Экономика отрасли

Оглавление Лекция 1 .................................................................................................................................................. 3 1.1. Основные характеристики энергетического хозяйства национальной экономики ................ 3 Энергетическое хозяйство промышленного предприятия.................................................................. 7 Лекция 2 .................................................................................................................................................. 8 1.2. Топливно-энергетические ресурсы ............................................................................................. 8 1.3. Прогнозирование спроса на электро- и теплоэнергию ................................................................. 12 2.1. Проектирование объектов энергохозяйства ............................................................................. 15 2.2. Сметная стоимость строительства............................................................................................. 17 2.3. Методы определения капитальных вложений в энергетические объекты ............................ 18 3.1. Экономическая сущность, состав и структура основных средств энергопредприятий. Виды стоимостных оценок ........................................................................................................... 21 Учет и планирование основных средств. Виды стоимостных оценок ............................................ 23 3.2. Износ основных средств ............................................................................................................. 24 Амортизационные отчисления ............................................................................................................ 25 3.3. Показатели эффективности использования основных средств .............................................. 27 3.4. Показатели использования энергетического оборудования........................................................... 28 3.5. Производственные мощности энергопредприятий и промышленной энергетики ............... 28 11.1. Организация ремонтного обслуживания энергетических предприятий.............................. 29 11.2. Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта ....................... 32 11.3. Технико-экономические показатели ремонта энергооборудования .................................... 35 11.4. Планирование ремонтов ........................................................................................................... 37 11.5. Оперативное планирование и управление ремонтными работами ...................................... 40 Лекция 3 ................................................................................................................................................ 52 4.1. Экономическая сущность, состав и структура оборотных средств ....................................... 52 4.2. Нормирование оборотных средств ............................................................................................ 53 4.3. Показатели эффективности использования оборотных средств ............................................ 54 5.1. Классификация персонала по категориям ................................................................................ 55 5.2. Определение численности персонала и производительности труда..................................... 57 5.3. Заработная плата, доходы. Системы оплаты труда ................................................................. 64 5.4. Планирование фонда заработной платы ................................................................................... 71 Лекция 4 ................................................................................................................................................ 72 6.1. Методы расчета себестоимости энергетической продукции. Группировка затрат .............. 72 6.2. Классификация текущих затрат на производство .................................................................... 76 6.3. Методы разделения затрат по видам продукции ..................................................................... 78 6.4. Затраты на производство энергетической продукции............................................................... 80 6.5. Особенности расчета себестоимости электроэнергии и тепла на теплоэлектроцентрали... 82 6.6. Себестоимость транспорта пара и горячей воды ..................................................................... 84 6.7. Затраты на производство теплоэнергетического оборудования ............................................ 85 6.8. Факторы снижения себестоимости энергетической продукции ............................................ 86 Лекция 5 ................................................................................................................................................ 87 7.1. Электроэнергетический рынок .................................................................................................. 87 7.2. Основы ценообразования в энергетической отрасли .............................................................. 95 10.1. Методы и принципы планирования. Виды планов ................................................................ 98 10.2. Балансовый метод планирования в теплоэнергетике .......................................................... 100 10.3. Оптимизация режимов работы электростанций .................................................................. 105 10.4. Методы оптимального распределения нагрузки между котлами в котельной ................. 116 1 10.5. Методы оптимального распределения нагрузки между турбоагрегатами теплоэлектростанции .................................................................................................................. 120 10.6. Оптимальное использование производственных мощностей электростанций в энергетической системе .............................................................................................................. 124 Лекция 6 .............................................................................................................................................. 127 8.1. Объемные показатели промышленного производства .......................................................... 127 8.2. Прибыль и рентабельность в промышленности и энергетике .............................................. 129 9.1. Понятие инвестиций. Основные этапы инвестиционного проекта...................................... 131 9.2. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта без учета фактора времени ................................................................................................................ 134 Лекция 7 .............................................................................................................................................. 136 9.3. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени ............................................................................................................. 136 Классификация норм дисконта .......................................................................................................... 136 Норма дисконта как стоимость капитала ......................................................................................... 137 Норма дисконта и поправка на риск ................................................................................................. 137 Пофакторный расчет поправки на риск ............................................................................................ 139 Процентные ставки ............................................................................................................................. 140 Учет изменения нормы дисконта во времени .................................................................................. 141 Пересчет нормы дисконта .................................................................................................................. 141 Чистый дисконтированный доход ( Net Present Value, NPV) ......................................................... 142 Доходность (рентабельность) инвестиций (Profitability Index, PI) ................................................ 142 Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) ......................................................... 143 Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Pay-Back Period, DPBP) ................................ 144 Суммарные дисконтированные затраты ........................................................................................... 145 Учет инфляции при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ........... 147 Учет инвестиционных рисков вложения капитала способом корректировки нормы дисконтирования ................................................................................................................................. 148 9.4. Оценка экономической эффективности инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение энергетических объектов ............................................................................... 148 9.5. Особенности сравнения вариантов инвестиционных проектов в области промышленной теплоэнергетики .......................................................................................................................... 151 9.6. Бизнес-план инвестиционного проекта................................................................................... 152 8.3. Основные финансовые документы предприятия ................................................................... 156 8.4. Критерии финансового состояния энергопредприятия ......................................................... 160 Лекция 8 .............................................................................................................................................. 166 12.1. Энергетическое хозяйство промышленного предприятия .................................................. 166 12.2. Анализ использования энергии в производственных процессах ...................................... 169 12.3. Вторичные энергетические ресурсы ..................................................................................... 175 12.4. Организация работы по экономии энергоресурсов в промышленности ........................... 176 13.1. Технологическая структура электроэнергетики .................................................................. 183 13.2. Организационная структура электроэнергетики ................................................................. 187 Генерирующие компании ................................................................................................................... 189 Энергосервисные компании ............................................................................................................... 189 Инфраструктурные организации ....................................................................................................... 189 Коммерческий оператор ..................................................................................................................... 190 13.3. Технический уровень и новые технологии в теплоэнергетике ......................................... 191 13. 4. Стратегия инновационного развития в электроэнергетике ............................................... 195 2 ЛЕКЦИЯ 1 1.1. Основные характеристики энергетического хозяйства национальной экономики Дисциплина «Экономика отрасли» рассматривает вопросы экономики, организации, планирования и управления энергохозяйством предприятия в увязке с его технологическими особенностями. Технической базой функционирования и развития промышленности является энергетика, которая занимает важное место в экономике промышленного производства и в значительной степени определяет уровень его конкурентоспособности. Основные задачи экономики энергетики — это выявление рациональных направлений развития и эксплуатации энергетического хозяйства предприятия, его отдельных элементов, установление методов эффективного использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов. Экономические знания и системный подход к решению экономических проблем особенно необходимы в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК), который является наиболее капиталоемким комплексом промышленности и связан со всеми отраслями промышленности, а также сельским хозяйством, транспортом, коммунально-бытовым сектором. Предмет изучения энергетики — совокупность процессов получения, преобразования, распределения и использования в национальной экономике топлива, электрической энергии, теплоты, сжатого и кондиционированного воздуха, кислорода, воды и других энергоносителей. Современное энергетическое хозяйство национальной экономики включает в себя всю совокупность предприятий, установок и сооружений, а также связывающих их хозяйственных отношений, которые обеспечивают функционирование и развитие добычи (производства) энергоресурсов и всех процессов их преобразования до конечных установок потребителей включительно. Укрупненная схема основной последовательности процессов преобразования энергетических ресурсов показана на рис. 1.1. 3 Óãîëü Íåôòü Äîáû÷à Ãàç: ïðèðîäíûé è ïîïóòíûé ýíåðãåòè÷åñêèõ Ñëàíåö ðåñóðñîâ ýíåðãèÿ Òîðô Äðîâà Ãèäðîýíåðãèÿ Ïåðâè÷íàÿ Ïðî÷èå Ýíåðãîòåõíîëîãèÿ, ãèäðîãåíèçàöèÿ Íåôòåïåðåðàáîòêà Êîêñîâàíèå Îáëàãîðàæèâàíèå Îáîãàùåíèå ýíåðãåòè÷åñêèõ Ñîðòèðîâêà ðåñóðñîâ Áðèêåòèðîâàíèå Ãàçèôèêàöèÿ Æèäêîå òîïëèâî Òâåðäîå òîïëèâî Ãàç Ïåðåðàáîòêà Ìàçóò ýíåðãåòè÷åñêèõ ýíåðãèÿ Êîêñ è ïðî÷èå ïðîäóêòû ðåñóðñîâ Ïðîäóêòû îáîãàùåíèÿ Ïîäâåäåííàÿ Ñîðòèðîâêà òîïëèâà Èñêóññòâåííûé Ïîáî÷íûå òîïëèâà ãàç ýíåðãåòè÷åñêèå ðåñóðñû Ýëåêòðîýíåðãèÿ Ãåíåðèðóþùèå èñòî÷íèêè Ïàð ÃÝÑ ÏÒÓ ÒÝÖ Êîòåëüíûå ÃÒÓ è ãîðÿ÷àÿ âîäà ÏÃÓ Ýëåêòðîäâèãàòåëè Îñâåòèòåëüíûå Êîíå÷íàÿ ýíåðãèÿ Èñïîëüçîâàíèå ïðèáîðû Ýëåêòðîèñïîëüçóþùèå óñòàíîâêè ýíåðãåòè÷åñêèõ ðåñóðñîâ Òåïëîèñïîëüçóþùèå Ñèëîâûå óñòàíîâêè Ïðîìûøëåííûå Îòîïèòåëüíûå Ïðîäóêöèÿ íàðîäíîãî è óñëóã ñ óñòàíîâêè ìåõàíè÷åñêèì ïðèâîäîì ïå÷è ïå÷è îòðàñëåé õîçÿéñòâà íàñåëåíèþ Рис. 1.1. Укрупненная схема основных энергетических цепочек В зависимости от стадии преобразования различают следующие виды энергии: • первичная — энергетические ресурсы, извлекаемые из окружающей среды; 4 • подведенная — энергоносители, получаемые потребителями: разные виды жидкого, твердого и газообразного топлива, электроэнергия, пар и горячая вода, разные носители механической энергии и др.; • конечная — форма энергии, непосредственно применяемая в производственных, транспортных или бытовых процессах потребителей. В состав энергетического хозяйства входят несколько элементов: • топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — часть энергетического хозяйства от добычи (производства) энергетических ресурсов, их обогащения, преобразования и распределения до получения энергоносителей потребителями. Объединение разнородных частей в единый хозяйственный комплекс объясняется их технологическим единством, организационными взаимосвязями и экономической взаимозависимостью; • электроэнергетика — часть ТЭК, обеспечивающая производство и распределение электроэнергии; • централизованное теплоснабжение — часть ТЭК, которая производит и распределяет пар и горячую воду от источников общего пользования; • теплофикация — часть электроэнергетики и централизованного теплоснабжения, обеспечивающая комбинированное (совместное) производство электроэнергии, пара и горячей воды на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и магистральный транспорт тепла. В технологическом аспекте важнейшим элементом энергетического хозяйства являются генерирующие установки электроэнергетической отрасли. Энергетические генерирующие установки — это установки, производящие энергетическую продукцию. К их числу относят: тепловые электростанции (ТЭС), гидравлические электростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС), парогазовые установки (ПГУ), газотурбинные установки (ГТУ), воздуходувные станции, кислородные станции, котельные. Генерирующие установки классифицируются по ряду основных признаков: • виду первичных энергоресурсов; • процессам преобразования энергии; • видам отпускаемой энергии; • количеству и типам обслуживаемых потребителей; • режиму работы. Комплекс единой энергетической системы (ЕЭС) России включает в себя около 600 тепловых и более 100 гидроэлектростанций. По видам использованных первичных энергоресурсов различают электростанции, применяющие: органическое топливо — ТЭС, ядерное топливо — АЭС, гидроэнергию — ГЭС, приливные — ПЭС и аккумулирующие энергию воды — ГАЭС, солнечную энергию — СЭС; энергию ветра — ВЭС; подземное тепло — геотермальные (ГЭОЭС). Электростанции, на которых применяется органическое топливо, делятся на угольные, газомазутные и работающие на местных видах топлива (сланцы, торф). По применяемым процессам преобразования энергии выделяются электростанции, в которых: • тепловая энергия преобразуется в механическую, а затем в электрическую энергию — ТЭС, АЭС; • тепловая энергия непосредственно превращается в электрическую — СЭС с помощью фотоэлементов; • энергия воды и воздуха преобразуется в механическую энергию, а затем в электрическую — ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ВЭС. По видам отпускаемой энергии различают электростанции: отпускающие только электрическую энергию — ГЭС, ГАЭС, тепловые конденсационные электростанции (КЭС), атомные КЭС; отпускающие электрическую и тепловую энергию — ТЭЦ*, атомные ТЭЦ и др. Теплоэлектроцентрали кроме электроэнергии вырабатывают тепло. Применение тепла * Существуют в небольшом количестве электростанции, которые генерируют электроэнергию, тепло и холод (так называемая тригенерация). 5 отработанного пара при комбинированном производстве энергии обеспечивает значительную экономию топлива. Если отработанный пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции промышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. ТЭЦ, отпускающие тепло для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов, называются коммунальными (отопительными). Промышленноотопительные ТЭЦ снабжают теплом как промышленные предприятия, так и население. По режиму работы электростанции бывают базовые, полупиковые и пиковые. К первой группе относятся крупные, наиболее экономичные КЭС, атомные КЭС, ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме; ко второй — маневренные КЭС и ТЭЦ; к третьей — пиковые ГЭС, ГАЭС, ГТУ. Кроме того, для каждого типа электростанций имеются внутренние признаки классификации. Например, КЭС и ТЭЦ различаются по начальным параметрам пара, технологической схеме (блочные и с поперечными связями), единичной мощности блоков и т.п. АЭС классифицируются по типу реакторов (на тепловых и быстрых нейтронах), по конструкции реакторов и др. При решении проблем экономического развития, выбора рациональной организационной схемы предприятию необходимо учитывать специфические особенности основных технологий отрасли. К технологическим особенностям энергетического производства относят: • совпадение во времени процесса производства и потребления энергетической продукции. Ни тепловую*, ни электрическую энергию нельзя складировать и запасать. Энергосистемы должны выдавать столько энергии и мощности, сколько требуется в данный момент: Эпр = Эпотр + Эпот ; Qпр = Qпотр + Qпот , где Эпр — произведенная электрическая энергия, кВт·ч; Эпотр — потребленная электрическая энергия, кВт·ч; Эпот — потери электрической энергии при транспортировке, кВт·ч; Qпр — произведенная тепловая энергия, ГДж; Qпотр — потребленная тепловая энергия, ГДж; Qпот — потери тепла при транспортировке, ГДж. Эта особенность технологии обусловливает высокие требования к надежной работе энергосистем и качеству электроэнергии. Надежность является одним из важнейших требований в энергетике. Для обеспечения надлежащего уровня надежности в энергосистеме используют: • резервирование, т.е. создание резервов мощности, необходимых для замены вышедших из строя агрегатов, для проведения ремонта энергосистем и для поддержания качества выдаваемой энергии (частоты и напряжения в электрической сети), а также формирование резервных запасов топлива, воды и т.п.; • широкую взаимозаменяемость генерирующих установок в энергосистеме. Так, электроэнергию производят на конденсационных электростанциях, теплоэлектроцентралях, гидростанциях, атомных электростанциях, а тепло отпускают теплоэлектроцентрали, котельные или утилизационные установки. На этих станциях и котельных могут быть установлены агрегаты различных типов, работающие на разных параметрах пара и различных видах топлива. Многовариантность имеется и на стадиях транспорта энергии и использования ее потребителями; • взаимозаменяемость видов продукции, т.е. возможность применения различных энергоносителей в установках. Например, использование природного газа или электрической энергии в нагревательных печах, парового или электрического привода компрессоров и др.; * В настоящее время в мире существуют несколько электростанций, которые аккумулируют тепловую энергию в период снижения нагрузки потребителей, а затем — в период пика — поставляют. 6 • высокую динамичность энергопотребления. Это обусловливает высокие требования к маневренности генерирующих установок, так как в каждый момент времени необходимо производить такое количество энергии, которое требуется потребителю. Маневренность агрегата должна обеспечить возможность работы энергосистемы по заданному графику. В связи с тем что система работает с переменным режимом и в течение суток, и в течение недели, месяца, года, генерирующие установки должны иметь широкий диапазон регулирования нагрузки. Наилучшими маневренными свойствами обладают ГЭС. Запуск в работу гидроагрегата составляет несколько минут. На тепловых станциях это более длительный процесс, так как котел требуется нагревать или, наоборот, остужать в течение 15…20 ч; • необходимость создания энергосистем, включающих генерирующие установки разных типов. В результате повышается надежность, уменьшаются резервы, а следовательно, экономятся средства, увеличивается единичная мощность установок, снижаются годовой и удельный расходы топлива, повышается эффективность ремонтных работ, осуществляется более полное и рациональное использование ресурсов. Промышленность выступает основным потребителем энергетических ресурсов. Цель промышленного производства — выпуск определенной продукции в запланированном объеме, определенного качества, с максимальной экономичностью. Функция энергетики — это бесперебойное снабжение потребителей энергией в нужном количестве, требуемого качества, с максимальной экономичностью. Промышленная энергетика является составной частью промышленного производства и одновременно завершающим звеном ТЭК, которое относится к потребителям. Это та часть энергетики, которая преследует производственно-хозяйственные цели и в промышленности, и в энергетике. Ее функция — обеспечение выпуска промышленной продукции в запланированном объеме, определенного качества, в результате бесперебойного снабжения потребителей энергией при минимуме материальных, энергетических, трудовых и денежных затрат. Промышленной энергетике как обеспечивающему хозяйству присуща взаимосвязь с основным производством. Например, затраты на энергоснабжение и использование энергии при производстве продукции должны окупаться эффективностью основного производства. Промышленная энергетика имеет ряд особенностей. К технологическим особенностям промышленной энергетики относят: • единовременность и взаимоувязку процессов производства, распределения и потребления энергоносителей, а значит, невозможность выбраковки некондиционной энергии. Отсутствие возможностей аккумулирования энергии в значительных размерах, что вызывает необходимость создания резервов генерирующих мощностей, топлива, а также требует более точного прогнозирования объемов энергопотребления; • зависимость режима потребления энергии от режима промышленного производства; • возможность взаимозаменяемости энергоресурсов, создания и использования вторичных энергоресурсов; • связь энергетики предприятия с централизованными системами энергоснабжения; • необходимость опережающего развития промышленной энергетики по отношению к основному производству, что позволяет увеличить выпуск технологической продукции, повысить надежность энергоснабжения. Каждое промышленное предприятие имеет собственное энергетическое хозяйство. Энергетическое хозяйство предприятия — это совокупность энергетических установок и вспомогательных устройств, предназначенных для обеспечения данного предприятия энергией различного вида. Схемы энергоснабжения промышленного предприятия зависят от многих факторов, поэтому их выбор осуществляется на основе технико-экономических расчетов. Энергетическое хозяйство промышленного предприятия 1. Энергогенерирующие установки — это установки, производящие, передающие, распределяющие и преобразующие энергию. Их особенностью является одновременное 7 потребление и производство энергии. Например, энергетический котел потребляет химическую энергию топлива, а производит тепловую; к трансформатору подводится электроэнергия одного напряжения, а отводится другого, повышенного или пониженного. К энергогенерирующим установкам относятся: теплоэлектроцентрали, котельные, компрессорные станции, кислородные станции, холодильные установки, установки по кондиционированию воздуха, водоснабжению и др. 2. Энергоиспользующие установки потребляют энергию, а производят неэнергетическую продукцию или работу. К ним можно отнести технологические печи и котлы, реакторы и электролитические ванны, различное механическое оборудование и др. Эти установки определяют также стадию конечного использования энергии. 3. Агрегаты, производящие одновременно технологическую и энергетическую продукцию, например агрегаты, производящие удобрения и пар, чугун и электрическую энергию. ЛЕКЦИЯ 2 1.2. Топливно-энергетические ресурсы Для производства энергии необходимы энергетические ресурсы. Практически все источники энергии, применяемые в настоящее время, — это источники солнечного происхождения и являются результатом воздействия на планету Земля энергии Солнца. Органическое топливо (уголь, нефть, газ) — это аккумулированная солнечная энергия, накопленная за счет энергии солнца в течение миллионов лет, потребляется же она человечеством в считанные годы. Преобразованной солнечной энергией является энергия других источников, например ветра, рек, морских приливов и отливов, волн. Энергоресурсы подразделяются на первичные (природные) и преобразованные. Первичные — это ресурсы, имеющиеся в природе в начальной форме. Энергия, получаемая при использовании таких ресурсов, называется первичной. Первичные энергоресурсы бывают: • возобновляемые — это солнечная энергия, гидроэнергия, энергия ветра, годичные приросты древесины и торфа, геотермальная энергия, энергия приливов, морских течений — их запасы постоянно восполняются; • невозобновляемые, запасы которых не имеют источников пополнения и постепенно уменьшаются в связи с растущим их потреблением (уголь, нефть, газ, ядерная энергия). При изменении исходной формы первичных энергоресурсов в результате превращения или обработки образуются преобразованные энергоресурсы: бензин и другие виды нефтепродуктов, электричество, искусственный газ, водород, пар, горячая вода, тепло. 8 Теплота сгорания, ккал/кг 12000 10000 8000 6000 4000 2000 1 2 3 4 5 6 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1 2 горючая масса 3 зольность 4 5 6 влажность Рис. 1.2. Сравнительные характеристики мазута и твердых топлив: 1 — мазут; 2 — торф; 3 — сланец; 4 — бурый уголь; 5 — каменный уголь; 6 — антрацит В современных условиях более 90% электро- и теплоэнергии получают, расходуя невозобновляемые энергоресурсы: различные виды угля, горючие сланцы, нефть, природный газ, торф, ядерное топливо. В балансе добычи органического топлива нефть составляет 40 %, природный газ — 37 %, уголь — 21 %. Для соизмерения качества энергоресурсов и определения действительной экономичности их расходования принято использовать понятие «условное топливо». Его низшую рабочую теплоту сгорания Qрн принимают равной 7000 ккал/кг (29 308 кДж/кг). Тонна условного топлива (т у.т.) — это количество топлива, при сжигании которого образуется 7 млн ккал тепла. Для сравнения калорийность хорошего угля составляет н н н Qр = 4400…6500 ккал/кг, газа Qр = 7000…11 200 ккал/кг, мазута Qр = 9500…9700 ккал/кг (рис. 1.2). Уголь — один из наиболее распространенных в природе энергоносителей. Доля угля в топливно-энергетическом балансе России составляет около 12 %. Ресурсы угля во много раз превышают прогнозируемые ресурсы нефти и газа. Наиболее крупные приросты добычи угля могут дать Кузнецкий и Канско-Ачинский бассейны (80 %). Угли Кузнецкого бассейна — более высокого качества. По прогнозируемым запасам это одна из главнейших баз высококачественных энергетических углей не только для Сибири и Урала, но и для европейской части России. 9 Угли Канско-Ачинского месторождения — бурые угли. Поэтому их целесообразно сжигать на крупных электростанциях мощностью 4000…6400 МВт на месте добычи. Но при этом встает вопрос о передаче электрической энергии на большие расстояния. Для увеличения добычи и сокращения дефицита топлива в европейской части развивается Печорский бассейн, имеющий достаточно большие ресурсы энергетических углей. Основными потребителями угля являются тепловые электростанции, черная и цветная металлургия. Они потребляют 65 % твердого топлива, поставляемого национальной экономике. Нефть непосредственно как топливо используется мало. В основном применяют остаточный продукт переработки нефти — мазут. Мазут сжигают в топках энергетических котлов газомазутных энергоблоков в периоды недостатка газа (например, при сильных длительных холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах). Часто его используют для «подсветки» — добавки к сжигаемому твердому топливу при некоторых режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Сжигать мазут постоянно в настоящее время нерентабельно из-за большой его стоимости по сравнению с газом и твердыми топливами. Основные запасы нефти сосредоточены в Западно-Сибирском регионе — 72,3 %; на европейскую часть страны приходится 21 % общих запасов нефти. Дальнейшее наращивание добычи нефти в новых северных районах, удаленных от обжитых мест, становится все дороже. Газ — наиболее чистый вид топлива. Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ (свыше 50 % в топливном балансе России и 70…80 % в ее европейской части). Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности. Однако при сжигании газа образуются вредные вещества в виде оксидов азота. Газ используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Дополнительное преимущество — возможность применения трубопроводной системы, по которой газ перекачивается с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. В России создана единая система газоснабжения страны. Это обеспечивает экономичность транспортировки газа и возможность управления потоками энергоресурсов. Основная доля запасов природного газа (79,9 %) находится в Западной Сибири. Здесь добывается 87 % всего российского газа. Потенциальные запасы углей в несколько раз больше потенциальных запасов нефти и газа, при этом добыча последних обходится значительно дороже. По некоторым оценкам, в России запасов угля хватит на 250 лет, нефти — на 40, природного газа — на 65 лет. Но какими бы грандиозными ни казались запасы энергоресурсов, они ограничены. Кроме того, сложными являются задачи транспортировки в больших количествах угля, газа от места добычи до электростанции, а также передача электроэнергии от места ее производства до потребителя. Это связано с большими затратами на транспорт и компенсацию потерь в процессе транспортировки энергии. Преобразование топлива в конечные виды энергии связано с вредными выбросами твердых частиц, газообразных соединений, а также большого количества тепла, негативно воздействующего на окружающую среду. Возобновляемые энергоресурсы (исключая гидроэнергетические) не нуждаются в транспортировке к месту потребления, но обладают низким энергетическим потенциалом, в связи с чем преобразование энергии большинства возобновляемых источников требует больших капитальных вложений. Возобновляемые источники энергии являются экологически чистыми. Из возобновляемых энергоресурсов в настоящее время в основном используется гидроэнергия и совсем в малых количествах энергия ветра, солнца (например, в Дагестане). На Дальнем Востоке с помощью солнечной энергии получают тепло и электроэнергию. На 10 Камчатке - геотермальная энергия ( строительство электростанций на горячих источниках позволяет не завозить топливо в этот регион). В настоящее время поставлена задача оптимизации структуры топливного баланса электроэнергетики и повышения энергетической безопасности страны за счет снижения доли газа, потребляемого электростанциями, и увеличения доли угля. Однако эта проблема будет решена за пределами 2030г., т.к. к этому периоду по прогнозу доля газа в Топливно-энергетичеком балансе электростанций снижается чуть более, чем на 3 %. Это связано с высокой эффективностью ТЭС на газе и недостаточной подготовленностью энергомашиностроения к производству эффективного оборудования для ТЭС на угле. Прогнозируемое изменение структуры производства электроэнергии на период до 2030г. с использованием различных видов первичных энергоресурсов приведено в табл. 1.1.1 Структура производства электроэнергии в 2009г. рассчитана на основе отчетных данных. В 2020 и 2030г.г. рассмотрены два варианта прогнозных сценариев производства электроэнергии: базовый и максимальный. Таблица 1.1 Структура производства электроэнергии в России в зоне централизованного электроснабжения. 2020 2020 2030 2030 Годы 2009 базовый максимальный базовый максимальный вариант вариант вариант вариант Производство в России 968,7 1363,9 1460,7 1688,2 1923,0 всего, млн. кВт.ч в т.ч. ГЭС+ГАЭС, 17,6 14,1 13,2 13,1 11,7 % АЭС, % 16,8 18,3 18,3 22,7 22,3 ТЭС, % 65,43 67,4 68,2 62,6 63,4 ВИЭ, % 0,17 0,2 0,23 1,6 2,6 Как видно из приведенных в табл. 1.1 данных, в перспективе до 2030г. в структуре выработки в основном сохранятся сложившиеся к 2010г. пропорции, но при этом проявляются устойчивые тенденции в изменении структуры централизованного электроснабжения: – постепенное увеличение выработки АЭС от 16,8 до 22,3 % (на 30%); – снижение доли ГЭС+ГАЭС от 17,6 % до 11,7 % (на 30 %); – относительно незначительное снижение доли ТЭС от 65 до 63 %; – значительный рост производства электроэнергии на электростанциях, использующих ВИЭ (более, чем в 10 раз), который может составить 2,6 % от суммарного производства. Наряду с подключенными к энергосистемам электростанциями, использующими различные виды ВИЭ (выработка которых отражена в табл. 1.1), создаются условия для стимулирования автономных энергоустановок на базе ВИЭ. Особую актуальность в настоящее время приобретает энергосбережение, позволяющее снизить масштабы потребления энергоресурсов в мире к 2020 г. на 40 %. Энергосбережение должно осуществляться не за счет снижения потребления энергии, а за счет рационального ее использования. Внедрение топливосберегающих технологий влечет за собой снижение расхода высококачественных видов топлива во многих энергоемких отраслях промышленности. Наравне с экономией первичной энергии в процессе ее трансформации в электрическую и тепловую немаловажной задачей остается экономия энергии в промышленности, на транспорте и в коммунально-бытовом секторе. 1 Сценарные условия развития электроэнергетики до 2030г, М, 2010г. Министерство энергетики Российской Федерации; Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. 11 Характерной особенностью энергетического хозяйства промышленности является наличие в ней разнообразных установок, а также использование не только первичных, но и вторичных энергоресурсов. К вторичным энергоресурсам относятся отходы, побочные и промежуточные продукты, образующиеся в технологических установках, которые не применяются в самом агрегате, но могут быть частично или полностью использованы для энергоснабжения других агрегатов. 1.3. Прогнозирование спроса на электро- и теплоэнергию Развитие энергетического хозяйства требует значительных капиталовложений и имеет стратегическое значение для обеспечения экономического роста предприятия, города, региона в соответствии с масштабами рассматриваемой проблемы. Необходимыми условиями обоснованности принятия решений являются полнота и достоверность информации. Поэтому прогнозирование потребности в энергетических ресурсах — очень важная проблема при решении задач технико-экономического обоснования вариантов развития энергохозяйства. Учитывая технологические особенности производства электроэнергии и тепла, техникоэкономическое обоснование развития электроснабжающих и теплоснабжающих систем следует проводить, используя информацию о количестве потребляемой электроэнергии и тепла и об изменении их потребления во времени. Такую информацию содержат перспективные графики нагрузки отдельных потребителей и суммарные графики нагрузки. Для характеристики энергопотребления предприятий, экономических районов важное значение имеют величины максимальных нагрузок, режимы потребления, отражаемые графиками нагрузок. Графики электроэнергии и тепла показывают изменение нагрузок по времени. Они различаются по видам потребителей, длительности и сезонам. По видам потребления выделяют графики электрической и тепловой нагрузки, а также расходов топлива. Графики тепловой нагрузки строятся по параметрам и видам энергоносителей. В зависимости от длительности рассматриваемого периода различают суточные, недельные, месячные, годовые и многолетние графики нагрузок; по сезонам года — зимние, весенние, летние и осенние. Графики различаются также по назначению: • отчетные (для анализа работы потребителей в энергосистеме); • расчетные (перспективные) для планирования работы энергообъектов системы. Расчетные графики характеризуют изменения нагрузки во времени, обусловленные регулярно действующими факторами (характер технологического процесса, сезонные изменения температуры наружного воздуха). При планировании нагрузок пользуются типовыми графиками. Типовые графики составляют для отдельных потребителей (промышленности, сельского хозяйства, коммунальнобытовых потребителей и др.) и с учетом периодов времени. В типовом графике используются среднеарифметические значения для отдельных периодов. Для характеристики энергопотребления промышленных предприятий вводится ряд показателей. Максимальная суточная нагрузка Q′max, ГДж/ч, группы однотипных потребителей теплоты определяется их максимальными мощностями Q′max i и коэффициентами спроса νс i: n ′ = ∑ (Qmax i ν с i ) , Qmax i =1 где n — количество однотипных потребителей. Коэффициент спроса данного i-го потребителя или группы однотипных потребителей рассчитывается как произведение коэффициента загрузки на коэффициент одновременности: νc i =νз iνo i , где νз i — коэффициент загрузки, характеризующий величину максимальной нагрузки потребителя, отнесенной к его максимальной мощности (νз i ≤ 1); νo i — коэффициент одновременности, характеризующий долю нагрузки потребителей данной группы, одновременно находящихся в работе. 12 Значение коэффициента спроса определяется конкретными особенностями данного производства, в том числе технологическим режимом. При установлении максимальной тепловой нагрузки ряда групп разнотипных потребителей дополнительно вводится коэффициент разновременности (неодновременности) νp, учитывающий несовпадение во времени максимумов тепловых нагрузок, ГДж/ч: m ′ νр , Qmax = ∑ Qmax j =1 где m — количество групп однотипных потребителей. Генерируемая тепловая мощность Qг.м (нетто) должна быть больше максимальной тепловой нагрузки на значение потерь при транспортировке и в теплообменниках, ГДж/ч: Qг.м = ν р ∑ Q 'max , ηтр ηт где ηтр — КПД транспорта теплоты от турбины ТЭЦ или котельной до потребителей; ηт — КПД теплообменников. Значения ηтр и ηт обычно составляют 0,97…0,98 и 0,98…0,99. Суточный график тепловой нагрузки зависит от технологических режимов производственных процессов, сменности, сезона года. Наиболее равномерные суточные графики имеют такие теплоемкие производства, как химические, целлюлозно-бумажные, нефтеперерабатывающие. В качестве иллюстрации на рис. 1.3 приведен суточный зимний график тепловой нагрузки целлюлозно-бумажного комбината. Нагрузка отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха либо остается неизменной в течение суток, либо снижается в нерабочие часы. Нагрузка горячего водоснабжения меняется по часам суток в соответствии с бытовыми нагрузками, нагрузками предприятий общественного питания и др. (рис. 1.4). Конфигурация суточного графика тепловой нагрузки характеризуется минимальной Qmin с, средней Qср.с, максимальной Qmax с нагрузками и их соотношениями. Коэффициент заполнения суточного графика нагрузки νсут определяется как отношение среднесуточной и максимальной нагрузок: 100 140 max ñ 90 80 120 70 Q 100 Q 80 Q 60 max ñ cð.ñ min ñ Íàãðóçêà Q, % Íàãðóçêà Q, % Q 60 Q cð.ñ 50 40 30 40 20 20 10 5 10 15 20 Âðåìÿ, ÷ Рис. 1.3. Зимний суточный график тепловой нагрузки целлюлозно-бумажного комбината ν сут = Qср.с Qmax с = Qср.с 24 Qmax с 24 = Qсут Qmax с 24 Q 4 8 12 16 min ñ 20 Âðåìÿ, ÷ Рис. 1.4. Ориентировочный суточный график нагрузки горячего водоснабжения , где Qcут — суточное потребление теплоты, ГДж/сут. 13 Коэффициент минимальной нагрузки равен отношению минимальной нагрузки к максимальной: ν min = Qmin с / Qmax с . Суточный график тепловой нагрузки может быть разделен на три части: пиковую, полупиковую и базисную. Конфигурация пиковой и полупиковой частей суточного графика нагрузки выражается их коэффициентом заполнения: νп = Qср.с − Qmin с Qmax с − Qmin с или ν п = ν сут − ν min 1 − ν min . В течение года технологическое теплопотребление меняется за счет внутригодового прироста тепловой нагрузки, изменения потерь в окружающую среду, расходов теплоты на разогрев агрегатов после холодных простоев, остановов и ремонтов. Графики отопительно-вентиляционной нагрузки и нагрузки кондиционирования воздуха существенно меняются по сезонам и месяцам года (рис. 1.5). 100 90 Ñóììàðíîå 80 Òåïëîïîòðåáëåíèå, % 70 60 50 Òåõíîëîãè÷åñêîå 40 30 Ñàíèòàðíî-áûòîâîå 20 10 I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Рис. 1.5. График теплопотребления целлюлозно-бумажного комбината по месяцам года Суточные и годовые графики нагрузки определенного района теплоснабжения могут быть построены суммированием характерных суточных графиков нагрузки отдельных групп потребителей. Годовой максимум тепловой нагрузки может быть определен из выражения Qmax = Qгод / hм , где hм — годовое число часов использования максимальной нагрузки, ч/год. Этот показатель представляет собой расчетное число часов, за которые была бы использована вся годовая потребность в теплоте, если бы нагрузка поддерживалась максимальной. Величина hм, ч/год, определяется выражением вида hм = ν сут ν нед ν мес ν год 8760 , где νсут, νнед, νмес — среднегодовой коэффициент заполнения суточного, недельного и месячного графиков нагрузки; νгод — коэффициент заполнения годового графика нагрузки; 8760 — количество часов в календарном году. Коэффициент заполнения недельного графика нагрузки отражает колебания нагрузки внутри отдельных недель по дням (главным образом, за счет выходных и праздничных дней) и определяется из выражения ν нед = Qср.max н / Qmax н , где Qср.max н — средний за неделю расчетный максимум, ГДж/ч; Qmax н — наибольший за неделю расчетный максимум, ГДж/ч. 14 Помимо колебаний нагрузки внутри отдельных недель имеют место колебания между неделями, вызываемые изменениями наружной температуры воздуха, температуры нагреваемой воды, приростом нагрузки. Величина νмес определяется следующим образом: ν мес = Qср.max м / Qmax м , где Qср.max м — средний за месяц расчетный максимум рабочего дня, ГДж/ч; Qmax м — наибольший за месяц расчетный максимум, ГДж/ч. Коэффициент неравномерности годового теплопотребления определяется по формуле 12 ν год = ∑Q max м i , 12Q max год где Qmax м i — максимальная нагрузка за каждый месяц, ГДж/ч; Qmax год — годовая максимальная нагрузка, ГДж/ч; 12 — число месяцев в году, n- число месяцев в году. Аналогично может быть определена потребность в сжатом воздухе и электроэнергии и построены графики нагрузки. 