвестиционная составляющая. Это денежные средства, которые, как правило, направляются на реализацию крупных проэктов в электроэнергетике, как например строительство Ташлыцкой ГАЭС. В 2005 году общая сумма инвестиционной составляющей была на уровне 2 млрд. грн.

4% ОРЦ составили расходы НЭК Укрэнерго, которая осуществляет передачу электроэнергии магистральными сетями. Это потери электроэнергии в сетях, а также средства на развитие компании.

Почти 1% в структуре ОРЦ составили затраты ГП «Энергорынок» - компании, обеспечивающей деятельность Оптового рынка электроэнергии Украины.

Также ОРЦ уменьшается за счёт экспорта электроэнергии. Прибыль от продажи электроэнергии за рубеж компенсирует некоторые затраты на её производство и другие расходы, в результате чего ОРЦ несколько снижается.

Динамику структуры ОРЦ можно проследить по таблице ниже. Выделенные жирным шрифтом цифры – это величина, на которую данная статья расходов увеличивает ОРЦ за каждый проданный кВт электроэнергии.

Таблица 1 – Структура оптовой рыночной цены на электрическую энергию

Формирование розничного тарифа облэнерго.

Розничный тариф – это тариф, по которому электроэнергия продаётся непосредственно потребителю. Он устанавливается НКРЭ для каждого облэнерго раз в месяц. Цена электроэнергии для разных групп потребителей несколько отличается. Она зависит от того, к какому классу причисляется потребитель, является ли он домашним хозяйством, потребляет больше или меньше 50 ГВтч электроэнергии в год:

Розничный тариф (тариф, по которому облэнерго продают электроэнергию конечным потребителям), устанавливаемый НКРЭ, состоит из таких частей:

Рис. 4 – Структура розничного тарифа на электроэнергию

Потребители 1-го класса (те, к которым присоединены линии мощностью от 35 КВт, а также покупающие свыше 150 ГВтч электроэнергии в год) имеют более низкий тариф благодаря тому, что облэнерго несёт меньшие затраты на передачу электроэнергии такому потребителю. Все остальные потребители причисляются ко 2-му классу и имеют более высокий тариф на передачу, и, соответственно, розничный тариф.

Тариф для населения и населённых пунктов устанавливается отдельно постановлением НКРЭ и от себестоимости электроэнергии и её доставки на прямую не зависит.

Крупные промышленные потребители, потребляющие более 50 ГВтч электроэнергии, с сентября 2006 года имеют 10% скидку.

К оптово-рыночной цене, по которой облэнерго покупают электроэнергию на ОРЭ, прибавляется тарифы на передачу и поставку электроэнергии, а также компенсация нормативных потерь. Таким образом, формула для подсчёта конечного розничного тарифа для потребителей имеет следующий вид:

Тр = То/(1-Пн) + Тпер + Тпост, (В1)

где

Тр – розничный тариф

То – оптово-рыночная цена

Пн – коэффициент нормативных потерь

Тпер – тариф на передачу

Тпост – тариф на поставку

Оптово-рыночная цена (ОРЦ) устанавливается каждый час на основе спроса-предложения на электроэнергию. При расчёте розничного тарифа берётся средняя прогнозируемая ОРЦ на следующий месяц.

Коэффициент нормативных потерь – это те потери электроэнергии в сетях, которых невозможно избежать из-за технических особенностей сетей. Он утверждается постановлением НКРЭ на основе технических характеристик сетей облэнерго. Такое постановление принимается, как правило, раз в год, однако может быть пересмотрено и раньше. Поскольку величина потерь электроэнергии зависит, в том числе, от температуры воздуха, значение нормативных потерь разное для каждого квартала.

Тариф на передачу и тариф на поставку также утверждается НКРЭ. Обычно, он пересматривается в конце года и утверждается на следующий год. Однако, по просьбе компании или по инициативе НКРЭ, может быть пересмотрен и раньше, или оставаться неизменным на протяжении нескольких лет. Тариф на передачу и тариф на поставку должны компенсировать все затраты облэнерго на эту деятельность, а также обеспечить компании прибыль.

Если в передаче электроэнергии облэнерго является монополистом, то поставщика электроэнергии потребитель может выбрать себе сам. В таком случае, цена, по которой потребитель покупает электроэнергию, может отличаться от установленной НКРЭ, так как тариф на поставку, предлагаемый независимым поставщиком, может быть другим по сравнению с тарифом облэнерго.

ДнепроэнергоОАО “Днепрэнерго” было созданно в результате реструктуризации энергетики Украины и зарегистрированно 14 июля 1995 года. Основателем компании “Днепрэнерго” было государство в лице Министерства энергетики и электрификации Украины.

В состав общества входят три тепловые электростанции: Криворожская ТЭС, Приднепровская ТЭС, Запорожская ТЭС с общим количеством 25 энергоблоков, которые имеют общую установленную мощность 8160 МВт, или 29,1% установленной мощности тепловых электростанций в государстве. Электростанции расположенные в двух промышленных областях Украины - Запорожской и Днепропетровской, где развитые такие энергоемкие отрасли как машиностроение и металлургия что является гарантом сбыта произведенной электрической энергии.

Криворожская ТЭС имеет установленную мощность - 2 820 МВт, расположенная на территории Днепропетровской области. Энергетическое оборудование станции: 10 блоков по 282 МВт, с котлами П-50-4 угольные энергоблоки, с котлами ТПП - 210 - 6 блоков, турбинами: К- 300-240-2 (ст..№ 1-5,9,10), К- 300-240 (ст..№ 6-8);. 2 очередь: 3 газомазутные энергоблоки с котлоагрегатами ТГМП-204 (КПД-94,67%) и турбоагрегатами К-800-240-3 мощностью 800 МВт.

Запорожская ТЭС имеет установленную мощность 3 600 МВт: 1 очередь: 4 угольные энергоблока с котлоагрегатами ТПП-312А и турбоагрегатами К-300-240-2 мощностью 300 МВт; 2 очередь: 3 газомазутные энергоблока с котлоагрегатами ТГМП-204 и турбоагрегатами К-800-240-3 мощностью 800 МВт.

Приднепровская ТЭС имеет установленную мощность 1 740 МВт: 1 очередь: 4 угольные энергоблока с котлоагрегатами ТП-90 и турбоагрегатами К- 150-130 мощностью 150 МВт; 2 очередь: 3 угольные энергоблока с котлоагрегатами ТПП-110, ТПП-210 и турбоагрегатами К- 300-240 мощностью 285 МВт и 1 угольный энергоблок с котлоагрегатом ТПП-110, и турбоагрегатом К- 310-23,5-3 мощностью 310 МВт.

В 2001-2005 годах тарифы «Днепрэнерго» были одними из самых низких среди компаний «большой пятёрки». По нашим прогнозам, такая ситуация будет сохранятся и в 2006 - 2007 годах.

Таблица 2 – Динамика изменений тарифа на электроэнергию в условиях «Днепроэнерго»

Акционерный капитал:

• Структура акционерного капитала:
• 76,04% - государственная собственность (НАК “Энергетическая компания Украины”);
• 21,82% - юридические лица;
• 3,14% - физические лица.
• Уставной фонд - 98100000 грн.
• Количество простых именных акций - 3923998 шт.
• Нарицательная стоимость - 25 грн.
• Количество акционеров - 4930
• Акции ОАО “Днепрэнерго” котируются на высшем уровне с 1997 года.

Перспективы развития:

• Дальнейшее техническое переоснащение электрофильтров ТЭС с достижением отечественных и международных норм относительно выбросов.
• Реализация проекта котла со сжигание угля в циркулирующем кипящем слое на Приднепровской ТЭС.
• Выполнение модернизации очистительных сооружений ТЭС с целью повышения мощности и эффективности.

Глава 1 определение производственных затрат в энергетике.

себестоимость 1 квтчаса электроэнергии

Затраты производства в энергетике рассчитываются, как и в промышленности, по экономическим элементам. Однако, в энергетике некоторые составляющие затрат могут отсутствовать. Например, в энергетике нет затрат на сырье и основные материалы, но для тепловых и атомных станций велико значение затрат на технологическое топливо. Отдельно в энергетике могут калькулироваться расходы на текущий ремонт и услуги, которые выполняются вспомогательными службами или сторонними организациями. Обычно структура производственных затрат и себестоимости энергии характеризуется следующими соотношениями.

Анализ условно-постоянных и условно-переменных затрат в энергетике показывает, чтщ на ТЭЦ, ТЭС и АЭС к условно-переменным затратам относятся затраты на топливо и воду, а все остальные затраты относятся к условно-постоянным. В сетевых предприятиях и на ГЭС практически все затраты являются условно-постоянными. Расчет затрат по экономическим элементам достаточен для предприятий, вырабатывающих только один тип энергии (ГЭС, ТЭС, АЭС, котельные, электрические и тепловые сети). Для предприятий, которые вырабатывают больше одного вида энергии или продукции применяется группировка затрат по статьям калькуляции (ТЭЦ).