2.1. Проектирование объектов энергохозяйства Для создания новых, а также расширения или реконструкции существующих предприятий требуются материальные, денежные и трудовые ресурсы. Они необходимы для проведения строительно-монтажных работ, приобретения технологического оборудования, установления транспортных связей, закупки инвентаря и т.п. Капитальные вложения — инвестиции в основной капитал (основные средства), в т.ч. затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобритение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты. Новое строительство — это строительство зданий, сооружений, предприятий, осуществляемое на новых площадках по утвержденному проекту. К расширению действующего предприятия относится строительство по новому проекту вторых и последующих очередей существующего предприятия, дополнительных производственных комплексов и производств. Расширение предприятия приводит обычно к увеличению его производственной мощности в более короткие сроки и при меньших затратах по сравнению с созданием аналогичных мощностей вследствие нового строительства. Реконструкция — это осуществляемое по единому проекту полное или частичное переоборудование и переустройство производства с заменой морально устаревшего и физически изношенного оборудования. Это приводит к повышению уровня механизации и автоматизации производства, ликвидации «узких мест», что обеспечивает увеличение объема выпускаемой продукции с меньшими удельными затратами и сроками, чем при строительстве новых или расширении действующих предприятий. В энергетике реконструкция предполагает мероприятия, изменяющие условия и назначение работы энергоблока (например, переход на другой вид топлива, сооружение газотурбинных надстроек, перевод из конденсационного в теплофикационный режим). Модернизация — это мероприятия, обеспечивающие частичные технические улучшения в отдельных элементах энергоблока (агрегата). Техническое перевооружение ведется без расширения имеющихся производственных площадей в соответствии с планом технического развития предприятия в целях повышения технического уровня и улучшения технико-экономических показателей агрегатов и установок. При этом обычно требуются меньшие материальные затраты и более короткие сроки по сравнению с расширением производства. Техническое перевооружение основного оборудования ТЭС может иметь два направления: n =1 15 - замена действующей энергоустановки на модернизированное оборудование, технически более совершенное, в том числе с повышенными параметрами пара и использующее другой тип генерации. Конкретные подходы к техперевооружению тепловых электростанций (при прочих равных условиях) зависят от функционального назначения ТЭС (КЭС или ТЭЦ) и вида основного топлива. Расширение и техническое перевооружение способствуют улучшению условий труда. На практике используются три способа организации строительных и монтажных работ: • подрядный, когда в качестве основного исполнителя выступает подрядчик — специализированная строительная организация, которая работает на основе договоров, несет ответственность за качество выполненной работы, за сроки и организацию строительства. Подрядчик иногда может приглашать для выполнения специальных работ субподрядчика; • хозяйственный, когда заказчику выгодно организовать собственную строительную базу и вести строительство собственными силами; • смешанный, когда крупные работы ведет подрядчик, а мелкие осуществляются собственными силами. Средства на строительство и реконструкцию отвлекаются из хозяйственного оборота и не приносят экономической выгоды до момента ввода объектов в эксплуатацию. Поэтому необходимо проводить точные технико-экономические расчеты для определения соотношений между средствами, направляемыми на строительство новых объектов и вкладываемыми в уже действующие, а также используемыми на завершение начатых строек и строительство новых объектов. Капитальные вложения К — это сумма двух составляющих: стоимости технологического оборудования Коб и стоимости строительно-монтажных работ Ксм.р: К = К об + К см.р . В зависимости от типа электростанций и энергетического оборудования структура капитальных вложений различна (табл. 2.1). Капитальные вложения делятся на активные и пассивные. Активные — это затраты, непосредственно связанные с производством продукции. Пассивные — затраты, которые способствуют выпуску продукции. Структура капитальных вложений тем качественнее, чем больше доля оборудования (активной части). Таблица 2.1 Соотношения между К, Коб и Ксм.р в энергетике Капитальные вложения, % Тип энергопредприятия К Коб Ксм.р Электростанции: 100 атомные 60 40 тепловые 40 60 гидро20 80 Электрические сети 100 35 65 (с подстанциями) 35 кВ и выше Капитальные вложения могут финансироваться за счет: • собственных финансовых ресурсов (прибыли, амортизационных отчислений, средств, полученных от продажи акций, паевых и иных взносов); • заемных (банковских кредитов, облигационных займов); • привлеченных (средств внебюджетных фондов, средств государственных субсидий, средств иностранных инвесторов). Проектирование энергообъектов осуществляется в два этапа: пред-проектный и проектный. 16 На предпроектном этапе рассматриваются схема развития соответствующей отрасли и взаимосвязи ее с другими отраслями. Схема развития используется для анализа хозяйственной необходимости и экономической целесообразности создания данного объекта. Рассматриваются развитие энергосистемы в связи с созданием нового объекта, строительство сопряженных объектов — тепловых сетей, линий электропередачи (ЛЭП), а также вопросы топливно-энергетического и электроэнергетического балансов. Проводятся техникоэкономические расчеты по выбору энергообъектов и места их размещения, мощности, определяется приблизительная стоимость. В результате принимается решение о создании (строительстве) объекта, в соответствии с которым заказчик передает все данные в специальные проектные организации. На основании этих материалов составляется бизнес-план. Проектирование осуществляется в одну или две стадии. Если объект небольшой мощности и при проектировании могут быть использованы типовые решения, то проектирование ведется в одну стадию. При этом создается рабочий проект. Применение типовых или повторных проектов значительно ускоряет и удешевляет проектные и конструкторские работы, сокращает сроки строительства. В основном энергообъекты проектируются в две стадии. Первая — разработка (составление) технического проекта, в котором рассматриваются вопросы места размещения, выбираются мощность и тип агрегатов, схема соединений и т.п. Решаются технические вопросы с экономической точки зрения. В итоге составляется смета — свод затрат на создание объекта. Вторая — разработка рабочих чертежей, где происходит увязка оборудования со строительно-монтажной площадкой. В результате формируется уточненная смета. 2.2. Сметная стоимость строительства Стоимость строительства определяется его сметой. Смета является основным документом, по которому производятся расчеты между заказчиком и подрядчиком, ведется финансирование строительства. Сметы бывают объектные, содержащие расчет объемов работ и затрат на строительные работы, приобретение оборудования и его монтаж по отдельным объектам строительного комплекса, и сводные, которые составляются на основе объектных смет. Сводная смета к техническому проекту содержит две части и 12 глав. Первая часть состоит из девяти глав, в ней отражены все затраты на создание объекта, начиная с затрат на подготовку территории строительства и заканчивая затратами на благоустройство территории построенного объекта. Вторая часть включает три главы, отражающие затраты на подготовку кадров для будущего предприятия, содержание дирекции, затраты на научно-исследовательские работы. В конце каждой сметы указываются непредвиденные расходы. Если смета составляется на первом этапе, то величина непредвиденных расходов большая, на втором этапе непредвиденные расходы составляют 3—5 % суммы затрат по сводной смете. В результате учета непредвиденных расходов определяют полную сметную стоимость объекта. Сметные и капитальные затраты не совпадают. Сметные затраты включают в себя все расходы, связанные со строительством данного объекта, а капитальные отражают затраты, непосредственно относящиеся к данному объекту: Ксмет = Коб + Ксм.р + Кпр + Д; К = Ксмет – К возв – ∑α Ксмеж + К буд.пер + Кпред.пер+ Smin обор.ср, где Квозв — средства на организацию строительства, приобретение строительных материалов, которые могут по окончании строительства данного объекта частично использоваться на других стройках (составляют 10…20 % сметных затрат); Ксмеж — стоимость отдельных объектов, которые входят в общий комплекс сооружений и не только используются данным предприятием, но и служат для других целей (водохранилище, железные и шоссейные дороги и др.); α — доля смежных затрат, относящихся к другим объектам; Кбуд.пер — капитальные затраты будущих периодов; Кпред.пер — затраты на предшествующие строительству 17 работы (геолого-разведочные, проектные); Smin обор.ср — стоимость оборотных средств, необходимых для начала эксплуатации объекта; Кпр — прочие затраты; Д — доход строительной организации; Коб — стоимость технологического оборудования; Ксм.р — стоимость строительно-монтажных работ. Для расчетов на предварительной стадии проектирования применяют укрупненные показатели стоимости (УПС). В УПС на строительные работы в качестве удельных измерителей принимаются: 1 куб.м здания, 1 кв.м площади, 1 км наружных трубопроводов и т.п. По оборудованию в укрупненных показателях стоимости измерителями являются: агрегат, турбина, трансформатор, кран, комплект и т.п. Капитальные затраты могут быть представлены как сумма условно-постоянных и условно-переменных затрат: К = К п + kпер N у , где Кп — постоянная часть капитальных затрат, не зависящая от установленной мощности объекта, руб.; kпер — удельная переменная составляющая капиталовложений, пропорциональная установленной мощности, руб/ед. мощности; Nу — установленная мощность объекта, кВт. Если представить капитальные затраты на единицу мощности, то можно получить удельные капиталовложения, руб/кВт: К уд = Кп + kпер . Nу Увеличение единичных мощностей агрегатов приводит к снижению удельных капитальных затрат (рис. 2.1, а). Причем переход ко все большим единичным мощностям ведет к относительно меньшим снижениям удельных капитальных затрат. Êóä Êóä à) N ó á) n Рис. 2.1. Влияние на удельные капитальные затраты: а — увеличения единичной мощности агрегатов Nу; б — увеличения числа однотипных агрегатов n Это является результатом влияния двух факторов, действующих в противоположных направлениях: • уменьшения доли условно-постоянных затрат, приходящихся на единицу установленной мощности; • увеличения затрат, вызванных усложнением конструкций, использованием более высоких начальных параметров пара и более качественных материалов с ростом установленной мощности. Влияние увеличения числа однотипных агрегатов на удельные капитальные затраты неоднозначно. Вначале с увеличением числа агрегатов удельные капитальные затраты снижаются. С дальнейшим ростом числа агрегатов удельные капитальные затраты начинают расти. Это связано главным образом с удорожанием транспортных связей (рис. 2.1, б). 2.3. Методы определения капитальных вложений в энергетические объекты Рассмотрим методы расчета капитальных вложений в объекты энергетического хозяйства предприятия при использовании укрупненных показателей: определение суммарных капиталовложений на основе сметной стоимости и применения показателей удельных капиталовложений. 18 1. Расчет капиталовложений блочных КЭС: К= [К1 + К2 (nбл – 1)] Ср Ст, где К1, К2 — капитальные вложения в первый и последующий агрегаты; nбл — количество блоков; Ср, Ст — коэффициенты, учитывающие район сооружения и вид топлива. 2. Расчет капиталовложений в тепловую электростанцию с поперечными связями: К = К1к + К1т + К кп ( пк − 1) + К пт ( nт − 1)С р С т , где К1к , К1т — капитальные затраты в первый котел и первый турбоагрегат; К кп , К пт — капитальные затраты в каждый последующий котел и турбоагрегат; nк, nт — количество однотипных котлов и турбоагрегатов. Затраты, связанные с установкой первого агрегата, выделены отдельно, так как они выше, чем для последующих агрегатов. Это определяется тем, что для ввода первого агрегата необходимо произвести целый ряд работ, которые являются общими для этого агрегата и последующих (подъездные пути, подготовка площадки, устройства связи и водоснабжения, часть главного корпуса и др.). Удельные капитальные затраты Куд в данный объект представляют собой отношение абсолютных капитальных вложений к установленной мощности объекта Nу, руб/ед. мощности: K уд = К . Nу 3. Расчет капитальных вложений в промышленные котельные: а) для промышленной котельной с однотипными агрегатами капитальные вложения рассчитываются по формуле К = [К2к + Кп.к (nк – 2)] Ср Ст, где К2к — капитальные вложения в первые два котла (два головных, так как один котлоагрегат не устанавливают из-за условия обеспечения работы котельной в случае аварии); Кп.к — капитальные вложения в каждый последующий котел; nк — число котлов; б) если в котельной предусматриваются разнотипные агрегаты, то в формулу добавляются дополнительные члены, учитывающие затраты на последующие агрегаты другого типа: m   К =  К 2к i + К п.к i (nк i − 2) + ∑ (К п.к j nп.к j )  Ср С т , i =1   где К2к i, Кп.к i, nк i — то же, что и ранее для i-го типа котлоагрегата; Кп.к j — капитальные вложения в каждый последующий котел типа j; nп.к j — количество последующих агрегатов типа j; m — количество разнотипных групп котлоагрегатов, за исключением одного типа агрегата. Удельные капитальные затраты в данный объект определяются как отношение абсолютных капитальных затрат К к номинальной паропроизводительности котельной Дн, руб/т·ч: K уд = К . Дн 4. Капитальные вложения в тепловые сети зависят от протяженности и диаметра сети: Кт.с = Куд.т.с L D C р, где Куд.т.с — удельные капитальные вложения в тепловые сети, руб/км; L — длина тепловой сети, км; D — диаметр трубопровода, м; Ср — коэффициент, учитывающий район сооружения. 5. Капитальные вложения в теплообменные аппараты. Затраты на изготовление и монтаж теплообменного аппарата зависят от его типа, массы, вида использованного материала, массы и диаметра труб и толщины их стенок. Приближенно капитальные затраты на теплообменные аппараты могут быть подсчитаны по формулам: • для кожухотрубчатых теплообменников К = (β1 + β2γ1 + β3) G; • для секционных теплообменников К = (β4γ2 + β3) G; 19 здесь G — масса теплообменного аппарата, т; β1 ,β2 — коэффициенты, зависящие от массы, вида материала и диаметра труб, руб/т; β3 — коэффициент, учитывающий затраты на монтаж, руб/т; β4 — коэффициент, зависящий от массы и материала теплообменника, руб/т; γ1 — поправка на отношение массы труб к массе аппарата; γ2 — поправка на диаметр труб и толщину их стенок. 6. Сушильные аппараты. Затраты на изготовление и монтаж сушильных аппаратов зависят от типа, производительности по испаренной влаге, материала, использованного для изготовления аппаратов, серийности производства и др. Приближенно капитальные затраты на центробежную распылительную сушилку с коническим днищем, изготовляемую из стали 12Х18Н10Т, могут быть определены по выражению К ≈ γ1v γ 2 , где v — внутренний объем сушильной камеры, м3; γ1, γ2 — коэффициенты. Съем испаренной влаги с 1 м3 рабочего объема распылительной сушилки в зависимости от свойств перерабатываемого продукта изменяется в пределах 5,4…20,0 кг/(м3·ч) и составляет в среднем 10,0 кг/(м3·ч). С переходом на крупнотоннажные распылительные сушилки удельные капитальные затраты, относимые к 1 м3 объема сушилки, снижаются и составляют К уд = К γ1 = 1−γ . v v 2 7. Установки разделения воздуха. Основными факторами, определяющими капитальные затраты на изготовление и монтаж установок разделения воздуха, являются: состав продуктов разделения воздуха, их количество, давление, агрегатное состояние, концентрация. Это множество различных параметров может быть объективно учтено в производительности установки на основе использования эксергетического анализа. Эксергия характеризует работоспособность энергии и представляет собой максимальную работу, полученную при обратимом переходе вещества из состояния, с определенными параметрами, в состояние равновесия с окружающей средой. Приближенно капитальные затраты могут быть вычислены по формуле К ≈ Куд V, где Куд — удельные капитальные затраты, руб/кВт; V — производительность установки, кВт. Увеличение количества установок в цехе разделения воздуха приводит к снижению удельных капитальных затрат главным образом за счет строительных работ. Использование резервных установок позволяет увеличить число часов работы основного оборудования (до 8760 ч/год) при некотором повышении удельных капитальных затрат. Основные способы повышения эффективности капиталовложений в объекты энергохозяйства: 1) обеспечение согласованного срока ввода в эксплуатацию предприятий-изготовителей и предприятий-потребителей продукции, а также объектов жилищно-коммунального и культурно-бытового назначения; 2) увеличение мощностей на действующих предприятиях за счет их расширения, реконструкции, внедрения передовой технологии, модернизации и замены устаревшего оборудования и других мероприятий, позволяющих повысить выпуск продукции с меньшими затратами и в более короткие сроки по сравнению с новым строительством; 3) сооружение экономически оправданных объектов большой мощности с установкой на них агрегатов большой единичной мощности, комбинированных энергетических и энерготехнологических агрегатов; 4) сооружение эффективных безотходных производств, обеспечивающих сохранение окружающей среды; 20 5) типизация отдельных элементов и сооружений в целом; 6) повышение уровня заводской готовности оборудования, строительных конструкций, уровня индустриализации строительства; 7) улучшение качества проектов и сокращение сроков их разработки. 3.1. Экономическая сущность, состав и структура основных средств энергопредприятий. Виды стоимостных оценок При осуществлении производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятиям требуются внеоборотные и оборотные средства, которые составляют денежные и вещественные средства предприятия. Для ведения производственного процесса энергопредприятию необходимы средства производства, а для организации процессов заготовления и сбыта нужны денежные средства. Классификация средств энергопредприятий представлена ниже: Ñðåäñòâà ýíåðãîïðåäïðèÿòèé (100 %) Âíåîáîðîòíûå ñðåäñòâà (îñíîâíûå ñðåäñòâà) (70 ÄÔ ÍÌÀ Îáîðîòíûå ñðåäñòâà (15 85 %) Îñíîâíûå ñðåäñòâà 30 %) Ïðîèçâîäñòâåííûå Ñðåäñòâà îáîðîòíûå ôîíäû îáðàùåíèÿ Îñíîâíûå Îñíîâíûå íåïðîèçâîäñòâåííûå ïðîèçâîäñòâåííûå ñðåäñòâà ñðåäñòâà Ïðîèçâîäñòâåííûå ôîíäû Характерной чертой основных средств является долговременность их использования. К внеоборотным средствам относятся основные средства, нематериальные активы (НМА) и долгосрочные финансовые вложения (ДФВ). Оборотные средства переносят свою стоимость на произведенную и реализованную продукцию в течение одного хозяйственного цикла или оборота. Они используются как в сфере производства (производственные оборотные средства), так и в сфере обращения. Основные средства могут быть предназначены для ведения производственного процесса и для обслуживания социальных потребностей работников предприятия (непроизводственные основные средства). Основные и оборотные средства, применяемые для выпуска продукции, составляют производственные фонды предприятия. Для энергетической отрасли характерен высокий удельный вес основных средств производства. Это связано со значительной капиталоемкостью энергетических объектов. Основные средства — это стоимость материализованных средств труда, используемых в хозяйственном процессе, сроком службы более 1 года. Для них характерны следующие свойства: • участвуя в производственном процессе, они сохраняют свою натуральную форму; • многократно используются в течение всего срока службы; • в процессе производства основные средства переносят свою стоимость на стоимость продукции по частям по мере износа; • возмещение их стоимости происходит постепенно по мере реализации продукции. В зависимости от основного назначения и характера выполняемых функций основные средства подразделяются на ряд групп и имеют для энергопредприятий следующую примерную структуру: 21 • здания производственно-технические, служебные — 14 %; • сооружения: водопроводные, гидротехнические, канализационные — 16 %; • передаточные устройства: электросети, теплосети, трубо- и газопроводы — 33 %; • машины и оборудование, в том числе: • силовые машины и оборудование — 32 %, • рабочие машины и оборудование — 1 %, • измерительные и регулирующие приборы и устройства — 1 %, • вычислительная техника — 2 %; • менее одного процента составляют: транспортные средства, прочие основные средства. В составе основных средств учитываются земельные природопользования, находящиеся в собственности организации. участки, объекты Структура основных средств зависит от вида предприятия, отрасли промышленности, климатических и геологических условий. Примерную структуру основных фондов характеризуют показатели табл. 3.1. Таблица 3.1 Ориентировочная структура промышленно-производственных основных фондов в промышленности, % Силов Рабоч Проч Перед ые ие Транс ие Отрасль аточн маши маши портн Здани Соору основ промышл ые ны и ны и ые Всего я жения ные устро обору обору средс енности фонд йства дован дован тва ы ие ие Вся промыш- 29 20 11 8 27 2 3 100 ленность Электроэ 14 16 33 33 1 1 2 100 нергетика Химия и нефтехим 34 15 12 3 31 2 3 100 ия Черная металлург 29 19 7 4 37 3 1 100 ия Машинос троение и 42 8 4 3 36 2 5 100 металлоо бработка Для энергетики характерен высокий удельный вес силовых машин и оборудования (~ 30 %) и передаточных устройств (~ 30 %) из-за протяженности линий электропередачи. Такая же структура характерна и для промышленной энергетики, но с меньшим удельным весом передаточных устройств, так как тепловые сети не имеют большой протяженности. Для машиностроения высок удельный вес зданий, рабочих машин и оборудования (~ 40 %). Основные средства разделяются на активные и пассивные. Активные средства связаны непосредственно с производством продукции. Пассивные — создаются в целях обеспечения нормальной работы оборудования и людей. Оборудование является активной частью средств труда, а здания и сооружения — пассивной. С повышением мощности энергооборудования растет доля активной части. 22 Основные средства могут быть производственного и непроизводственного назначения. К производственным относят средства, которые непосредственно участвуют в производственном процессе (машины, оборудование) и создают условия для нормального осуществления производственного процесса (здания, сооружения, передаточные устройства). В качестве непроизводственных основных средств рассматриваются жилье, медицинские, спортивнооздоровительные сооружения и другие учреждения, обеспечивающие социальные нужды работников предприятия и числящиеся на балансе предприятия. Учет и планирование основных средств. Виды стоимостных оценок Учет и планирование основных средств ведутся в натуральной и денежной форме. Натуральные измерители служат для определения технического состава и мощности оборудования, его состояния и возрастной структуры. Для этого проводятся ежегодная инвентаризация основных средств и периодическая паспортизация. Стоимостная форма учета необходима для определения общей стоимости основных средств предприятия, установления их износа, начисления амортизации, расчета издержек производства, прибыли и рентабельности. Существует несколько видов денежной оценки основных средств, т.е. различают стоимость: • первоначальную; • восстановительную; • балансовую; • изношенную; • остаточную; • ликвидационную (ликвидную). Первоначальная стоимость — это стоимость, по которой основные средства приобретались, без НДС, плюс затраты связанные с доставкой и монтажом. Чтобы привести к сопоставимому виду стоимости средств, созданных в разные периоды времени, используется восстановительная стоимость, которая присваивается фондам после проведения переоценки. После переоценки в учете и отчетности, при начислении износа и при проведении экономического анализа применяется восстановительная стоимость основных средств. Переоценка осуществляется не чаще 1 раза в год. Восстановительную стоимость рассчитывают умножением соответствующего коэффициента на балансовую стоимость каждого вида средств, числящихся на учете на дату переоценки: n К в = ∑ βi К бi , i =1 где βi — коэффициент переоценки по i-й группе основных средств (устанавливается предприятием самостоятельно исходя из рыночной стоимости); Кбi — балансовая стоимость по i-й группе основных средств; n — количество групп основных средств. Стоимость, по которой основные средства числятся на балансе предприятия, называется балансовой. Баланс — это документ, содержащий информацию об имуществе предприятия. Балансовая стоимость предприятия меняется при введении новых средств и списании изношенных, отслуживших свой срок. Для расчета основных технико-экономических показателей предприятия используют усредненное значение — среднегодовую балансовую стоимость основных средств: Кср.г = Кб + Кв.в (Тв.в /Тг) – Квыв (1 – Твыв /Тг), где Кб — балансовая стоимость основных средств на начало года; Кв.в — балансовая стоимость вновь вводимых средств; Тв.в — период эксплуатации вновь введенных основных средств в течение года; Тг — рассматриваемый период времени (год); Квыв — балансовая стоимость выбывших за год средств; Твыв — период эксплуатации выбывших основных средств в течение года. В процессе эксплуатации основные средства изнашиваются. Износ может измеряться в процентах или в стоимостном выражении. Процент износа И% может быть определен как произведение нормы амортизации Нам на срок эксплуатации Тэ основных средств: И% = Нам Тэ. 23 Изношенная стоимость (списанная в виде износа) находится по формуле Кизн = Кб И% /100. При проведении экономического анализа используют и остаточную стоимость основных средств Кост. Остаточная стоимость — это часть стоимости основных средств, которая еще не перенесена на произведенную продукцию. Остаточная стоимость определяется как разница между первоначальной стоимостью и суммой износа: Кост = Кб – Кизн = Кб (1 – Нам Тэ · 10–2). При ликвидации основные средства могут быть полностью или частично реализованы. Стоимость реализации отработавших и демонтированных основных средств называется ликвидной или ликвидационной стоимостью Клик. 3.2. Износ основных средств Износом называется постепенная утрата основными средствами их стоимости в процессе функционирования. Различают физический износ, моральный, социальный и экологический. В результате физического износа происходит ухудшение технико-экономических характеристик энергооборудования: снижаются мощность и производительность агрегатов, увеличиваются расходы топлива, растут потери энергии в элементах технических устройств, ухудшаются экологические показатели. Физический износ происходит неравномерно в течение срока службы оборудования, а также неравномерно изнашиваются отдельные детали и узлы. Например, предельный срок службы базовых (несменяемых) узлов энергетических агрегатов (корпуса турбин, барабаны котлов и др.) составляет не менее 50 лет, в то время как другие узлы служат гораздо меньше и заменяются при очередном восстановительном ремонте. В связи с этим выделяют частичный и полный физический износ техники. Первый возмещается с помощью капитальных ремонтов, второй — полной заменой оборудования. Финансовыми источниками для указанных мероприятий являются соответственно ремонтный фонд и фонд амортизационных отчислений, формируемые на предприятии. Износ может быть определен на основе экспертной оценки технического состояния основных средств. Моральный износ выражается в обесценивании средств труда до окончания физического срока их службы в результате создания новых более производительных и экономически выгодных видов оборудования. Моральный износ оборудования и технических устройств может быть также частичным или полным. Частичный износ наступает с началом серийного производства новой модели. В эксплуатации он может компенсироваться модернизацией соответствующей техники. Полный износ имеет место, когда новое оборудование занимает доминирующее положение в парке действующего оборудования. В этом случае необходимой становится замена морально устаревшего оборудования. В электроэнергетике часто морально устаревшие, но ещё не выработавшие свой технический ресурс установки не демонтируют, а переводят в пиковый режим работы или в резерв. Чтобы определить величину морального износа, необходимо знать соотношение эксплуатационных параметров новой и действующей техники. В качестве эксплуатационных параметров могут быть использованы основные технико-экономические показатели, отражающие приоритетные требования к эффективности оборудования. Например, для энергогенерирующих установок это: - единичная мощность агрегата; - удельный расход топлива; - проектный срок службы (технический ресурс); - масса (габариты) агрегата; - экологические характеристики. 24 Различают моральный износ 1-го рода, когда появляется точно такое же оборудование по более низкой цене, и моральный износ 2-го рода, когда на рынке предполагается оборудование того же назначения, но с улучшенными технико-экономическими характеристиками, более экономичное. Социальный износ основных средств наступает в случае использования техники, не соответствующей современным социальным требованиям (вызывающей профессиональные заболевания, имеющей недостаточный уровень автоматизации производства и т.п.). Экологический износ наступает, если основные средства не соответствуют современным требованиям охраны окружающей среды. Амортизационные отчисления Важным финансовым инструментом обновления и повышения технического уровня основных фондов, особенно их активной части — оборудования — является амортизация. Амортизация — это процесс постепенного переноса стоимости изношенной части основных средств на производимую продукцию в целях образования фонда денежных средств для последующего полного или частичного их восстановления. Амортизационные отчисления от основных средств входят в себестоимость продукции в соответствии с нормами, утвержденными в установленном порядке. В настоящее время действует Постановление Совета Министров № 1072 от 22.04.1990 г. «Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР». Вместе с тем в соответствии с положением по бухгалтерскому учету (ПБУ) № 6/01 «Учет основных средств» организациям разрешено использовать несколько способов начисления амортизации: линейный, уменьшаемого остатка, списания стоимости по сумме лет срока полезного использования и пропорционально объему продукции (работ). При этом срок полезного использования основных средств определяется организацией при принятии объекта к бухгалтерскому учету. Для основных средств, принятых к учету до 1 января 2002 г., амортизация начисляется в том порядке, в котором она начислялась ранее. К объектам основных средств, принятых к бухгалтерскому учету с 01.01.2002 г., в связи с введением гл. 25 Налогового кодекса для целей бухгалтерского учета рекомендовано применять Постановление Правительства «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» от 01.01.2002 г. Нормы амортизации рассчитываются исходя из срока полезного использования, устанавливаемого для определенной амортизационной группы, их всего десять. Амортизационные группы приведены в Классификаторе основных средств. Например, для основных производственных фондов первой группы срок полезного использования составляет от 1 до 2 лет, третьей группы — от 3 до 5 лет. К третьей группе относится оборудование активной зоны ядерного реактора, к пятой группе — котлы энерготехнологические, газотурбинные установки, печи и горелки, к шестой — градирни. В соответствии с этой классификацией для отдельных видов энергетического оборудования, в частности, определены следующие интервалы: - отопительные котлы (бойлеры), магистральные теплосети — более 7 лет до 10 лет включительно; - паровые котлы, воздушные ЛЭП на металлических опорах — более 10 лет до 15 лет включительно; - трансформаторы, воздушные ЛЭП на железобетонных опорах — более 15 лет до 20 лет включительно; - ядерные реакторы, паровые, газовые, гидравлические турбины, электрогенераторы — более 25 лет до 30 лет включительно. Реальный срок эксплуатации основного оборудования во всем мире превышает амортизационный период. Амортизация по Налоговому кодексу начисляется двумя методами: линейным и нелинейным. При линейном, пропорциональном, методе амортизация определяется нормой, которую можно вычислить по формуле 25 Нам = Кп − К лик Кп 1 = = 100 , КпТ сл КпТ сл Т сл где Нам — норма амортизационных отчислений, %; Кп — первоначальная стоимость основных средств, руб.; Клик — ликвидная стоимость основных средств, руб.; Тсл — срок службы основных средств. В энергетике ликвидационная стоимость стремится к нулю. Следовательно, норма амортизации обратно пропорциональна сроку службы оборудования. Очевидно, что нормативный срок службы для парогенераторов, работающих на твердом высокозольном топливе, должен быть меньше, чем у газомазутных установок, а норма амортизации соответственно больше. Сроки службы ГЭС больше, чем ТЭС и АЭС. С ростом единичной мощности средняя по электростанции норма амортизации повышается, так как в структуре основных фондов повышается удельный вес оборудования, имеющего более короткие сроки службы по сравнению со зданиями и сооружениями. Норма амортизации — это процент ежегодных отчислений в амортизационный фонд от балансовой стоимости основных средств. Ежегодные амортизационные отчисления определяются от первоначальной или восстановительной стоимости имущества. Размер амортизационных отчислений можно определить из выражения И ам = Кп 1 = К п = Н ам К п . Т сл Т сл По истечении нормативного срока службы сумма амортизационных отчислений становится равной первоначальной стоимости средств с учетом всех переоценок, т.е. заканчивается цикл перенесения стоимости на произведенную продукцию. Так как основные средства подразделяются на активные и пассивные, очевидно, что активные фонды изнашиваются интенсивнее, чем пассивные, и поэтому норма их амортизации больше. В промышленной энергетике доля активных средств соотносится с пассивными как 3:1 или 4:1. Это требует постоянного обновления основных фондов, особенно их активной части, часто с опережением обновляемости оборудования в основном производстве. При наличии ликвидной стоимости сумма амортизационных отчислений ΣИам за срок службы составит: ΣИам = Кп – Клик , где Клик — ликвидная стоимость основных средств. С 01.01.09 изменены правила начисления амортизации нелинейным методом. Амортизация будет рассчитываться не по каждому объекту, а в целом по амортизационной группе. Нормы амортизации при этом методе не будут зависеть от срока полезного использования конкретного объекта. Они устанавливаются Налоговым Кодексом для каждой амортизационной группы. Таблица 3.2 Нормы амортизации Амортизационная группа Норма амортизации (месячная) 1 14,3 2 8,8 3 5,6 4 3,8 5 2,7 6 1,8 7 1,3 8 1,0 9 0,8 10 0,7 26 Формула расчета амортизации для нелинейного метода А=ВхК/100, Где А – сумма начисленной за 1 месяц амортизации для соответствующей амортизационной группы; В- суммарный баланс соответствующей амортизационной группы; К –норма амортизации для соответствующей амортизационной группы; Суммарный баланс рассчитывается на 1-ое число месяца. для которого определяется сумма начисленной амортизации, как суммарная стоимость всех объектов амортизируемого имущества, отнесенных к данной амортизационной группе. Амортизационный фонд служит одним из главных источников собственных инвестиционных ресурсов предприятия. Его средства могут использоваться на: - приобретение нового оборудования вместо выбывшего; - модернизацию оборудования; - механизацию и автоматизацию производственных процессов; - выполнение НИОКР; - реконструкцию, техперевооружение и расширение производства; - новое строительство. Необходимо отметить, что амортизационные отчисления учитываются как расходы предприятия, подлежащие вычету из доходов при налогообложении. В результате величина амортизационных отчислений сказывается на сумме налога на прибыль. Эту зависимость государство может использовать для стимулирования обновления основного капитала. 3.3. Показатели эффективности использования основных средств Доля основных средств в общем объеме производственных фондов составляет 70 % и более, поэтому от того, как они используются, зависят экономические результаты работы предприятия. Для характеристики эффективности использования основных средств служит такой показатель, как фондоотдача, или коэффициент оборачиваемости основных средств, который определяется как отношение выручки от реализации продукции Ор к среднегодовой балансовой стоимости основных средств Кср.г: Фо = Ор К ср.г . Коэффициент оборачиваемости основных средств характеризует способность предприятия производить и реализовывать продукцию на основе имеющихся средств труда. Повышению отдачи производственных основных фондов способствуют рациональное проектирование, сокращение сроков строительства и стоимости производственных объектов, быстрое освоение новых мощностей, реконструкция и модернизация действующих основных фондов, сокращение простоев оборудования (в ремонте и по другим причинам). Показателем, обратным фондоотдаче, является фондоемкость, характеризующая стоимость основных средств, вложенных в получение рубля реализованной продукции: Фе = К ср.г Ор . Можно заметить, что повышение фондоотдачи возможно при увеличении объема реализованной продукции на имеющемся оборудовании. Характеристикой основных средств, приходящихся на одного работника, является коэффициент фондовооруженности, который показывает, какая стоимость основных средств находится на вооружении одного рабочего: Фв = К ср.г n , где Кср.г — среднегодовая стоимость основных средств энергопредприятия; n — численность промышленно-производственного персонала. 27 Коэффициент фондовооруженности зависит от типа оборудования, вида используемого топлива, масштаба производства, уровня автоматизации. Для энергетики характерен высокий уровень коэффициента фондовооруженности. 3.4. Показатели использования энергетического оборудования Повышение эффективности использования основных средств энергопредприятий связано с режимом эксплуатации основного энергетического оборудования. Для характеристики использования оборудования и его рабочей мощности существует система коэффициентов. Коэффициент экстенсивного использования оборудования βэ характеризует использование оборудования по времени нахождения в работе: βэ = Тф Тк ≤1, где Тф — фактическое время работы Тф = Тк – Σtпр; Тк — количество часов в году; Σtпр — время простоя оборудования. Чем больше βэ, тем эффективнее работает оборудование. Увеличения коэффициента экстенсивности можно добиться за счет снижения времени нахождения в простое. Коэффициент интенсивности βи характеризует использование оборудования по загрузке установленной мощности: βи = N ср N у , где Nср — средняя загрузка оборудования; Nу — установленная мощность энергооборудования. Росту βи способствуют внедрение новой технологии и совершенствование существующей, автоматизация и механизация производственных процессов. Для энергетических объектов этот коэффициент зависит от технических параметров энергооборудования, состава, вида используемого топлива, экологических характеристик. Интегральный коэффициент βинт — это произведение экстенсивного и интенсивного коэффициентов: βинт = βэβи . Разновидностью интегральной характеристики является число часов использования установленной мощности энергооборудования. Этот показатель определяется как отношение годовой выработки электроэнергии Эг, кВт·ч, к установленной мощности энергооборудования Nу: hу = Эг . Nу Число часов использования установленной мощности показывает, какое количество часов требуется для производства на данном оборудовании энергии, равной фактической годовой выработке при условии постоянной работы на полной установленной мощности. Для электростанций, работающих в разных режимах, этот показатель имеет следующие значения:  для станций, работающих в базовом режиме, hу = 6500…7000 ч/год;  для работающих в полупиковом режиме hу = 4500…6500 ч/год;  для работающих в пиковом режиме hу = 3000…4500 ч/год. 3.5. Производственные мощности энергопредприятий и промышленной энергетики Основные производственные фонды определяют мощность (производительность) энергетических объектов, исчисляемую в кило- и мегаваттах, в тоннах в час пара, в гигакалориях в час теплоты и холода, в кубометрах в час сжатого воздуха, газов и воды для энергетических объектов. Производственная мощность — это потенциальная способность предприятия (цеха, участка, рабочего места) производить максимальное количество определенной продукции или выполнять определенный объем работ в течение расчетного периода времени (часа, года) при условии: а) применения эффективной организации производства; б) должного технического оснащения; 28 в) полного устранения аварий; г) необходимого материально-технического обеспечения; д) обеспеченности производственным и необходимым управленческим персоналом; е) полного использования рабочего времени. Большинство энергетических мощностей исчисляются за 1 ч, и энергетическая производительность зависит от объема и мощности, требуемых потребителем. Установленная мощность — суммарная паспортная мощность энергетического оборудования. Рабочая мощность — мощность, с которой оборудование может работать при максимальной нагрузке потребителя. Диспетчерская мощность — мощность, заданная диспетчерским графиком нагрузки. Рабочая мощность отличается от установленной на величину ограничений, возникающих вследствие износа оборудования и его неспособности развивать прежнюю, запроектированную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ремонт. Отношение рабочей мощности к установленной называется коэффициентом использования установленной мощности. Этот коэффициент характеризует состояние обслуживаемого оборудования и свидетельствует о правильном и регулярном ремонтном обслуживании К= N у − Nогр − N рем Nу , где К — коэффициент использования установленной мощности (КИУМ); Nу — установленная мощность оборудования; Nогр — ограничения установленной мощности вследствие износа оборудования; Nрем — мощность, выведенная в ремонт. В промышленной энергетике применяют также понятие коэффициента резерва, который равен отношению максимальной (запроектированной) часовой нагрузки к установленной мощности энергетического объекта К рез = Pmax , Nу здесь Pmax — максимальная часовая нагрузка потребителя (с учетом потерь в сетях и собственных нужд энергообъекта). Для объектов «большой» энергетики понятие резерва (обычно резерва электрической мощности) связано с разностью рабочих и диспетчерских мощностей. Эти резервы классифицируются: по готовности к несению нагрузки: • холодный резерв, когда оборудование простаивает и необходимо некоторое время для его включения в работу; • горячий (или вращающийся) резерв, когда оборудование находится в работе (недогруженное или на холостом ходу) и готово в любой момент к несению нагрузки; по назначению: • нагрузочный, необходимый для покрытия возрастающей нагрузки; • аварийный — для замещения мощности оборудования, которое может аварийно выйти из строя; • ремонтный — для замещения ремонтируемого оборудования; • народнохозяйственный — для покрытия нагрузок вновь вводимых потребителей. В промышленной энергетике, где энергоснабжение гораздо менее централизовано, имеются все виды резервов, кроме народнохозяйственного. 