В общем виде себестоимость 1 кВт часа отпущенной электроэнергии определяется по следующей формуле:

, (1)

Где - энергия, использованная на собственные нужды, кВтчас

По причине того, что на современных электрических станциях в большинстве случаев устанавливается серийное оборудование, в энергетике при технико-экономических расчетах широко используются укрупненные нормативы по капиталовложениям, по расходу топлива, и воды, а также по численности персонала на энергопредприятии.

Раздел 1. капиталовложения в промышленности и энергетике

Работы, связанные с процессами создания (расширения) основных фондов предприятия (отрасли), называются капитальным строительством. В промышленности капитальное строительство выполняется либо как строительство новых или расширение и реконструкция действующих предприятий.

Под расширением действующих предприятий понимают увеличение площадей цехов основного производства, а также связанных с ними вспомогательных и обслуживающих подразделений, что в целом обязательно должно приводить к увеличению мощности предприятия и улучшению его технико-экономических показателей. При реконструкции действующего производства проводится полное или частичное его перевооружение, замена морально старого, физически изношенного оборудования на более производительное или более мощное. При реконструкции иногда наблюдается увеличение производственных площадей.

Капитальное строительство осуществляется либо хозяйственным, либо подрядным способом. При хозяйственном способе строительные и монтажные работы выполняются специальными подразделениями промышленного предприятия, и считаются эффективными при небольших объемах работ. В случае особой сложности строительно-монтажных работ, когда требуется использование специальных устройств, приспособлений и механизмов, а также когда высока ответственность за конечные результаты, работы по капитальному строительству выполняют подрядные специализированные организации. Такой способ является дорогим, но более качественным.

Для создания новых, а также реконструкции действующих основных фондов необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты на указанные ресурсы называют капитальными вложениями. Инвестирование является долгосрочными капитальными вложениями с целью получения прибыли. Инновации – это инвестиции в новые технологии или научные разработки, которые гарантируют значительные технико-экономические выгоды производству. Большая часть ресурсов, направляемых на финансирование капитальных вложений, формируется за счет долгосрочных кредитов или собственных средств предприятия (прибыль, амортизационные накопления). Государство может принять участие в строительстве или расширении (реконструкции) производства только в том случае, если предприятие является стратегическим объектом или объектом оборонного предназначения. Государство предоставляет бюджетные ресурсы или оговаривает льготные условия кредитования работ.

Капитальное строительство ведется на основе проекта. Проект – это техническая документация, которая содержит технико-экономическое обоснование целесообразности строительства, например, предприятия, рабочие чертежи, генеральный план размещения зданий и сооружений, транспортных путей, инженерных коммуникаций будущего строительного объекта. Проект разрабатывается на основе задания на проектирование, которое поступает от заказчика. Необходимой составляющей комплекта документов плана капитального строительства является смета затрат. Исходными данными для определения сметной стоимости строительства служат: данные по предполагаемому составу оборудования, объемов строительно-монтажных работ; прейскурантных цен на оборудование (Приложение А), сырье и материалы; нормы накладных затрат и др. нормативные документы и стандарты. Сметы бывают объектные (затраты по отдельным строительным объектам) и сводные, что составляются на основе объектных смет. Для предварительной оценки затрат по капитальному строительству на стадии проектирования широко используются укрупненные показатели стоимости или сметные нормы, рассчитанные либо как удельные показатели (относительно цены выбранного технологического оборудования), либо как показатели трудоемкости строительно-монтажных или других типов работ (по нормо-часам или человеко-часам для выполнения работ, планируемых к единице оборудования определенной мощности). Такие показатели разрабатываются на основе типовых проектов или данных по ранее выполненным работам.

Важным условием при осуществлении капитального строительства является обеспечение максимальной эффективности использования капиталовложений. Этому может способствовать рациональное проектирование объектов и их размещение, сокращение сроков строительства и времени освоения проектной мощности объектов, совмещение расширения или реконструкции действующих объектов с новым строительством. Эффективность капитальных вложений уже возможно гарантировать на стадии создания проектов, если они разрабатываются с учетом положительного опыта предыдущих работ, ориентированы на использование совершенного как проектно-конструкторского, так и производственно-технологического оборудования. Такие проекты допускают внедрение новых компоновочных концепций и строительных решений относительно конструкций и свойств материалов, а также предусматривают прогрессивные формы при организации выполнения строительно-монтажных работ, что позволяет сократить трудоемкость, повысить производительность труда и тем самым уменьшить удельные капитальные затраты.

Характеристика и величина капитальных затрат в энергетике имеет свои особенности. Так, капитальные вложения в воздушные и кабельные линии электропередач зависят от передаваемой мощности, напряжения, типа опор, количества цепей, условий прохождения трассы. Большое значение имеют геологические условия (объемы и стоимость земляных работ), климатические условия (ветровые напряжения, интенсивность грозовой деятельности), топологические особенности прохождения трасы (лес, горы, болота и др.) и др. факторы, которые необходимо учитывать при расчетах габаритов и конструкций опор, грозозащитных устройств, сечений проводов. Капитальные вложения в электрическую подстанцию определяются составом основного оборудования (тип и мощность трансформатора, количеством ячеек и др.), схемой присоединений на стороне высокого напряжения, др. специфическими строительными условиями.

Развитие энергетики в современных условиях Украины ориентируется на достижение энергетической независимости страны. При явной недостаточности собственных энергоресурсов решить эту проблему, возможно, например, путем строительства новых АЭС или модернизацией и расширением действующих ЭС.

В рыночных условиях для осуществления указанных мероприятий на стадии проектных разработок необходимо проводить глубокие технико-экономические исследования. Основными критериями при выборе оптимального технического проекта являются прибыль и срок окупаемости инвестиций. Кроме исходных данных при технико-экономических расчетах нужно также учитывать другие факторы, связанные, например, с политикой государства, изменением индекса цен или показателей стоимости, уровнем инфляции и другими особенностями.

1.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СОЗДАНИЕ

электрической СТАНЦИИ

Основой для определения в проекте капиталовложений являются удельные показатели сметной стоимости станции или удельные капиталовложения в станцию. Общие затраты на строительство станции также зависят от продолжительности строительства Таблица 3 [1].

Обозначив удельные капиталовложения, как , а Р_у, как величину установленной электрической мощности, общую стоимость станции в год завершения проекта возможно определить следующим образом:

, (1.1)

Увеличение стоимости станции для обеспечения оборудования запасными частями оценивается как от К, затраты на подготовку строительства (по зарубежным данным) составляют от К. Однако, при определении затрат на сооружение очередного энергетического блока, следует учитывать его порядковый номер, так как:

для первого блока: ;

для последующих блоков:

Таблица 3 – Продолжительность строительства АЭС

Примечание. В числителе указана продолжительность работ в месяцах, в знаменателе - порядковый месяц начала и окончания робот.

Таким образом, стоимость станции к началу работы блоков без учета инфляции и платежей на капитал

, (1.2)

По причине инфляции, имеющей место в любом обществе, месячное увеличение стоимости станции к началу работ будет оцениваться в процентах, как

, (1.3)

где q_inf ^год-инфляционное увеличение затрат в процентах за год. Обычно при стабильной экономике принимается q_inf^год = 6 % в год. Тогда t_inf^год = 0,485 % в месяц.

При расчете затрат на строительство следует учЕСть также проценты на строительный капитал. Принимая годовую норму в процентах равной Z_к.год = 10% в год, получим месячное увеличение затрат:

, (1.4)

Z_к.мЕС.= 0,794%.

Средний срок платежей по затратам на оборудование и подготовку строительной базы:

(1.5)

где - средняя продолжительность строительства в месяцах.

Таким образом, увеличение капитальных затрат за время строительства составит в %%:

, (1.6)

Суммарная стоимость станции к моменту начала эксплуатации составит:

, (1.7)

Величина К_А представляет собой капитал, который необходимо получить в банке для строительства и который за весь срок работы станции t _раб должен быть погашен. Этот капитал дан под определенные проценты Zk %/год. Таким образом, вернуть ссуду надо с коэффициентом:

, (1.8)

(Предполагаемый процент на капитал Z_k = 10%). Годовые расходы для погашения ссуды (годовой процент погашения долга):

, (1.9)

( например, t_раб = 30 лет - проектное время эксплуатации АЭС).

После эксплуатации станции остается оборудование, которое может быть использовано (продано) и представляет определенную ценность. Однако, после эксплуатации станции надо затратить определенную сумму на ее ликвидацию (демонтаж оборудования, очистку, планировочные работы и т. п.). Тогда остаточная стоимость оборудования после окончания эксплуатации станции будет:

, (1.10)

Здесь V-процентная величина остаточной стоимости оборудования после 30 лет эксплуатации станции; е -проценты расходов, связанных с ликвидацией станции.