11.1. Организация ремонтного обслуживания энергетических предприятий Для обеспечения эффективного и надежного энергоснабжения необходимо регулярное проведение мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту оборудования энергопредприятий (ТОиР). Энергетическое оборудование подвергается физическому и моральному износу, вследствие чего оно перестает соответствовать предъявляемым к ниму требованиям и выполнять требуемые функции. 29 Для снижения последствий физического износа оборудования проводятся мероприятия по его регулярному техническому обслуживанию. Техническое обслуживание включает такие мероприятия как: • диагностика технического состояния оборудования; • проведение профилактических мероприятий (смазка, регулирование, проведение испытаний и т.п.). Средством устранения физического износа является ремонт или замена детали или узла, а средством устранения морального износа — реконструкция, модернизация, замена оборудования на более совершенное. Модернизация позволяет увеличить сроки службы действующего оборудования, при этом затраты на устранение морального износа в таком случае несравненно ниже затрат в случае замены оборудования, нередко при достижении тех же результатов. Модернизации могут быть подвергнуты как отдельные технические устройства, так и энергопредприятие в целом. Комплексная модернизация оборудования позволяет получить практически новый объект: электростанцию, подстанцию, котельную и т.п. при затратах в несколько раз меньших, чем это потребовалось бы при полной замене оборудования, поскольку при модернизации большая часть узлов и деталей, как правило дорогих (базовых), остаются прежними. Ремонт оборудования электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей представляет собой комплекс работ: осмотр, проверки и испытания оборудования, ремонт и замену отдельных узлов и деталей, в результате которого значения технических и экономических показателей оборудования становятся близкими к проектным, что обеспечивает длительную надежную и экономичную работу оборудования. На практике для организации ТОиР используются следующие подходы: 1) «по фактическому состоянию оборудования»; 2) «по времени»; 3) комплексный подход-сочетание обоих подходов. Каждый из этих подходов имеет свои достоинства и недостатки. При организации ремонтов «по фактическому состоянию» минимизируются затраты на ремонт благодаря тому, что полностью вырабатывается ресурс элементов энергооборудования. Недостатками такого подхода является, во-первых, то, что существует потенциальная возможность «опоздать», в результате чего может возникнуть аварийная ситуация. Во-вторых, ремонтные работы проводятся спонтанно, без предварительной подготовки и планирования потребностей в необходимых ресурсах. В-третьих, требуется проведение мониторинга состояния оборудования, что требует значительных затрат. Наибольшее распространение получил подход «по времени», в основе которого создана система планово-предупредительных ремонтов (ППР). Основная цель ППР — ремонт оборудования до начала его интенсивного износа и соответственно предупреждение аварий, а не ликвидация ее последствий. Это не исключает необходимости в аварийном ремонте, если авария все же имела место. Система ППР обеспечивает поддержание оборудования в работоспособном состоянии, восстановление его наиболее важных характеристик, улучшение эксплуатационных качеств и повышение экономической эффективности его использования…. Недостатки ППР состоят в том, что: • при планировании ремонтов не учитывается фактическое состояние оборудования; • при составлении планов-графиков не оптимизируется использование всех ресурсов с учетом существующих технологических, материальных, трудовых ограничений. Основное направление совершенствования системы ППР связано с разработкой нормативной базы с максимальной детализацией всех процессов и процедур, осуществляемых в ходе ремонта. Ремонт по системе ППР включает текущий и капитальный ремонты. Потребность в текущем ремонте выявляется при контрольно-осмотровых операциях и в процессе 30 эксплуатации оборудования. Цель текущего ремонта — обеспечить надежную работу оборудования до очередного ремонта (текущего или капитального). При текущем ремонте производят несложные ремонтные операции с разборкой или без разборки узлов, различного рода регулировки, замену отдельных частей. Расширенный текущий ремонт (средний ремонт) отличается от текущего ремонта несколько большим объемом работ. При этом виде ремонта производятся: • ремонт и замена деталей и узлов, которые не смогут нормально работать до очередного капитального ремонта; • проверка устройств и при необходимости наладка систем управления, регулирования и автоматики. Цель капитального ремонта — восстановление первоначальных свойств оборудования, непригодного к дальнейшей эксплуатации с заданными параметрами. Капитальный ремонт должен гарантировать бесперебойную службу оборудования в течение установленного межремонтного периода при условии его надлежащего технического обслуживания, проведения текущих ремонтов и эксплуатации в соответствии с утвержденными инструкциями технической эксплуатации. Оборудование может быть выведено в капитальный ремонт, если большая часть основных узлов нуждается в восстановлении, а техническое состояние оборудования ухудшается в связи со снижением надежности большинства его узлов. Капитальный ремонт включает: полную разборку оборудования, чистку и промывку деталей, контроль и замену неисправных деталей или их восстановление, сборку машины с необходимой наладкой узлов оборудования в целом. Капитальный ремонт оборудования при необходимости сочетается с его модернизацией, в результате которой технические и эксплуатационные свойства оборудования доводятся до первоначального или уровня лучших образцов. Периодичность проведения капитальных и текущих ремонтов оборудования электростанций и сетей устанавливается для каждого вида оборудования (агрегатов), исходя из требований надежности и экономичности его работы. Период времени между двумя капитальными ремонтами оборудования называют межремонтным периодом (МРП), а период между началом одного капитального ремонта агрегата и началом следующего за ним капитального ремонта — ремонтным циклом агрегата. Ремонтные циклы оборудования различных типов, как правило, нормируются. Для примера приведем структуру ремонтного цикла котла энергоблока 300 МВт: Годы ремонтного цикла 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Вид ремонта Тр Ср Кр1 Тр Ср Кр2 Тр Ср Кр3 В течение этого времени проводятся: капитальные ремонты трех категорий (Кр1, Кр2, Кр3), различающиеся по объему и сложности работ, связанных с заменой поверхностей нагрева (трубных элементов), соответственно до 70 т, от 77 до 150 т и до 230 т труб, и продолжительности простоя — 55, 60 и 70 календарных дней; средние ремонты (Ср) — один раз в три года продолжительностью 28 календарных дней; текущие ремонты (Тр) продолжительностью 20 календарных дней — в годы, когда не проводятся средние и капитальные ремонты. Кроме того, нормативами предусматривается техническое обслуживание остановленной установки (ТОО) общей продолжительностью 12 календарных дней в год в период планируемых кратковременных остановов (как правило, в выходные дни) в целях устранения отдельных неисправностей, а также техническое обслуживание на действующем оборудовании (ТОД) для поддержания его работоспособности. Средняя продолжительность межремонтного периода (МРП) различного энергетического оборудования зависит от типа оборудования и измеряется в годах: Агрегаты тепловых станций ............................ 2—3 Гидроагрегаты ................................................... 4—5 Котлоагрегаты ................................................... 1—2 31 Трансформаторы силовые ............................. До 15 Вспомогательное оборудование............................ 1 Длительность МРП для энергосистемы имеет большое значение. При увеличении длительности МРП и сохранении продолжительности простоя в ремонте в заданных пределах возрастает степень готовности агрегата к работе, уменьшается численность персонала, необходимого для ремонта, повышается эксплуатационный резерв энергосистемы. Степень готовности электростанции к работе характеризуется так называемым коэффициентом готовности агрегата: Kг = Tраб Tк = Tк − Tрем Tк , T рем = t к..р + n р.т.р t р.т.р + n т.р t т.р , где Траб — время оборудования в работе, ч; Тк — календарное время, равное 8760 ч; Трем — продолжительность ремонта, ч/год; tк.р — продолжительность капитального ремонта, ч; tр.т.р — продолжительность расширенного текущего ремонта, ч; nр.т.р — число расширенных текущих ремонтов за время ремонтного цикла; tт.р — продолжительность текущего ремонта; nт.р — число текущих ремонтов за время ремонтного цикла. Коэффициенты готовности тепловых станций не превышают, как правило, 80 %; коэффициент готовности ГЭС находится на уровне 92…96 %. Ряд ГЭС работают с коэффициентом готовности 97…99 %, т.е. среднее время простоя в ремонте в году составляет для них 1…3 %. 11.2. Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта энергетического оборудования следующие: 1. Предварительная планово-организационная и материально-техническая подготовка к ремонту. За два-три месяца до начала ремонта разрабатывается проект организации ремонтных работ. Он включает: • объем и сроки выполнения работ; • необходимые трудовые затраты; • состав ремонтных бригад и схемы расстановки персонала на рабочих местах; • мероприятия по механизации ремонтных работ; • указания о необходимом ремонтном оборудовании, запасных частях и ремонтных материалах; • инструкции по технологическим операциям в их последовательности; • пооперационные нормы времени и нормы расхода ремонтных материалов. На основе проекта организации ремонтных работ разрабатываются сетевые и линейные графики ремонта и технологические карты ремонтных работ по объектам ремонта. 2. Внедрение прогрессивной организации и технологии ремонтных работ. Ремонт каждого агрегата на станции должен производиться как единый технологический процесс с максимальной поточностью операций. В технологии ремонтных работ должны применяться передовые методы. Максимально механизируются трудоемкие ремонтные работы, подъем грузов к рабочим местам, горизонтальный транспорт грузов. Монтируются кислородные, ацетиленовые и электросварочные посты у рабочих мест сварщиков и т.д. 3. Замена в процессе ремонта целых узлов оборудования заранее собранными комплектами. Поузловой ремонт ускоряет процесс, так как в этом случае нет необходимости разбирать узел и ремонтировать отдельные дефектные детали. 4. Раздельный ремонт основного и вспомогательного оборудования (при наличии резервных агрегатов собственных нужд). При раздельном ремонте основного и вспомогательного оборудования один из комплектов последнего ремонтируется до останова основного агрегата. Это позволяет значительно сократить простой основных агрегатов в ремонте и снизить потребность в ремонтном персонале. 32 Важную роль в обеспечении эффективного ремонтного обслуживания играет оценка качества ремонтных работ. При ремонте сложного энергооборудования оценка качества проходит в несколько этапов. В качестве примера рассмотрим эту процедуру на примере основного оборудования электростанций. На электростанции приемка основного оборудования из капитального ремонта производится специальной комиссией под руководством главного инженера. Затем оно проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 ч. При отсутствии дефектов в работе в течение этого срока дается предварительная оценка качества ремонта, и оборудование принимается в эксплуатацию. Если при опробовании под нагрузкой обнаруживаются дефекты, то капитальный ремонт считается неоконченным до их устранения и вторичной проверки агрегатов под нагрузкой в течение 24 ч. Окончательная оценка качества ремонта дается после месяца его работы под нагрузкой, когда производятся необходимые эксплуатационные испытания и измерения. Основные эксплуатационные показатели, характеризующие качество ремонта основного оборудования электростанции: • для котлов — паропроизводительность, давление и температура перегретого пара, температура уходящих газов, потери тепла с уходящими газами, КПД агрегата брутто, расход электроэнергии на тягу и дутье и на помол топлива; • для турбоагрегатов — расход свежего пара, давление и температура свежего пара, вакуум в конденсаторе, температура питательной воды за подогревателями высокого давления, измерение вибрации опорных узлов. Если по истечении одного месяца работы агрегата после капитального ремонта предварительная оценка качества ремонта не изменяется, она утверждается в качестве окончательной. Используют три способа ремонтного обслуживания: хозяйственный, подрядный и смешанный. Хозяйственный способ. При этой форме ремонта все ремонтное обслуживание осуществляется силами и средствами самих электростанций. В случае хозяйственного способа может быть использована цеховая децентрализованная форма ремонтного обслуживания, централизованная внутри станции (применительно к тепловым станциям) или в пределах каскада (применительно к ГЭС), а также смешанная, когда часть ремонтов выполняется соответствующими цехами станции, а часть — общестанционным персоналом ТЭС или общекаскадным персоналом при объединении ГЭС в каскады. При цеховой форме ремонтного обслуживания электростанции капитальные и текущие ремонты оборудования рассредоточены по основным цехам электростанции и производятся ремонтным персоналом соответствующего цеха на закрепленном за ним оборудовании. В обязанности ремонтного персонала цехов входит также межремонтное обслуживание оборудования. Изготовление необходимых для ремонта запасных частей и приспособлений сосредотачивается в этом случае в мастерских станции. Цеховая форма имеет как преимущества, так и недостатки. С одной стороны, имеется ремонтный персонал, который может быть использован при проведении как плановых, так и внеплановых, аварийных ремонтов. Высокая ответственность и квалификация ремонтного персонала и повторяемость работ не требуют особого контроля при ремонте со стороны руководящего инженерно-технического персонала. Относительно низкие затраты на содержание цехового ремонтного персонала приводят в тому, что ремонты обходятся дешевле по сравнению с подрядным способом. С другой стороны, цеховая форма не всегда экономически целесообразна. Эта форма экономически оправдана только для крупных электростанций, имеющих сравнительно большой объем ремонтных работ, в противном случае ремонтный персонал не может быть полностью загружен в течение года, что негативно отражается на производительности труда. При централизации ремонта внутри предприятия (например, ТЭС) ремонтный персонал объединяется в подразделения централизованного ремонта и выполняет в основном все работы 33 по ремонту теплосилового и сантехнического оборудования. Капитальные ремонты электротехнического и турбинного оборудования, устройств автоматики выполняют соответственно электроцех, турбинный цех и т.п. или службы ремонтов, которые ведут, как правило, только капитальные ремонты оборудования станции. Централизация ремонтов внутри энергопредприятия дает возможность лучше использовать ремонтный персонал, а также ремонтное оборудование и приспособления. Подрядный способ. При подрядном способе ремонтные работы выполняются на договорной основе сторонними организациями. В крупных энергокомпаниях создаются системы сервисного обслуживания, в которые входят специализированные структурные подразделения (филиалы или дочерние компании). Они выполняют весь комплекс работ, связанный с подготовкой и проведением ремонтов. Помимо собственно ремонтных работ, сторонние организации выполняют работы по изготовлению запасных частей, приспособлений для ремонта и инструмента, некоторых видов нестандартного оборудования, разрабатывают технологическую документацию по ремонту, реконструкции и модернизации оборудования и по механизации ремонтных работ. Для ремонта транспортабельного оборудования в заводских условиях и изготовления запасных частей организуются специальные цеха: механический, ремонтный, тепломеханического оборудования, ремонта контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики, электроремонтный. Ремонт может осуществляться с различной степенью охвата оборудования станции. Наиболее развитая форма централизации — комплексный ремонт, при котором ремонтные предприятия выполняют все работы по капитальному ремонту основного и вспомогательного оборудования электростанции. Для проведения ремонтных работ на предприятиях организуются выездные бригады (линейный персонал), последовательно выполняющие все необходимые ремонтные работы на отдельных энергопредприятиях, или организуются участки централизованного ремонта на обслуживаемых станциях с постоянным персоналом и местом проживания. Преимущества подрядного способа: • возможность применять на некоторых ремонтных работах более квалифицированный труд — содержать специалистов высокой квалификации по отдельным видам работ (наладке, центровке узлов, устранению вибраций и т.п.), для проведения которых в случае децентрализованного ремонта приглашают специалистов из других специализированных организаций; • лучше использовать ремонтный персонал в течение года и снижать его численность в целом по энергосистеме; • появляется возможность применять на станциях более совершенное оборудование для ремонтных работ и улучшить их организацию и технологию; • появляется возможность повысить качество запасных частей и снизить их себестоимость; • повышение производительности труда ремонтного персонала. Недостатки подрядного способа: • сложность планирования работ ремонтного персонала; • возможное повышение стоимости ремонтных работ по сравнению с ремонтом, выполняемым хозяйственным способом; • в некоторых случаях возможно снижение ответственности ремонтного персонала за качество ремонтных работ; • гарантии — всего один месяц. Смешанный способ. В этом случае часть работ проводится силами предприятия, а часть — подрядной организацией при использовании той или иной формы централизации. Принятие решения о выборе рациональной формы ремонтного обслуживания требует технико-экономического обоснования способов ремонтных работ. При этом необходимо 34 учитывать специфику энергосистемы и энергопредприятия, а также географическое расположение обслуживаемых энергопредприятий. Целесообразной является централизация специальных ремонтных работ и ремонтов сложного и реконструктивного характера для небольших энергопредприятий. В большинстве случаев смешанная форма организации ТОиР является предпочтительной. Содержание персонала специализированных предприятий обходится значительно дороже, чем содержание ремонтного персонала энергопредприятий (за счет более высокой заработной платы, командировочных и накладных расходов). Но при подрядной или сервисной форме организиции ТОиР обеспечивается существенное повышение производительности труда по сравнению с хозяйственной формой организации, а также повышается качество ремонтных работ за счет использования более совершенного в технологическом отношении оборудования и применения современных методов управления: проектных методов, внедрение систем менеджмента качества. Поэтому важно определить, какой по численности ремонтный персонал будет привлечен со стороны, и какова численность персонала энергопредприятий, занимающихся техническим обслуживание оборудования. 11.3. Технико-экономические показатели ремонта энергооборудования В настоящее время в планировании и экономическом анализе ремонта энергооборудования применяются следующие показатели: а) режимные — длительность простоя в ремонте; коэффициент эксплуатационной готовности, определяемый как отношение времени нахождения агрегата в работе и резерве к общей длительности рассматриваемого периода (ремонтного цикла, года); б) стоимостные — ремонтная составляющая себестоимости энергии; затраты на ремонт единицы установленной мощности (в рублях на 1 МВт); себестоимость товарной продукции ремонтного предприятия (в копейках на 1 руб.); производительность труда в виде выработки (по сметной стоимости) на одного работающего. Режимные показатели определяются структурой ремонтного цикла (рис. 11.1). Его длительность tр.ц, под которой понимают время между началом данного капитального ремонта и первого последующего капитального ремонта, включает следующие составляющие: а) время эксплуатационной готовности tэ.г, которое складывается из времени нахождения оборудования в работе tр и в резерве tрез; I. Ñîñòàâëÿþùèå âðåìåíè ðåìîíòíîãî öèêëà Äëèòåëüíîñòü ðåìîíòíîãî öèêëà t ð.ö Âðåìÿ ýêñïëóàòàöèîííîé ãîòîâíîñòè t Ïðîñòîè t ý.ã ïð t ðåçåðâà t t ð ðåç t ðåì Âðåìÿ Âðåìÿ ðàáîòû t t ê.ð ðåì àâ òåê ðåì II. Ðåæèìíûå êîýôôèöèåíòû R ð R R ý.ã ðåç R R ðåì R àâ ïð Рис. 11.1. Составляющие времени ремонтного цикла tр.ц и режимные коэффициенты Ri б) время простоев в ремонте tрем, в составе которого следует различать простои в к.р тек , плановом (и неплановом) текущем ремонте tрем ; плановом капитальном ремонте tрем в) время аварийного простоя tав. Коэффициент эксплуатационной готовности агрегата определяется по выражению Rэ.г = tp + tрез tр.ц = tэ.г , tр.ц где tр — временя нахождения оборудования в работе; tрез — время нахождения оборудования в резерве; tр.ц — длительность ремонтного цикла; tэ.г — время эксплуатационной готовности. 35 Аналогично могут быть определены коэффициенты нахождения агрегата в простоях различного вида. Сумма коэффициентов нахождения в работе Rр, резерве Rрез, ремонте Rрем и авариях Rав равна единице. Показатель ремонтной составляющей себестоимости продукции (энергии) определяется как отношение расходов на ремонт (капитальный, текущий) продукции за определенный календарный период (например, год) к количеству отпущенной энергетической продукции: с sрем = ∑ Ирем . Qотп где ∑ И рем — расходы на ремонт (капитальный, текущий), руб; Qотп — количество отпущенного тепла, Гкал, кВт·ч. Основной недостаток этого показателя состоит в том, что его уровень существенно зависит от факторов, не имеющих отношения к ремонту. Так, при неизменных затратах на ремонт, но снижении числа часов использования установленной мощности (выработки) ремонтная составляющая себестоимости продукции повысится, и наоборот. В этом показателе не отражаются режимные характеристики ремонта (готовность). Показатель затрат на ремонт единицы установленной мощности определяется как отношение затрат на ремонт производственного объекта за определенный календарный период (обычно год) к установленной (или номинальной) мощности N: N sрем = ∑ Ирем , Nу где Nу —установленная (или номинальная) мощность, МВт. Основной недостаток этого показателя состоит в том, что в нем не получают отражения режимные (технические) показатели ремонта — длительность простоя в ремонте, эксплуатационная готовность. Снижение удельных затрат на ремонт может быть достигнуто в ущерб обеспечиваемой ремонтом готовности энергетического оборудования к несению нагрузки. Недостатки рассматриваемого показателя особенно наглядно выявляются при отнесении его к отдельным агрегатам с длительностью ремонтного цикла, превышающей год. Только для больших совокупностей агрегатов (в масштабе крупных энергообъединений или для энергетики в целом) показатель затрат на ремонт единицы установленной мощности отражает технические и экономические закономерности функционирования энергетики. Показатель себестоимости реализованной продукции применяется на ремонтных предприятиях и определяется как отношение затрат предприятия к стоимости реализованной продукции: sр.п = ∑ Ир.п , Op где ∑ И р.п — затраты ремонтных предприятий; Op — стоимость реализованной продукции. Этот показатель широко используется в промышленности и призван соизмерять затраты предприятия с полученным производственным результатом — готовой к отпуску продукции в денежном выражении. Экономические показатели, учитывающие специфику ремонта. С учетом особенностей ремонта как особого вида производственной деятельности в качестве обобщающего экономического показателя может быть рекомендовано соотношение между затратами на ремонт и обеспечиваемым уровнем готовности отремонтированного оборудования к производительному использованию — несению нагрузки. Уровень готовности может измеряться в часах нахождения агрегата в работе и эксплуатационном резерве, тогда получаются удельные затраты на час эксплуатационной готовности: 36 tp.ц tp.ц 1 1 ∑ Ирем sч.г = где tэ.г tp.ц ∑ И рем = tp.ц ∑ И рем tрем − ∑ tпр ∑ Ирем = 1 tp.ц Rэ.г , — затраты на все виды ремонта производственного объекта за 1 рассматриваемый расчетный период t (год, ремонтный цикл), руб.; tэ.г — время эксплуатационной готовности объекта, т.е. сумма времени нахождения его в работе tр.ц и эксплуатационном резерве tрез за период tр.ц; Rэ.г — коэффициент готовности за период tр.ц; ∑ tпр — суммарный простой агрегата за период tр.ц. При оценке производственного результата работы ремонтного персонала по обеспечиваемому ресурсу работы отремонтированного оборудования, т.е. в единицах потенциально возможной выработки продукции отремонтированным агрегатом при его использовании с номинальной мощностью в течение всего периода эксплуатационной готовности, получаются удельные затраты на единицу ресурса работы: tp.ц tp.ц ∑ И рем ∑ И рем sp.p = 1 tэ.г N = 1 tp.ц NRэ.г , где N — номинальная мощность отремонтированного агрегата (для котельной в целом — установленная мощность). Для отдельных агрегатов (например, котлов) ресурс работы подсчитывается по следующей формуле, т пара: Dк = Dч tэ.г, где Dч — номинальная паропроизводительность котла, т/ч. Для совокупностей однородных агрегатов котельной (с nк котлами) показатели ресурса работы, т пара, получаются суммированием: nк ∑ Dк = ∑ Dч i tэ.г i . 1 В зависимости от состава затрат удельные затраты характеризуют различные виды себестоимости или цену ремонтной продукции. Эти показатели могут определяться как по отчетным данным, так и по нормативам, принимаемым при разработке плана. 11.4. Планирование ремонтов Составление ремонтного плана энергообъединения включает: • разработку календарного графика вывода оборудования в ремонт; • определение планового объема работ по отдельным агрегатам, цехам и электростанциям в целом; • выявление потребности в запасных частях, материалах для ремонта и их стоимости; • определение необходимого количества и состава рабочих по специальностям и квалификации, их распределение по ремонтным подразделениям и кооперацию труда персонала различных ремонтных подразделений; • расчеты по определению сметной стоимости ремонта. Разработка календарного графика вывода оборудования в ремонт предполагает тщательный анализ балансов мощности, которые могут быть использованы для обеспечения необходимого уровня эксплуатационного резерва мощности и проведения всех видов ремонта оборудования. От графика вывода основного оборудования в ремонт зависят состав работающего оборудования в энергообъединении, его изменение во времени и, следовательно, расход топлива в энергообъединении на выполнение заданных графиков электрической и тепловой нагрузки. 37 Продолжительность капитальных ремонтов основного оборудования тепловых электростанций весьма значительна, и проводятся они, как правило, весной и летом — в период сезонного спада электрической и тепловой нагрузки потребителей. Кратковременные текущие ремонты оборудования проводятся в дни с пониженной нагрузкой (выходные, праздничные). Однако по мере роста мощности электростанции и укрупнения единичной мощности агрегатов длительность простоя в текущем ремонте возрастает. В связи с этим для обеспечения круглогодичного проведения текущего ремонта в энергообъединениях необходим определенный ремонтный резерв мощности. Для наглядности представим данную задачу графически (рис. 11.2). Разность ординат графика располагаемой мощности энергообъединения и годового графика месячных максимумов электрической нагрузки определяет общую резервную мощность, которой располагает энергообъединение. Если из общей резервной мощности вычесть расчетную величину необходимого эксплуатационного резерва, получится резерв мощности для проведения ремонта. Таким образом, может быть получен годовой график ремонтного резерва, при построении которого величина резерва для каждого месяца принимается постоянной, равной ее минимальному значению в данном месяце. DF 1 I ðåì 3 P, ìÂò II III 2 IV V VI VII VIII IX X XI XII Рис. 11.2. Схема баланса ремонтной площади при наличии сезонного спада в графике нагрузки: 1 — годовой график месячных максимумов; 2 — эксплуатационная резервная мощность; 3 — располагаемая мощность на Суммируя по месяцам года произведения мощности ремонтного резерва N рез рем длительность её простоя в сутках t рез рем , можно подсчитать количество мегаватт-суток, которые теоретически могут быть использованы для проведения ремонта на остановленном оборудовании, т.е. определить так называемую располагаемую ремонтную площадь: р рез рез = ∑ ( N рем tрем ) , F рем рез где N рез рем — мощность ремонтного резерва, МВт; t рем — длительность простоя мощности ремонтного резерва, сут. Однако, пользуясь плановыми нормами периодичности ремонтов и длительности их проведения по основному оборудованию, можно определить необходимое для ремонта р количество мегаватт-суток, т. е. потребную ремонтную площадь F рем . Ремонт каждого агрегата представляется на графике в виде прямоугольной площадки, основание которой равно плановой длительности простоя в ремонте t прем , а высота — номинальной мощности агрегата N. Потребная ремонтная площадь зависит от структуры генерирующих мощностей энергообъединения: чем больше удельный вес тепловых электростанций, чем больше блочных электростанций, тем больше требуется ремонтная площадь. В тех случаях, когда располагаемая ремонтная площадь больше потребной для проведения ремонта оборудования, необходимости в специальном ремонтном резерве мощности в энергообъединении не возникает. Уменьшение потребной ремонтной площади может быть достигнуто за счет мероприятий по сокращению длительности простоя оборудования в данном ремонте и удлинению межремонтных периодов. В отдельных случаях располагаемая ремонтная площадь в данном 38 году может быть увеличена на ∆Fрем за счет ускорения ввода новой мощности против сроков по условиям покрытия графика нагрузки. При заданном (неизменном) годовом графике месячных максимумов электрической нагрузки электрообъединения и изменении длительности простоя агрегатов в ремонте меняется соотношение между располагаемой и потребной ремонтными площадями и соответственно изменяется величина эксплуатационного резерва мощности в энергообъединении. При этом изменение величины эксплуатационного резерва может иметь место как в течение всего года, так и только в отдельные внутригодовые периоды времени. Соответственно этому будут различными и экономические последствия изменения длительности простоя в ремонте. В первом случае заданный график электрической нагрузки энергообъединения может быть покрыт меньшей установленной мощностью при одинаковой величине эксплуатационного резерва мощности в энергообъединении. Следовательно, будет имеет место полный мощностный эффект, экономический результат которого выражается, во-первых, в экономии капитальных вложений и, во-вторых, в экономии эксплуатационных расходов на содержание резервной мощности, включая её ремонт. Однако не всегда сокращение ремонтного простоя приводит к полному мощностному эффекту. Повышение эксплуатационного резерва мощности может достигаться только в отдельные периоды в пределах года, что не позволяет уменьшить установленную мощность. Мощностный эффект получается частичным. Он позволяет сократить возможный ущерб от аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям, а также улучшить распределение нагрузки и выработки энергии между совместно работающими агрегатами в энергообъединении, обеспечивая таким образом определенную экономию топлива, так называемый топливный эффект. При формировании календарного графика ремонта основного оборудования в энергообъединении приходится учитывать ограничения не только по суммарной мощности одновременно выводимого в ремонт оборудования, но и по располагаемым ресурсам рабочей силы и ее распределению по ремонтным подразделениям. Наряду с этим должны учитываться требования, способствующие соблюдению устойчивых надежных экономичных режимов работы. Исходя из этих соображений, стремятся выводить в ремонт приблизительно равные мощности котлов и турбинных агрегатов, для этого: • соблюдают по возможности одинаковую периодичность капитальных ремонтов для отдельных агрегатов; • осуществляют ремонт теплоэлектроцентралей с преобладающей отопительновентиляционной нагрузкой в летний период времени, а ремонт торфяных электростанций — весной; • в энергообъединениях с мощными гидростанциями стремятся максимально использовать многоводный период для ремонта оборудования тепловых электростанций и АЭС; • крупные наиболее экономичные КЭС выводят в ремонт в период наибольшего снижения электрической нагрузки энергосистемы в целях своевременной подготовки к прохождению осенне-зимнего максимума нагрузки и экономии топлива. В этом случае меньше перерасход топлива в энергосистеме при компенсации недовыработки выведенных в ремонт крупных агрегатов выработкой менее экономичных агрегатов. На основе установленных сроков вывода в ремонт основного оборудования на электрических станциях планируются сроки и объемы ремонта всего оборудования (по агрегатам, цехам, предприятию в целом), при этом используются: • записи в цеховых журналах; • ведомости объемов работ и акты о приемке оборудования из ремонтов в предыдущие годы; • аварийные акты; • план противоаварийных мероприятий и др. 39 Электростанцией составляется титульный список объектов капитального ремонта в соответствии со средствами, выделенными на капитальный ремонт основных фондов электростанции. 11.5. Оперативное планирование и управление ремонтными работами Составление оптимального годового плана ремонтов энергообъединения — сложная и трудоемкая задача. Под оптимальным следует понимать такой ремонтный план, который при принятой в энергообъединении организации ремонтного обслуживания электростанций (заданном составе и размещении ремонтных подразделений, т.е. неизменных капиталовложениях в ремонтную базу) может обеспечивать выполнение заданного графика нагрузки потребителей с надежностью не ниже нормативной и проведение планового объема ремонтных работ с минимальными затратами в энергообъединении (включая топливный и мощностный эффекты). При составлении ремонтного плана (при том или ином распределении во времени ремонта оборудования) должны учитываться многочисленные и противоречивые требования, влияние графика ремонта на годовой баланс рабочей силы ремонтных предприятий, расход топлива и баланс мощности в энергообъединении. Эта задача может быть успешно решена на основе принятых в стране методических положений с учетом особенностей энергоремонтного производства и современных средств вычислительной техники. Проведение ремонтных работ представляет собой комплекс взаимосвязанных мероприятий. Одним из основных методов планирования и управления ремонтными работами на производстве являются системы сетевого планирования и управления (СПУ). Они предназначены для управления деятельностью коллективов людей в целях достижения определенного конечного результата и используются в таких областях, как научные исследования, проектирование новой техники, подготовка и освоение производства новых видов изделий, материально-техническое снабжение, строительство и монтаж новых, равно как и реконструкция и ремонт действующих производственных объектов. Их применение особенно эффективно в тех случаях, когда достижение поставленной задачи требует согласованных (координированных) во времени действий многих участников комплекса работ, охвата большого числа разнообразных работ и взаимосвязей их исполнителей, а также учета степени воздействия каждого из них на конечный результат. Эти методы основываются на использовании сетевого графика в качестве модели процесса, который планируется и затем контролируется по ходу выполнения. Сетевая модель — это графическое изображение комплекса взаимосвязанных работ, выполняемых в определённой последовательности. График состоит из элементов — работ и событий (обозначаемых обычно стрелками и кружками). События не имеют продолжительности во времени. Они отмечают факт окончания одной или нескольких работ, определяющий возможность начала последующих работ (например, агрегат остановлен, замена поверхностей нагрева экономайзера завершена). По роли в сетевом графике различают исходное (начальное) событие — оно отмечает условие начала разработки, ему не предшествует ни одна работа рассматриваемого комплекса (например, решение о разработке изделия принято); завершающее (конечное), после которого не проводится ни одна работа, входящая в рассматриваемый комплекс, — оно отмечает факт достижения конечной цели (например, испытания опытного образца завершены); промежуточные события, фиксирующие окончание предшествующих и начало последующих работ. Сеть, имеющая одно завершающее событие, называется одно-целевой. По количеству входящих работ различают события простые и сложные; сложное имеет две и более входящие и (или) выходящие работы и считается свершившимся, если окончены все работы, входящие в него. События, изображаемые кружком (иногда эллипсом, квадратом и т. п.), получают в графике номер, или шифр. Исходное событие имеет нулевой номер, а все последующие события нумеруются в возрастающем порядке по мере перехода от предшествующих событий к последующим. 40 Работы — это отдельные процессы (операции) комплекса, выполнение которых связано с затратами времени, труда, ресурсов (средств). Работа в сетевом графике изображается стрелкой. По характеру потребления времени и ресурсов в сетевых графиках рассматриваются три вида работ — работы как таковые, т.е. потребляющие и время, и труд, и материальные средства, затем ожидание и фиктивные работы, или зависимости. Ожидание — это процесс, требующий по технологическим или организационным причинам только затрат времени, но не труда или материальных ресурсов. Ожидание изображается сплошной стрелкой, как и собственно работа (твердение бетона, высыхание краски и др.). Фиктивная работа (логическая связь, зависимость) служит только для обозначения логических связей между окончанием одних работ и началом других. Зависимость изображается на графике штриховой стрелкой (рис. 11.3). Íà÷àëüíîå Ïðåäøåñòâóþùåå Ïîñëåäóþùåå Êîíå÷íîå ñîáûòèå ñîáûòèå ñîáûòèå ñîáûòèå 2 5 Íàèìåíîâàíèå ðàáîòû 1 ü ò ñ à ò î ì î è á ñ à è Ð â à Ç Ïðîäîëæèòåëüíîñòü ðàáîòû 3 4 Рис. 11.3. Элементы сетевого графика t (h h t – i) i (i – j) j Рис. 11.3а Условные обозначения элементов на сетевом графике Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие чего она определяется в сетевом графике однозначно, с помощью кода, образуемого из номеров событий. Код работы состоит из номера предшествующего события работы и номера последующего события. Принято обозначать рассматриваемое событие через i, последующие через j, k, а предшествующие — h (рис. 11.3а). B соответствии с этим работы обозначаются h — i ; i — j; j — k, а их продолжительности — t (h — i); t (i — j); t(j — h). При составлении сетевых графиков, чтобы избежать ошибок, следует соблюдать определенные правила. Например, если работы A, B, C выполняются последовательно, то на графике это изображается в виде последовательной цепочки работ и событий (рис. 11.4, а), если для выполнения работ B и C необходим результат одной и той же работы A, то на сетевом графике это изображается, как показано на рис. 11.4, б, если работе C должны предшествовать работы A и B, то на сетевом графике это изображается, как показано на рис. 11.4, в, в случае, когда работе B должна предшествовать только часть работы A, последняя разбивается на две работы A1 и A2 (рис. 11.4, г). Не должно быть событий (рис. 11.4, д), за исключением исходного, в которые не входит ни одна стрелка (событие 5), а также событий, за исключением завершающего, из которых не выходит ни одной стрелки (событие 4), не должно быть замкнутых контуров, т.е. путей, соединяющих некоторое событие с ним же самим (контур 2—3—6 на рис. 11.4, д). 41 à) 1 À  2 3 1 À 4 3  á) Ñ 2 Ñ 4 1 â) À Ñ 3  4 2 3 À2 ã) 1 À1 2  4 4 3 ä) 1 6 2 5 8 7 Рис. 11..4. Правила составления сетевого графика Непрерывная последовательность взаимосвязанных работ в сетевом графике образует путь. Так как на выполнение отдельных работ требуются затраты времени, то пути в сетевом графике имеют определённую продолжительность, равную сумме продолжительностей работ, образующих данный путь. Последовательность взаимосвязанных работ от начального до конечного события называется полным путем. Полный путь наибольшей продолжительности называется критическим и обозначается Lкр. Продолжительность критического пути обозначается tкр (на графике принято выделять критический путь жирной линией). Критический путь определяет общую продолжительность выполнения комплекса работ или наиболее ранний возможный срок его выполнения. Пути, по продолжительности мало отличающиеся от критического, называются подкритическими. Все остальные полные пути сетевого графика называются ненапряженными Все пути, кроме критического, имеют определенные резервы времени. В связи с этим появляется возможность передать часть ресурсов с работ, лежащих на ненапряженных путях, на работы критического пути, сократив таким образом его продолжительность и ускорив окончание рассматриваемого комплекса работ. Разность между продолжительностью критического пути tкр и продолжительностью tL полного пути L называется резервом времени полного пути L и обозначается через RL: RL= tкр — tL. 42 Степень напряженности того или иного полного пути в сетевом графике характеризует коэффициент напряженности: kн ( L ) = (tL — tкр ( L))/(tкр — tкр ( L)), где tL — продолжительность исследуемого пути, для которого определяется степень напряженности; tкр ( L) — продолжительность критических работ, по которым частично проходит рассматриваемый путь; tкр — продолжительность критического пути. Так как tL < tкр , то kн ( L ) <1, и, чем больше kн ( L ), тем большего внимания требуют работы, лежащие на этом пути. Сетевые графики выполняются без масштаба. Оценка продолжительности работы t проставляется над стрелкой в принятых единицах времени (час, смена и т.