Величина V колеблется от 0% до 15%, а е составляет примерно 15% (при расчетах возможно принять V=0%)

Накопление затрат на ликвидацию станции происходит во время ее работы и составят:

, (1.11)

Следовательно, стоимость ЭС с учетом ее ликвидации после 30 лет работы составляет:

, (1.12)

Отметим, что К'_ост может быть и отрицательно, если е >V. В этом случае списываемая сумма увеличивается по сравнению с К_А.

1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ объемОВ ВЫРАБОТКИ И ОТПУСКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Планируемый годовой режим работы ЭС в энергосистемах после выхода станции на нормальный режим эксплуатации принимается по характерным суточным, месячным и сезонным графикам ее работы [1].

В среднем один блок станции работает в году по следующему режиму :

· с нагрузкой 100% -3000ч

· с нагрузкой 85% - 2230 ч

· с нагрузкой 70% - 1754 ч

Время простоя, например, энергоблока АЭС в планово-предупредительных ремонтах t _рем = 1326 ч. по условиям нормальной его эксплуатации. Продолжительность аварийных (неплановых) ремонтов обычно принимается 4% календарного времени (tкален =⁼ 8760 ч).

Суммарное число часов работы в году определяется по формуле

, (1.2.1)

Число часов использования установленной мощности в среднегодовом режиме:

, (1.2.2)

Среднегодовая нагрузка одного энергоблока:

, (1.2.3)

Годовая выработка электроэнергии по станции определяется по формуле:

, (1.2.4)

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции с учетом затрат на собственные производственные нужды составит:

, (1.2.5)

где К _сн - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды (определяется отдельно, но можно укрупнено принять К _сн = 5,5%).

Пример 1 определение сметной стоимости проектируемой электричЕСкой станции (на примере атомной электрической станции)

Расчет капитальных затрат на строительство станции атомной электрической станции 1000 МВт установленной электрической мощности осуществляется в данном примере по главам сводной сметной ведомости, приведенной в Таблице 4.

Для данного случая, удельные капитальные вложения в станцию электрической мощностью 1000 МВт. возможно определить по сводной смете строительства в соответствии с измененной формулой (1.1), как

,

что по величине составит: грн/кВт

Таблица 4 - Сметно-финансовый расчет капитальных затрат (по главам)

Пример 2 определение режима работы электричЕСкой станциии и величины расходов на собственные нужды

Плановый или номинальный фонд времени работы станции, а также ее технологического оборудования при непрерывном режиме работы станции в течение календарного года, определяется методом исключения из календарного фонда времени (8760 часов) времени на проведение восстановительных работ в соответствии с нормативными условиями эксплуатации оборудования. В случае атомной электрической станции время на восстановление работы ядерного блока рассчитывается по формуле:

, (1.2.6)

где

- суммарное время восстановительных работ блока, час;

- время восстановления блока при капитальной ревизии реактора (40-45) суток;

- время восстановления блока при перезагрузке ядерного топлива (25 – 300 суток);

1,35 – коэффициент, учитывающий время внеплановых ремонтов.

В данном случае время на восстановительные работы блока составит:

час

Номинальный (плановый) фонд работы станции: час

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции ( ) рассчитывается по выражению:

, (1.2.7)

где - объемы выработанной электрической энергии станцией и расхода на собственные нужды, кВт час.

Выработка электрической энергии станцией за год зависит от ее установленной электрической мощности (Р_у) и числа часов работы установленной мощности (Т_у), которое принимается или рассчитывается как средняя величина. По значению Т_у не может превосходить номинальный (плановый) фонд времени работы станции. Для данного примера Т_у принято 6400 часов.

Расчет расхода электрической энергии на собственные нужды (на один блок) выполняется по формуле:

, (1.2.8)

где N_i – показатель тепловой мощности (производительности) і-потребителя собственных нужд, установленного на блоке, в соответствии с единицей измерения і-энергоносителя;

- удельный расход электрической энергии по і – потребителю собственных нужд.

Расход электроэнергии по каждому потребителю собственных нужд в расчете на один блок определяется таким образом:

, (1.2.9)

Таблица 5 – Расчет электроэнергии на собственные нужды для обеспечения эксплуатации энергоблока мощностью 1000 Мвт АЭС

Например, расход электроэнергии на собственные нужды для работы главных циркуляционных насосов составит:

кВт час

Аналогичные расчеты остальных потребителей собственных нужд приведены в таблице 5.

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды по станции:

, (1.2.10)

100=5%

Для принятия целесообразных и гибких решений в энергетической сфере необходимо располагать достаточной базой данных. Например, Королевская Инженерная Академия Великобритании, изучив внутренний рынок производства электрической энергии, систематизировала данные, связанные со строительством, производством и обслуживанием различных типов электрических станций. Данные отражают особенности технологических процессов производства электрической энергии и могут быть использованы для укрупненных экономических расчетов по отдельным проектам или при составлении планов оргтехмероприятий, например, по экономии энергоресурсов. Таблица 6 указывает на отличительные особенности основных типов электрогенерирующих станций [2]. Представленные далее сведения (Таблицы 7-24) [2] суммируют ключевые характеристики различных типов электрических станций, чтобы подчеркнуть особенности их создания, а также структуры стоимости 1 Квт часа в условиях современного энергорынка Великобритании и предполагаемых в будущем тенденций к их изменению.

Примечание. Курс английского фунта стерлингов относительно гривны на 2008 год: за 1 £ НБУ оплачивает 10,18 грн.

Электрические станции, работающие в непрерывном режиме, обеспечивают базовый уровень электропотребления в энергосистеме и характеризуются самой дешевой электрической энергией. Для покрытия пиковых нагрузок системы, станции должны располагать резервами генерирования электрической энергии, поэтому у станций периодического действия стоимость 1 кВт часа практически вдвое больше. Также дорогой получается электрическая энергия в случае ее генерирования с помощью возобновляемых источников энергии из-за несовершенства подобных станций, а также из-за нестабильности источников энергии такого типа.

Для оценки аналогичных показателей при строительстве гидроэлектростанций, возможно воспользоваться реальными примерами. Так, опубликованы данные, относящиеся к самому масштабному проект современности [3]. Планы создания в районе Тибета (Китай) водохранилища посредством возведения там дамб относятся к 1919 году, но войны и отсутствие необходимых ресурсов передвинуло осуществление проекта на конец века: начало строительства гидростанции мощностью 22,5 тыс. МВт относится к декабрю 1994 году. Полное окончание работ по возведению дамб предполагается в 2009 году. Стоимость проекта без учета инфляции оценена в $25,2 млрд. Станция должна заработать в 2011 году. Удельные капитальные затраты в этом случае составят $1120 за кВт или около £700 за кВт.

Другие данные относятся к проекту по строительству малой гидроэлектростанции в районе Мурманска в России, мощность которой характеризуется значительными колебаниями в течение года (от 112 до 950 кВт). Предположительная стоимость станции - 15-16 млн. руб. со сроком окупаемости всего 3-4 года, что для подобных объектов, по мнению авторов [4], является удовлетворительным. (Примечание: курс $1 на 08.03.2008 - 23,84 руб. Стоимость строительства указанной МГЭС можно принять как $650 тыс., а удельные капитальные затраты на 1 кВт около $1000).

Так как сегодня строительство крупных гидроэлектростанций по многим причинам затруднительно, самым перспективным видится создание малых комплексов безтопливных электростанций. Речь идет, в частности, о возобновляемых источниках энергии, которые сегодня становятся одним из самых важных элементов энергетического баланса в Европейском Союзе. В последние 35 лет их использование в нем ежегодно увеличивалось в среднем на 2,1%. Сроки окупаемости капитальных вложений в энергетику составляют 8—10 лет, при этом на строительство ТЭС уходит 6—8, крупных ГЭС и АЭС — 10—12 и более лет. Малая же ГЭС в Евросоюзе строится в течение 8—10 месяцев, начиная со времени подписания контракта. Срок ее окупаемости — 3—4 года.

Что есть малая ГЭС? Например, Хринниковская ГЭС проектной мощностью 900 кВт была сдана в эксплуатацию в 1958 г. и рассчитана на электроснабжение 17 колхозов Демидовского района, что на Ровенщине. Она расположена на реке Стырь в 52 км от Луцка на границе Волынской и Ровенской областей. В 1977 г., когда установили мощные линии электропередач, ГЭС приостановила свою работу и турбины были демонтированы, а ее плотина стала «приложением» к живописному водохранилищу.

В 1990 г., с дуновением свежего политического ветра, здесь начались работы по возобновлению ее функционирования, было выполнено крепление основы плотины и капитальные ремонты строений напорного фронта. В марте 2002 г. Хринниковская ГЭС опять дала первые киловатты электроэнергии. На станции работают две турбины мощностью по 450 кВт. За сутки ГЭС вырабатывает 19 200 кВт час электроэнергии.