п.). В зависимости от характера комплекса работ (проектирование сложного объекта, ремонт агрегата и т.п.) используемые в сетевом графике оценки времени могут быть детерминированными (определенными, нормативными) или вероятностными; в первом случае сетевая модель называется детерминированной, во втором — стохастической (изображающей вероятностные процессы). При наличии нормативной базы оценка времени t, сут, определяется, исходя из объема работы, нормы времени на единицу работы, количества исполнителей (рабочих) в смену и числа рабочих смен (в сутки) по формуле t = F (1+P)/(nр m f nн), где F — трудоемкость данной работы в днях; Р — доля дополнительных работ, предполагаемых к выполнению данной группой работников попутно с работой, вошедшей в сетевой график; nр — количество работников, участвующих в данной работе; m — количество часов в рабочем дне; f — коэффициент перевода рабочих дней в календарные с учетом отпусков работников (f = 0,66); nн — коэффициент выполнения норм (1,1…1,3). В стохастических сетях вероятностная оценка времени принимается методом усреднения на основе экспертных оценок специалистов, обладающих достаточным опытом выполнения соответствующих работ. При этом по каждой данной операции в качестве исходных принимаются следующие три значения: оптимистическое, т.е. минимально возможная продолжительность выполнения данной операции tmin (при самых благоприятных условиях); наиболее вероятное, т.е. такое, которое было бы дано, если бы требовалось только одно значение tв; пессимистическое, т.е. максимально возможная продолжительность выполнения работы tmax (при самых неблагоприятных условиях). По этим трем значениям определяется статистическое среднее значение — ожидаемое время to, которое является средней (ожидаемой) продолжительностью выполнения данной операции в случае ее многократного повторения: to = (tmin + 4tв + tmax)/6, где tmin, tв, tmax, — оптимистическая, наиболее вероятная и пессимистическая оценки времени. Очевидно, что чем шире отстоят друг от друга предельные, т.е. оптимистическая и пессимистическая оценки (чем больше размах распределения), тем больше неопределенность, связанная с оценкой времени по данной операции, вызываемая недостаточностью опыта (исходной информации). Для определения ожидаемого продолжения времени выполнения работы применяется также и другой вариант расчета, основанный на использовании двух вероятностных оценок: максимальной tmax и минимальной tmin: to = (3tmin + 2tmax)/5. В детерминированных сетях, составляемых для комплексов работ, имеющих нормативную базу, неопределенность в оценке времени устранена. Время выполнения работы определяется ее трудоемкостью и количеством исполнителей. Например, для составления сетевого графика ремонта агрегата используются данные по объему работ, технологии их проведения, нормы продолжительности выполнения отдельных операций, сроки останова агрегата на ремонт и сдачи его в эксплуатацию после ремонта, сведения о ресурсах рабочей силы. На основании данных составляется таблица работ и ресурсов, называемая карточкой- 43 определителем работ, в которой указываются продолжительность работ, нормативная продолжительность, трудоемкость, количество работающих. Содержание работ и событий зависит от принятой детализации комплекса по операциям. Составление перечня работ является одним из наиболее ответственных этапов в сетевом планировании. По этим данным составляется исходный сетевой график. После его построения события шифруются таким образом, чтобы для каждой работы конечное событие имело номер больший, чем начальное. После определения оценок времени по каждой работе производится расчет сети. Каждая работа обычно требует затрат времени, труда, материалов, денежных средств. Поэтому сетевой график должен отражать сроки выполнения отдельных работ и всего комплекса, необходимые ресурсы рабочей силы и возможности маневрирования ею, затраты средств и др. Расчет сети по времени заключается в определении следующих данных: ожидаемого срока окончания всего комплекса работ (т.е. нахождения величины критического пути), наиболее ранних возможных и наиболее поздних допустимых сроков начала и окончания работ, резервов времени. Этот расчет позволяет выявить работы критической зоны (критического и подкритических путей) и сосредоточить на них внимание. Для расчета на графике каждый кружок, изображающий событие, делится на четыре сектора. В верхнем секторе проставляется номер данного события i, в левом и правом — соответственно ранний tip и поздний tiп сроки свершения данного события, а в нижнем секторе резерв события Rс (рис. 11.5). Расчет сети начинается с определения ранних возможных сроков свершения событий tip. При этом срок свершения начального события принимается за нуль (t0p = 0). Сроки свершения последующих событий рассчитываются после определения раннего срока свершения предшествующих событий thp путем прибавления продолжительности соответствующих работ. N i tin tip N h Рис. 11.5. Система записи номеров и параметров времени событий К сложным событиям ведут несколько путей (рис. 11.7). Ранний срок свершения такого события определяется самым продолжительным из них, т. е. tip = max [thp + th – i], где tip — ранний срок свершения событий i; thp — ранний срок свершения предшествующего события h; th – i — продолжительность paботы (h – i). На сетевом графике, изображенном на рис. 11.7, сложным является, например, событие 2. Ему предшествуют события нулевое и событие 1. Ранний срок свершения нулевого события t0p = 0, а ранний срок свершения события 1 tip = t0p + t1 – 2 = 0 + 4 = 4. Ранний срок свершения сложного события 2 t2p = max [(t1p + t1 – 2); (t0p + t0 – 2)]= max [(4 + 1); (0 + 1)]= max [5; 2] = 5. Соответственно этому в нижнем секторе кружка, обозначающего событие 2, указано событие 1, от которого велся отсчет и было получено значение t2p = 5 (оно записано в левом секторе кружка события 2. Аналогично подсчитываются ранние сроки свершения всех остальных событий. В результате такого расчета определяется ранний возможный срок свершения конечного события, т.е. тем самым определяется продолжительность критического пути tкр, которая характеризует наиболее 44 4 4 1 2 4 3 1 6 4 7 3 1 8 2 3 7 10 1 1 2 5 8 9 4 3 8 10 4 6 2 6 1 1 7 5 1 9 2 Рис. 11.6. Пример расчета сетевого графика ранний возможный срок окончания комплекса работ по данному графику. На рис. 11.6 критический путь обозначен жирной линией. Поскольку критическим является полный путь максимальной продолжительности, его обозначают (после расчета ранних сроков свершения событий), следуя указаниям в нижних секторах, от завершающего события к исходному. Другим параметром времени сетевого графика являются наиболее поздние допустимые сроки свершения событий tiп, при которых весь комплекс работ по данному графику может быть завершен за время tкр. Сетевые графики, для которых продолжительность критического пути равна директивной (заданной) длительности tд выполнения всего комплекса работ, называются приведенными. В неприведенных графиках tкр < tд или tкр > tд. Если tкр < tд, то критический путь имеет резерв времени. Если tкр > tд, то график подлежит переработке («сжатию»), так как планирование выполнения комплекса работ в срок, превышающий директивный, недопустимо. В приведенных графиках tкр = tд время tкр является наиболее ранним и вместе с тем наиболее поздним сроком окончания всего комплекса работ по данному графику. Поэтому поздние сроки в отличие от ранних рассчитываются справа налево от завершающего события, срок свершения которого tкр уже определен. Для событий критического пути поздние сроки совпадают с ранними сроками их свершения, они не имеют резерва времени событий. События же, лежащие на некритических путях, могут свершаться в поздние сроки tiп > tip, т.е. некритические события имеют резерв времени события. Они могут свершиться в пределах отрезка времени tiп – tip (при этом конечный срок выполнения всего комплекса работ остается неизменным, а в зависимости от срока свершения события в указанных пределах последующие работы будут выполняться более или менее напряженно. Поздний срок свершения события tiп = min [tjп – ti – j], где tjп — поздний срок свершения последующего события j; ti – j — продолжительность работы (i – j). Для сетевого графика на рис. 11.7 имеем: t п6 = [tкр – t6 – 7] = 10 – 1= 9; t 5п = [t iкр – t5 – 7] = 10 – 1= 9. Для сложного события 2 t п2 = min [(t 5п – t2 – 5); (t п6 – t2 – 6)]= min [(9 – 3); (9 – 2)] = min [6; 7] = 6. Определившиеся значения tjп записываются в правых секторах кружков, обозначающих события. Для каждого события разность t = tjп – tiр характеризует резерв времени события; для критических событий t = 0. Далее могут быть определены параметры работ — сроки начала и окончания и резервы времени (табл. 11.1). Таблица 11.1 Расчет сетевого графика рис. 10.7 45 К од Продолжитель работы ность работы i – j iр– jн i–j 0—1 4 0—2 1 1—2 1 1—3 2 1—4 3 2—5 3 2—6 2 3—7 2 4—6 1 4—7 3 5—7 1 6—7 1 t р о i –j 4 4 4 5 5 6 7 710 8 8 t п н i –j 4 1 5 6 7 8 7 8 8 9 9 t п i –j 5 5 6 4 6 7 810 8 710 10 910 о t i –j i –j 4 6 6 8 7 9 9 9 Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы, то очевидно, что ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) tiр– jн всех работ, выходящих из этого события, т. е. tiр– jн = tip. Следовательно, наиболее ранний срок окончания любой работы tiр– jо = tiр– jн + ti – j = tip + ti – j. Аналогично поздний срок свершения события tjп является наиболее поздним допустимым сроком окончания (так называемым поздним окончанием) thп– iо всех работ, входящих в него, т. е. thп– iо = tiп и для данной работы (i – j) tiп– jо = tjп. Наиболее позднее начало любой работы tiп– jн = tiп– jо + ti – j = tiп + ti – j. Tаким образом, на сетевом графике при четырехсекторном методе расчета всегда указаны раннее начало и позднее окончание всех работ. В сетевом планировании различают полный Ri – j и частный ri – j резервы времени работ. Полный резерв времени работы — это разность между поздним и ранним сроками начала (или окончания) работы. Это тот запас времени, который может быть использован на данной работе (путем перенесения срока начала или увеличения продолжительности работы) без ущерба для конечного срока всего комплекса, но при использовании которого последующие работы выполняются в свои поздние допустимые сроки, т.е. лишаются резерва времени. Частный резерв времени работы ri – j, называемый иногда свободным сдвигом, возникает в случае сложных событий, т.е. когда срок свершения события определяется окончанием самого продолжительного из путей. Работы, входящие в то же событие, но лежащие на менее продолжительных путях, оканчиваются раньше, чем свершается их конечное событие. Вследствие этого их окончание не влияет на начало последующих работ. Такие работы могут быть сдвинуты во времени к моменту начала последующих работ, и эта передвижка никак не отразится на сроках выполнения последних. Величина возможного сдвига будет представлять собой частный резерв времени работы. При этом последующие работы могут выполняться в свои наиболее ранние сроки и не лишаются резерва времени. После расчета исходного сетевого графика начинается очень важный этап его улучшения (оптимизации) и приведения параметров в соответствие с заданными условиями и ограничениями (по срокам выполнения комплекса работ, ресурсам). Если критический путь 46 превышает заданную (директивную) продолжительность комплекса работ, изыскивают возможности его сокращения. Этого можно достигнуть следующими путями: заменой последовательного выполнения работ параллельным (там, где это возможно по условиям технологии); перераспределением ресурсов между работами (передача рабочей силы, материалов, механизмов с работ ненапряженных путей на работы критической зоны с использованием дополнительных ресурсов и соответствующим сокращением времени на выполнение работ). Укрупненная исходная сетевая модель капитального ремонта парового котла представлена на рис. 11.7, а оптимизированная во времени сетевая модель капитального ремонта парового котла — на рис. 11.8. Для оптимизации сети по трудовым ресурсам строится линейная (ленточная) диаграмма, на которой работы в масштабе времени изображаются отрезками прямых, параллельных оси абсцисс. Начало каждого отрезка должно совпадать с ранним началом соответствующей работы (по расчету). Указываются коды работы (в начале и конце отрезка) и число исполнителей (над ним). Наносятся работы, лежащие на критическом пути, и другие работы в соответствии с технологической последовательностью их выполнения. Далее строится график движения рабочей силы — эпюра ресурсов. Сравнивается по календарным периодам число исполнителей по графику и имеющееся в наличии. При необходимости производят сдвиг вправо тех работ, которые имеют наибольший резерв времени (в первую очередь тех, которые имеют меньший коэффициент напряженности). Таким образом, сдвигом работ в пределах резервов времени достигаются желаемое выравнивание графика движения рабочей силы и оптимизация использования трудовых ресурсов. По сетевому графику строятся линейный график и график движения рабочей силы (рис. 11.9). Они позволяют анализировать сетевую модель с точки зрения равномерности использования рабочей силы и ее соответствия имеющейся численности работающих. Такие графики широко используются, например, для оптимального планирования ремонтного обслуживания электростанций. 47 48 1 5 1 1 2 12 1 4 2 8 2 9 7 20 3 7 14 6 20 5 7 5 5 3 2 14 14 24 20 5 7 25 1 1,2 5 3 5 10 3 2 2 2 1 0,5 2 9 27 19 3 10 3 6 5 9 27 27 25 8 14 27 6 6 27 10 11 4 5 1 6 28 11 12 28 24 9 13 6 2 30 30 12 14 30 1 8 31 14 15 31 Рис. 11.7. Принципиальный укрупненный исходный сетевой график капитального ремонта парового котла 2 10 4 26 4,0 14 4 3 8 2 49 1 5 1 2 12 1 4 2 14 20 9 2 5 7 15 1 1,2 9 15 15 22 14 5 3 5 2 2 2 3 1 1 0,5 2 10 18 5 17 3 7 17,5 6 3 5 17 3 7 17 7 14 5 7 8 8 6 7,5 9 25 19 3 8 7 12 6 11 25 25 23 8 14 25 4 4,9 5 25 10 12 13 4 5 1 6 26 13 14 26 24 11 15 6 2 25 28 14 16 Рис. 11.8. Сетевой график рис. 11.7, оптимизированный по времени 10 2 24 4 10 3 14 2 28 1 8 29 17 14 29 Ленточный график (упрощенный) Дни работы Код работы Количество работников 0—1 10 0—2 5 0—3 4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 График движения рабочей силы Колич ество челове к 15 10 5 Рис. 11.9. Ленточный график (упрощенный) и схема графика движения рабочей силы Оптимизация сетевого графика по времени предполагает одновременное перераспределение необходимых средств, т.е. одновременно с изменением оценок времени могут быть изменены и выделяемые на эту работу ресурсы. Поэтому при оценке эффективности путей улучшения составленного плана работ необходимо дополнительно к оценкам сроков учитывать влияние фактора стоимости. Для этих целей пользуются методом «время — затраты», графически представленным на рис. 11.10, на котором для каждой работы указываются минимально возможные затраты денежных средств Зм при выполнении работы за нормальное время Tн и минимально возможное время выполнения работы Tм при повышенных затратах средств Зп. Ç, ðóá. Ç ï Ç ê Ç ì t ì t ê t í t Рис. 11.10. График «время—затраты» С помощью аппроксимирующей прямой, соединяющей указанные характерные точки метода «время — затраты», можно определять приближенную величину дополнительных затрат З, необходимых для выполнения работы за более короткое время Тк по сравнению с временем Tн, руб.: З = [(Зп – Зм) (Тн – Tк)]/( Тн – Tм). При этом коэффициент возрастания затрат на единицу времени, руб/ед. времени, составляет з = (Зп – Зм)/ ( Тн – Tм). Подсчитывая для каждого варианта (этапа) улучшения сетевого графика параметры времени и стоимости выполнения всего комплекса работ, можно получить зависимость между ними и использовать ее для принятия решения. 50 Взаимосвязь между временем и стоимостью имеет определенные границы. Нельзя, например, увеличивая продолжительность работы, добиться снижения затрат до нуля, и наоборот. Оптимизация проводится в пределах нормальных и предельных сроков и затрат методом последовательного приближения, в первую очередь путем сокращения продолжительности критических работ, имеющих наименьший коэффициент возрастания затрат. Задача заключается в достижении минимума затрат на выполнение комплекса работ в заданное время. Сетевыми графиками пользуются для оперативного управления выполнением работ. В определенные моменты времени отмечается состояние работ и сопоставляется продолжительность путей по невыполненным работам с остающимся временем на выполнение всего комплекса. На основе анализа этих данных при необходимости принимаются меры к ликвидации отставания. В зависимости от масштаба комплекса работ различают системы СПУ с большими разработками (с числом событий в сети более 10 тыс.), средними (от 1,5 до 10 тыс. событий) и малыми (до 1,5 тыс. событий). При небольшом числе событий с успехом могут применяться простейшие модели типа ленточных или цикловых графиков. В системах СПУ реализуется системный подход к решению вопросов управления, так как деятельность всех коллективов исполнителей рассматривается во взаимосвязи. Эти коллективы (независимо от ведомственной принадлежности) рассматриваются как звенья единой организационной системы, планирование параметров сети и оценка результатов производятся, исходя из их роли в достижении конечной цели всего комплекса операций. Системы СПУ можно классифицировать по следующим признакам: важности и объему разработки; числу сетей, отображающих разработку; объему сетевой модели; количеству целей сетевой модели; контролируемым параметрам; ресурсным ограничениям (рис. 11.11). По количеству сетей, описывающих объект управления, различают односетевую модель и многосетевую; во втором случае совокупность работ описывается несколькими отдельными сетями, в которых взаимно увязаны сроки выполнения и другие показатели работ, принадлежащих разным сетям. По числу конечных целей различают модели одноцелевые и многоцелевые (в последнем случае сеть завершается несколькими событиями соответственно получаемым конечным результатам). Ñèñòåìû ÑÏÓ Áîëüøèå Ñðåäíèå Ìàëûå Ñ êîíòðîëèðóåìûì ïàðàìåòðîì «âðåìÿ» Îäíîñåòåâûå Ìíîãîöåëåâûå Ñ êîíòðîëèðóåìûì ïàðàìåòðîì «âðåìÿ» Ìíîãîñåòåâûå Îäíîöåëåâûå Ñ êîíòðîëèðóåìûì ïàðàìåòðîì «âðåìÿ» Îäíîðåñóðñíûå Ìíîãîðåñóðñíûå Рис. 11.11. Классификация систем СПУ Наиболее разработанной и широко применяемой можно считать систему СПУ, с помощью которой производится оптимизация комплекса работ по времени достижения одной конечной цели. Сетевые графики являются активным средством планирования и управления производством, так как объем выходной информации, получаемой в результате расчета сетевого графика, значительно превышает объем исходной информации. 51 ЛЕКЦИЯ 3 4.1. Экономическая сущность, состав и структура оборотных средств Для производства продукции и ее реализации наряду с основными средствами необходимы оборотные. Под оборотными средствами понимают стоимостное выражение предметов труда, которые целиком потребляются в одном производственном цикле, полностью переносят свою стоимость на изготовляемый продукт и требуют постоянного воспроизводства в натуральной форме. Оборотные средства состоят из производственных оборотных средств и средств обращения. Оборотные средства обеспечивают производственный процесс, средства обращения обслуживают сферу обращения. Классификация оборотных средств предлагается ниже: К производственным оборотным средствам относятся: • производственные запасы сырья, топлива, основных и вспомогательных материалов, запасных частей, полуфабрикатов (ПЗ); • незавершенное производство включает в себя стоимость продукции, находящейся в данное время в стадии изготовления (НП); • расходы будущих периодов — это затраты на подготовку к выпуску новой продукции, НИР, ОКР (РБ); К средствам обращения можно причислить: • изготовленную и находящуюся в процессе реализации готовую продукцию (РГП); • имеющиеся в распоряжении предприятия денежные средства, необходимые для выплаты заработной платы, закупки сырья, материалов (ДС); • дебиторскую задолженность (ДЗ); • готовую продукцию на складе (ГПС). Для энергетических предприятий процесс производства продукции и ее потребление практически совпадают. Поэтому в средства обращения для энергетики входят только денежные средства. Если принять оборотные средства за 100 %, то на производственные оборотные средства приходится около 70 %, а 30 % — на средства обращения. Оборотные средства всегда находятся в движении и совершают кругооборот, переходя из сферы производства в сферу обращения и наоборот. Следовательно, возможности улучшения их использования находятся как в сфере производства, так и в сфере обращения. Для начала производственного процесса кроме основных средств необходимы денежные ресурсы для приобретения сырья, материалов и других предметов труда, входящих в состав оборотных средств. Материальные оборотные средства поступают в производство, там рабочими с использованием средств и предметов труда создается продукция. Реализовав продукцию, предприятие получает денежные средства, которые покроют затраты и принесут прибыль. Завершается один оборот действия оборотных средств. Денежные средства (Д) → материалы, сырье (М,С) → производство (П) → → готовая продукция (ГП)→ реализованная продукция (РП) → денежные средства (Д) 52 Кругооборот оборотных средств считается завершенным только в тот момент, когда после реализации готовой продукции оборотные средства возвращены предприятию в денежной форме, т.е. поступили на расчетный счет предприятия. Структура оборотных средств определяется особенностями технологии производства, длительностью производственного цикла и условиями материально-технического снабжения. При производстве тепловой и электрической энергии почти все оборотные средства сосредоточены в производственных запасах. Для электростанций характерен большой удельный вес топлива и запасных частей для ремонта, вспомогательных материалов. Практически отсутствует незавершенное производство, так как на электростанциях процесс производства энергии является непрерывным и оборотные средства превращаются в энергию без накопления на промежуточных стадиях и преобразования энергии из одного вида в другой. Например, для ТЭЦ структура оборотных средств имеет вид, %: Вспомогательные материалы ....................... 15 Топливо ........................................................... 42 Запасные части ............................................... 20 Малоценные и быстроизнашивающиеся предметы 16 Прочие оборотные средства ......................... 7 Очень малы расходы будущих периодов. Сравнительно большой удельный вес запасных частей и вспомогательных материалов на тепловых электростанциях определяется условием надежности и необходимостью иметь аварийное количество запасных частей, а также несовпадением времени их доставки с периодом текущих и капитальных ремонтов. Денежные средства могут быть собственные, привлеченные и заемные. К собственным денежным средствам относятся: прибыль, амортизационные отчисления; средства, полученные от продажи ценных бумаг; паевые и иные взносы юридических и физических лиц и другие поступления денежных средств (пожертвования, благотворительные взносы). Привлеченные денежные средства образуются на предприятии из-за периодичности выплат заработной платы, страховых платежей. В период между платежами, начисленные, но еще не выплаченные средства могут использоваться на другие хозяйственные нужды. К заемным средствам относятся: кредит в банке и займы на определенные сроки и под определенные проценты, средства от реализации залогового свидетельства, страхового полиса. Оборотные средства также классифицируются по признаку нормируемости. 4.2. Нормирование оборотных средств К нормируемым оборотным средствам относятся производственные запасы, незавершенное производство, расходы будущих периодов и готовая продукция, находящаяся на складах предприятия. Ненормируемые оборотные средства предприятия — это отгруженная продукция, средства в расчетах, увеличение которых свидетельствует об улучшении работы предприятия. Преобладающую часть оборотных средств составляют нормируемые оборотные средства. Использование нормирования оборотных средств помогает определить размер производственных запасов, необходимых предприятию для нормальной работы. Производственные запасы в оборотных фондах должны обеспечивать бесперебойное ведение процесса производства, однако создание излишних запасов приводит к ухудшению показателей предприятия, замедляет темпы расширенного воспроизводства. Нормирование оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нормативов расходов в натуральном и денежном выражении: 53 Ïðîèçâîäñòâåííûå çàïàñû Àáñîëþòíûå âåëè÷èíû Íàòóðàëüíàÿ ôîðìà Îòíîñèòåëüíûå âåëè÷èíû Ñòîèìîñòíàÿ (äåíåæíàÿ) ôîðìà Абсолютный размер запасов в натуральной форме необходим для расчета складских площадей при планировании материально-технического снабжения, определении количества завозимых материалов. Денежные выражения запасов необходимы при планировании оборотных фондов и составлении финансовых планов, а также при определении оборачиваемости оборотных средств. Относительные величины запасов выражаются в суточной, недельной или месячной потребности предприятия. Производственные запасы для энергетических установок бывают: текущие, предназначенные для обеспечения повседневных потребностей производства при эксплуатационном обслуживании и текущем ремонте. Величины этих запасов зависят от масштабов производства и величины поставок. Норма запаса в днях для текущего запаса равна половине длительности интервала между поставками; страховые (аварийные) запасы используются для создания гарантий на случай непредвиденных задержек топлива в пути. Страховой запас составляет примерно 50 % текущего. Норматив в натуральном выражении ПЗн i, который необходим для проектирования складских помещений и организации поставок оборотных средств, определяется следующим образом: ПЗн i = ΣVi gi Tз, где ПЗн i — норматив i-го производственного запаса в натуральном выражении; Vi — количество продукции i-го вида, производимое в единицу времени; gi — норма расхода топлива, материала, запасных частей на единицу продукции; Тз — норма запаса в днях. Денежный норматив оборотных средств определяется умножением натурального норматива на цену элемента производственных запасов: Кпз i = ПЗн I Цi, где Цi — цена элемента производственных запасов (единицы топлива, материала и т.п.). Нормируемые оборотные средства наряду с основными средствами входят в состав имущества предприятия. Оборотные средства постоянно находятся в движении, изменяя свою форму и размер. Для проведения экономического анализа используют среднегодовую стоимость нормируемых оборотных средств: Scp.г = [( S н1.01+ S к31.12)/2 + S н1.04 + S н1.07 + S н1.10]/4, где S н1.01, S к31.12, S н1.04, S н1.07, S н1.10 — стоимость нормируемых оборотных средств на начало и конец года и на первое число каждого квартала соответственно. 4.3. Показатели эффективности использования оборотных средств Эффективность использования оборотных средств на предприятии характеризуется показателями оборачиваемости и времени их оборота. Коэффициент оборачиваемости оборотных средств (число оборотов) характеризует скорость оборота и определяется как отношение выручки от реализации продукции к среднегодовой сумме оборотных средств предприятия: nоб = Oр Sср.г . Коэффициент оборачиваемости показывает, на какую сумму реализовано готовой продукции за счет каждого рубля оборотных средств в данный период времени. 54 Период, или время, оборота оборотных средств преобразует предшествующий показатель в дни. Таким образом, среднее время оборота оборотных средств рассчитывается по выражению tоб = tг , nоб где tг — рассматриваемый календарный период (год). Ускорение оборачиваемости средств увеличивает эффективность работы предприятия. К факторам ускорения оборачиваемости оборотных средств можно отнести: увеличение выпуска продукции и ускорение ее реализации. Это может быть достигнуто за счет улучшения использования производственных фондов, уменьшения времени ремонта оборудования, недопущения аварийного выхода оборудования из строя, повышения качества продукции, снижения ее себестоимости; уменьшение сверхнормативных производственных запасов (особенно дорогостоящих); организацию своевременной поставки запасных частей и материалов, увязанной с графиком ремонта; экономичные режимы работы оборудования, механизацию и автоматизацию технологических процессов, которые способствуют уменьшению необходимого количества оборотных средств. Улучшение использования основных производственных средств и ускорение оборачиваемости оборотных средств позволят получить больше продукции на каждый рубль производственных фондов, увеличить прибыль и рентабельность предприятия. 5.1. Классификация персонала по категориям Термин «персонал» объединяет составные части трудового коллектива предприятия. К персоналу мы относим всех работников (трудовой коллектив), выполняющих производственные и управленческие операции и занятых переработкой предметов труда с использованием средств труда. Понятия «кадры», «работники», «персонал» идентичны, если за основу принять данное нами определение. В дальнейшем мы будем пользоваться термином «персонал»(personnel), как наиболее принятым в отечественной и зарубежной практике. В теории управления существуют различные подходы к классификации персонала в зависимости от профессии или должности работника, уровня управления, категории работников. Базовой является классификация по категориям работников, предложенная в 80-х гг. Госкомтрудом СССР. Эта классификация предусматривает выделение двух основных частей персонала по участию в процессе производства: рабочих и служащих (рис. 5.1). Рис. 5.1 Классификация персонала Рабочие, или производственный персонал, осуществляют трудовую деятельность в материальном производстве с преобладающей долей физического труда. Они обеспечивают выпуск продукции, ее обмен, сбыт и сервисное обслуживание. Производственный персонал можно разделить на две составные части: основной персонал – рабочие, преимущественно занятые в сборочных цехах предприятия; вспомогательный персонал – рабочие, преимущественно занятые в заготовительных и обслуживающих цехах предприятия. Результатом труда производственного персонала является продукция в вещественной форме (здания, автомобили, телевизоры, мебель, продукты питания, одежда и т.п.). 55 Служащие, или управленческий персонал, осуществляют трудовую деятельность в процессе управления производством с преобладающей долей умственного труда. Они заняты переработкой информации с использованием технических средств управления. Основным результатом их трудовой деятельности является изучение проблем управления, создание новой информации, изменение ее содержания или формы, подготовка управленческих решений, а после выбора руководителем наиболее эффективного варианта - реализация и контроль исполнения решений. Управленческий персонал подразделяется на две основные группы: руководители и специалисты. Принципиальное отличие руководителей от специалистов заключается в юридическом праве принятия решений и наличии в подчинении других работников. В зависимости от масштаба управления различают линейных руководителей, реализующих по всем функциям управления, и функциональных руководителей, реализующих отдельные функции управления. Кроме того, различают руководителей высшего уровня управления предприятием (директор и его заместители), среднего уровня (начальники цехов и подразделений) и нижнего уровня (начальники участков, мастера). Специалистов предприятия можно разделить на три основные группы в зависимости от результатов их труда: • Функциональные специалисты управления, результатом деятельности которых является управленческая информация (референты, экономисты, бухгалтеры, финансисты, маркетологи и др.); • Специалисты – инженеры, результатом деятельности которых является конструкторскотехнологическая или проектная информация в области техники и технологии производства (технологи, инженеры, конструкторы, строители, проектировщики и др.); • Служащие – технические специалисты (машинистки, операторы, курьеры, лифтеры, кладовщики, официанты и др.), выполняющие вспомогательные работы в управленческом процессе. Административно-управленческий персонал обеспечивает общее управление всеми подразделениями предприятия. Он включает дирекцию, а также службы, занимающиеся информационным обеспечением, планово-экономическими и бухгалтерскими расчетами, материально-техническим обеспечением, сбытом продукции и т.п. Ввиду непрерывного характера энергетических производственных процессов работа ведется круглосуточно, поэтому значительная часть эксплуатационного персонала образует дежурный персонал. С разделением труда и наличием в производственном процессе различных видов работ используется классификация кадров по профессиям, специальностям и квалификациям. Профессия характеризует определенный вид работы в одной из областей производства, требующий особого комплекса знаний и практических навыков, необходимых для ее выполнения. Профессия определяется по роду выполняемой работы: слесарь, оператор, инженер и т.п. Внутри профессии различают специальности, требующие дополнительных знаний и навыков для выполнения работы на определенном участке данной отрасли производства. Так, профессия инженера делится на специальности: инженер-экономист, инженер-энергетик и т.п. Под квалификацией понимается совокупность знаний и умение выполнять работы разной сложности на отдельных участках производства. Чем выше технический уровень производства, тем выше требования к квалификации персонала, который должен не только уметь выполнять определенную работу, но и знать основы технологии, экономики, организации и управления данного производства. Так как энергооборудование является сложным техническим объектом и оно постоянно усложняется, усовершенствуется, все это требует от промышленных энергетиков, как ни в одной другой профессии, постоянного повышения деловой и производственной квалификации. Под структурой кадров следует понимать удельный вес в процентах каждой категории работников в общей численности промышленно-производственного персонала. Изменение 56 структуры кадров идет в направлении увеличения удельного веса рабочих со значительным ростом их квалификации и удельного веса ИТР, что является следствием научно-технического прогресса. Для рабочих специальностей устанавливаются разряды, например слесарь 3-го разряда, электромонтер 5-го разряда. Для рабочих обычно существуют шесть разрядов, с 1-го по 6-й в порядке возрастания квалификации. Инженерно-техническим работникам присваиваются категории: инженер 1-й категории, инженер-экономист 3-й категории и т.п. Здесь квалификация оценивается в обратном порядке — самая высокая категория обычно 1-я, больший номер — более низкая квалификация. 5.2. Определение численности персонала и производительности труда Для формирования штатов предприятия необходимо определить численность персонала. На основании нормативов численности промышленно-производственного персонала разрабатывается штатное расписание. В штатном расписании указываются перечень всех должностей и рабочих мест, начиная с руководителя предприятия, количество работников и месячная заработная плата по каждому работнику. Численность административно-управленческого персонала, например электростанции, зависит от мощности и числа агрегатов станции. В связи с высоким уровнем автоматизации технологического процесса на электростанциях, предприятиях электрических и тепловых сетей численность эксплуатационного персонала невелика по сравнению с другими отраслями производства (менее одного человека на 1 МВт обслуживаемой мощности). Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности энергопредприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом. В настоящее время в зависимости от вида энергетического бизнеса и деятельности компаний штатные коэффициенты различаются. Числовые значения приведены в табл. 5.1. Таблица 5.1 Числовые значения штатных коэффициентов в зависимости от вида энергетического бизнеса и деятельности компаний. Тип энергетического Штатные коэффициенты бизнеса ГЭС 0,27 – 0,45 чел/МВт ТЭС 1,62 – 1,64 чел/МВт Предприятия тепловых 2,72 – 3,1 чел/100 усл.ед. сетей Предприятия 1,7 – 1,93 чел/100 усл.ед. электрических сетей Сбытовые предприятия 5,4 – 8,1 чел/100 усл.ед. Плановая численность промышленно-производственного персонала подсчитывается по категориям работников (рабочие, ИТР, служащие, младший обслуживающий персонал, ученики) и нормам обслуживания. Численность рабочих определяется по рабочим местам. Подсчитывается отдельно явочный и списочный состав рабочих. Явочный состав — это состав рабочих, необходимый для выполнения всех работ при данном режиме работы и планируемом уровне производительности труда. Списочный состав — это количество рабочих, которое необходимо иметь в штате предприятия. Списочный состав превышает явочный на численность резервного персонала, необходимого для замены отсутствующих рабочих из-за отпусков, болезни и т.п. Потребность в персонале – это совокупность работников соответствующей структуры и квалификации, объективно необходимых фирме для реализации стоящих перед ней целей и задач согласно избранной стратегии развития. 57 Обоснование роста производительности труда осуществляется исходя из необходимости экономии численности работающих по всем факторам роста производительности труда. Численность работников предприятия в планируемый период: rпл = rб × I g × Э , где rпл – среднесписочная плановая численность работ; rб – среднесписочная численность в базовом периоде; Ig – индекс изменения объема производства в плановом периоде; Э – общее изменение (уменьшение – «минус», увеличение – «плюс») исходной численности работающих. Или Q rпл = пл , Впл где Qпл – планируемый объем выпуска продукции; Впл – планируемая выработка продукции на одного работника ППР. При планировании численности основных рабочих определяется явочный и среднесписочный состав. Явочная численность ( rявосн ) – это нормативная численность рабочих для выполнения производственного именного задания по выпуску продукции. Tр rявосн = , Tсм × Д п × S × K вн где Тр – трудоемкость производственной программы, нормо-часов; Тсм – продолжительность рабочей смены, часов; S – число рабочих смен в сутках; Дп – число суток работы предприятия в плановом периоде; Квн – плановый коэффициент выполнения норм. Для расчета требуемого среднесписочного числа рабочих могут быть применены два основных метода – расчет по коэффициенту среднесписочного состава и по планируемому проценту невыходов на работу: rспосн = rяв × K сн , где Ксн – коэффициент среднесписочного состава. F K сн = n , f где Fn – номинальный фонд рабочего времени (число календарных рабочих дней); f – действительный фонд времени работы одного рабочего (планируемое число рабочих дней). Производительность труда – качественная и количественная характеристика работы, выполняемой персоналом, которая связана с уровнем эффективности труда. Цели повышения производительности труда. Основная проблема организаторов производства в данной области вне зависимости от форм собственности – тенденция к снижению эффективности производства. В связи с этим главными целями деятельности служб управления персоналом в этом направлении являются: • Сокращение производственных издержек и увеличение прибыльности; • Повышение гибкости производства; • Повышение качества товаров; • Совершенствование процессов технического и технологического контроля. Производительность связана как с количеством (количеством часов, трудозатратами), так и качеством труда (особенностями технологии, объемом капитальных вложений, качеством персонала). Управление производительностью труда включает следующие элементы: • Управление качеством; • Планирование процедур повышения эффективности; • Измерение трудозатрат и нормирование труда; • Бухгалтерский учет и финансовый контроль. 58 Необходимо принимать во внимание факторы, препятствующие росту производительности, такие, как снижение цены труда при постоянном росте стоимости жизни и увеличение уровня затрат на восстановление трудоспособности. Нормирование труда – это мероприятие по оценке количества труда, которое должно быть реализовано в рамках заданной технологии. Деятельность по нормированию труда в управлении персоналом является комплексной и дает возможность решать смежные задачи. Основные цели нормирования: • Планирование производства и определение потребности в персонале (качество и количество); • Расчет затрат на заработную плату; • Оценка изменения производительности, эффективности производства. Для создания эффективной системы нормирования труда на предприятии необходимо осуществить: • Анализ деятельности; • Расчет и утверждение базовых норм; • Мониторинг технического уровня производства, планирование пересмотра норм в зависимости от изменения состояния материально-технического обеспечения; • Внедрение форм материального стимулирования за повышение производительности; • Мониторинг норм труда. Определение потребностей в рабочих и специалистах на предприятии Основными задачами нормирования труда является установление меры затрат труда, конкретным выражение которых являются: • Нормы времени; • Нормы выработки; • Нормы обслуживания; • Нормы численности. Техническое нормирование труда – это процесс установления норм затрат рабочего времени в конкретных организационно-технических условиях. Норма времени – время, отведенное на производство единицы продукции или выполнение определенной работы (в часах, минутах, секундах). Норма выработки – количество продукции, которое должно быть произведено рабочим за единицу времени. Норма обслуживания – это количество единиц оборудования, производственных площадей и т.п., установленное для обслуживания одним или группой рабочих. Норма времени обслуживания – это необходимое и достаточное время на обслуживание единицы оборудования в течении определенного календарного периода (одной смены, месяца). Норма численности – это количество работников, установленное для обслуживания объекта или выполнения определенного объема работ. Нормы затрат труда могут устанавливаться на операцию, изделие, работу, комплекс работ. Они различаются по периоду и сфере деятельности, по методу установления, степени укрупнения, по способу построения и т.