В настоящее время станция распоряжением главы Демидовской райгосадминистрации от 20 июля 2000 г зарегистрировано как предприятие ООО «МЕК» под №.247 с уставным фондом 825 401 грн. Предприятие из года в год наращивает объемы производства: если в 2003 г. им было произведено электроэнергии на сумму 0,5 млн. грн., то в 2006-м эта цифра возросла до 1,044 млн. грн. Удельный вес данной мини ГЭС в производстве ВВП района составляет 15%. Станцию обслуживают 14 специалистов со среднемесячной зарплатой более 1300 грн. Предназначение водохранилища комплексное: энергетика, водоснабжение, борьба с паводками, рекреация, рыбохозяйственная деятельность. Также привлекает оно в летний период сотни и тысячи отдыхающих.

По словам профессионального гидроэнергетика [5] с большим производственным стажем, потенциальные гидроэнергетические ресурсы Украины составляют 4470 МВт, из них технически доступна для использования лишь половина. Экономический потенциал малой гидроэнергетики составляет почти 30% всей гидроэнергетики Украины. Небольшие ГЭС, по словам эксперта, могут стать хорошим подспорьем для регионов Западной Украины, а для некоторых районов Закарпатья и Черновицкой области источником полного само обеспечения электричеством. Однако, в Украине, как и в большинстве постсоветских стран, в настоящее время доминируют энергетические системы, созданные на основе генерирующих источников средней и большой мощности (свыше 100 МВт) и развитого сетевого хозяйства. Изъяны такого подхода особенно четко проявились во время изменения способа хозяйствования. Местные власти при такой структуре энергетического хозяйства не имеют возможностей влиять на образование цен для конечных потребителей электроэнергии. Регионы в этом случае стают «заложниками» высоких энергетических тарифов. Единственный способ избавиться от такой зависимости — увеличить часть собственных местных генерирующих мощностей в общем энергопотреблении региона.

Масштабное строительство крупных гидро-, атомных и тепловых электростанций в 50—60 гг. прошлого столетия умалило значение небольших ГЭС, и они были остановлены, Некоторые из них законсервированы и сегодня находятся в запущенном состоянии или совсем уничтожены. В 1984—1988 гг. эти объекты были обследованы, и выяснилось, что их осталось лишь 150, а действующих из них — 49. В настоящее время в Сумской области на реке Псел в рабочем состоянии сохранились 3 малых ГЭС: Низовская, Маловорожбянская и Михайловская. Они и сегодня производят небольшое количество электроэнергии, но их показатели свидетельствуют о высокой эффективности и рентабельности. Сегодня такие станции, как правило, обслуживают 5—6 человек.

Наибольшим гидроэнергетическим потенциалом обладает Карпатский регион (около 30% ресурсов). По оценкам специалистов «Укргидропроекта», его мощность — 2 млн. кВт. Лишь в Закарпатской области, площадь которой составляет 2% территории Украины, сосредоточено около 16,5% гидропотенциала государства. А тем временем в перспективных планах гидроэнергетики Львовской, Ивано-Франковской и Черновицкой областях не задействована ни одна малая ГЭС. Напротив, в Тернопольской области, где отсутствуют значительные гидроресурсы, сегодня эксплуатируется 7 малых ГЭС и еще три восстанавливаются. Примером рационального использования гидроэнергетических ресурсов может служить равнинная Винницкая область, где «на ходу» 8 малых ГЭС [5].

1.3. Определение эффективности капиталовложений

При оценке эффективности инвестиционных проектов используют несколько показателей рентабельности [6]:

а) рентабельность инвестиций (простая рентабельность);

б) дисконтированная среднегодовая рентабельность инвестиций (коэффициент дисконтированной прибыли);

в) общая рентабельность по доходам;

г) среднегодовая рентабельность по прибыли;

д) внутренняя норма рентабельности (внутренняя норма прибыли).

Показатели рентабельности используют для оценки общей эффективности инвестиций.

Числовое значение внутренней нормы рентабельности (ВНР) соответствует предельной норме эффективности, при которой проект целесообразен. ВНР характеризует уровень рентабельности инвестиций: проект приемлем, если ВНР выше минимальной (фактической или ожидаемой) процентной ставки на рынке капитала.

Внутренняя норма рентабельности е определяется методом итераций из уравнения

(1.3.1)

П_t - дисконтированную прибыль на t текущий год расчета, грн.;

Т – термин инвестирования, годы;

е – внутренняя норма рентабельности;

Д_t – доход на текущий год, грн;

В_t – капиталовложения на текущий год, грн.