д. Рабочее время, затрачиваемое на рабочем месте, делится на : • Нормируемое время; • Ненормируемое время. Нормируемое время – это время, необходимое для выполнения операции, работы. Структура нормируемого времени приведена в табл. 5.2. Таблица 5.2 Структура нормируемого времени (выполнение операции, работы) Штучно-калькуляционное время t шк = t шт + t пз/п ПодготовительноШтучное время t шт = t оп + t ото + t ен 59 заключительное время на деталь (операцию) t пзд = t пз/n , где tпз – подготовительнозаключительное время на партию; n – число деталей в партии Оперативное время Время t оп = t ос + t в Основное время tос Вспомогательное время tв оргтехобслуживания Время на отдых, естественВремя Время организационно- технического ные (личные) го обслуживания обслуживарабочего места ния рабочего надобности t ото = t оо + t то tоо места tто Ненормируемое время возникает при различных технических и организационных неполадках (в норму времени не входит). Нормирование управленческого труда. Из-за нерегламентированного характера, изменчивости деятельности инженернотехнического и управленческого персонала традиционные методы нормирования их труда могут оказаться неэффективными. В настоящее время используют следующие методы нормирования управленческого труда: • Метод аналогии – основан на учете опыта работы эффективно действующих предприятий; • Метод укрупненных нормативов численности – основан на косвенном измерении трудоемкости работ и расчете численности ИТР и управленцев для всего производства и по подразделениям; • Метод прямого нормирования (для постоянно повторяющихся работ или работ, которые могут быть расчленены на повторяющиеся операции) – через расчленение на операции и анализ времени, необходимого для проведения операций. 60 По периоду действия Постоянные Действуют на протяжении длительного времени (период изготовления изделия или выполнения работы) Временные Действуют в течение относительно короткого времени (в период освоения, ремонта оборудования, отклонения от основного техпроцесса и т.д.) Нормы на операции По объекту действия Нормы на детали Нормы на сборочные единицы изделия По методу разработки По степени укрупнения По способу построения Техническиобоснованные (расчетные) Исходя из производственных возможностей оборудования и рабочего места Опытностатистические Исходя из статистических данных о фактической выработке за прошлый период времени Дифференцированные Устанавливаются на основе нормативов на отдельные элементы операции или элементы норм труда Укрупненные Устанавливаются в целом на деталь, изделие, технический процесс, вид работ Комплексные Нормы затрат труда на конечный укрупненный измеритель работы бригады, участка, цеха и т.д. Единые Устанавливаются на выполнение технически однородных работ (для одинаковых организационно-технических условий) для всех или отдельных групп цехов, предприятий Типовые Рассчитываются для типового технологического процесса (для изготовления типовых или стандартных изделий) по типовому представителю Индивидуальные Разрабатываются на отдельные операции, детали, изделия или работы Рис. 5.2 Классификация норм затрат труда Методы установления норм труда. Аналитически-исследовательский метод установления норм труда основан на изучении затрат рабочего времени путем наблюдений и включает в себя: • Непосредственное измерение величин времени (хронометраж и фотография рабочего дня); • Фотографирование методом моментальных наблюдений. Хронометраж – метод изучения затрат рабочего времени многократно повторяющихся ручных и машинно-ручных элементов операций путем их измерения. Используется (в основном) в крупносерийном и массовом производствах для установления действующих норм и проверки норм, установленных расчетным путем. Объектом исследования является операция и ее элементы, а его целью – установление основного и вспомогательного времени или затрат времени на отдельные трудовые приемы. Хронометраж бывает сплошным и выборочным. При сплошном хронометраже его объектом являются все элементы оперативного времени, а при выборочном – измеряются отдельные элементы оперативного времени или технической операции. 61 Фотография рабочего дня – это наблюдение, проводимое для изучения всех затрат рабочего времени в течение смены или ее части. Они могут быть индивидуальными, групповыми, бригадными и т.п. Цель фотографии: • Выявление потерь рабочего времени; • Установление причин потерь; • Разработка мероприятий по устранению потерь; • Получение данных о необходимости численности работников, а также для создания нормативов времени. Метод моментальных наблюдений позволяет определить величину затрат рабочего времени, не прибегая к их непосредственному измерению. Он применяется при наблюдении за большим количеством объектов. Метод основан на использовании положений теории вероятностей, а его сущность состоит в замене непрерывной фиксации времени при непосредственных замерах (обычные фоторграфии) учетом количества наблюдаемых моментов. Полученные данные позволяют определить удельный вес и абсолютные значения затрат времени по элементам. Расчетно-аналитический метод установления норм предусматривает установление норм труда на основе применения нормативов по труду и расчетных формул. Он позволяет не прибегать каждый раз к трудоемким процессам хронометража и фотографии. Нормы труда устанавливаются до внедрения операции в производство, что значительно сокращает издержки на их установление. Нормы по труду состоят из: • Нормативов режимов обработки и производительности оборудования; • Нормативов затрат времени на выполнение элементов работ; • Нормативов затрат труда на обслуживание единицы оборудования одного рабочего или бригады. Для определения большинства нормативов используются хронометраж и фотография рабочего дня. Таким образом, исследовательский метод является базой для нормирования труда. Нормативы по труду подразделяются на: • Дифференцированные (элементные); • Укрупненные. Дифференцированные (элементные) нормативы устанавливаются на остальные приемы трудового действия. Укрупненные нормативы – это регламентированные затраты времени на выполнение комплекса трудовых приемов, объединенных в одну группа. Таблица 5.3 Методы изучения содержания труда и структуры затрат рабочего времени Метод Целесообразность Достоинства Трудности при применения использовании и недостатки Самофотография При начальном Экономичен. Сложность в рабочего изучении группировке и времени (без организации обработке данных. перечня труда. При Недостаточная элементов одновременном точность результатов. труда) изучении Полностью не содержания труда выявляет потерь и структуры рабочего времени по затрат рабочего вине работника. времени. При 62 небольших масштабах исследования с элементами анкетного опроса. Самофотография При условии рабочего предварительного времени (с изучения перечнем содержания элементов труда. При труда) значительных масштабах исследования. Фотография При условии рабочего дня предварительного изучения содержания труда. Метод моментных наблюдений Нетрудоемок, экономичен, удобен при обработке данных. Недостаточная точность результатов. Полностью не выявляет потерь рабочего времени по вине работника. Большая, чем при самофотографии точность результатов. Может использоваться для контроля данных, полученных другими методами. Применяется как Достаточная выборочный точность метод при результатов. массовых Экономичен. наблюдениях. Целесообразно предварительное изучение организации труда другими методами. Применяется как метод контроля результатов, полученных другими методами. Неэкономичен. Большая трудоемкость проведения. Оказывает неудовлетворительное воздействие на работника. Требует высокой квалификации наблюдателей. Существуют натуральные и стоимостные измерители производительности труда. Эффективность использования человеческих ресурсов фирмы характеризует производительность труда, которая определяется количеством продукции, произведенной в единицу рабочего времени, или затратами труда на единицу произведенной продукции или выполненной работы. Выработка: В = g/rсп , где В — объем произведенной продукции; rсп — среднесписочная численность персонала; g-количество обработанных изделий. 63 Трудоемкость: T р = Т/g , где Т – время, затраченное на производство всей продукции, нормо-часов. В энергетике определять производительность труда таким образом нехарактерно, так как объем производства зависит в большей степени от графика нагрузки, а не от работы энергетиков. Для энергопредприятий производительность труда оценивается по коэффициенту обслуживания: Nу W , K обс = об или K обс = n п.п.п. n п.п.п. где Wоб — количество единиц обслуживаемого оборудования, шт.; Nу — средняя установленная мощность оборудования, nп.п.п. - численность промышленнопроизводственного персонала. Рост производительности труда является важнейшим фактором эффективности производства, повышения рентабельности, снижения себестоимости, экономии рабочей силы и т.п. Для промышленной энергетики рост производительности труда достигается за счет: • расширения зоны обслуживания на основе механизации и автоматизации производства; • улучшения системы ремонтов; • увеличения качества обслуживания оборудования. 5.3. Заработная плата, доходы. Системы оплаты труда Политика в области заработной платы является составной частью управления предприятием, и от нее в значительной мере зависит эффективность его работы, так как заработная плата — один из важнейших стимулов в рациональном использовании рабочей силы. В литературе отсутствует единая общепринятая трактовка заработной платы, хотя существует целый ряд ее определений. Приведем некоторые из них. Заработная плата — это выраженная в денежной форме часть национального дохода, которая распределяется по количеству и качеству труда, затраченного каждым работником, и поступает в его личное потребление. Заработная плата — это вознаграждение за труд. Оплата труда работников — цена трудовых ресурсов, задействованных в производственном процессе. Заработная плата — это часть издержек на производство и реализацию продукции, идущая на оплату труда работников предприятия. Различают номинальную и реальную заработную плату. Номинальная заработная плата — это начисленная и полученная работником плата за его труд за определенный период. Реальная заработная плата — это количество товаров и услуг, которые можно приобрести за номинальную заработную плату; реальная заработная плата — это «покупательная способность» номинальной заработной платы. Реальная заработная плата зависит от величины номинальной заработной платы и цен на приобретаемые товары и услуги. Например, при повышении номинальной заработной платы на 15 % и инфляции за этот период на уровне 10 % реальная заработная плата увеличится только на 5 %. Таким образом, превышение темпов роста инфляции по сравнению с ростом номинальной заработной платы приводит к снижению реальной заработной платы, и наоборот. При разработке политики в области заработной платы и ее реализации на предприятии необходимо учитывать следующие принципы: • справедливость, т.е. принцип равной оплаты за равный труд; 64 • учет сложности выполняемой работы и уровня квалификации труда; • учет вредных условий труда и тяжелого физического труда; • стимулирование за качество труда и добросовестное отношение к труду; • материальное наказание за допущенный брак и безответственное отношение к своим обязанностям, приведшим к каким-либо негативным последствиям; • опережение темпов роста производительности труда по сравнению с темпами роста средней заработной платы; • индексация заработной платы в соответствии с уровнем инфляции; • применение прогрессивных форм и систем оплаты труда. Из всего разнообразия существующих систем оплаты труда (тарифная система, бестарифная система и ее разновидность контрактная система, система «плавающих окладов», система оплаты труда на комиссионной основе и др.) каждое предприятие выбирает тот вариант, который в наибольшей степени соответствует конкретным условиям производства (характеру выпускаемой продукции, конкретному технологическому процессу, уровню управления, рынку сбыта и т.д.). Эффективная система оплаты труда – это важный фактор конкурентоспособности предприятия. Наибольшее распространение на государственных и других крупных предприятиях получила тарифная система оплаты труда. Тарифная система позволяет соизмерять разнообразные конкретные виды труда, учитывая их сложность и условия выполнения, т.е. качество труда. Она состоит из следующих основных элементов: • тарифная сетка, устанавливающая дифференциацию в оплате труда с учетом разряда работы и отраслевой принадлежности предприятия; • тарифные ставки, определяющие абсолютный размер оплаты простого труда (1-го разряда) в единицу времени (день, час); • тарифно-квалификационные справочники, подразделяющие различные работы на группы в зависимости от их сложности; • районные коэффициенты к заработной плате, компенсирующие различия в стоимости жизни в различных природно-климатических условиях (регионах); • доплаты к тарифным ставкам и надбавки за совмещение профессий, расширение зон обслуживания, сверхурочные работы, работу в выходные и праздничные дни, вредность, работу во вторую и третью смены и др. федеральная служба по труду и занятости зарегестрировала отраслевое тарифное соглашение в электроэнергетике на 2009 – 2011 годы, которое было заключено между Общероссийским отраслевым объединением работодателей и Электропрофсоюзом. В соответствии с соглашением минимальная месячная тарифная ставка устанавливается с 1 января 2010 года в размере 3 867 рублей. При этом минимальный размер постоянной части зарплаты не может быть меньше 4 600 рублей в месяц. Это относится к работникам, полностью отработавшим норму рабочего времени и выполнившим трудовые обязанности (нормы труда). Рассчитывается такой размер исходя из суммы выплат, отнесенных к постоянной части зарплаты и выплаченных работодателем в течение календарного года. Постоянная часть складывается из оплаты по тарифным ставкам, окладам, сдельным расценкам, вознаграждения за выслугу лет (стаж работы), доплат за вредные условия труда, многосменный режим, за работу в ночное время, сверхурочную работу, а также в выходные и праздничные дни. К постоянной части соглашение относит также оплату ежегодных основных и дополнительных отпусков, материальную помощь, включая дополнительные суммы к отпуску. Таким образом, к постоянной части зарплаты у энергетиков относят все выплаты, которые не могут быть изменены работодателем в одностороннем порядке. А к переменной части – премии за счет всех источников и вознаграждение по результатам работы за год. 65 Соглашением предусмотрено, что минимальная ставка каждый квартал меняется в соответствии с индексом потребительских цен на основании данных Федеральной службы статистики. Расчеты делает объединение работодателей, а до предприятий новый размер ставки доводится совместным с профсоюзом информационным письмом. При этом повышаются ставки и оклады как производственного, так и непромышленного персонала. Чтобы политика в вопросах организации и оплаты труда была скоординированной, работодателям предлагается применять Рекомендации о едином порядке оплаты труда по тарифным ставкам (должностным окладам) работников электроэнергетики. Эти рекомендации были утверждены объединением работодателей и Электропрофсоюзом 14 ноября 2005 года, а 10 апреля 2008 года в них были внесены изменения. Соглашение признает за работодателями право устанавливать дифференцированные коэффициенты (не менее единицы) к фонду оплаты труда обособленных структурных подразделений в зависимости от их территориального расположения и региональных особенностей рынка труда. А работникам ключевых профессий может быть установлен повышенный размер оплаты труда в зависимости от профессиональных качеств. Оплата труда высших и ведущих менеджеров, а также работников аппаратов управления определяется соответствующими органами управления организаций. В частности, для гендиректора и высших менеджеров – советом директоров, для ведущих менеджеров и работников аппаратов управления - единоличным исполнительным органом организации. На них рекомендации по оплате не распространяются. Исполнительный единоличный орган организации с учетом мнения профсоюзной организации может взять на себя обязательства по соблюдению рекомендаций в качестве минимальных гарантий оплаты труда. Порядок построения единой схемы оплаты труда по тарифным ставкам и должностным окладам работников электроэнергетики такой. Единая тарифная сетка предусматривает 18 ступеней оплаты труда. При этом обеспечивается равномерное нарастание тарифных коэффициентов от ступени к ступени: с 1 по 9 ступень – в размере 13 процентов, с 10 по 18 ступень – в размере 12 процентов. У энергетиков система следующая: на каждой ступени – четыре или пять коэффициентов. Все предприятия, то есть электростанции, электросети, теплосети, цеха, подстанции, мастерские, котельные, в зависимости от мощности разделены на три группы по оплате труда. И с учетом группы определяется коэффициент. С рабочими, которые тарифицируются по восьмиразрядной сетке, все просто – их разряду соответствует ступень оплаты. А вот у машинистов учитывается мощность и вид топлива. И ступени оплаты поднимаются от 9 до 12. У инженеров ступень оплаты зависит от категории. Для дежурного бюро пропусков предусмотрена 2 ступени оплаты. На этой ступени первый тарифный коэффициент – 1,13, а четвертый коэффициент – 1,38, это больше, чем в начале третьей ступени. Но такой повышенный коэффициент надо заработать. В рекомендациях предусмотрена возможность повышать тарифный коэффициент конкретному работнику в пределах ступени оплаты труда. Это делается по результатам оценки показателей, характеризующих профессиональные качества работника. Оценку рекомендуется проводить один раз в год. Для этого в структурном подразделении создается комиссия. В нее включаются непосредственный руководитель работников и их уполномоченный представитель, специалисты. Представление об изменении тарифных коэффициентов вносит руководитель. Но для этого должно быть соблюдено одно условие: у работников за оцениваемый период не должно быть нарушений производственной дисциплины, правил охраны труда и техники безопасности. Оценка делается по показателям: • сложность выполняемых работ; • стаж работы по специальности; • знания и инициатива; • качество выполнения обязанностей; • выполнение требований документов. 66 Энергетики сами зарабатывают деньги, сами решают, кому сколько платить. Рекомендации о едином порядке оплаты труда помогают регулировать эти вопросы на уровне отрасли. Бестарифная система оплаты труда основана на следующих основных принципах: • фонд оплаты труда предприятия и его подразделений представляет собой фиксированный процент от выручки (прибыли) предприятия; • предусмотрено долевое распределение фонда оплаты труда между работниками предприятия, исходя из их фактического трудового вклада; • личные результаты труда работников определяются на основе совокупности коэффициентов, учитывающих стаж, квалификацию, профессиональное мастерство, значимость работника, его способность достичь определенных текущих и перспективных целей, а главное – степень реализации этой способности, выраженную в оценочных характеристиках эффективности его труда. В данной системе используются следующие основные показатели: • квалификационный уровень работника; • коэффициент трудового участия (КТУ); • фактически отработанное время. Квалификационный уровень работника предприятия устанавливается всем членам трудового коллектива и определяется как частное от деления фактической заработной платы работника за прошедший период на сложившийся на предприятии минимальный уровень заработной платы за тот же период. Система квалификационных уровней создает большие возможности для материального стимулирования более квалифицированного труда, чем система тарифных разрядов. Квалификационный уровень работника может повышаться в течение всей его трудовой деятельности. Вопрос о включении специалистов или рабочего в соответствующую квалификационную группу решает совет трудового коллектива с учетом индивидуальных характеристик работника. КТУ выставляется всем работникам предприятия, включая руководителя, и утверждается советом трудового коллектива, который сам решает периодичность определения КТУ (раз в месяц, в квартал и т.д.) и состав показателей для расчета КТУ. Бестарифная система меняет пропорции распределения фонда оплаты труда при одном и том же уровне квалификации, разряде. Заработок одних рабочих может увеличиваться, а других – уменьшаться. В результате обеспечивается большая социальная справедливость в распределении заработка между работниками, чего нельзя достигнуть при тарифной системе. В настоящее время введена новая система оплаты труда в бюджетной сфере. Эта система разработанная на основе Единой тарифной сетки (ЕТС), дает возможность существенно исправить положение и за равносложный труд производить равную оплату труда, т.е. дает возможность осуществить альтернативный подход к совершенствованию организации заработной платы. Обеспечивается единая, взаимосвязанная система оплаты труда всех категорий работников, обеспечиваются соотношения в оплате труда по сложностям труда рабочих и служащих при любом изменении тарифных ставок первого разряда; устраняется уравнительность в оплате труда различной сложности и квалификации; обеспечиваются определенные гарантии повышенной оплаты труда работников квалифицированного труда путем заранее установленных повышающих коэффициентов. Бестарифные системы оплаты труда - это распределительный вид оплаты труда, при котором заработок работника или группы работников становится в полную зависимость от конечных результатов работы всего коллектива, к которому принадлежит работник. ФОТ к × К iку × КТУ i × Т i , ЗП i = n ку ∑ К i × КТУ i × Т i i =1 где ФОТк – фонд оплаты труда коллектива, распределяемый между работниками; Кiку – коэффициент квалификационного уровня, присвоенный работнику; КТi-коэффициент КТУi – 67 коэффициент трудового участия в текущих результатах работы i-го работника; Тi – количество рабочего времени, отработанного i-м работником; n – число работников, участвующих в распределении фонда оплаты труда. Все системы оплаты труда основаны либо на повременной, либо на сдельной системе. Оплата труда в энергетике строится так же, как и во всей промышленности. Здесь применяются сдельная, повременная и аккордная (единовременная за выполненную работу) системы оплаты. Сдельная оплата предусматривает разновидности: • прямая сдельная; • сдельно-прогрессивная; • сдельно-премиальная. Такие формы заработной платы применяются в тех случаях, когда для каждого работника легко можно установить и проконтролировать объемы выполняемой им работы или выработки продукции. В энергетике это относится преимущественно к ремонтным работам по индустриальному методу, когда основные работы выполняются в стационарных условиях, по типу машиностроительного производства. Прямая сдельная оплата — это оплата по установленным ставкам за производство единицы продукции или работы. Иногда такая оплата предусматривает выполнение установленных норм выработки или выработки в установленное время и размер оплаты напрямую зависит от объема произведенной продукции или работ. ЗП пси = ∑ Pi × g , где Рi – расценка на i-й вид продукции; g – количество обработанных изделий i-й вида. Расценка за единицу: P = m × Nâ Или m P= , N ср где Nв и Nср – соответственно нормы времени на обработку одного изделия и выработки за определенный промежуток времени; m – часовая (дневная) тарифная ставка рабочего. Сдельно-прогрессивная система включает оплату за определенный, рассчитанный по нормам объем выработанной продукции или выполненной работы так же, как и при прямой сдельной. А вот производство продукции или работы сверх установленного объема оплачивается уже по повышенным ставкам. Тогда чем больше превышается установленный нормами объем производства, тем выше, с прогрессивным возрастанием, оказывается заработок работника. При сдельно-премиальной системе оплата за установленный объем выработки ведется по прямой сдельной, а при перевыполнении планового задания работники премируются, причем премия чаще всего устанавливается в определенном размере за каждый процент перевыполнения задания против установленных норм. p+ k×n ), ЗП сп = ∑ Рi × g i × (1 + 100 где p – размер премии в % к тарифной ставке; k – размер премии за каждый % перевыполнения установленных показателей; n – процент перевыполнения установленных показателей. На энергопредприятиях сдельные формы оплаты труда применяются в ремонтных работах, в строительных предприятиях энергообъединений, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могут планироваться, но не могут использоваться в основном энергетическом производстве, поскольку его объемы не зависят от энергетиков. Повременная система оплаты также имеет свои разновидности: 68 • простая повременная (система тарифных ставок или должностных окладов); • повременно-премиальная. При повременной системе оплаты труда кроме основной заработной платы предусмотрена доплата за работу в ночные смены, в выходные и праздничные дни и некоторые другие. Простая повременная рассчитывается по формуле: ЗП пп = m × T , где m – часовая (дневная) тарифная ставка рабочего; Т – фактически отработанное время. Повременно-премиальная система имеет много разновидностей, различия между которыми в основном сводятся к установлению предмета премирования. Прежде главным условием премирования было выполнение плановых заданий, которые и устанавливались так, чтобы их легко можно было выполнить и перевыполнить, причем в критических ситуациях широко была распространена практика «корректировки» планов в сторону понижения. Кроме того, имелось множество других показателей, позволявших претендовать на премии: освоение новой техники, экономия сырья, материалов, энергоресурсов, повышение производительности труда, повышение качества продукции или работ и т.п. Повременно-премиальная рассчитывается по формуле: p+k×n , ЗП пвп = m × T × 100 где p – размер премии в % к тарифной ставке; k – размер премии за каждый % перевыполнения установленных показателей; n – процент перевыполнения установленных показателей. Многие из этих показателей действительно отражают повышение эффективности производства, и их выполнение заслуживает поощрения. Однако большинство из них трудно учитываемо, вследствие чего премирование нередко носило волевой, необъективный характер. Особенно часто это проявлялось в системах внутрипроизводственного хозяйственного расчета, что привело к дискредитации самого этого понятия. В то же время большинство показателей, за выполнение которых предусматривалось премирование работников, в новых условиях рыночных отношений не следует отвергать только потому, что изменились хозяйственные отношения. В настоящее время созданы все предпосылки для развития внутрипроизводственных коммерческих (бывших хозрасчетных) отношений в энергосистемах между входящими в него предприятиями, на энергопредприятиях между его цехами, службами и другими подразделениями. Различные формы повременной оплаты труда являются основными в энергетике. Как и везде, здесь преобладает повременно-премиальная система. Среди производственных факторов, от которых зависит премирование, в энергетике главными были выполнение плановых заданий и показателей энергопроизводства (например, коэффициент использования установленной мощности — КИУМ), безаварийность работы энергооборудования, бесперебойность энергоснабжения и некоторые другие. Далеко не всегда эти показатели напрямую увязывались с основным финансово-экономическим показателем производственно-хозяйственной деятельности — с прибылью. В настоящее время выбор систем премирования с учетом конкретных форм и показателей всецело зависит от предприятий, которые должны быть заинтересованы в установлении прямой зависимости премирования от конечных результатов труда. В энергетике премии начисляются к должностному окладу за фактически отработанное время, включая надбавки за высокую квалификацию, доплаты за совмещение профессий, замещение, доплаты за работу в ночное время, в праздничные, выходные дни, сверхурочное время. Каждое энергопредприятие самостоятельно разрабатывает положение о премировании рабочих с учетом тех основных показателей, которые утверждены энергосистемой для руководителей, таких, как отсутствие аварий, вызванных неудовлетворительной организацией эксплуатации, технического обслуживания и ремонта энергооборудования, выполнение графика нагрузки энергосистемы. 69 Примеры устанавливаемых на энергопредприятиях показателей премирования рабочих ведущих профессий приведены в табл. 5.4. Таблица 5.4 Показатели премирования рабочих Профессия Показатели премирования Котлотурбинный цех (КТЦ) Старший машинист КТЦ 1. Выполнение плана рабочей мощности Старший машинист 2. Отсутствие аварий, энергоблока отказов по вине персонала Машинист энергоблока Машинист-обходчик Машинист водогрейных котлов Машинист насосных установок Цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ) Профессия Показатели премирования Оперативный персонал 1. Выполнение плана рабочей мощности 2. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала 3. Отсутствие замечаний по достоверности контролирующих и измерительных приборов Ремонтный персонал ТАИ 1. Выполнение плана рабочей мощности 2. Удельный вес устраненных дефектов 3. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала 4. Выполнение плана ремонта приборов в срок В условиях рынка, когда предприятие имеет право само распоряжаться заработанными средствами, особенно актуальны вопросы мотивации труда. Главным условием высокопроизводительного труда на любом предприятии является ликвидация отчуждения персонала от интересов предприятия (фирмы). Наиболее действенной хозяйственной мотивацией признается участие персонала в собственности, прибылях и управлении. Применение каждого из этих мотивов в отдельности также полезно, но значительные результаты могут достигаться только при такой комплексной системе мотивации работников. В нашей стране в зависимости от способа проведенной приватизации предприятий возможны три вида участия персонала в собственности: • персонал полностью владеет имуществом предприятия; • персонал владеет контрольным пакетом акций предприятия; • персонал владеет частью акций, не составляющей контрольного пакета. В энергетике в настоящее время трудовые коллективы владеют в среднем 15 % акций территориального акционерного общества энергетики и электрификации. Для сравнения: 70 % работников концерна «Сименс» (Германия) владеют 20 % всего капитала. Мировой опыт показывает, что доходы от владения собственностью обычно составляют 10…15 % совокупного дохода работника. 70 В этом случае общий заработок работников-акционеров предприятий, кроме основной части — из фонда оплаты труда, может включать также премирование по результатам работы за год (так называемая «тринадцатая зарплата»), выплаты по дивидендам, доходы от непроизводственной деятельности предприятий (участие в деятельности банков, бирж, дивиденды по акциям сторонних предприятий и т.п.). Чем сильнее мотивация труда, тем более высокое качество и ответственность приобретает сам труд и, как следствие, резко улучшаются все показатели производственно-хозяйственной деятельности. Необходимо стремиться, чтобы весь трудовой коллектив при правильно организованной мотивации труда составлял команду единомышленников, связанную общими материальными, духовными и нравственными интересами. 5.4. Планирование фонда заработной платы В структуру заработной платы входят основная и дополнительная заработная плата. Основная заработная плата включает оплату труда работников по действующим на предприятии сдельным расценкам, тарифным ставкам (должностным окладам) и представляет собой относительно постоянную часть оплаты, соответствующую установленной норме. Дополнительная заработная плата включает различные виды премий, доплаты за работу в сверхурочное время, доплаты по прогрессивным расценкам, за отклонение от нормальных условий труда, оплату целодневных и внутрисменных простоев, доплаты бригадирам и т.п. Плановая величина расходов на оплату труда, или фонд оплаты труда (ФОТ), может определяться укрупненно или дифференцированно. Укрупненно плановый фонд оплаты труда Фпл можно рассчитать разными способами: 1. На основе норматива заработной платы на единицу продукции (работ) : Фпл = Qi Н з.п, где Qi — планируемый объем продукции в натуральном выражении; Нз.п — норматив заработной платы. 2. На основе норматива прироста фонда оплаты труда за каждый процент прироста объема продукции: Фпл = Фбаз + Фбаз ( Нз.п П)/ 100, где Фбаз — базовая величина фонда оплаты труда в предыдущем (отчетном) году; Нз.п — норматив прироста заработной платы за каждый процент прироста объема продукции; П — прирост объема продукции. 3. Исходя из численности работающих nп.п.п и их годовой заработной платы с доплатами и начислениями ЗПгод: Фпл = nп.п.пЗПгод. При этом методе ФОТ может быть рассчитан как в целом по предприятию, так и по категориям и отдельным группам работников. Дифференцированный (детальный) расчет планового ФОТ производится раздельно по категориям промышленно-производственного персонала, по цехам (подразделениям), в целом по предприятию и включает расчеты тарифного, часового, дневного, месячного (годового) ФОТ. Тарифный ФОТ включает оплату труда рабочих-сдельщиков и рабочих-повременщиков. Фонд оплаты труда рабочих-сдельщиков Зсд за запланированный объем работ по сдельным расценкам рассчитывается по формуле Зсд = РNК, где Р — сдельная расценка за единицу продукции; N — количество (объем) изделий по программе; К — коэффициент выполнения планового задания. Фонд оплаты труда рабочих-повременщиков Зпов за подлежащее отработке время по тарифным ставкам определяется по формуле Зпов = НТс.т К, где Н — объем работ, нормо-ч; Тс.т — средняя часовая тарифная ставка по выполняемой работе; К — коэффициент выполнения планового задания. 71 Часовой ФОТ состоит из тарифного ФОТ и дополнительной оплаты за фактически отработанное время, в том числе за ночное время, вредность, выплаты рабочим по прогрессивным системам оплаты труда и премиальные поощрения. Дневной ФОТ состоит из часового ФОТ и предусмотренных выплат, связанных с внутрисменными перерывами, например оплаты перерывов матерям, имеющим грудных детей, доплаты подросткам (до 18 лет) за сокращенный рабочий день. Месячный (годовой) ФОТ включает дневной ФОТ и доплаты за нерабочие дни: очередной и дополнительный отпуска; выполнение государственных обязанностей; выходное пособие. Фонды оплаты труда ИТР, младшего обслуживающего персонала, служащих и пожарносторожевой охраны рассчитываются на основе средних должностных окладов и числа работников в каждой группе. При любой форме оплаты труда общий фонд оплаты труда образуется следующим образом: • начисляется тарифный фонд заработной платы Фз.п независимо от способов его образования; • начисляется премиальный фонд (как правило, в определенном проценте); • производится начисление на эту величину единого социального налога рсоц, включающего отчисления в фонд социального страхования, пенсионный фонд и в фонд обязательного медицинского страхования; • производится начисление в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний рн.с. Тогда общий фонд оплаты труда, входящий в себестоимость продукции, можно определить формулой Ф = Фз.п (1 + рсоц) (1 + рн.с). В настоящее время за счет части чистой прибыли и заработной платы на предприятии формируется фонд потребления, который является основой доходов работников предприятия и включает: • фонд оплаты труда — средства, начисленные для оплаты труда всех работников; • доходы (дивиденды, проценты), выплачиваемые по акциям трудового коллектива и вкладам членов трудового коллектива в имущество предприятия; • денежные выплаты и поощрения. Совершенствование порядка и условий образования фонда оплаты труда является одним из центральных вопросов повышения эффективности производства. На каждом предприятии должен разрабатываться план по труду и заработной плате, цель которого заключается в изыскании резервов по улучшению использования рабочей силы и на этой основе повышении производительности труда. При этом план должен быть разработан так, чтобы темпы роста производительности труда опережали темпы роста заработной платы. В современных рыночных условиях предприятие имеет возможность самостоятельно выбирать систему оплаты труда, разрабатывать собственные нормативные методы стимулирования, определение коэффициентов трудового участия и т.п. Предприятие заинтересовано в наибольшей степени учесть специфику организации производства и персонала для мотивации оплаты труда. ЛЕКЦИЯ 4 6.1. Методы расчета себестоимости энергетической продукции. Группировка затрат Все виды материальных и денежных затрат, кроме капитальных вложений, связанные с производством и сбытом продукции, называются издержками производства. Они составляют себестоимость изготовленной продукции. Себестоимость продукции — это стоимостная оценка используемых в процессе производства природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию. 72 Определяют как валовую себестоимость всех видов продукции, или издержки И, так и себестоимость единицы продукции s . Расчет общих производственных издержек включает все производственные затраты, т.е. материальные, затраты по оплате труда, общезаводские, накладные и другие затраты, отнесенные на производство продукции за рассматриваемый период. Себестоимость единицы продукции определяется как отношение всех производственных издержек к количеству произведенной продукции: s= И , V где И — суммарная (полная) себестоимость по данному виду продукции, млн. руб.; s — единичная себестоимость, млн. руб./ед. пр.; V — объем произведенной продукции. Применительно к энергетике себестоимость единицы продукции можно определить по выражениям: И т.э — себестоимость единицы тепловой энергии, руб./ГДж (руб./ГКал); Qг И = э.э — себестоимость единицы электрической энергии, руб./(кВт·ч); где Ит.э — Эг sт.э = sэ.э годовые издержки (себестоимость) на производство тепловой энергии, млн. руб.; Qг — количество тепла, произведенного за год, ГДж/год (при расчете себестоимости на практике используется ГКал./год); Иэ.э — годовые издержки (себестоимость) на производство электрической энергии, млн. руб.; Эг — количество электрической энергии, произведенной за год, кВт·ч. Расчет себестоимости продукции необходим предприятию по нескольким причинам: во-первых, себестоимость единицы продукции является основой для определения цены на произведенную продукцию; во-вторых, расчет себестоимости используется для оценки эффективности и прибыльности работы предприятия. В промышленности различают следующие виды себестоимости: цеховая, заводская и полная. Цеховая себестоимость — включает в себя все затраты на производство (вплоть до прочих цеховых расходов). Общепроизводственная (или заводская) — помимо затрат цехов включает общезаводские и общехозяйственные расходы (такие, как расходы на содержание заводоуправления, складов и т.п.). Полная (или коммерческая) — отражает все затраты на производство и реализацию продукции, складывается из производственной себестоимости и внепроизводственных расходов (коммерческие и транспортные расходы). Себестоимость продукции учитывается и планируется по экономическим элементам и по калькуляционным статьям (по статьям расходов). Себестоимость продукции, рассчитанная по экономическим элементам, содержит экономически однородные элементы независимо от того, где расходуются средства и на какие цели. К экономическим элементам относят: материальные затраты за вычетом стоимости возвратных отходов, амортизационные отчисления, заработную плату, страховые взносы от заработной платы, затраты на покупную энергию и прочие расходы. Группировка по экономическим элементам необходима для определения общих потребностей предприятия в материальных и денежных ресурсах, т.е. для составления сметы производства. Для внутрипроизводственного планирования и выявления резервов необходимо знать не только общую сумму затрат, но и величину расходов в зависимости от места их возникновения. Для расчета себестоимости единицы продукции определенного вида и составления калькуляции применяется группировка затрат по калькуляционным статьям, которая учитывает их производственное назначение, фазы производства. 73 Группировка по калькуляционным статьям учитывает их производственное назначение. Такая группировка используется на действующих предприятиях, отражает состав и структуру затрат. К калькуляционным статьям относятся: 1) топливо на технологические нужды; 2) вода на технологические нужды; 3) основная заработная плата производственных рабочих; 4) дополнительная заработная плата производственных рабочих (на оплату отпусков, командировок и т.п.); 5) страховые взносы (с 01.01.11 – 34%) с заработной платы производственных рабочих; 6) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования: а) амортизация оборудования, б) расходы по текущему техническому обслуживанию. 7) расходы по подготовке и освоению производства (пусковые расходы); 8) покупная энергия на технологические нужды; 9) цеховые расходы; 10) общезаводские расходы; 11) коммерческие расходы. Первые девять пунктов составляют цеховую себестоимость, с первого по десятый пункты — общепроизводственная себестоимость, а с учетом одиннадцатого пункта — полную коммерческую себестоимость. Таблица 6.1 Основные отличительные признаки группировки затрат по калькуляционным статьям и экономическим элементам Группировка затрат по Группировка затрат по калькуляционным статьям экономическим элементам Назначение Расчет плановой и фактической Выявление общей себестоимости по каждому виду потребности предприятия в продукции целом в каждом отдельном Анализ затрат с учетом производственном факторе — технологических особенностей труд, материалы, капитал Увязка отдельных разделов плана Анализ при проведении проектных расчетов (смета) Исходные данные, используемые для расчета Фактические, с учетом Обобщенные или производственного назначения, фаз нормативные производства, цехов Учет однородных элементов Группировка затрат по Группировка затрат по калькуляционным статьям экономическим элементам Все затраты учитываются по Однородные затраты месту раздельно и по каждому виду объединяются и суммируются продукции независимо от места их возникновения Основные статьи расходов (издержек) И=Итехн+Из.п.п.р+Истрах.взносы+Ис.э.о И=Им.з+Из.п+Истрах.взносы+Иа + +Ип.о.п+Иоц+Иоз м +Ипр В таблице использованы следующие обозначения: 74 калькуляционные статьи: Итехн — издержки топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; Из.п.п.р — издержки на основную и дополнительную заработную плату производственных рабочих; Истрах.взносы — страховые взносы от заработной платы; Ис.э.о — издержки на содержание и эксплуатацию оборудования; Ип.о.п — издержки на подготовку и освоение производства (пусковые расходы); Иоц — общецеховые издержки; Иоз — общезаводские издержки; экономические элементы: Им.з — материальные затраты (за вычетом стоимости возвратных средств); Из.п — издержки на заработную плату; Истрах.взносы — страховые взносы от заработной платы; Иам — издержки на амортизацию; Ипр — прочие издержки. Каждая статья калькуляционных затрат состоит из ряда составляющих: • издержки топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели складываются из: т , И техн = И тт + И тэ + И пт + И вт + И с.м т где И тт , И эт , Ипт , Ивт , Ис.м — издержки на топливо, электроэнергию, пар, воду, сырье и материалы. Приобретаемые для производства топливо, сырье, материалы и энергия учитываются по ценам, в которые могут быть включены затраты на транспортировку, хранение, доставку и т.п.; • издержки на заработную плату вычисляются по формуле И з.п.п. р = И з .п.осн + И з .п.доп + И страх.взносы , где Из.п.осн — основная заработная плата производственных рабочих; Из.п.доп — дополнительная заработная плата производственных рабочих (оплата отпусков, командировок и т.п.); Истрах.взносы — страховые взносы от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих по нормативам, установленным законодательством; • издержки на содержание и эксплуатацию оборудования: об И с.э.о = И об ам + И рем + И в.м , об где И об ам , И рем — амортизация и ремонт оборудования, включая передаточные устройства, внутрицеховые транспортные средства; Ив.м — издержки на вспомогательные материалы (смазочные и обтирочные материалы); • издержки на подготовку и освоение производства Ип.о.п включают затраты на пусконаладочные работы, проведение испытаний оборудования после окончания ремонтов, затраты в период освоения новой продукции; • общецеховые издержки Иоц включают затраты на амортизацию цеховых помещений, их содержание и эксплуатацию, затраты на управление цехом (заработная плата административноуправленческого персонала цеха, обслуживание технических средств управления и т.п.); • общезаводские (общепроизводственные) издержки Иоз включают затраты на управление производством, на обеспечение техники безопасности, пожаробезопасности, охрану труда и прочие расходы. При группировке затрат по экономическим элементам в их состав входят следующие составляющие: материальные издержки: И м.з = И с + И п.и + И пф + И т + И э − И возв , где И м.з = И с + И п.и + И пф — стоимость сырья и материалов, покупных изделий, полуфабрикатов; И т , И э , И возв — стоимость топлива всех видов на любые цели, покупной энергии всех видов, возвратных отходов; издержки на оплату труда учитывают все виды выплат: И з.п = И з.п.осн + И з.п.доп + И прем + И надб + И страх.взносы , 75 где Из.п.осн , Из.п.доп , Ипрем , Инадб , Истрах.взносы — основная заработная плата производственных рабочих, дополнительная заработная плата, премии за производственные результаты, надбавки (доплаты) и страховые взносы. Страховые взносы начисляются от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих по нормативам, установленным законодательством; амортизация основных фондов Иам рассчитывается по утвержденным нормам амортизации n И ам = ∑ (Н ам i К i ) , i=1 где Нам i — норма амортизации; Кi — балансовая стоимость основных фондов; n — количество видов основных фондов; Ремонтная составляющая рассчитывается исходя из плана ремонтов и объема необходимых работ. По данным затратам составляется смета расходов. Структура себестоимости характеризуется удельным весом составляющих затрат в суммарной себестоимости. Структура себестоимости для энергетических производств отличается от структуры себестоимости для промышленности и различна для отдельных типов энергетических установок. Так, в электроэнергетике наибольшие затраты приходятся на топливо, а в машиностроительном и металлургическом комплексах — на сырье и материалы, на ТЭС и котельной — на топливо, на предприятиях тепловых сетей — на амортизационные отчисления. Для каждого типа производства структура зависит от мощности, типа оборудования и масштаба производства. 6.2. Классификация текущих затрат на производство Для полного и объективного формирования себестоимости необходим комплексный учет всех затрат, осуществление которого невозможно без всестороннего изучения их классификации. Классификации затрат учтены при их группировке в расчетах и при формировании внутренних документов предприятия. Затраты (издержки) на производство продукции классифицируются: • по степени однородности, когда затраты можно разделить на элементные и комплексные: к элементным затратам Иэлем относятся однородные составляющие на топливо, воду, сырье, основную зарплату производственных рабочих; комплексные затраты Икомп (например, цеховые, расходы на ремонт) включают разнородные элементы, такие, как амортизация здания, заработная плата управленческого персонала, расходы на энергию, освещение и др. Тогда общие затраты представляют собой сумму двух составляющих: И = И элем + Икомпл ; • по характеру зависимости от объема выпуска продукции можно выделить условнопостоянные и условно-переменные затраты: условно-постоянные Ипост, не зависящие от объема произведенной продукции (содержание производственного персонала, амортизационные отчисления, общезаводские расходы); условно-переменные Ипер в основном пропорциональные объему продукции (затраты на сырье, топливо и т.п.): И = И пост + Иперем = И пост + SперV ; — условные переменные расходы на единицу здесь Sпер V — объем произведенной продукции. Тогда себестоимость единицы продукции можно выразить формулой s= продукции; И пост + Sпер , руб./ед. пр. V 76 С увеличением объема продукции постоянные расходы на единицу продукции снижаются, а переменные расходы предприятия образуют постоянную составляющую расходов на единицу продукции. Характер снижения себестоимости зависит от соотношения условно-постоянных и условно-переменных затрат; • по роли в процессе производства затраты подразделяются на основные и накладные: основные Иосн — непосредственно связанные с процессом производства: затраты на сырье, материалы, топливо, заработную плату производственных рабочих; накладные Инакл — это расходы по обслуживанию и управлению основного производства — заработная плата административно-управленческого персонала, дополнительная заработная плата производственных рабочих, страховые взносы, на охрану труда, внепроизводственные расходы. И = Иосн + Инакл . Такое деление на основные и накладные позволяет определить удельный вес накладных расходов, что необходимо при анализе затрат на производство продукции; • по способу разнесения расходов на единицу продукции затраты бывают прямые и косвенные: прямые Ипрям — затраты, которые могут быть отнесены непосредственно на данный вид продукции. Например, затраты на теплофикационное отделение ТЭЦ полностью относят на производство тепла или расходы на металл полностью относят на изделие из него; косвенные Икосв — затраты, которые не могут быть отнесены на конкретный вид продукции. Это затраты, которые являются общими для нескольких видов продукции. Например, затраты на тепло, используемое в мартеновской печи, работающей с котломутилизатором, или на промышленной ТЭЦ. И = И прям + И косв . На одноцелевых предприятиях (т.е. производящих один вид продукции) все расходы являются прямыми, на многоцелевых предприятиях основные затраты — косвенные. Пример. 1. Если при производстве тепловой энергии зола (отходы) идет в отвал и больше в производстве не используется, то тогда все расходы (затраты на воду, топливо) на производство пара — прямые. В эти расходы также включаются и затраты на транспорт и эксплуатацию золоотвала: Âîäà Òîïëèâî Êîòåë Çîëà â îòâàë Ïàð 2. Если производство комплексное: основное производство — пар, дополнительное — производство стройматериалов из золы, тогда к прямым затратам на производство пара относят затраты на воду, а затраты на транспорт золы — к прямым затратам на производство стройматериалов. Все остальные затраты (затраты на топливо) являются косвенными: Âîäà Òîïëèâî Êîòåë Çîëà íà ïðîèçâîäñòâî ñòðîéìàòåðèàëîâ Ïàð Косвенные затраты включаются в себестоимость отдельных видов продукции не прямо, а косвенно, в результате их распределения по какому-либо показателю. Разнесение косвенных (общих) затрат между видами продукции может осуществляться разными методами. 77 6.3. Методы разделения затрат по видам продукции В теплоэнергетике широко развито комбинированное производство на базе комплексного использования топлива. В комплексных производствах одновременно на различных стадиях технологического процесса вырабатывается несколько видов продукции, различающихся как по физическим свойствам и параметрам, так и по степени эффективности процессов получения каждого вида продукции. При этом значительная часть затрат на производство — общая и должна быть распределена между всеми видами продукции. В соответствии с действующими правилами бухгалтерского учета и Закона о налогообложении предприятие самостоятельно принимает решение о распределении общих затрат между видами продукции. Таким образом, предприятие может обеспечить повышение конкурентоспособности своей продукции. Существует несколько методов распределения затрат по видам продукции. 1. Принцип пропорционального количественного показателя — физический метод (масса, объем, штуки). Все расходы комбинированного производства принимаются такими, какими они были бы при раздельном производстве каждого из видов продукции. Издержки при комбинированном производстве всегда меньше, чем при раздельном: И комб < И разд . Годовой объем производства каждого Показатели, пропорционально вида продукции которым распределяются затраты 1 V1 V2 2 Vn n Ик к где Ик — суммарные затраты комбинированного производства; λк = n ∑ λi ; i =1 λ λ1 ; Иi = Ик i — доля на каждое раздельное производство. λк λк И И λ Себестоимость si = i = к i . Vi Vi λ к И1 = И к Пример. Теплоэлектроцентраль — это комбинированное производство электроэнергии и теплоэнергии. Для ТЭЦ наибольшими являются затраты по топливу, и поэтому метод состоит в распределении общего расхода топлива между производством теплоты и электрической энергии. Этот способ разнесения затрат удобен и прост, но имеет некоторые недостатки, главный из которых — условность показателя, пропорционально которому производится разделение затрат. 2. Принцип отключения затрат. Из нескольких продуктов выделяется один — основной, а все остальные рассматриваются как побочные. Затраты на побочные продукты вычитают (отключают) из общих затрат по цене реализации или по себестоимости получения их в раздельном производстве. Остаток относят на основной продукт. Пусть известны объемы производства, себестоимости и цены реализации всех видов продукции при раздельном производстве: V1 , s1 , Ц1; V2 , s2 , Ц 2 ; ...; Vn , sn , Ц n . Пусть первый продукт — основной вид продукции, тогда общие годовые издержки можно n n i=2 i=2 определить по формуле И1 = Ик − ∑ (Vi si ) или И1 = Ик − ∑ (Vi Цi ) , а себестоимость единицы основного вида продукции из выражения 78 s1 = И1 , V1 где И к , И1 — общие затраты и затраты на основной продукт, руб/год; si — себестоимость Цi — цена i-го побочного продукта, руб/ед. пр.; i-го побочного продукта. При таком распределении все выгоды относятся на основной продукт, но у этого способа имеется ряд недостатков: 1) в отдельных случаях отнесение экономии к одному виду может привести к тому, что основной вид будет иметь нулевое или даже отрицательное значение себестоимости, например, вследствие высоких цен. Тогда этот способ не может быть использован; 2) в случае использования себестоимости для раздельного производства продукции в расчет вводится информация, относящаяся к другим производствам, что вызывает неопределенность в решении задач. 3. Метод определения доли общих затрат пропорционально себестоимости продукции в условиях раздельного производства. Пусть известны объемы V1, V2,…,Vn; себестоимости s1 , s2 , ..., sn и общие затраты Ик на производство всех видов продукции. ∑ (Vi si ) > И к . Общие эксплуатационные издержки в комбинированном производстве меньше, чем сумма эксплутационных издержек на получение продуктов V1, V2,…,Vi в раздельном производстве с удельной себестоимостью si единицы продукции каждого вида ∑ (Vi si ) > Ик . Соотношение этих величин оценивается коэффициентом α = Ик <1. ∑ (Vi si ) Этот коэффициент используется как понижающий для определения издержек каждого вида продукции комбинированного производства siк = αSi = Ик si , ∑ (Vi si ) где siк — себестоимость единицы продукции при комбинированном производстве. 4. Ценовый метод. При данном методе определение доли общих затрат осуществляется пропорционально цене продукции в условиях раздельного производства по аналогии с предыдущим методом. 5. Метод электрических эквивалентов. При распределении затрат по этому методу рассчитывается доля каждого вида энергии в общем объеме производства. Для сопоставимости все виды мощности и энергии выражаются в единицах электроэнергии, т.е. в киловаттах или киловатт-часах. Используются различные коэффициенты распределения: для условнопостоянных и условно-переменных затрат. Условно-постоянные затраты определяются составом оборудования энергопредприятия, его суммарной установленной мощностью. Этот метод применяется в упрощенном виде, когда все виды затрат распределяются пропорционально количеству энергии, без учета их зависимости от режимов работы оборудования. Коэффициент условно-постоянных затрат по видам продукции определяется соотношениями: mэпост = N Nэ пост ; mт.э = т.э , NΣ NΣ где N э — электрическая мощность оборудования; N т.э — электрический эквивалент мощности отборов пара на внешнее теплоснабжение N т.э = 0,278 Qч ; N Σ = N э + N т.э — суммарная мощность по отборам пара и электроэнергии, МВт; Qч — суммарная максимальная часовая нагрузка по теплоте на внешнее теплоснабжение, ГДж/ч. 79 Условно-постоянные затраты распределяются следующим образом. На электроэнергию , амортизацию относятся затраты: на заработную плату И эз.п = ( И з.п + И страх.взносы )m пост э пост И ам , на ремонт и пр. э = И ам mэ И пост = И пост mэпост . э Аналогичный расчет производится по теплоте. К условно-переменным затратам относятся топливные затраты, которые распределяются пропорционально количеству производимой за год энергии: И эт = И т Эг , WΣ где WΣ = Эг + Wт.э — эквивалент суммарной годовой энергии; Wт.э = 0, 278 Qотп . Затраты на топливо для производства тепла и электроэнергии И тт.э = И т Wт.э Э ; И тэ = И т г . WΣ WΣ Себестоимость тепла: выр sэ.э = выработанной единицы электрической энергии и т ΣИ э И пост + И эт + И т.э ΣИ т И пост выр ; sт.э . = э = = т.э Эг Эг Qг Qг Себестоимость электроэнергии и тепла, отпущенных потребителю: отп sэ.э = ∑ Иэ Эг − Эс.н ; sт.э = ΣИ т.э И пост + И тт.э = т.э , Qотп Qотп где Эг — годовая выработка электроэнергии, кВт·ч/год; Эс.н — расход электроэнергии на собственные нужды, кВт·ч/год; Qотп — годовое количество отпущенной тепловой энергии, ГДж/год; Иэ — издержки на выработку электроэнергии, млн руб/год; И т.э — издержки на выработку теплоэнергии, млн руб/год. 6. Эксергетический метод определяет доли общих затрат пропорционально доле эксергии, затраченной на получение каждого вида продукта. При эксергетическом методе учитываются и количественные, и качественные показатели различных видов продукта, так как значение эксергии связано с составом продукта, его давлением, температурой и агрегатным состоянием. Этот метод используется для производств, в которых основными являются энергетические затраты на процесс и продукцией являются либо виды энергии (теплота, электрическая энергия), либо виды энергоносителей (пар, сжатый воздух, кислород), для которых можно определить значение эксергии. На практике, кроме перечисленных выше, существует более десяти различных методов распределения затрат, например: нормативный метод, метод «эквивалентной КЭС», рациональный метод, метод ОРГРЭС, метод равной рентабельности. 6.4. Затраты на производство энергетической продукции Все затраты энергопредприятия на производство и реализацию энергетической продукции, выраженные в денежной форме, составляют себестоимость этой продукции. Годовые затраты (руб/год) на производство энергетической продукции при расчете по экономическим элементам можно определить формулой И = И т + И э + И в. м + И усл + И ам + И з.п + И страх.взносы + И рем + И о + И пр , где И т — издержки на топливо; И э — расходы на потребляемую энергию; И в.м — издержки на вспомогательные материалы и приобретаемую со стороны воду; И усл — издержки на услуги своих вспомогательных производств и услуги внешних организаций; И ам — амортизационные отчисления; И з.п — издержки на заработную плату; Истрах.взносы – страховые взносы; И рем — издержки на ремонт; И о — общепроизводственные издержки (заработная 80 плата административно-управленческого персонала, охрана предприятия и др.); И пр — прочие издержки (расходы по охране труда, на спецодежду, отопление, освещение производственных зданий). При укрупненных расчетах себестоимости ряд статей, имеющих небольшой удельный вес, можно объединить в одну статью — прочие суммарные расходы. Тогда можно записать, руб/год: И = И т + И ам + И з.п + И страх.взносы + И рем + И пр , где И т — издержки на топливо; И ам — амортизационные отчисления; И рем — издержки на ремонт; И з.п — издержки на заработную плату; Истрах.взносы – страховые взносы; И пр — прочие издержки. Рассмотрим расчет каждого из элементов. 1. Топливная составляющая. Это основной элемент затрат для тепловой станции, промышленной котельной, который составляет 50…80 % суммы затрат на производство электрической энергии и тепла. Данный вид затрат рассчитывается по формуле, руб/год: Расчет осуществляется на основании нормативных расходов условного топлива (НУР) с учетом характеристик оборудования и режима работы. В зависимости от используемого топлива пересчитывается расход реального топлива, а цены рассчитываются в зависимости от рынка и индексов-дефляторов. Годовой расход топлива определяется с учетом нормативных потерь при транспортировке, т.е. по отпущенной энергии. α   И т = Bт  1 + п  Ц т , 100   где Вт — годовой расход натурального топлива; Цт — цена натурального топлива; α п — потери топлива при транспортировке (для твердого топлива α п = 0,5 %, для всех остальных α п = 0). Потери твердого топлива включают: механические потери, зависящие от количества перегрузок топлива и химические потери, которые приводят к ухудшению качества топлива — озолению топлива в результате самовозгорания, нагрева, возникающего вследствие процесса окисления топлива. 2. Издержки на амортизацию можно определить из выражения И ам = Hам K , где Нам — норма амортизационных отчислений, %; К — балансовая стоимость основных производственных фондов, млн. руб. С учетом структуры основных средств и срока службы оборудования определяется комплексная норма амортизационных отчислений. Для укрупненных расчетов Нам учитывается для всего предприятия, а не для каждого элемента в отдельности. 3. Издержки на ремонт рассчитываются в соответствии с планом ремонтов (капитальных, текущих и т.д.), сметами на ремонт и калькуляциями, при этом затраты на текущий ремонт списываются на издержки текущие переменные, а капитальный ремонт – резервируются. 4. Издержки по заработной плате определяются исходя из среднегодового фонда оплаты труда персонала с учетом страховых взносов, млн. руб/год: И зп = n шт × ФЗП nшт = n эксп N уст где nшт — численность эксплуатационного персонала, определяемая, чаще всего, исходя из физических характеристик оборудования или установленной мощности станции; nэксп — штатный коэффициент, удельная численность персонала, т.е. количество человек, приходящееся на единицу физической характеристики оборудования, чел/(тыс. кВт·ч); ФЗП — 81 нормативный месячный ФОТ одного сотрудника ППР, исходя из трехстороннего соглашения, млн руб.; αсоц — страховые взносы, %; Nуст — физическая характеристика оборудования, МВт. 5. Страховые взносы. И страх.взносы = И зп × α соц , где αсоц – страховые взносы в %. 6. Прочие издержки зависят от мощности электростанции и численности персонала. Поэтому прочие расходы могут быть определены для приближенных расчетов в долях от условно-постоянных затрат. Можно принять, что И пр = (0,2…0,3)( И ам + И рем + И з.п + И страх.взносы ). Этот метод расчета применяется на КЭС. У теплоэлектроцентрали есть особенности, которые связаны с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. Для теплоэлектроцентрали полагается, что на получение тепла из отборов турбин затрачивается такое же количество энергии, как и при отпуске теплоты непосредственно из котла. Возможно распределение и по фазам производства. 6.5. Особенности расчета себестоимости электроэнергии и тепла на теплоэлектроцентрали Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) представляет собой комбинированное производство, выпускающее несколько видов продукции (электроэнергию, теплоту различных параметров, пар для промышленных потребителей) на базе комплексного использования топлива. В связи с этим необходимо определить себестоимость каждого вида продукта. Возникает задача распределения затрат между видами продукции. Распределению подлежат косвенные затраты, т.е. общие для нескольких видов продукции. На ТЭЦ косвенными затратами являются основные производственные затраты. Это топливные затраты Ит, затраты на воду Ив, затраты на заработную плату Из.п, затраты на амортизацию Иам, затраты на ремонт Ирем, общехозяйственные Иобщ, прочие Ипр. Не подлежат распределению прямые затраты, связанные только с производством конкретного вида продукции, например затраты по пиковой котельной, электрическому цеху, установке переработки шлаков. Они относятся к данному виду продукции. Существует ряд методов распределения затрат между продукцией ТЭЦ. Это физический, или балансовый, метод, метод «отключений», метод электрических эквивалентов и др. Наиболее часто на практике применяется физический метод. В основу этого метода положено распределение затрат пропорционально количеству топлива, израсходованного на каждый вид энергии на основе теплового баланса. При этом полагается, что на получение тепловой энергии из отборов турбин затрачивается такое же количество топлива, как и при отпуске теплоты непосредственно из котлов. Таким образом, расход топлива, относимый на производство теплоты по физическому методу, составит: Вт.э = Qотп /(Qрн ηкн ηбн ηнт.о ) , где Qотп — годовой отпуск теплоты из отборов турбин, ГДж/год; ηнк , ηнб , ηнт.о — КПД нетто котельного цеха, бойлерной, теплофикационного отделения; Qрн — низшая теплота сгорания топлива. Годовой расход топлива Вг в условном исчислении, т/год, определяется по топливным характеристикам для каждого типа турбоагрегата и ТЭЦ в целом по формуле Вг i = αi hp + γ т i Dг.т i + γ п i Dг.п i + βi Эг i , Bг = ΣBг i , где αi , γ п i , γ т i , βi — коэффициенты, характерные для каждого типа турбоагрегата; hр — число часов работы турбоагрегата (7700… 8000 ч/год); Dг.т i, Dг.п i — годовые отборы пара отопительных и производственных параметров, т/год; Эг i — годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт·ч/год. 82 При известных параметрах отборов для оценочных расчетов могут применяться следующие соотношения для распределения условного топлива, относимого на производство тепловой и электрической энергии, т/год: Вт.э = 0, 088 Dг.т + 0,102 Dг.п ; Вэ.э = Вг − Вт.э , где Вт.э, Вэ.э — расходы условного топлива, отнесенные на производство теплоты и электроэнергии; Dг.т, Dг.п — годовые отборы пара отопительных и производственных параметров; 0,088 и 0,102 — коэффициенты, зависящие от параметров отборов пара и КПД. Удельные расходы топлива брутто в условном исчислении находятся по выражениям: для электроэнергии, г/(кВт·ч), bэ = Вэ.э / Эг ; для теплоэнергии, кг/ГДж, bэ.э = Вт.э / Qотп . Однако в этом случае весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ отнесен на производство электроэнергии и поэтому количество топлива, отнесенное на отпуск теплоты, несколько занижено. Следовательно, необходимо распределить этот расход электроэнергии между видами продукции. Расход электроэнергии на собственные нужды распределяется между видами энергетической продукции в соответствии со следующими соотношениями: э.э Э с.н = Эц.н + (Э п.эн + Э тд.у + Э тпр + Э гзу + Эпр ) Вэ.э / Вг ; т.э = Эсет + (Э п.эн + Э тд.у + Э тпр + Э гзу + Эпр )Вт.э / Вг , Э с.н где Эц.н — расход электроэнергии на циркуляционные насосы; Эсет — то же на сетевые насосы; Эп.эн — то же на питательные электронасосы; Этд.у — то же на тягодутьевые устройства; Этпр — на топливоприготовление; Эгзу — на гидрозолоудаление; Эпр — на прочие нужды. Удельные расходы топлива нетто в условном исчислении находятся по выражениям: для электроэнергии, г/(кВт·ч), ээ bэн = Вэ.э / Эг − Эс.н ; для теплоэнергии, кг/ГДж, н т.э bт.э = Вт.э + bэн Эс.н / Qотп . Годовые расходы топлива с учетом распределения электроэнергии на собственные нужды, относимые на виды продукции, составят: на теплоэлектроснабжение внешних потребителей, т/год, ' н Bт.э = bт.э Qотп ; на электроэнергию, т/год, ' Bэ.э = Вг − В′т.э . Коэффициенты полезного действия по отпуску тепла от ТЭЦ и по отпуску электроэнергии с шин ТЭЦ определяются по выражениям, %: н КПД т.э = (34, 2 / bт.э )100; КПД э = (123 / bэн )100. Абсолютные величины статей затрат по ТЭЦ необходимо распределить между двумя видами продукции: электроэнергией и теплотой. Сначала статьи затрат распределяются по фазам (стадиям) производства. Выделяют три стадии, которые включают: 1) цеха топливно-транспортный, парогенераторный, химический и цех теплового контроля; 2) все затраты, связанные с производством электроэнергии по турбинному и электромеханическому цехам; 3) общестанционные расходы. Для распределения элементов затрат по фазам производства приняты следующие соотношения: • издержки по топливно-транспортному и котельным цехам, руб/год, 83 И тт.к = И т + 0,5 И рем + 0,35( И з.п + И страх.взносы ) ; • издержки по электрическому и турбинному цехам, руб/год, И э.ц = 0,45 И ам + 0,45 И рем + 0,35( И з .п + И страх.взносы ) ; • общестанционные издержки, руб/год, И ос = 0,05 И ам + 0,05 И рем + 0,3( И з.п + И страх.взносы ) + И пр . По каждому цеху затраты распределяются между теплотой и электроэнергией, а затем суммируются по каждому виду энергии. Формулы для определения этих составляющих представлены в табл. 6.2. Таблица 6.2 Распределение затрат между видами энергии по цехам Издержки по Электроэнергия Тепловая каждому цеху энергия И тт.к И э.э тт.к = И тт.к И э.ц Иэ.э э.ц = И э.ц И ос э.э Иос = Иос Итого ' Вэ.э Втэц э.э И т.э тт.к = И тт.к − И тт.к т.э И э.ц =0 э.э И э.э тт.к + И э.ц И тт.к + Иэ.ц И э.э т.э э.э И ос = И ос − И ос И т.э Себестоимость отпущенного 1 кВт·ч электроэнергии и отпущенного 1 ГДж теплоты вычисляется в соответствии с соотношениями: sэ.э = И э.э ; Эг − Эс.н sэ.э = И т.э . Qотп Статьи затрат распределяются между видами продукции следующим образом: затраты на топливо — пропорционально расходу топлива на отпуск каждого вида энергии И тт.э = ′ И т.э Вт.э ; Вг т И э.э = Иэ Вэ′ . Вг Все остальные элементы затрат распределяются пропорционально тому, как распределились общие затраты ТЭЦ за вычетом затрат на топливо. Учитывается это коэффициентом распределения k р, который показывает, какую часть расходов следует относить на каждый вид продукции. Так, на электроэнергию относится часть, определяемая выражением р т kэ.э = (И э.э − И э.э )/(И − И т ) . Следовательно, издержки на электроэнергию включают заработную з .п р ам р плату И э.э = ( И з.п + И страх.взносы )k э.э ; затраты на амортизацию И э.э = И ам kэ.э и т.п. Аналогично могут быть определены другие элементы себестоимости электроэнергии и теплоты. 6.6. Себестоимость транспорта пара и горячей воды Себестоимость транспорта пара и горячей воды складывается из амортизационных отчислений, издержек на ремонт, издержек на перекачку теплоносителя, расходов на покрытие потерь теплоты и заработную плату обслуживающего персонала: И т.с = И ам + И т. р + И п.т + И п.п + И з .п + И страх.взносы + И пр , где И ам — амортизация тепловых сетей и оборудования тепловых пунктов; И т.р — издержки на текущий ремонт; И п.т — издержки на перекачку теплоносителя; И п.п — издержки на покрытие потерь тепла; И з.п — издержки на заработную плату; Истрах.взносы – страховые взносы; И пр — прочие издержки. Отдельные составляющие могут быть определены следующим образом. 84 Амортизация тепловых сетей и оборудования тепловых пунктов рассчитывается по формуле И ам = Hам K т.с , где K т.с = [KLD]Ср — капитальные вложения в тепловые сети; LD — длина и диаметр тепловой сети; K — удельные капитальные вложения на единицу характеристики тепловой сети; Ср – коэффициент, учитывающий район сооружения. Издержки на перекачку теплоносителей Ип.т определяются по выражению И п.т = ЭЦ э , где Э — количество электроэнергии, затраченной на перекачку, кВт·ч; Цэ — цена электроэнергии, коп/(кВт·ч). можно определить по Издержки на покрытие потерь тепла Ип.п формуле И п.п = Qп sт , где Qп — потери теплоты в тепловых сетях (учитывается в балансе за счет норматива потерь), ГДж; sт — себестоимость теплоты, поступающей в тепловую сеть, коп/(ГДж), которую можно рассчитать по выражению sт.с = И т.с , Qт τм где Qт — количество теплоты, ГДж; τм — годовое число часов использования тепловой сети. 6.7. Затраты на производство теплоэнергетического оборудования Полная себестоимость калькуляционной единицы продукции в условиях машиностроения представляет собой сумму издержек на ее производство и сбыт: доп И п = И м. з + И зосн .п + И з .п + И страх.взн + И с . э.о + И п .о + И ц + И оз + И вп , где И м.з — материальные издержки; И осн з.п — основная заработная плата производственных рабочих; И доп з.п — дополнительная оплата труда производственных рабочих; И страх.взн — начисления страховых взносов от фонда оплаты труда производственных рабочих; И с.э.о — издержки на обслуживание и содержание оборудования; И п.о — издержки на подготовку и освоение производства; И ц — цеховые издержки; И оз — общезаводские затраты; И вп — внепроизводственные издержки. Материальные издержки можно определить как сумму затрат: И м .з = И м – И отх + И пф + И п.и , где И м — издержки на материалы; И отх — стоимость отходов материалов; И пф — стоимость полуфабрикатов; И п.и — стоимость покупных изделий. В свою очередь, затраты на материалы определяются формулой Им = V n G Цi ∑ αi i =1 , и.м i где Gi — расход материала на единицу продукции; αи.м i — коэффициент использования iго материала; V — объем производства продукции; Ц i — цена i-го материала. Стоимость отходов можно определить из выражения n И отх = V ∑ Gi i =1 1 − αи.м i Цотх i , α и.м i где Ц отх i — цена отхода i-го материала. Основная заработная плата производственных рабочих может быть определена по формулам: осн И осн з.п = S з.п V ; 85 осн sз.п = sз.п.ср Т р , осн где sз.п — заработная плата рабочих, относящаяся к одному изделию; V — объем производства в натуральном выражении; Т р — трудоемкость изготовления одного изделия; sз.п.ср — среднечасовая заработная плата рабочего. Дополнительная заработная плата устанавливается в соответствии с законодательством РФ, как плата за неотработанное время. Она включает оплату отпусков, дополнительного времени отдыха кормящих матерей и работников других категорий, определенных Кодексом законов о труде РФ и начисляется в процентах к основной заработной плате: осн И доп з.п = И з.п α q , где q — коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату (q = 0,15…0,2). Начисления страховых взносов: È ñòðàõ .âçíîñû = α ñîö . ( È çîñí.ï + È çäîï.ï ) , где соц — коэффициент, учитывающий ставку на страховые взносы. Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования включают: а) издержки на амортизацию оборудования об И ам = Н ам К об , об — нормы амортизации оборудования, %; Коб — балансовая стоимость где Н ам оборудования; б) издержки на ремонты оборудования включают стоимость запчастей и зарплату рабочих с начислениями; в) издержки на обслуживание оборудования È îáñ = È îá + Ô α ñîö . , где Ф — фонд заработной платы обслуживающего персонала; α страх — доля отчислений на страховые взносы; Иоб – издержки на обслуживание (материалы, запчасти, комплектующие). г) издержки на вспомогательные материалы определяются в долях от затрат на обслуживание: И в.м = αв.м И обс , где α в.м — доля отчислений на вспомогательные материалы; д) издержки на энергию определяются на основе количества потребляемой энергии и тарифов; е) прочие издержки определяются в процентах от суммы всех статей, кроме материалов. Издержки на подготовку и освоение производства включают затраты на подготовку к производству новых видов продукции и проведение испытаний. Для расчетов цеховые затраты можно рассчитать, используя коэффициент цеховых затрат, рассчитанный по статистике за предыдущие годы в %. Цеховые затраты включают затраты на заработную плату цехового персонала с начислениями, амортизационные отчисления по цеховому оборудованию и др. Внепроизводственные затраты: И вп = Иоз (1 + αвп ) , где α вп — коэффициент внепроизводственных расходов, равный отношению всех внепроизводственных расходов предприятия к заводской себестоимости продукции, рассчитанный за аналогичный период прошлого года; И оз — общезаводские затраты. 6.8. Факторы снижения себестоимости энергетической продукции Снижение себестоимости является основным источником повышения рентабельности производства. Это особенно важно в условиях регулируемого рынка. Для снижения себестоимости могут быть проведены следующие мероприятия: 86 • реконструктивного характера (совершенствование); • режимного характера (выбор более выгодного состава оборудования, установление более выгодного распределения нагрузки между работающими энергогенерирующими агрегатами); • энергосберегающего характера, направленные на использование теплоты уходящих газов, отработанного пара и др.; • направленные на снижение потерь: а) топлива при хранении и транспортировке, б) энергетической продукции при передаче ее потребителю и расходуемой на собственные нужды, в) материалов и масел; • организационно-технического характера — механизация и автоматизация производственных процессов и ремонтных работ, укрупнение и объединение мелких административно-управленческих отделов. В условиях проектирования факторами снижения себестоимости могут быть: 1) повышение единичной мощности энергогенерирующего оборудования и предприятия в целом; 2) применение безотходных производств; 3) применение комбинированных энергетических и энерготехнологических установок; 4) разработка рациональных схем топливо- и энергоснабжения, включая использование возобновляемых энергетических ресурсов; 5) рациональная организация строительства, включающая сокращение сроков строительства, использование местных строительных материалов. Целесообразность проведения этих мероприятий должна быть установлена на основе технико-экономических расчетов. ЛЕКЦИЯ 5 7.1. Электроэнергетический рынок Электроэнергетический рынок — это сфера деятельности по купле-продаже следующих основных видов продукции и услуг: электрической энергии, электрической мощности, услуг по транспортировке и распределению электроэнергии, технологических услуг, связанных с обеспечением надежного функционирования основной электросети и поддержанием качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне, услуг по сбыту энергии (включая расчеты и измерения), услуг по повышению энергоэффективности, предоставляемых потребителям. Таким образом, электроэнергетический рынок представляет собой систему рынков с весьма разнообразными характеристиками: видом и характеристиками товаров, правилами купли-продажи, географией и инфраструктурой. Эти рынки характеризуются большими масштабами и по территории, и по объему продаж. Вследствие «естественного монополизма» электроэнергетики рынки складываются не стихийно, а в результате целенаправленной деятельности; их организация требует больших затрат разнообразных ресурсов и, в принципе, становится возможной лишь при достаточно высоком уровне технологического развития самой отрасли. Электроэнергетический рынок включает в себя следующие виды рынков: • новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (НОРЭМ), • рынок системных услуг, • рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети, • рынок производных финансовых инструментов, • рынок энергосервисных услуг, • розничный рынок электроэнергии. 87 Для нормального функционирования рынка необходимы соответствующие технологическая и организационная инфраструктуры. Технологической инфраструктурой электроэнергетических рынков служат электрические сети разных классов напряжения, обеспечивающие физическую поставку электроэнергии. Организационной инфраструктурой служат специализированные организации: коммерческий и системный (технологический) операторы рынка. Они осуществляют текущее управление рынком электроэнергии. Коммерческий оператор отвечает за осуществление коммерческой деятельности на оптовом рынке: ценообразование, договоры, финансовые отношения. Системный оператор отвечает за надежную работу основной электрической сети рынка и обеспечение физических поставок электроэнергии в соответствии с заключенными договорами. Рынок системных услуг это один из инструментов (механизмов) поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования энергосистемы. Целью работы рынка системных услуг является поддержание заданных технических параметров энергосистемы. Рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети — финансовыми правами на передачу (ФПП) —позволит создать прозрачный рыночный механизм распределения ограниченного ресурса — пропускной способности электрических сетей, а также механизм поддержки частных инвестиций в строительство и развитие сетей с целью минимизации данных ограничений. Предполагается, что ФПП будут реализовываться на конкурентных аукционах. Рынок производных финансовых инструментов позволит создать систему управления ценовыми рисками в рыночной электроэнергетике. Основной инструмент — форвардный контракт (двухсторонний договор). Поиск контрагентов по таким договорам будет происходить путем непосредственного общения продавцов и покупателей. На этом рынке потребители, например, могут заключить договор на регулирование нагрузки ("потребители с управляемой нагрузкой"). В случае резкого всплеска потребления электроэнергии Системный оператор может ограничить подачу энергии такому потребителю. Производители могут заключить договоры на поддержание частоты и напряжения в сети, обеспечение резервов мощности и т.д. Энергосервисные рынки формируются на базе ранее существовавших специализированных организаций и вновь создаваемых структур, в том числе центров инжиниринговых услуг, энергоремонтных и строительно-монтажных компаний. Новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (НОРЭМ) Началом функционирования существующей модели оптового рынка электроэнергии в Российской Федерации считается 1 ноября 2003 года, дата вступления в силу Постановления Правительства РФ от 24 октября 2003 года № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода». С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» введена в действие новая модель оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода, получившая название НОРЭМ — новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (в настоящее время употребительной является аббревиатура ОРЭМ). Эта модель предполагала существования трёх секторов торговли электроэнергией: - долгосрочных двусторонних договоров; - рынок на сутки вперёд (РСВ); - балансирующий рынок (БР). Следует отметить, что введение в действие новой модели функционирования оптового рынка предполагает формирование рынка мощности – отдельного от электроэнергии товара, реализация и оплата которого должна осуществляться на договорных основаниях, в связи с этим с 1 июля 2008 года был запущен долгосрочный рынок мощности. Основной задачей рынка мощности - обеспечение в кратко-, средне- и долгосрочной перспективе в единой 88 энергетической системе России такого количества действующих генерирующих мощностей, которого достаточно для покрытия всего потребления электроэнергии. Состав и структура оптового рынка электроэнергии представляет собой единый механизм, обеспечивающий синхронное взаимодействие между участниками и инфраструктурными организациями рынка электроэнергии (мощности). С 1 сентября 2010 г. запущена новая либерализованная модель оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности). Формирование конкурентного рынка электроэнергии является необходимым условием привлечения частных инвестиций в развитие электроэнергетики России. Действующая модель рынка электроэнергии (мощности) имеет целью обеспечить условия для покупки/продажи лимитированного объема электроэнергии в соответствии со сложившимся порядком ведения договорных отношений. При этом у участников появляется возможность покупки/продажи оставшейся части на свободном рынке без ограничений объемов, а также возможность отказа (в пределах установленных минимальных объемов покупки по регулируемым ценам) покупателей от регулируемых поставок. В новой системе принципиальную основу функционирования рынка составляют свободные конкурентные отношения, а не регулируемые. Эта модель предполагает наличие трех основных сегментов, представленных на рис. 7.1, различающихся механизмами торговли: Долгосрочный рынок двусторонних договоров • Стороны договоров фиксируют цены и объемы поставок, несут обязательства по оплате потерь и системных ограничений Краткосрочный рынок «на сутки вперед» • Участники покупают (продают) необходимый объем электроэнергии по цене аукциона Результаты аукциона – суточные почасовые плановые графики производства (потребления) Балансирующий рынок • • Обеспечение баланса производства и потребления в реальном времени с минимальными затратами на компенсацию отклонений от суточных плановых графиков на основе конкурентного отбора Рис. 7.1. Модель действующего оптового рынка электроэнергии • долгосрочный рынок регулируемых договоров (РДД); • краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ); • балансирующий рынок (БР). Основным сегментом ОРЭМ является рынок долгосрочных договоров, на котором продается более 90% электроэнергии. Рынок «на сутки вперед» и балансирующий рынок предназначены для реализации излишков электроэнергии, которые образуются вследствие отклонения фактического потребления от запланированного ранее. С 1 января 2011 года на ОРЭМ электроэнергия и мощность поставляются по свободным (нерегулируемым) ценам, за исключением поставок потребителям - населению. 