Показатель ВНР целесообразно применять в случаях, когда норму дисконтирования Е трудно задать однозначно (например, в расчете на длительную перспективу или в условиях значительной нестабильности экономики).

Алгоритм применения метода ВНР при попарном сопоставлении альтернативных проектов заключается в следующем: в формулу (1.3.1) вместо дисконтированной суммы доходов и затрат одного проекта подставляется дисконтированная сумма разности доходов и разности затрат (с соответствующими знаками) сравниваемых вариантов. При попарном сопоставлении двух вариантов ВНР соответствует норме дисконтирования, при которой варианты равно экономичны: при меньшей норме выгоден более капиталоемкий вариант, а при большей — вариант с меньшими капитальными вложениями. Если рассматривается несколько вариантов, то предпочтение отдают проекту с наибольшей ВНР.

Срок окупаемости проекта Т_п— период, за который отдача на капитал (сумма чистой дисконтированной прибыли и амортизационных отчислений) достигает значения дисконтированных начальных вложений.

Срок окупаемости определяют из уравнения

(1.3.2)

Е — норма дисконтирования.

Проект считаться приемлемым, если Т_п меньше срока службы объекта.

Пример 3 Определение Внутренней Нормы Рентабельности инвестиций

при следующих условиях: K₀ = 1000 грн.; T= 3 года,

Д₀= 0, Д₁ = 500 грн., Д₂= 500 грн., Д₃= 500 грн.,

В₁ = 100 грн., B₂= 100 грн., В₃ = 100 грн.

Решение: В соответствии с формулой (1.3.1) проверяем условие, когда:

При е = 0,1:

→ грн.

При е=0,09:

= -1000 + =12,6 грн.

При е=0,095:

=-1000+ = 3,5грн.

Окончательно принимаем е = 0,097.

Пример 4 Определение срока окупаемости проекта

при ежегодных доходах Д_t= 500 грн., норме дисконтирования Е = 0,1, первоначальных затратах K₀ = 1000 грн. и ежегодных затратах В_t= 200 грн.

Решение.

Через 3 года после начала эксплуатации объекта составит:

=

= -1000 + 272,7 + 247,9 + 225,6 = =-253,8 грн.

Через 4 года:

= + = -253,8 + 205,5 = -48,3 грн.

Через 5 лет:

= + = -48,3 +186,3 = 138 грн.

Таким образом, окупаемость инвестиций наступит на 5-м году эксплуатации (через 4,26 года).

Пример 5 определение экономической эффективности модернизации

Исходные условия и данные для расчета. Новая автоматизированная линия позволяет выполнять технологический процесс при плановых или аварийных остановках отдельного оборудования. Работа линии характеризуется частыми пусками и остановками при непрерывном суточном графике эксплуатации, экономию получают за счет повышения производительности и снижения эксплуатационных издержек. Расчетный период принят равным 7 лет. В состав капитальных издержек (500 тыс.грн.) включают стоимость силового оборудования, система управления, а также стоимость монтажа и пусконаладочных работ. Остальные данные и расчет представлен в таблице 25.

Результаты расчетов, приведенные в таблице 25, подтверждают эффективность предлагаемого энергосберегающего мероприятия в связи с тем, что:

— чистая интегральная дисконтированная прибыль выше нуля;

— внутренняя норма прибыли превышает ожидаемую реальную процентную ставку:

(0,29...0,3) > 0,1;

— период возврата капитала меньше расчетного периода, что позволяет уже через 3,657 года после начала эксплуатации объекта осуществить новые инвестиции (расширенное воспроизводство) за счет прибыли.

Определение внутренней нормы рентабельности (ВНР) возможно путем итераций по формуле (1.3.1): При е = 0,29 → = 60 тыс. грн.;

При е = 0,30 → = -7,8 тыс. грн.;

При е = 0,295 → = -1,59 тыс. грн.

Окончательно принимаем е = 0,294.

Определение срока окупаемости инвестиций возможно по формуле (1.3.2) или графически, используя результаты расчетов, представленные в таблице 25.

Таблица 25 – Расчет экономической эффективности инвестиций в модернизацию

Рис. 5 – Графическое определение срока окупаемости инвестиций

Раздел 2. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Суммарные затраты на производство электроэнергии в целом определяются как:

, (2.1)

И_топ - затраты на топливо (если оно используется), грн;