89 ОРЭМ разделен на сектора по географическому принципу на Европейскую часть, включая Урал, и Сибирь. Кроме того, оптовый рынок действует автономно на территории Дальнего Востока. Субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности Субъект оптового рынка – юридическое лицо, соответствующее требованиям, предъявляемым к субъектам оптового рынка, внесенное в реестр субъектов оптового рынка и подписавшее договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. Поставщики Поставщик электрической энергии и мощности – генерирующая компания или организация, имеющая право продажи производимой генерирующими компаниями электрической энергии (мощности), или организация, осуществляющая экспортно-импортные операции, или иная организация, генерирующее оборудование которой зарегистрировано в НП «АТС», получившая статус субъекта оптового рынка и право участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке. Необходимые критерии участия в оптовом рынке электроэнергии (мощности) для генерирующих компаний: установленная мощность не менее 25 МВт и в каждой предполагаемой группе точек поставки электрической энергии — не менее 5 МВт. Для потребителей и сбытовых компаний: мощность энергопринимающего оборудования — не менее 25 МВ⋅А и в каждой группе точек поставки — не менее 2 МВ⋅А. Кроме того, организации, планирующие участвовать на оптовом рынке, должны выполнить все необходимые технические требования, в том числе обеспечить наличие технической возможности проводить коммерческий учет электроэнергии. Поставщики и покупатели электроэнергии на оптовом рынке – контрагенты по регулируемым — договорам определяются НП «АТС». Покупатели Покупатель электрической энергии и мощности — энергосбытовая организация, энергоснабжающая организация или крупный потребитель электрической энергии, или гарантирующий поставщик, или организация, осуществляющая экспортно-импортные операции, или иная организация, получившая статус субъекта оптового рынка и право участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке. Покупателями могут быть крупные конечные потребители: промышленные предприятия, предприятия ЖКХ, которые получили статус субъекта оптового рынка. Рынок мощности Мощность самостоятельный предмет торговли по регулируемым договорам (РД). Поставщик продает ежемесячно величину мощности равную, максимальной располагаемой мощности его генерирующего оборудования. Рынок мощности является частью конструкции целевого оптового рынка. Его цель — стимулирование долгосрочных программ модернизации и расширения производства, жизненно необходимых в связи с увеличивающимся потреблением электроэнергии. Торговля мощностью осуществляется в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии. Мощность и потребленная электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. В 2008 г. произошел запуск рынка мощности; до 2012 г. на этом рынке будет использоваться только регулируемое ценообразование. Все покупатели электроэнергии обязаны заключать договоры на поставку мощности. Механизмы ценообразования на рынке электроэнергии Технологическая сложность электроэнергетики, обуславливающая принципиальную невозможность отказа от «естественного монополизма» в сфере передачи и распределения энергии и необходимость «организации» конкурентных отношений в сфере производства энергии, порождает разнообразие форм и методов ценообразования. На рис. 7.2 и 7.3 90 представлены сферы свободного и регулируемого ценообразования. Основной принцип организации конкуренции в сфере производства энергии – установление ценовых пределов вследствие принципиальной невозможности ценовой конкуренции между энергоустановками, использующими различные способы преобразования энергии. На электроэнергетических рынках используются разнообразные механизмы ценообразования, учитывающие специфику взаимоотношений продавцов и покупателей товаров (услуг) на конкретном рынке. Основным механизмом ценообразования на рынке электро- и теплоэнергии должен быть механизм долгосрочных договоров, который создает предпосылки для эффективного и надежного функционирования систем энергоснабжения и вследствие этого соответствует стратегическим интересам энергокомпаний и потребителей. Этот механизм реализуется в сегменте долгосрочных договоров ОРЭМ. Сферы свободного ценообразования Большая часть генерации (в ценовых пределах, установленных государством) Торговля генерирующей мощностью Часть сбыта Рис. 7.2. Сферы свободного ценообразования Диспетчеризация Передача Услуги по обеспечению системной надежности Сбыт в условиях ограничения или отсутствия конкуренции Сферы регулируемого ценообразования Выработка тепловой энергии Сбытовые надбавки Распределение Сбыт в условиях ограничения или отсутствия конкуренции Генерация в условиях ограничения или отсутствия конкуренции Рис. 7.3. Сферы регулируемого ценообразования На рынке долгосрочных договоров действуют регулируемые и конкурентные механизмы ценообразования, при этом используются различные формы договоров: физические и финансовые. Физический договор представляет собой юридический документ, который содержит обязательства продавца и покупателя осуществлять поставку и приемку электроэнергии (мощности) в определенном объеме, точке поставки и периоде по согласованной (фиксированной) цене. Взаиморасчеты происходят по регулируемым тарифам или свободным (рыночным) ценам в соответствии с правилами функционирования рынка. Финансовый договор представляет собой юридический документ, который содержит информацию об установленной цене поставляемой электроэнергии (мощности) по обоюдной договоренности покупателя и продавца. Если реальная цена отклоняется от принятой в документе, производятся корректирующие взаиморасчеты. На рынке «на сутки вперед» (РСВ) действует механизм ценообразования на основе установления равновесной цены. Равновесная цена получается в результате наложения ступенчатых графиков совокупного спроса и совокупного предложения на основе поданных заявок. Каждая заявка обязательно содержит указание объема поставки (покупки) 91 электроэнергии и содержит или не содержит указание цены. Если цена не указывается, то электроэнергия продается (покупается) по установившейся на рынке цене. За одни сутки вперед АТС проводит конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков (потребителей). Указанный отбор проводится в виде описанной процедуры установления равновесной цены. Расчеты проводятся специальной компьютерной программой, которая применяет способ формирования равновесной цены на основе принципа максимизации совокупного дохода участников рынка (с учетом потерь и ограничений при передаче электроэнергии). Графическая интерпретация ценовой заявки на РСВ продавца представлена на рис. 7.4, а. б. в. Рис. 7.4а. Заявка продавца на РСВ Графическая интерпретация ценовой заявки на РСВ покупателя представлена на рис. 7.4, Рис. 7.4б. Заявка покупателя на РСВ Графическая интерпретация определения равновесной цены РСВ представлена на рис. 7.4, Рис. 7.4в. Определение равновесной цены РСВ для одного часа Балансирующий рынок (БР) — это сегмент конкурентного ОРЭМ, предназначенный для компенсации отклонений фактических объемов производства (потребления) электроэнергии от плановых, определенных для РСВ в связи с вероятностным характером нагрузки. Основной его задачей является поддержание баланса между производством и потреблением в реальном времени. В принципе в БР принимают участие все субъекты ОРЭМ, но в формировании цен участвуют не все, а только потребители и продавцы с регулируемой нагрузкой. 92 На основе обработки заявок участников с помощью оптимизационной модели маржинального ценообразования на каждый час (по методу относительных приростов) по правилам БР все потребители, снижающие нагрузку, и генераторы, увеличивающие выработку, получают премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики, сокращающие выработку, – платят. В перспективе этот сектор конкурентного рынка станет основным. Розничный рынок Розничные рынки функционируют в пределах регионов, т.е. субъектов РФ. Основными участниками розничного рынка являются: потребители электрической энергии (промышленные предприятия, бюджетные организации); гарантирующие поставщики; независимые энергосбытовые организации; энергоснабжающие организации (совмещают деятельность по купле-продаже электроэнергии с ее передачей); электросетевые организации; независимые производители-продавцы электроэнергии (не имеющие по уровню установленной мощности статус субъекта оптового рынка); СО и субъекты ОДУ в технологически изолированных территориальных энергосистемах; администратор региональной торговой системы (АРТС). Гарантирующий поставщик (ГП) страхует риски потребителей от повышения цен, обязан заключать договоры энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии) в своей зоне деятельности с любым обратившимся к нему покупателем, а также с потребителями-гражданами (в том числе и по причине отказа в обслуживании энергосбытовой организацией). В общем случае зона деятельности ГП — территория субъекта Федерации. По мере либерализации розничного рынка необходимость в ГП отпадет, а роль энергосбытовых компаний будет возрастать. Администраторы региональной торговой системы (АРТС) должны будут проводить организованные торги (аукционы), позволяющие покупателям получать более выгодные условия поставки электроэнергии. Энергосбытовые компании (ЭСК) осуществляют поставку электроэнергии по нерегулируемым ценам. Покупатели и ЭСК свободны в выборе контрагентов. ЭСК покупает электроэнергию на оптовом рынке или на основе двухсторонних договоров у других ЭСК или ГП. Среди ЭСК на региональном рынке развиваются конкурентные отношения. Конкуренция может носить как ценовой, так и неценовой характер. ЭСК для покупателей разрабатывает тарифное меню, учитывающее особенности режима их энергопотребления, предлагает дополнительные услуги. Механизмы ценообразования на розничном рынке электроэнергии На розничном рынке электроэнергии действуют как механизм централизованного ценообразования — в рамках тарифного регулирования, так и рыночного свободного. На рис. 7.5 представлена схема формирования цены электроэнергии и формула расчета для конечного потребителя, приобретаемой на оптовом рынке по регулируемым и нерегулируемым ценам. 93 Параллельная рынков с 1 сентября 2006 либерализация оптового и розничных Рис. 7.5. Формирование цен на электроэнергию для потребителей розничного рынка Трансформация оптовых нерегулируемых цен в розничные в действующей системе регулирования тарифов может осуществляться следующими методами: 1) экономически обоснованных расходов (затрат); 2) экономически обоснованной доходности инвестированного капитала; 3) индексации тарифов. При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования. При расчете тарифов с использованием метода экономически обоснованных расходов валовая прибыль должна соответствовать экономически обоснованному уровню доходности инвестированного капитала организаций, осуществляющих регулируемую деятельность. Рассчитанные таким методом тарифы не должны превышать предельных максимальных уровней тарифов. Экономически обоснованный уровень доходности инвестированного капитала определяется регулирующим органом на основании прогноза уровня инфляции, принятого при формировании федерального бюджета на очередной финансовый год с учетом стоимости долгосрочного заемного капитала, сложившейся на финансовом рынке в отчетный период. Указанный уровень доходности не должен превышать действующую ставку рефинансирования Центрального банка РФ, но не может быть ниже минимальной доходности облигаций федерального займа по состоянию на 1 июля последнего отчетного года. При расчете тарифов с использованием метода индексации подлежат перерасчету ранее утвержденные предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни тарифов и тарифы на продукцию (услуги) организаций, осуществляющих регулируемую деятельность. Если уровень инфляции (индекс потребительских цен), определенный в прогнозе социально-экономического развития РФ, не превышает 12 % в год в расчетном периоде регулирования, регулирующие органы вправе применять при регулировании тарифов метод индексации тарифов (в том числе на срок более одного года) на основе прогнозируемого уровня инфляции (индекса потребительских цен). При применении указанного метода учитывается ряд факторов, которые могут повлиять на величину тарифа: изменения состава и (или) объемов финансирования инвестиционной программы; отклонения фактических цен на топливо от прогнозных; отклонения фактического индекса потребительских цен от принятого при установлении тарифов прогнозного индекса; изменения нормативных правовых актов, включая налоговое 94 законодательство, влияющие на размеры расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность. Система тарифного регулирования услуг на передачу имеет ряд специфических особенностей. На розничном рынке при установлении тарифа на оплату услуг по передаче электроэнергии с 2008 г. начинает использоваться котловой метод. Использование этого метода предполагает установление единого тарифа для всех потребителей одного напряжения, а оплата услуг производится на основе взаиморасчетов между ними. Взаиморасчеты предполагают учет количества потребленной энергии, дальность передачи, величину потерь. Для компенсации инвестиционных затрат сетевых организаций используется тариф на подключение для вновь подключающихся потребителей. Исследование мирового опыта тарифного регулирования услуг Региональных сетевых компаний по передаче электроэнергии показало, что, несмотря на множество вариантов, различают два классических подхода: регулирование нормы прибыли на вложенный капитал (rate of return regulation) и стимулирующее регулирование (incentive regulation), или, иначе, регулирование по результатам деятельности, которое подразделяется на: регулирование по «эталонной организации» (yardstick regulation), индексацию тарифов (price-cap regulation), индексацию доходов (revenue-cap regulation), меню регулирования (menus). Действующая система тарифного регулирования постоянно совершенствуется с целью повышения эффективности решения задач стимулирования потребителей к внедрению энергосберегающих технологий и более рационального использования электроэнергии и мощности. 7.2. Основы ценообразования в энергетической отрасли Цена — это фундаментальная экономическая категория, которая представляет собой денежное выражение стоимости единицы товара, т.е. это количество денег, за которое продавец согласен продать, а покупатель купить товар. Ценообразование — процесс формирования цен на товары, характеризуемый методами, способами установления цен. Различают две основные системы ценообразования: рыночное ценообразование на основе взаимодействия спроса и предложения и централизованное государственное ценообразование на основе назначения цен государственными органами. Характер взаимодействия спроса и предложения определяется типом модели рыночных отношений. В энергетической отрасли используются оба способа ценообразования. В электроэнергетической отрасли функционирует система энергорынков. Она включает потребительский, оптовый и организованный конкурентный рынки. На потребительском и оптовом энергорынках ценообразование осуществляется в форме тарифного регулирования специальными государственными органами: Региональными энергетическими комиссиями (РЭК) и Федеральной службой по тарифам (ФСТ). На конкурентном рынке ценообразование осуществляется под воздействием ценовой конкуренции, в результате чего устанавливается равновесная цена. Реализация тепловой энергии осуществляется через потребительский и локальный рынки. Оба рынка регулируются Региональными энергетическими комиссиями. Цены на энергетическую продукцию называют тарифами (по аналогии с отраслями, оказывающими услуги производственного характера: связь и транспорт). Тарифы, или тарифные ставки, устанавливаются дифференцированно по видам потребителей (население, сельское хозяйство, промышленность, общественные организации) и в зависимости от режима энергопотребления. Понятие цены и тарифа на продукцию энергохозяйства промышленного предприятия возникает только в тех случаях, когда эта продукция продается на сторону, т.е. внешним потребителям или заводским потребителям внутри завода при внутризаводском коммерческом расчете. В большинстве случаев промышленная энергетика является частью промышленных предприятий и служит для энергообеспечения производства. При этом для энергоносителей: 95 пар, горячая вода, электроэнергия — либо устанавливаются внутренние, так называемые трансфертные цены, либо отпуск энергии технологическим цехам оценивается по себестоимости. Поскольку промышленные предприятия устанавливают цену на конечную продукцию, прибыль формируется на уровне предприятия с последующим распределением между технологическими, энергетическими и другими подразделениями. Ценообразование на энергетическую продукцию, как и на любую другую, происходит по определенным экономическим законам, действительным и для промышленной энергетики. Любой производитель должен получить за свою продукцию денежную сумму, необходимую для покрытия издержек производства и получения минимальной прибыли — для замены оборудования, развития производства и т.п. Тогда цена на продукцию энергохозяйства промышленного предприятия, называемая ценой производства Ц, руб/ед. пр., может быть представлена как сумма себестоимости s и минимальной (нормативной) прибыли Пн: Ц = s + Пн . В простейших случаях внутризаводского коммерческого расчета энергетики устанавливают именно такую минимальную цену на энергию и энергетические услуги. Когда промышленная энергетика выходит на внешний рынок (оказание ремонтных услуг, продажа газа в баллонах и т.п.), то вступают в силу экономические законы спроса и предложения. Если продается один вид энергии, то цена на нее определяется по формуле: НВВ Т ос = (руб./Гкал.), Qотп. потр где Qотп.потр – объем тепловой энергии отпущенной потребителям (Гкал); НВВ – необходимая валовая выручка (тыс. руб.). В случае получения энергии от энергосистемы промышленное предприятие покупает ее на основе договора энергоснабжения или на оптовом рынке. При установлении цен на энергетическую продукцию нужно учитывать особенности энергетического производства: 1) себестоимость продукции меняется под влиянием изменения структуры генерирующих мощностей и используемых энергоресурсов. Это вызывает необходимость установления дифференцированных цен по районам и регионам для обеспечения нормальных уровней рентабельности; 2) себестоимость единицы энергетической продукции зависит от момента времени ее производства. Это связано с тем, что в зависимости от режима потребления в энергосистеме необходима различная установленная мощность оборудования, а следовательно, и различные эксплуатационные расходы. В соответствии с этим тарифы и цены на энергию для потребителей, имеющих разный режим работы, следует устанавливать различными. Себестоимость электрической энергии состоит из постоянных и переменных расходов: • распределение переменных расходов между потребителями производится пропорционально количеству потребленной энергии; • распределение между потребителями постоянных расходов, не зависящих от выработки энергии, распределяется по показателю, отражающему участие этих потребителей в образовании максимума нагрузки энергосистемы. Однако учет нагрузки каждого потребителя на момент максимума нагрузки возможен только для крупных потребителей с присоединенной мощностью более 750 кВ·А. Присоединенная мощность — это сумма мощностей всех потребительских трансформаторов и аппаратов, получающих электроэнергию непосредственно из сети энергосистемы. Для этих потребителей показателем распределения постоянных расходов принимается заявленная мощность, представляющая собой наибольшую получасовую мощность в киловаттах, отпускаемую потребителю в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы. 96 Тариф на электроэнергию, который устанавливается в соответствии с характером образования себестоимости (постоянные и переменные расходы), называется двухставочным тарифом: Т э = Tо Рм + Т д Эг , где Т о — основной тариф (ставка за мощность, руб/кВт) за 1 кВт заявленной мощности; Рм — заявленная мощность, кВт; Т д — дополнительный тариф (ставка за единицу потребленной энергии), руб/(кВт⋅ч), Эг — объем потребляемой за год электроэнергии, кВт⋅ч. Применение двухставочного тарифа, во-первых, обеспечивает покрытие условнопостоянных расходов производителей электроэнергии, во-вторых, стимулируется сглаживание графика нагрузки потребителей. Уплотнение графика электрической нагрузки потребителей приводит к повышению числа часов использования генерирующего оборудования и надежности электроснабжения за счет роста эксплутационного резерва, к снижению себестоимости производства энергии за счет уменьшения условно-постоянной составляющей, вследствие чего происходит снижение среднего тарифа за потребленную электроэнергию. Это легко видеть из анализа формулы двухставочного тарифа: Т ср = То Рм + Т д = Т о / h max + Т д , Эг где Эг = Pм h max ; h max — число часов использования заявленной мощности. Для мелких промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВ·А и других потребителей при расчетах за электроэнергию установлены одноставочные тарифы. Плата за электроэнергию рассчитывается по формуле П э = Т д Эг . Для коммунально-бытовых потребителей, оснащенных специальными счетчиками, введены дифференцированные тарифы для дневного и ночного потребления электроэнергии. Введены также многоставочные тарифы и для промышленных объектов. Установлены повышенная плата за потребление в часы прохождения максимума суточного графика электрических нагрузок и льготы за потребление в ночные часы. В этом случае плата составит: П э = Т о Pм + Эм Т м + Эн Тн + (Эг − Эм − Эн )Т д , где Эм , Т м — энергопотребление и повышенный тариф в период максимума графика нагрузки потребителей; Эн ,Т н — энергопотребление и тариф в период минимальной нагрузки (ночью). Введение многоставочных тарифов приводит к выравниванию графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и технико-экономические показатели работы энергопроизводителей. Тарифы в настоящее время дифференцированы и в зависимости от напряжения. Для высокого напряжения тарифы ниже. Тарифы на теплоту дифференцируются по энергосистемам, видам и параметрам теплоносителя. Расчеты с потребителем производятся по одноставочному тарифу, величина которого зависит от определенных параметров пара и горячей воды. При снижении параметров потребляемого пара снижается и тариф, так как отпуск теплоты с паром более низких параметров повышает выработку электрической энергии по теплофикационному циклу, что приводит к экономии топлива и снижению эксплуатационных расходов. Плата за тепловую энергию определяется по формуле П т.э = Т т.э Q , где Т т.э — тариф за каждый 1 ГДж (ГКал) полученной теплоты, руб/ГДж (ГКал); Q — количество потребленной тепловой энергии. Тариф устанавливается, исходя из потребностей конечного потребителя. При регулировании тарифов могут устанавливаться: - тарифы (фиксированные размеры тарифов на единицу продукции, работ, услуг); 97 - предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов. Основные методы тарифного регулирования в соответствии с Постановлением Правительства (ПП-109): 1) метод экономически обоснованных расходов (затрат); 2) метод экономически обоснованной доходности инвестированного капитала; 3) метод индексации тарифов. Необходимо отметить, что метод экономически обоснованных расходов и метод индексации тарифов применяются при расчете тарифа на прогнозный период в соответствии с Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида услуг и расчетного объема производства соответствующего вида услуг за расчетный период регулирования. Расчетный годовой объем оказываемых услуг определяется исходя из формируемого Федеральной службой по тарифам сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс). Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета. В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с реализацией услуг, и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения). Вся выработанная тепловая энергия (Qвыр, Гкал) делится на: Qвыр = Qсн + Qотп = Qсн + Qпот + Qотп.потр, Где Qcн - расход тепловой энергии на собственные нужды; Qотп - отпуск тепловой энергии в сеть, в том числе Qпот - количество тепла, теряемое тепловыми сетями при транспортировании теплоносителя от котельной до потребителя. При установлении тарифов в сфере теплоснабжения должны быть учтены нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии, утвержденные Министерством энергетики РФ; Qотп.потр - реализация тепловой энергии потребителям. В настоящее время в ряде систем теплоснабжения проводятся разработка и внедрение двухставочных тарифов на теплоэнергию. Общие подходы к их разработке и установлению аналогичны используемым в электроэнергетике. Таким образом, хотя в энергетической отрасли используются различные подходы к ценообразованию, государство обязательно в той или иной степени выполняет регулирующую функцию при установлении тарифов на электро- и теплоэнергию. Система цен и тарифов на энергопродукцию должна стимулировать снижение издержек производителей и экономное расходование энергии потребителей. Ценообразование должно быть гибким и учитывать специфику производства и потребления электроэнергии в интересах общества, стимулируя снижение издержек и сдерживая рост тарифов. 10.1. Методы и принципы планирования. Виды планов Планирование — это разработка и установление руководством предприятия системы количественных и качественных показателей, определяющих темпы, пропорции и тенденции развития данного предприятия как в текущем периоде, так и на перспективу. Планирование, административное управление и координация деятельности предприятия — одна из важнейших функций менеджмента. 98 В современном понимании планирование — это умение определить цели, разработать мероприятия для их достижения, оценить потребность в ресурсах для их реализации. На основе плана в дальнейшем осуществляются организация запланированных работ, мотивация задействованного для их выполнения персонала, контроль результатов. Для того чтобы планирование было эффективным, т.е. способствовало успеху фирмы в конкурентной борьбе, повышению ее конкурентных преимуществ, необходимо опираться на научные принципы планирования, которые должны соблюдаться при любом виде планирования, в том числе производственном. Принципы планирования определяют характер и содержание плановой деятельности на предприятии. 1. Принцип единства предполагает единое направление плановой деятельности на предприятии. Этот принцип реализуется при системном подходе к планированию. 2. Принцип участия показывает, что каждый работник предприятия становится участником плановой деятельности независимо от должности и выполняемых функций. 3. Принцип непрерывности означает, что процесс планирования на предприятиях должен осуществляться постоянно. 4. Принцип гибкости взаимосвязан с принципом непрерывности и заключается в придании планам и процессу планирования способности менять свою направленность в связи с возникновением непредвиденных обстоятельств. Для осуществления принципа гибкости планы составляются так, чтобы в них можно было вносить изменения. Поэтому планы должны содержать резервы, так называемые «надбавки безопасности». 5. Принцип точности выражается в том, что всякий план должен быть составлен с такой точностью, чтобы он обеспечивал нормальную работу предприятия с учетом неизбежных изменений внешних и внутренних условий. Очевидно, что точность плана должна соответствовать точности исходной информации. В практике управления производственно-хозяйственной деятельностью предприятий используются различные методы планирования: • балансовый; • расчетно-аналитический; • экономико-математического моделирования; • графоаналитические; • программно-целевой. Балансовый метод планирования обеспечивает установление связей между потребностями в ресурсах и источниками их покрытия, а также между разделами плана. Например, балансовый метод увязывает производственную программу с производственной мощностью предприятия, трудоемкость производственной программы с численностью работающих. На предприятии составляются балансы производственной мощности, рабочего времени, материальный, энергетический, финансовый и др. Расчетно-аналитический метод используется для расчета показателей плана, анализа их динамики и факторов, обеспечивающих необходимый количественный уровень показателей. С помощью этого метода определяется базисный уровень основных показателей плана и их изменения в плановом периоде за счет влияния основных факторов, рассчитываются индексы изменения плановых показателей по сравнению с базисным уровнем. Метод экономико-математического моделирования применяется для разработки математических моделей, которые позволяют исследовать количественные и логические зависимости показателей от влияющих факторов, формировать альтернативные варианты планов и выбрать оптимальный. Графоаналитический метод дает возможность визуализации результатов экономического анализа графическими средствами. С помощью графиков выявляется количественная зависимость между сопряженными показателями, например между темпами изменения фондоотдачи, фондовооруженности и производительностью труда. Сетевые графики являются 99 разновидностью графоаналитических методов. С их помощью моделируется параллельное выполнение работ в пространстве и времени по сложным объектам, например реконструкция цеха, разработка и освоение новой техники и др. Программно-целевые методы позволяют составлять план в виде программы, т.е. комплекса задач и мероприятий, объединенных одной целью и приуроченных к определенным срокам. На основе ранжирования целей составляется граф типа «дерево целей», который является исходной базой для формирования системы показателей программы и оргструктуры управления ею. Результаты планирования представляют в виде системы планов. Система планов формируется на базе производственной программы работы предприятия. При разработке этой программы решаются следующие задачи. Задачи планирования производства 1. Планирование объемов выпуска продукции в течение планового периода. 2. Планирование путей развития производства в соответствии с тенденциями изменения рынка и с учетом внутренних факторов развития. 3. Обоснование производственной программы, которое включает: а) разработку балансов производственных мощностей; б) выбор оптимального варианта производственной программы по критерию минимума издержек. При этом должны рассматриваться различные варианты загрузки оборудования, использование ресурсосберегающих технологий, оптимизация запасов, рационализация обслуживания основного производства, мероприятия по повышению производительности труда; в) определение потребности в ресурсах: основных фондах, производственных площадях, материальных, трудовых и финансовых ресурсах для реализации производственной программы; г) разработку мероприятий по повышению качества продукции; д) расчет технико-экономических показателей производства: издержек производства, себестоимости продукции, показателей эффективности использования основных фондов и оборотных средств, производительности труда. Помимо структурного фактора системообразующим является также время. На основе этого фактора формируется следующая система планов для предприятия в целом и его подразделений: стратегический, среднесрочный, краткосрочный и оперативный. Эти планы различаются периодом планирования, т.е. продолжительностью планового периода. Периоды планирования в рыночных условиях предприятие устанавливает самостоятельно. Обычно при разработке стратегических планов рассматривается перспектива от 3 до 5—7 лет. Для энергетической отрасли стратегия формируется на период до 20 лет. Среднесрочный план разрабатывается на 2—3 года в зависимости от характера производства, краткосрочный, или текущий, — на период до 1 года. Оперативный план разрабатывается на период до одной недели, а для электроэнергетики оперативный план разрабатывается по часам суток. 10.2. Балансовый метод планирования в теплоэнергетике Состояние энергетического хозяйства и возможные перспективы его развития характеризуются многоуровневой системой энергетических балансов, обеспечивающих для рассматриваемого объекта (мира, страны, региона, отрасли, предприятия, цеха, установки и т.п.) согласование прихода и расхода всех видов энергии по всем фазам ее преобразования в границах данного объекта. Баланс — это равенство между приходом и расходом. Термин «энергетический баланс» означает полное количественное равенство в данный момент времени между расходом и приходом топлива и энергии в энергетическом хозяйстве. Принципиальная структура энергетического баланса приведена в табл. 10.1. Задача энергетического баланса — обеспечение количественного согласования потребностей в энергетических ресурсах и возможностей их производства на протяжении планируемого периода. 100 ИТОГО Ядерное топливо Нефть, газ Побочные ресурсы Электростанции Котельные Установки непосредственного потребления топлива Итого: Твердое топливо Гидроэнергия Электротехнологи ческие ИТОГО ые Химические Высокотемператур ные Среднетемператур ные Низкотемпературн Силовые Осветительные Сущность баланса состоит в определении потребности в каком-либо виде продукции и установлении источников покрытия этой потребности. Балансы бывают: 1) материальные (в натуральном выражении), например по металлу, топливу, сельскохозяйственной продукции и т.п. 2) общеэкономические: баланс рабочей силы, денежных расходов и доходов и т.п. Таблица 10.1 Принципиальная схема энергетического баланса Энергопотребляющие Энергетические Виды расходуемых процессы установки энергоресурсов Для энергетики материальными балансами являются: баланс топливных ресурсов, балансы по видам энергии, в том числе баланс тепловой энергии, баланс электрической энергии. Энергетический баланс охватывает все элементы энергетического хозяйства от источника получения первичных ресурсов до полезного использования всех видов энергии. При составлении энергетических балансов учитываются также экспорт и импорт энергоресурсов и электроэнергии. Энергетический баланс, как любой баланс, содержит расходную и приходную части. Расходная — отражает потребность в топливе, электроэнергии, тепловой энергии различных параметров. Приходная часть определяет уровень добычи и производства топливноэнергетических ресурсов, необходимых для удовлетворения этих потребностей. Энергетический баланс классифицируется по следующим признакам: по стадиям энергетического потока — добыче, переработке или преобразованию и конечному использованию; по энергетическим установкам и объектам — обогатительным фабрикам, электростанциям, котельным, промышленным предприятиям и др.; по целевому назначению — силовым, тепловым, электрохимическим и электрофизическим процессам, освещению; по использованию — полезная энергия, потери; по экономике в целом и отдельным отраслям промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Топливно-энергетический баланс — это баланс производства и потребления всех видов топлива и энергии. Он предусматривает обеспечение потребителей по отраслям промышленности, по экономическим районам, крупным территориям с учетом наиболее эффективного использования ресурсов. В топливно-энергетических балансах все виды энергии и топлива обычно выражаются в сопоставимых единицах — тоннах условного топлива (т у.т.), при этом энергия ГЭС и АЭС 101 учитывается по среднему удельному расходу топлива на отпущенный 1 кВт·ч с шин ТЭС в соответствующий год. Баланс электроэнергии — это баланс потребности экономики в электроэнергии и производства ее различными типами электростанций: бл.с Эсвыр + Эвыр + Эпок = Эпотр + Эпрод + ∆Эпот ; n с.х г Эпот = ∑ Эп.п i + Э тр + Эс.х пр + Эк.б + Эк.б , где i =1 Эсвыр — количество электроэнергии, выработанное энергосистемой; Эбл.с выр — количество электроэнергии, выработанное блок-станцией; Эпок — количество покупной электроэнергии; Эпотр — количество потребленной электроэнергии; Эпрод — количество электроэнергии, проданной в другие энергосистемы; ∆Эпот — величина потерь в энергосистеме; Э тр — количество электроэнергии, потребленной на транспорте; n ∑ Эп.п i i =1 — количество электроэнергии, потребленной промышленными предприятиями, которое определяется электроемкостью и графиком потребления технологической системы предприятия; Эс.х пр — количество электроэнергии, потребленной сельским хозяйством на производственные нужды. Это сезонный потребитель, режим потребления которого зависит от вида сельскохозяйственной деятельности (полеводство, животноводство); Эс.х — количество электроэнергии, к.б потребленной коммунально-бытовыми сектором в сельском хозяйстве; Эгк.б — количество электроэнергии, потребленное городским коммунально-бытовым хозяйством. Зависит от размера города, степени использования электроплит и электроотопительных приборов, от развития города, этажности домов и т.п. В приходной части баланса — производство электроэнергии различными станциями, а в расходной части — суммарная потребность в электроэнергии всех потребителей. Расходная часть баланса должна быть равной приходной: Эвыр = Эрасх. Расходная часть электробаланса разделяется по отраслям народного хозяйства (табл. 10.2). Таблица 10.2 Энергобаланс по отраслям народного хозяйства Приходная часть Расходная часть ТЭС Промышленность АЭС Строительство ГЭС Транспорт Другие электростанции Сельское хозяйство Коммунально-бытовые нужды ИТОГО: Итого полезный отпуск: Потери в электрических сетях и расход на собственные нужды Итого: Экспорт ВСЕГО: Баланс электроэнергии неразрывно связан с балансом электрической мощности — балансом максимальной нагрузки потребителей и генерирующих мощностей с учетом рациональной величины резерва, МВт: nст n i =1 i =1 с с ЛЭП ∑ N расп = ∑ Pmax + N пер + N рез + ∑ N с.н + ∆N пот , 102 где nст с ∑ N расп — сумма располагаемых мощностей всех станций системы; ∑ Рmax — i =1 совмещенная сумма максимумов нагрузки энергосистемы; Nпер — передаваемая мощность в с — эксплуатационный резерв системы, который используется в другие энергосистемы; N рез n качестве аварийного резерва, ремонтного и нагрузочного резервов; ∑ Nс.н i =1 — потребление ЛЭП электроэнергии на собственные нужды станции; ∆N пот — компенсация потерь мощности в ЛЭП. Баланс тепловой энергии представляет собой баланс потребности в тепловой энергии и ее производства. Потребность в теплоте складывается из технологического теплопотребления, а также расхода на отопление, вентиляцию, кондиционирование воздуха и горячее водоснабжение (табл. 10.3). Таблица 10.3 Баланс тепловой энергии Приходная часть Расходная часть Электростанции Промышленное Котельные потребление Теплоутилизационные Потребление жилищноустановки коммунальным Тепловые насосы хозяйством Установки по сжиганию Потери в тепловых сетях мусора Итого Итого Наибольшую долю в покрытии потребности в тепле в экономике занимает централизованное теплоснабжение от ТЭЦ, от районных и промышленных котельных. Большая доля расходной части приходится на промышленность, причем на технологические нужды. К наиболее теплоемким отраслям промышленности относятся химическая, нефтеперерабатывающая, целлюлозно-бумажная и пищевая. Тепло, расходуемое на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, в общем расходе тепла по отдельным отраслям промышленности составляет: в машиностроении 30…90%; в металлургии 40…60%; в химической и нефтехимической отраслях ~ 20%; в пищевой промышленности 10…30%; в целлюлозно-бумажной ~ 10%. Баланс топлива представляет собой баланс добычи, переработки, транспорта и потребления топливных ресурсов. Расходная часть баланса топлива характеризует потребности в топливе (с учетом его взаимозаменяемости), непосредственно используемом в установках, группировку потребителей по их требованиям, предъявляемым к качеству топлива. Так как ряд энергетических и технологических установок может использовать только определенные виды топлива, то кроме общих топливных балансов составляются также балансы по отдельным видам топлива. Теплоэнергетический баланс и нормирование энергопотребления на промышленном предприятии. Под теплоэнергетическим балансом предприятия понимается общий энергетический баланс, из которого исключен электробаланс. Теплоэнергетический баланс имеет также две части: расходную и приходную. Расходная часть определяет потребность промышленного предприятия в топливе, теплоте, сжатом воздухе, кислороде, холодильных агентах, воде и т.п. Приходная часть определяет собственные источники удовлетворения этой потребности (от промышленной ТЭЦ, промышленной 103 котельной, компрессорной станции и т.п.) и получение их со стороны (с топливных баз, с районной ТЭЦ или котельной). Планирование расходной части теплоэнергетического баланса промышленного предприятия производится на основе его производственной программы и норм расхода энергоносителей (электроэнергия, пар, горячая вода, топливо). Норма расхода энергоносителей — это максимально допустимое количество энергоносителя, необходимое для производства единицы продукции установленного качества. Расчет потребности в энергоносителях на данный период времени (месяц, квартал, год) производится по формулам: Э = эV ; Q = qV ; B = bV ; W = wV , где Э, Q, B, W — потребность в электроэнергии, теплоте, топливе, сжатом воздухе за данный период времени, кВт·ч/период; т у.т/период; тыс. м3/период; э, q, b, w — норма расхода электроэнергии, теплоты, топлива, сжатого воздуха на единицу продукции: кВт·ч/ед. пр.; т у.т/ед. пр.; тыс. м3 /ед. пр.; V — объем продукции за данный период времени, ед. пр. Нормы расходов энергоносителей изменяются во времени и зависят от типа производства, структуры и характеристики продукции, совершенства технологического оборудования и степени его использования, степени автоматизации и др. К факторам, влияющим на снижение норм, относят: улучшение использования оборудования, увеличение единичной мощности агрегатов и повышение их КПД, переход на непрерывные технологические процессы, не требующие многократного охлаждения и нагрева материала, внедрение комбинированных и безотходных производств, использование автоматизированной системы управления технологическими процессами и предприятиями. На повышение норм влияют: увеличение доли энергоемких видов продукции (производство пластмасс, химических волокон и др.), ужесточение требований к качеству продукции, усложнение процессов термической обработки материалов, рост механизации производственных процессов, улучшение условий труда, защита окружающей среды, усложнение условий добычи сырья и др. Анализ норм показывает, что в зависимости от особенностей производств они изменяются в различных направлениях. По мере совершенствования технологии производства и внедрения энергосберегающих мероприятий происходит постепенное снижение норм энергоносителей. Так, для электроемких производств (производство алюминия, электростали, никеля, магния, титана и т.п.) характерным является снижение удельных расходов электроэнергии под влиянием мероприятий по экономии электроэнергии (модернизация, совершенствование и автоматизация процессов и оборудования и т.п.). Для топливоемких производств (предприятия черной металлургии и др.) основной тенденцией является снижение удельных расходов топлива при росте удельных расходов электроэнергии. Снижение удельных расходов топлива обеспечивается совершенствованием технологических процессов, более полным использованием вторичных энергоресурсов, дальнейшей автоматизацией и механизацией. Повышение удельных расходов электроэнергии определяется увеличением доли выпуска более электроемкой продукции (холодный листовой прокат, прокат с предварительной термообработкой), а также расходом энергии на механизацию и т.п. Для теплоемких производств (текстильное производство и др.) наблюдается снижение удельных расходов теплоты и повышение удельных расходов электроэнергии за счет механизации, автоматизации производственных процессов, использования кондиционированного воздуха, улучшения освещенности. Нормы расхода энергоносителей разделяются на индивидуальные и отраслевые. Индивидуальные нормы разрабатываются на предприятии применительно к конкретным условиям производства. Индивидуальные нормы разделяются на технологические, цеховые и общезаводские. 104 Технологические нормы включают затраты на технологический процесс — полезный расход, экономически обоснованные потери, расходы на разогревы и пуски после простоев. Цеховые нормы включают все расходы энергоносителей цеха, относимые на единицу продукции: затраты на технологический процесс, расходы на цеховой транспорт, покрытие потерь энергоносителей во внутрицеховых сетях, на отопление, кондиционирование воздуха и др. Общезаводские нормы учитывают то же самое в масштабах завода. Отраслевые нормы устанавливаются на соответствующие виды планируемой продукции и используются при составлении энергобалансов экономического района, страны. Отраслевые нормы на однородную продукцию, производимую на разных предприятиях, определяются по формуле q0 = q1V1 + q2V2 + ... + qnVn , V1 + V2 + ... + Vn где q1, q2, …, qn — общезаводские нормы на данную продукцию по первому, второму, …, nму промышленному предприятию; V1, V2, …, Vn — годовые объемы выпуска продукции соответственно. Важное значение в нормировании имеет выбор единицы продукции, на которую должна устанавливаться норма. На предприятиях (цехах), выпускающих один вид продукции, нормы расхода топлива (теплоты) целесообразно устанавливать на единицу продукции, выраженную в натуральных единицах (тонна, изделие, квадратный метр и т.п.) Предприятиям же с разнообразной продукцией общезаводские нормы удельных расходов топлива, теплоты устанавливаются на единицу основной продукции, остальные виды продукции с учетом их энергоемкости приводятся к основной. Энергетические балансы разделяются на плановые и отчетные. Плановые балансы служат для определения потребности в топливе, теплоте, электроэнергии (расходная часть балансов), разработки наиболее рациональных способов покрытия этой потребности (приходная часть балансов) и оценки экономичности принятого технического решения. Отчетные (фактические) балансы служат для анализа энергопотребления, выявления источников потерь, разработки мероприятий по экономии топлива, теплоты, электроэнергии и др. По периодам времени различаются балансы: а) текущие (на один год); б) перспективные (на ряд лет). 10.3. Оптимизация режимов работы электростанций Для планирования производственной программы генерирующих источников необходимо определить рациональные режимы их работы. Генерирующими источниками могут быть электростанции, энергоблоки, котло- и турбоагрегаты. Основным, нормальным режимом работы оборудования является установившийся режим, при котором обеспечиваются мощность и выработка энергии (тепловой или электрической) в соответствии с графиком нагрузки (соответствующим данному режиму) в заданный период времени. Одной из особенностей энергетического производства является необходимость обеспечения баланса между производством и потреблением электроэнергии и теплоты. Режимы работы электростанций определяются в результате распределения нагрузки между параллельно работающими в одной зоне графика нагрузки энергосистемы электростанциями, исходя из экономичности их работы. При планировании в качестве исходной информации используются графики для характерных суток рассматриваемого периода. При планировании производственной программы необходимо основываться на оптимальных режимах работы оборудования. Под оптимальным понимается такое распределение нагрузки между параллельно работающими генерирующими источниками, при котором обеспечивается минимальный расход энергоресурсов на выработку требуемого 105 количества энергии. В зависимости от целей (задач) оптимизации существует возможность минимизировать расходы по различным видам ресурсов: топливо, вода, тепло. Для определения оптимальных нагрузок используются методы математического моделирования. Одной из важнейших задач эксплуатации является оптимальное распределение электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы и отдельными их блоками и агрегатами. Экономико-математическая модель задачи оптимизации параллельно работающих генерирующих источников включает в себя следующие элементы: целевую функцию n E = E1 + E2 + ... + Ei + ... + En = ∑ Ei ⇒ min , (10.1) i =1 где n — количество генерирующих источников; Е1, …, Еn — расход энергоресурсов генерирующим источником, E1 = f (W1 ); E2 = f (W2 ); …; En = f (Wn ); Wi — отпуск энергии (нагрузка) i-го источника; уравнения ограничений а) балансовое W = W1+W2+…+Wn, (10.2) n где W= ∑Wi — заданное количество отпуска энергии (суммарная нагрузка всех i =1 агрегатов); б) в виде неравенств Wi min ≤ Wi ≤ Wi max . В общем случае уравнений ограничения может быть m при условии m < n. Если расходные характеристики генерирующих источников Ei являются непрерывными с непрерывно возрастающими производными при увеличении нагрузки Wi, то для решения задачи оптимального распределения нагрузок можно использовать метод множителей Лагранжа. Суть этого метода состоит в следующем. В описанную экономико-математическую модель включают вспомогательную функцию Ф = Е (W1, W2, …, Wn) + λ(W1 + W2 + … + Wn), (10.3) где λ — неопределенный множитель Лагранжа. Если уравнений ограничений больше одного, то Ф = Е (W1, W2, …, Wn) + ∑λj (W1 + W2 + … + Wn). (10.4) Необходимое условие минимума функции Ф при условии, что Wi являются независимыми переменными, определяется по формуле Отсюда ∂Ф ∂Ф ∂Ф ∂Ф = = ... = = ... = =λ. ∂W1 ∂W2 ∂Wi ∂Wn ∂E1 +λ =0, ∂W1 ∂E2 + λ = 0 , …, ∂W2 (10.5) ∂En +λ=0. ∂Wn Таким образом, минимальный расход энергоресурсов (тепла, топлива, водных ресурсов) на электростанции и в энергосистеме находится как экстремум функции (10.3) или (10.4), который определяется системой уравнений (10.5), получаемых дифференцированием подынтегрального выражения по переменным W1, W2, …, Wn. Используя условие (10.5), можно определить значение оптимальной нагрузки для каждого из генерирующих источников. Для обеспечения минимального расхода энергоресурсов нагрузка генерирующих источников должна быть такой, чтобы величина удельного прироста расхода энергоресурсов этих агрегатов была одинаковой: 106 ∂E1 ∂E2 ∂En  = r1; = r2 ; ...; = rn ; ∂W1 ∂W2 ∂Wn   r1 = r2 = ... = rn = r ,  (10.6) где n — количество генерирующих источников; r1, r2, …, rn — величины удельных приростов расхода энергоресурсов на генерирующих источниках 1, 2,…, n. Этот метод оптимального распределения нагрузок получил название метода относительных приростов. Он дает достаточную для практических целей точность при планировании производственной программы предприятий. На практике условие равенства относительных приростов обеспечивается только при распределении нагрузки между однотипными генерирующими источниками. Поэтому оптимальное распределение достигается при загрузке генерирующих источников в порядке возрастания относительных приростов. Для уточнения распределения нагрузок следует использовать нелинейные зависимости Ei от Wi. В этом случае требуется применение методов математического программирования. Чтобы применять этот метод, необходимо располагать энергетическими характеристиками агрегатов, устанавливающими зависимость расхода тепла от нагрузки агрегата. Энергетическая характеристика отражает зависимость между входными, выходными параметрами и расходом энергоресурсов от нагрузки генерирующего источника (электростанция, энергоблок, турбина). Существует три вида энергетических характеристик: • расходные (абсолютные); • относительные; • дифференциальные. Абсолютные (расходные) характеристики показывают взаимосвязь между первичной и вторичной энергией. К ним относятся зависимости: • расхода топлива электростанцией от ее мощности Вст = f (Pст); • расхода топлива котлом от его теплопроизводительности Вк = f (Qч); • расхода тепла на турбину в зависимости от ее электрической мощности Qч = f (Pт). Этот показатель (Qч) может быть измерен в весовых и тепловых единицах. Относительные характеристики используются для расчета первичной энергии от нагрузки. К ним относятся зависимости удельных расходов топлива, теплоты и КПД от нагрузки: bуд = f (Pст); ηст = f (Pст). Удельные расходы характеризуют экономичность работы: для котла, т у.т/ ГДж, bк = Вч / Qк ; для турбин, (ГДж/ч)/МВт, qт = Qт / Рт ; для энергоблока или электростанции, т у.т/ МВт, bуд = Вч / Р , где Вч — часовой расход топлива котлом, т у.т/ч; Qк — часовая производительность котла по теплоте, ГДж/ч; Qт — расход пара турбиной, ГДж/ч; Рт, Р — электрическая нагрузка турбоагрегата и электростанции, МВт. Дифференциальные характеристики используются для определения оптимальных режимов работы агрегатов, т.е. нахождения условий, при которых расход топлива и теплоты или себестоимость энергии будут минимальными при условии соблюдения графика нагрузки: ∂Bст = f ( Pст ) ; ∂Pст ∆Bст = f ( Pст ) . ∆Pст 107 Расходные характеристики котлов — это зависимости между количествами подводимого топлива и получаемой теплоты. Строятся эти характеристики для установившегося режима и определенных условий эксплуатации, т.е. когда давление пара, температура питательной воды и вид топлива соответствуют нормам. Если при эксплуатации условия отличаются, то применяются соответствующие нормы-поправки. Характеристики получают в результате испытаний котлов при разных тепловых нагрузках. Расходные характеристики паровых котлов строятся на основе их тепловых балансов. Тепловой баланс, ГДж/ч, может быть представлен в виде Qч.к = Q1 + ∆Q; ∆ Q = ∆ Q2 + ∆ Q3 + ∆ Q4 + ∆ Q5 + ∆ Q6 , где Q1 — полезно используемое тепло; ∆Q2 — потери тепла с уходящими газами; ∆Q3 — потери тепла от химической неполноты сгорания; ∆Q4 — потери тепла от механической неполноты сгорания; ∆Q5 — потери тепла в окружающую среду от наружной поверхности агрегата; ∆Q6 — потери тепла с физической теплотой шлаков. Зависимости отдельных видов потерь от полезной нагрузки устанавливаются на основе испытаний парового котла (рис. 10.1). Характеристики строятся в пределах от минимальной нагрузки до максимальной. Минимальная нагрузка — наименьшая нагрузка, с которой котел может работать длительное время без нарушения циркуляции или процесса горения. Обычно Q1min зависит от вида топлива и типа котла: для газа-мазута Q1min = 30 % Qном; для твердого топлива Q1min = 50 % Qном. Максимальная нагрузка Q1max — это наибольшая нагрузка, при которой котел может длительное время работать без вредных послед-ствий. DQ Q1min Q1max Q1 Рис. 10.1. Зависимость суммарных потерь от полезной нагрузки Â, ò ó.ò/÷ Ïîòåðè Ïîëåçíàÿ òåïëîòà Q , ÃÄæ/÷ 1 Рис. 10.2. Расходная энергетическая характеристика котла Расходная энергетическая характеристика котла (рис. 10.2) может быть найдена из выражения, т у.т/ч: В = 1/29,3 (Q1 + ∆Q) = 0,0342 (Q1 + ∆Q), (10.7) где 29,3 — теплота сгорания 1 т у.т., ГДж. Удельный расход топлива, т у.т/ГДж: bуд = 0,0342 (1 + ∆Q / Q1). Характеристика относительных приростов расхода топлива котлом (дифференциальная характеристика) отражает изменение часового расхода топлива при повышении отдачи теплоты на 1 ГДж/ч: rк = ∂B ∂∆Q = 0,0342(1 + ). ∂Q1 ∂Q1 (10.8) 108 Следовательно, для определения rк надо найти производную потерь по полезной нагрузке. Это делается с помощью аналитического или графического дифференцирования. Взаимосвязь между удельным расходом топлива b, относительным приростом расхода топлива rк и КПД котла η. Тангенс угла наклона прямой, проведенной из начала координат через какую-либо точку расходной характеристики к оси Q, соответствует удельному расходу топлива b = В/Q в этой точке (рис. 10.3). Как видно из рис. 10.3, угол наклона этой прямой, а следовательно, и его тангенс сначала уменьшаются, а затем в какой-то момент времени начинают увеличиваться. Соответственно и удельный расход топлива при росте нагрузки сначала снижается (bа >bб> bг), а затем вновь начинает возрастать (bб = bд). Зоны I и III характеризуются снижением КПД и невыгодны для нормальной работы энергооборудования. Наиболее предпочтительна работа в зоне нагрузок II, что соответствует наиболее экономичной работе агрегатов и КПД, близкому к максимальному. Рис. 10.3. Взаимосвязь между удельным расходом топлива, относительным приростом расхода топлива и КПД котла Расходные характеристики турбоагрегатов зависят от системы их регулирования и представляют собой выпуклые кривые или сочетания таких кривых (рис. 10.4). При возрастании нагрузки угол наклона касательной уменьшается. Это объясняется постепенным открытием дроссельного клапана, пропускающего пар в проточную часть турбины, и снижением потерь дросселирования. Использование в практических расчетах нелинейных характеристик весьма сложно. Поэтому их заменяют прямолинейными (рис. 10.5). Обычно проводят прямую через точки характеристики, соответствующие нагрузкам 50 и 100 %. Так как конденсационные турбоагрегаты вырабатывают только электроэнергию, то их расходные характеристики могут быть описаны выражением вида Qч = Qх.х + Qнагр = Qх.х + rтР, где Qх.х — расход теплоты на холостой ход агрегата, ГДж/ч; rт — относительный прирост расхода теплоты турбоагрегатом, ГДж/(МВт·ч); Р — текущая электрическая нагрузка турбоагрегата, МВт. Например, для турбины К-300-240 расходная энергетическая характеристика, ГДж/ч, имеет вид Qч = 158,8 + 7,68Р. 109 I+II+III Q Q Q I+II a1 I a2 P P r ò r ò ò r P à) P P á) P â) Рис. 10.4. Расходные энергетические характеристики паровых турбоагрегатов: а — в — дроссельное, сопловое или клапанное и обводное регулирование Q Q r ò Q r íàãð Q Q õ.õ 50 100 ò õ.õ P , % 50 100 P , % P Рис. 10.5. Расходные энергетические характеристики паровых турбоагрегатов при замене нелинейных зависимостей прямолинейными Для увеличения пропуска пара через проточную часть турбин большой мощности применяется обводное регулирование, т.е. при больших нагрузках генератора пар пропускается непосредственно в одну из промежуточных ступеней (в обвод первых ступеней). При обводном регулировании расходная энергетическая характеристика представляет собой сочетание двух выпуклых кривых, из которых последняя имеет бóльший угол наклона (рис. 10.6). Точка излома называется критической Ркр. В зоне действия I клапана: tgα1 = ∆Q Qкр − Qmin = = r1т . ∆P Pкр − Pmin 110 Q I+II I P rò rò2 rò1 P Q a2 Qíàãð a1 Pmin Qïåðåã Pêð P Qõ.õ Pmax P Рис. 10.6. Расходная энергетическая характеристика паровых турбоагрегатов при обводном регулировании В зоне действия I и II клапанов: tgα2 = ∆Q Qmax − Qкр = = rт2 . ∆P Pmax − Pкр Таким образом, при обводном регулировании меняется вид расходной характеристики, который можно описать уравнением Qч = Qх.х + r1т Ркр + rт2 (Р – Ркр). Обозначая (Р – Ркр) = ∆Р и проводя преобразования Qч = Qх.х + r1т (Р – ∆Р) + rт2 ∆Р = Qх.х + r1т Р + ( rт2 – r1т ) ∆Р, получаем расходные энергетические характеристики конденсационных турбин в следующем виде: Qч = Qх.х+ r1т Р + ( rт2 – r1т ) (Р – Ркр), (10.9) где Ркр — экономическая или критическая нагрузка, МВт; r1т , rт2 — относительные приросты расхода теплоты турбоагрегатом в зонах I и II, ГДж/(МВт·ч). Примером может служить расходная энергетическая характеристика турбины К-500-240, ГДж/ч: Qч = 334,4 + 7,404 Р + 0,415 (Р – 410). Для некоторых турбин может быть несколько критических точек (точек излома), поэтому в более общем виде расходную энергетическую характеристику для конденсационных агрегатов можно представить в виде n Qч = Qх.х + rт1 Р + ∑ ( rт( j +1) − rтj ) (Р — Ркр i), (10.10) j =1 где Qч — часовой расход теплоты турбоагрегатом, ГДж/ч; Qх.х — условный расход теплоты на холостой ход при конденсационном режиме, полученный экстраполяцией энергетической характеристики до пересечения с осью ординат, проходящей через нулевую энергетическую нагрузку, ГДж/ч; Ркр i — электрическая нагрузка турбоагрегата, при которой 111 имеет место i-й (i > 0)излом энергетической характеристики, МВт; r1т — относительный прирост расхода теплоты на единицу электрической нагрузки в пределах от минимальной нагрузки до Ркр 1, (ГДж/ч)/ МВт; rтj — то же при j > 1 в пределах от нагрузки Ркр i до Ркр i, (ГДж/ч)/ МВт. Расходные характеристики ТЭЦ. Теплофикационные турбины, в отличие от конденсационных, имеют отборы пара на нужды потребителей, что находит отражение в расходных характеристиках. Расходная энергетическая характеристика двухотборного теплофикационного турбоагрегата может быть представлена в виде Qч = Qх.х+ δт ∆т + δп ∆т + (βт + δ′т ∆т) Dт + (βп + δ′п ∆п) Dп + n + rт1 Р + ∑ ( rт( j +1) − rтj ) (Р — Ркр i) (10.11) j =1 где ∆т, ∆п — разности текущих и номинальных давлений в отборах отопительных и производственных параметров пара, МПа; Dт, Dп — величины расходов пара из регулируемых отборов отопительных и производственных параметров, т/ч; βт, βп — коэффициенты отборов, характеризующие приросты расхода теплоты турбоагрегатом при неизменной электрической нагрузке, номинальных давлениях в отборах и увеличении отбора пара соответственно отопительных и производственных параметров на 1т/ч, ГДж/т; δт, δп — коэффициенты, характеризующие изменение расхода теплоты на холостой ход турбоагрегата при отклонении давлений пара в отборах отопительных и производственных параметров от номинальных, (ГДж/ч)/МПа; δ′т, δ′п — поправки к коэффициентам отборов при отклонении давлений пара в них от номинальных, (ГДж/ч)/МПа; Р — любая электрическая нагрузка турбоагрегата в пределах от минимальной до максимальной, МВт. Выражение (10.11) в частных случаях упрощается. Если, например, расчет ведется для номинальных давлений пара в отборах, то, приравнивая нулю значения ∆т и ∆п, получаем энергетическую характеристику двухотборного теплофикационного агрегата в виде n Qт = Qх.х + βтDт + βпDп + rт1 Р + ∑ ( rт( j +1) − rтj ) (Р — Ркр i). (10.12) j =1 Например, для турбины типа ПТ-80-130/565 расходная энергетическая характеристика имеет вид Qч = 62,7 + 1,72 Dп + 0,557 Dт + 8,82 Р +1,08 (Р — Ркр1). Если теплофикационный агрегат имеет отбор только отопительных параметров, то величина Dп приравнивается нулю, и формула (10.12) принимает вид n Qт = Qх.х + βт Dт + rт1 Р + ∑ ( rт( j +1) − rтj ) (Р — Ркр i). (10.13) j =1 Например, для турбины типа Т-100-130/565 расходная энергетическая характеристика примет вид Qч = 79,6 + 0,482 Dт + 8,46 Р +1,17 (Р – Ркр1). Показатели βт, βп, rт, Ркр, Рmin, Р, Рmax для теплофикационных турбоагрегатов существенно зависят от величин отборов пара. Расходная энергетическая характеристика турбоагрегата, отражаемая уравнениями (10.9) — (10.12), графически представляется ломаной линией (рис. 10.7). Для того чтобы воспользоваться расходной энергетической характеристикой, необходимо рассчитать ее по характерным точкам, задавая текущей нагрузке Р значения: Р = Рmin → Qmin; Р = Ркр i → Qкр i; Р = Рmах → Qmах. При расчете теплофикационных турбин следует учитывать зависимость минимальных, максимальных и критических нагрузок от размера и сочетания отборов пара, т.е. Рmin, Рmах и Ркр i = f (Dп, Dт), что показано на рис. 10.8.[29] Рmin определяет ту величину нагрузки, которую дает турбоагрегат по теплофикационному режиму. Разница Рmах – Рmin составляет нагрузку, которая может быть выдана агрегатом в конденсационном режиме. 112 Характеристика относительных приростов расхода теплоты турбоагрегатом (дифференциальная характеристика) для данной тепловой нагрузки определенных параметров представляет собой ступенчатый график. Число ступеней и их размеры определяются значениями минимальной, максимальной и критической нагрузки и относительными приростами расхода теплоты для отдельных диапазонов нагрузки (рис. 10.9). Q, ÃÄæ/÷ Q õ.õ + bòDò+ bïDï P P P êð1 min êð2 P max P, ÌÂò Рис. 10.7. Расходная энергетическая характеристика турбоагрегата D D ò P P Îãðàíè÷åíèå ï = const ïî ãåíåðàòîðó P P max min D ò P min max P Рис. 10.8. Зависимость минимальных, максимальных и критических нагрузок от размера и сочетания отборов пара r ò , ÃÄæ/÷ ÌÂò P P min Рис. 10.9. турбоагрегатом êð1 P P êð2 max P , ÌÂò Характеристика относительных приростов расхода теплоты 3 rг,(м /с)/МВт Qв, м3/с 22 2000 20 1600 1 1200 800 8 2 400 40 4 80 120 160 200 240 280 320 360 Рг Рис. 10.10. Характеристика относительных приростов (1) и расходная характеристика (2) гидроагрегата: Qв — суммарные расход воды; rг — относительный прирост расхода воды; Рг — электрическая нагрузка гидроагрегата Энергетические характеристики гидроагрегатов ГЭС — расходные характеристики, характеристики удельного расхода и характеристики относительного прироста — зависимости соответственно расхода воды гидроагрегатом, выраженного в м3/с, удельного расхода воды и 113 относительного прироста расхода воды от электрической нагрузки гидроагрегатов (рис. 10.10). Энергетические характеристики существенно зависят от напора воды, который может быть и непостоянным. Расходная характеристика и характеристика относительного прироста для многоагрегатной ГЭС при условии постоянного напора воды приведены на рис. 10.11. Qв а) Pг dQ dP б) Pг Рис. 10.11. Расходная характеристика (а) и характеристика относительных приростов (б) многоагрегатной ГЭС для постоянного напора воды В связи с широким (почти 100%-ным) нагрузочным диапазоном ГЭС может нести любую нагрузку во всем диапазоне от 0 до номинальной мощности станции. Однако переход от одного состава агрегатов к другому приводит, как в случае с турбоагрегатами, к разрывам кривой относительных приростов, и потому она в целом для станции не является монотонно возрастающей. Максимальная мощность ГЭС может ограничиваться мощностями турбин или генераторов. Минимальная нагрузка ГЭС может ограничиваться неэнергетическими потребителями: расходом воды на обеспечение судоходства, ирригации, водоснабжения и др. Характеристика относительных приростов многоагрегатных ГЭС выражается уравнением вида, (м3/с) / МВт: при Р > Ркр 2 rг = r0г + т1 Ркр + т2 (z (Ра – Ркр. а)) m3 ; (10.14) при Ркр1 < Р ≤ Ркр2 rг = r0г + т1 Ркр2, где r0г — начальное значение относительного прироста расхода вода; т1 — коэффициент, отражающий наклон характеристики в зоне от минимальной нагрузки до критической при учете неустановившегося режима, связанного с быстрыми изменениями уровня нижнего бьефа ГЭС; т2, т3 — коэффициенты, отражающие конфигурацию криволинейной части характеристики. Величина r0г вычисляется по формуле, (м3/с)/МВт: r0г = 102/Н ηм, где Н — напор в м; ηм — максимальный КПД (в долях). Оптимальное распределение нагрузки производится для электростанций, работающих в одной зоне графика нагрузки. Так как ГЭС работают в другой зоне нагрузки по сравнению с остальными станциями энергосистемы, то переход от z к (z+1) агрегатам не вызывает изменения относительного прироста расхода топлива на тепловых электростанциях энергосистемы. Поэтому 114 при таком сглаживании можно руководствоваться только характеристикой рассматриваемой ГЭС и не учитывать характеристики остальных станций энергосистемы. Расходные характеристики и характеристики относительных приростов атомных электростанций. Энергетические характеристики АЭС отличаются от рассмотренных выше энергетических характеристик КЭС, ТЭЦ и ГЭС. Для блоков АЭС, основными элементами которых являются реактор — парогенератор — турбина — генератор, характерной является практически постоянная и весьма малая величина потерь тепла в системе реактор — парогенератор, которая почти не зависит от энергетической нагрузки. Результатом этого является линейный характер расходной характеристики и постоянная величина относительных приростов в системе реактор — парогенератор. Следовательно, характеристика относительных приростов блока АЭС определяется соответствующими характеристиками турбины и генератора (которые в этом смысле аналогичны турбинам и генераторам КЭС). Характеристика расхода ядерного горючего на производство электрической продукции, выраженного в тоннах условного топлива, описывается следующей зависимостью: В = В о + r p Qp , (10.15) где Во — расход топлива на покрытие потерь теплоты на холостой ход, т у.т/ч, т/ч; Qp — тепловая мощность реактора, ГДж/ч; rp — относительный прирост расхода ядерного горючего, т у.т/ГДж. Величина rp принимается равной 0,0341 т у.т/ГДж, т.е. без составляющей потерь. Это определяется тем, что суммарные потери в системе реактор — парогенератор на тепловое рассеивание не превосходят 0,25 – 0,5 % от полной тепловой мощности реактора и не зависят от тепловой нагрузки, типа реактора. Расходную характеристику машинного зала АЭС с п конденсационными турбинами можно представить в виде, ГДж/ч: Qм. з = n ∑ (Qo i + rт1i Pi + ( rтi2 – rт1i ) (Pi – Pкр i)), (10.16) i =1 где Qo i — расход теплоты на холостой ход i-м турбоагрегатом, ГДж/ч; Pi – любая электрическая нагрузка i-го турбогенератора (в пределах от минимальной до максимальной), МВт; Pкр i — критическая электрическая нагрузка i-го турбоагрегата, МВт; rт1i — относительный прирост расхода теплоты i-м турбоагрегатом в диапазоне от минимальной нагрузки до критической, ГДж/(МВт·ч); rт2i — то же в диапазоне от критической нагрузки до максимальной, ГДж/(МВт·ч). Пренебрегая потерями в паропроводах и приравнивая величины Qp и Qм.з, на основе уравнений (10.15) и (10.16), получаем расходную характеристику атомной электростанции, т/ч: В = Во + r p n ∑ i =1 (Qo i + rт1i Pi + ( rт2i − rт1i ) (Pi – Pкр i)).(10.17) В случае использования п однотипных конденсационных турбин на АЭС уравнение (10.17) упрощается: В = Во + rp (Qo i + rт1i Pi + ( rт2i − rт1i ) (Pi – Pкр i)) п. Относительные расходы условного топлива блоком реактор-парогенератор-турбоагрегат или АЭС при однотипных турбоагрегатах равны, т у.т/(МВт·ч): ra1 = 0,0341 rт1 , ra2 = 0,0341 rт2 . Расходная характеристика блока представлена выражением, т у.т/ч: В = Во + ra1 P + ( ra2 − ra1 ) (P – Pкр 1) . реактор-парогенератор-турбоагрегат может быть 115 Если АЭС имеет в своем составе турбоагрегаты с разными значениями относительных приростов расхода теплоты, то характеристика относительных приростов расходов топлива АЭС имеет вид ступенчатой зависимости. Отметим также, что по условиям ядерно-физических процессов в реакторах не допускается работа АЭС с остановами по условиям нагрузки. Поэтому, учитывая малый диапазон регулирования нагрузок, АЭС используют только в базовом режиме энергосистемы. Расходные характеристики ГТУ. ГТУ отличаются от других тепловых электростанций в технологическом отношении тем, что выработка электроэнергии на них производится без промежуточного теплоносителя – пара. Характеристика относительных приростов этих агрегатов имеет вид нелинейной зависимости, которая описывается кривыми, имеющими выпуклость «вверх». В целом можно отметить, что энергетические характеристики разных типов электростанций существенно отличаются по характеру нелинейности и наличию (отсутствию) точек перегиба. Кроме того, они отличаются количеством переменных. Некоторые из них, с достаточной для решения практических задач планирования оптимальных режимов точностью, могут быть представлены в виде функции одной переменной – электроэнергии (КЭС, ГЭС, АЭС), а другие в виде функции нескольких переменных – электроэнергии, отборов тепла и давления в отборах (ТЭЦ). 10.4. Методы оптимального распределения нагрузки между котлами в котельной На основе расходных характеристик и характеристик относительных приростов расходов топлива отдельных котлов строятся одноименные характеристики по котельной в целом применительно к одновременно находящимся в работе агрегатам (имеются в виду котлы, работающие на общую тепловую нагрузку данных параметров). Для обеспечения минимального расхода топлива промышленной котельной необходимо так распределить общую тепловую нагрузку между отдельными агрегатами, чтобы в каждый момент времени существовало равенство относительных приростов расхода топлива (условного) по каждому из котлов: rк1 = rк2 = rк3 = …= rкi = … = rкn, где rкi — относительные приросты расхода топлива (условного) для i-го котла, т у.т/ГДж. Если в рассматриваемый период времени в котельной используются различные виды топлива, то распределение тепловых нагрузок на минимум расхода топлива не будет приводить одновременно и к минимуму себестоимости производства теплоты. Чтобы достигнуть минимальной себестоимости производства теплоты, необходимо в каждый момент времени обеспечить равенство стоимостей относительных приростов расхода топлива: rк1 Ц1 = rк2 Ц2= rк3 Ц3= …= rкi Ц m= … = rкn Ц n; здесь Ц1, Ц2, Ц3,…, Ц m,…, Ц n — цена 1, 2, 3, …, m, …, n-го вида топлива, используемого отдельными котлами, руб/т у.т. Разделив каждый член этого равенства на цену базового вида топлива, для которого она близка к средней, получим rк1 Ц1 Ц Ц Ц = rк2 2 = ... = rк i m = ... = rк n n . Цб Цб Цб Цб (10.18) Если отношение Цi / Цб >1, то, следовательно, для обеспечения минимальной себестоимости производства теплоты этот i-й котел необходимо разгрузить по сравнению с режимом на минимум расхода топлива. Если Цi / Цб <1, то этот i-й котел нужно догрузить по сравнению с режимом на минимум расхода топлива. Обеспечив режимы на минимум себестоимости производства теплоты, получим расход топлива, превышающий минимальный. Совпадение оптимальных режимов работы котлов на минимум расхода топлива и минимум себестоимости производства теплоты имеет место, если все котлы рассматриваемой котельной используют одинаковое топливо (Цi / Цб =1). 116 Рассмотрим построение характеристики относительных приростов и расходной энергетической характеристики котельной применительно к критерию минимума расхода топлива. Переход к критерию минимума себестоимости потребует введения множителей Ц i / Ц б в исходную информацию по отдельным котлам. Поскольку в каждый момент времени относительные приросты расхода топлива для находящихся в работе котлов должны быть равны между собой, суммирование нагрузок отдельных котлов следует производить при одинаковых значениях относительных приростов расходов топлива. Если в котельной работают агрегаты с различными характеристиками относительных приростов, то за наименьшее значение относительного прироста расхода топлива в котельной принимается его наименьшее значение для рассматриваемых агрегатов. При значении относительного прироста расхода топлива в котельной, меньшем, чем его наименьшее значение для данного котла, нагрузка его принимается равной минимальной. За наибольшее значение относительного прироста расхода топлива в котельной принимается его максимальное значение для находящихся в работе котлов. При значении относительного прироста расхода топлива в котельной большем, чем наибольшее значение относительного прироста для данного котла, в качестве его нагрузки принимается максимальное значение. С учетом вышеизложенного на рис. 10.12 показано построение характеристики относительных приростов расхода топлива котельной, состоящей из трех разнотипных котлов. Суммирование необходимо проводить для тех значений относительных приростов расхода топлива, при которых происходит излом характеристики котельной (характерные точки), а также (в целях повышения точности) и для нескольких промежуточных значений. Излом характеристики котельной происходит в точках, соответствующих минимальным и максимальным нагрузкам отдельных котлов. к Минимальная нагрузка котельной Qmin равна сумме минимальных нагрузок отдельных котлов к I II III Qmin = Qmin + Qmin + Qmin . Первый излом характеристики котельной (точка a ) вызывается в данном случае началом загрузки котла II. Нагрузка котельной, соответствующая излому характеристики в точке а: II III Q1к = Q1I + Qmin + Qmin . Второй излом характеристики (точка б ) определяется началом загрузки котла III. III Q2к = Q2I + Q1II + Qmin . Аналогично определяются нагрузки, соответствующие другим точкам характеристики относительных приростов расхода условного топлива котельной. Расходная энергетическая характеристика котельной (рис. 10.12) строится по тем же характерным точкам, что и характеристика относительных приростов расхода топлива. При этом дополнительно используются энергетические характеристики отдельных котлов. По тепловым нагрузкам отдельных котлов, соответствующим данному (одинаковому) значению относительного прироста расхода условного топлива, из энергетических характеристик находятся соответствующие им расходы топлива. Суммируя эти значения расходов топлива, получаем расход топлива котельной при тепловой нагрузке, равной сумме тепловых нагрузок отдельных котлов. к к Минимальный расход топлива котельной Bmin при тепловой нагрузке Qmin равен сумме минимальных расходов топлива отдельными котлами: к I II III Bmin = Bmin + Bmin + Bmin . Расход топлива котельной, соответствующий тепловой нагрузке Q1к , в рассматриваемом примере составит II III B1к = B1I + Bmin + Bmin , где B1I — расход топлива котлом I при тепловой нагрузке Q1I . 117 Расход топлива котельной, соответствующий тепловой нагрузке Q2II , определяется по формуле III B2к = B2I + B1II + Bmin , где B2I — расход топлива котлом I при тепловой нагрузке Q2I ; B1II — расход топлива котлом II при тепловой нагрузке Q1II . Аналогично устанавливаются расходы топлива для других значений тепловых нагрузок котельной. Указанные характеристики необходимы для определения суммарных расходов топлива промышленной котельной за планируемый период, а также оптимального расхода топлива и режима работы отдельных котлов. Выполняя подобные расчеты для ряда характерных суточных графиков тепловых нагрузок, можно с учетом длительности периода установить месячные, квартальные и годовой расходы топлива. 118 119 ê ê1 ê2 B B min I 1 I 2 I max I B B I B ê min r ê3 ê4 r r r r ê max r r Q min Q 1 I 2 I I B B min II 1 II 2 II B B max II max I II B Q max I 2 Q Q Êîòåë I I 1 min Q Q I I Q Êîòåë I II min II min Q Q 1 II 2 II Q Q max II Q III 1 III min III 2 max III Q Q Q Êîòåë III Q ê min Q à Êîòåëüíàÿ ê 1 Q 2 ê á Q 1 II 2 II Q Q Êîòåë II Q III 1 Q III min 2 III max III Q Q ê 4 1 2 ê ê 3 ê min ê B B B B max ê B B ê B Q ê min Q 1 ê à Q 2 ê á Êîòåëüíàÿ Рис. 10.12. Построение расходной энергетической характеристики котельной max II min III 1 III 2 III max B B B B III B III Êîòåë III Q 3 ê 3 ê â ã ê 4 ê 4 ê max Q Q Q Q Q Рис. 9.12. Построение характеристик относительных приростов расхода условного топлива котельной Q Êîòåë II ê max 10.5. Методы оптимального распределения нагрузки между турбоагрегатами теплоэлектростанции Если на электростанции установлены однотипные турбоагрегаты, то нагрузка между ними распределяется равномерно. Это позволяет задать каждому агрегату достаточно высокую нагрузку. Если агрегаты разнотипны и различаются по мощности и экономичности, то следует произвести оптимальное распределение электрической нагрузки между ними в целях минимизации расхода теплоты в машинном зале в целом. Рассмотрим простейший случай. В турбинном цехе установлены два агрегата различного типа. При этом возможны два основных варианта. I. Нагрузка ТЭС может быть покрыта полностью каждым из двух агрегатов. Расходные характеристики первого и второго турбоагрегатов: 1 2 1 Q1 = Qх.х1 + rт1 P + ( rт1 − rт1 )( P − Pкр ); 1 2 1 Q2 = Qх.х2 + rт2 P + (rт2 − rт2 ) ( P − Pкр ). 1) Если Qх.х1 < Qх.х2 и rт1j < rт2j , то любая нагрузка ТЭС должна покрываться турбиной №1, так как это требует меньшего расхода топлива (рис. 10.13, а). 2) Если Qх.х2 < Qх.х1 , rт1j < rт2j , Pmin < Р Рэк Q1 < Q2, следовательно, надо разгружать турбину №2 и загружать турбину № 1; при Р = Рэк турбины равноэкономичны (Q1 = Q2), где Рэк – точка пересечения характеристик турбин. Если сходящиеся характеристики не пересекаются в зоне номинальной мощности, то всю нагрузки должна взять на себя турбина №2 (рис. 10.13, в). II. Нагрузка ТЭС может быть покрыта только при совместной параллельной работе обоих агрегатов. В этом случае при любом распределении нагрузки в суммарную величину расхода теплоты всегда будут входить (в качестве постоянной величины) расходы теплоты на холостой ход обеих турбин. Для обеспечения минимального расхода теплоты ТЭС необходимо так распределить общую электрическую нагрузку между отдельными турбоагрегатами, чтобы в каждый момент времени существовало равенство относительных приростов расхода теплоты по каждой из турбин: rт1 = rт2 = rт3 = …= rтi = … = rтn, где rтi — относительные приросты расхода теплоты по каждой из i-й турбины, т у.т / ГДж. Применительно к нашему примеру, когда работают два агрегата, условие оптимального распределения нагрузок: rт1 = rт2. 120 Рис. 10.13. Расходные характеристики двух различных турбоагрегатов Но так как rт1 ≠ rт2, то выгоднее нагружать в первую очередь до предела турбину с наименьшим относительным приростом: если rт1 < rт2 — то турбину № 1; если rт2 < rт1 — то турбину № 2, т.е. оптимальное распределение должно осуществляться в порядке возрастания относительных приростов расходов тепла rт1 < rт2 < rтi. Построение режимной карты машинного зала. Режимная карта машинного зала ТЭС — это зависимость электрической нагрузки агрегатов от электрической нагрузки станции: Рi= f (Рст). Режимная карта разрабатывается для определенного состава работающих турбоагрегатов применительно к данным тепловым нагрузкам и условиям эксплуатации. Режимная карта машинного зала строится на основе характеристик относительного прироста (ХОП) турбоагрегатов и используется для оптимального распределения суммарной нагрузки ТЭС между агрегатами. При ее построении по оси абцисс графика откладывается общая нагрузка агрегатов (т.е. нагрузка турбинного цеха), а по оси ординат — нагрузка каждого из совместно работающих котлов: 1 2 1 2 1 турбина № 1 — rт1 ; rт1 ; Q1 = Qхх1 + rт1 Р + ( rт1 – rт1 )(Р – Ркр); 1 2 1 2 1 ; rт2 ; Q2 = Qхх2 + rт2 Р + ( rт2 – rт2 )(Р – Ркр); турбина № 2 — rт2 1 1 2 2 rт1 < rт2 < rт2 < rт1 . Таблица 10.4 Зоны нагрузок турбоагрегатов (по рис. 10.14) Значение относительного № Зона нагрузки прироста турбоагрегата 1 1 rт1 – Pкр1 Pmin 1 2 rт12 – Pкр2 Pmin 2 2 2 2 rт2 – Pmax Pкр 2 2 1 1 rт1 – Pmax Pкр 1 121 На рис. 10.15 представлен пример режимной карты машинного зала в случае работы двух типов турбоагрегатов, каждый из которых имеет только одну критическую нагрузку (см. рис. 10.6). Рис. 10.14. Режимная карта машинного зала: 1 1 2 2 , Pmax — минимальная и максимальная нагрузка турбоагрегата 1; Pmin , Pmax — Pmin 1 2 минимальная и максимальная нагрузка турбоагрегата 2; Pкр , Pкр — критическая нагрузка турбоагрегата 1 и 2 Вначале на график наносится технический минимум нагрузки машинного зала: min 1 2 = Pmin + Pmin . ∑ Pм.з i ). С По оси ординат наносится минимальная нагрузка каждого турбоагрегата ( Pmin увеличением нагрузки машинного зала догрузка агрегатов производится в последовательности 1 возрастания относительных приростов (рис. 10.4). Cначала догружается до нагрузки Pкр турбоагрегат 1, имеющий наименьшее значение относительного прироста расхода теплоты 1 . Нагрузка второго турбоагрегата остается постоянной и равна его турбоагрегатом rт1 2 ). Тогда следующая точка по оси абсцисс составит: минимальной нагрузке ( Pmin 1 2 1 min = Pmin + Pкр = ∑ Pм.з ∑ Pм.з min 1 1 = ∑ Pм.з + ( Pкр – Pmin ). 1 1 – Pmin + Pкр = (10.20) 1 По оси ординат ей будет соответствовать нагрузка для агрегата 1 — Pкр , а для агрегата 2 2 . Аналогично производится дальнейшая загрузка агрегатов станции: — Pmin 2 1 2 + Pкр2 = ∑ Pмз +( Pкр2 – Pmin ); ∑ Pмз2 = Pкр1 + Pкр2 = ∑ Pмз1 – Pmin 2 2 2 2 2 = ∑ Pмз – Pкр2 + Pmax = ∑ Pмз + ( Pmax – Pкр2 ); ∑ Pмз3 = Pкр1 + Pmax 2 1 3 1 1 3 1 1 + Pmax = ∑ Pмз – Pкр + Pmax = ∑ Pмз + ( Pmax – Pкр ). ∑ Pмзmax = Pmax Последняя точка по оси абсцисс равна максимальной нагрузке машинного зала, а по оси ординат для каждого агрегата — максимальной генерирующей мощности. В результате получаем режимную карту машинного зала, которая затем используется для наивыгоднейшего распределения общей электрической нагрузки ТЭЦ между совместно работающими турбоагрегатами. Диспетчер энергосистемы в результате оптимального распределения нагрузки между станциями в системе устанавливает суточный график для данной станции. Зная Рi и используя режимную карту, определяем оптимальный режим работы агрегатов в течение суток (суточный график работы агрегатов). Распределение электрической нагрузки ТЭЦ зависит от того, как распределены между турбинами тепловые нагрузки (электрическая нагрузка, вырабатываемая по теплофикационному режиму, зависит от тепловой нагрузки). Распределение тепловых нагрузок 122 ТЭЦ производится в последовательности убывания удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (соблюдается принцип максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении): Pmin = Э т Qч , Э т = tн − iотб ηпер = ген , iотб 3, 6 где Э т — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, МВт⋅ч/ГДж. Поэтому для ТЭЦ распределение электрических нагрузок между турбинами заключается в определении целесообразной дополнительной нагрузки конденсационной мощности, которая может меняться: ∆Ν = Рmах – P min. Распределение этой конденсационной мощности производится аналогично КЭС, т.е. в порядке возрастания относительных приростов. Если условие параллельной работы не соблюдается, и турбины ТЭС включаются последовательно по мере возрастания нагрузки станции, то при распределении нагрузки между ними надо учитывать не только величину относительного прироста, но и расход теплоты на холостой ход. Расходные характеристики тепловых электростанций. Энергетическая характеристика тепловой электростанции отражает зависимость между расходом топлива и количеством получаемой электроэнергии и теплоты. Исходными материалами для разработки этой характеристики теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) являются характеристики котельного и машинного зала, а для отдельных блоков — характеристики котлов и турбоагрегатов. Для ТЭС с поперечными связями по характеристикам турбоагрегатов составляются режимные карты, характеристики относительных приростов расходов топлива и энергетические характеристики машинного зала электростанции. Загрузка турбоагрегатов производится в последовательности, определяемой возрастанием относительных приростов расхода теплоты по зонам их нагрузок. Это позволяет установить рациональную очередность загрузки (разгрузки) совместно работающих турбоагрегатов, обеспечивающую минимальный расход теплоты машинным залом при определенной электрической нагрузке и неизменной тепловой. Характеристика относительных приростов расхода топлива тепловой электростанцией представляет зависимость прироста расхода топлива при увеличении электрической нагрузки на единицу (1 МВт⋅ч) и данной тепловой нагрузке. Основным энергетическим оборудованием электростанций являются котлы и турбоагрегаты. Поэтому характеристика блочной тепловой электростанции зависит от ХОП котлов и турбин и может быть определена по выражению rст = rк rт. (10.21) Расходы электрической и тепловой энергии на собственные нужды электростанции учитываются внесением поправочных коэффициентов. Относительный прирост расхода топлива является показателем экономичности работы станции или блока. График (вид) зависимости rст = f (Pст) представлен на рис. 10.15. Скачок на ХОП электростанции связан с ХОП турбоагрегата rт, пологовогнутая часть определяется ХОП котла rк . Полученные характеристики тепловых электростанций необходимы для определения расходов топлива тепловыми электростанциями в рассматриваемый период и оптимального режима использования их основных агрегатов. 123 Рис. 10.15. Характеристика относительных приростов расхода топлива промышленной ТЭЦ: i — относительный прирост расхода топлива промышленной ТЭЦ rст 10.6. Оптимальное использование производственных мощностей электростанций в энергетической системе Энергосистема как объект управления относится к классу больших систем. Это определяется сверхбольшим количеством и разнообразием технологических элементов энергосистемы и сложностью связей между ними, многообразием состояний энергосистемы, которые определяются изменением состава работающего оборудования, изменчивостью графиков нагрузки, переходными процессами, связанными с переключениями оборудования, и т.д. Для решения оптимизационных задач в больших системах широко применяется метод декомпозиции, т.е. задача разбивается на отдельные части с учетом иерархии в пространстве и во времени. Иерархия в пространстве в Единой национальной электрической сети (ЕНЭС РФ) может иметь 4 уровня: • уровень ЕНЭС — оптимальное распределение нагрузки между объединенными энергосистемами (ОЭС) и режимов передачи электроэнергии между ними; • уровень ОЭС — оптимальное распределение нагрузки между энергосистемами (ЭС), входящими в объединение, и крупными электростанциями, а также оптимальное распределение режимов передачи электроэнергии между ними; • уровень ЭС — оптимальное распределение нагрузки между электростанциями и расчет режима электрических сетей; • уровень электростанции – оптимальное распределение нагрузок между агрегатами (блоками) электростанций. Иерархия во времени может включать в себя решение следующих задач: • долгосрочное (от месяца до года) планирование с определением прогнозируемых характерных графиков нагрузок ЕНЭС, ОЭС, ЭС и отдельных электростанций; • составление краткосрочных планов от суток до месяца вперед с определением плановых графиков нагрузок ЕНЭС, ОЭС, ЭС и отдельных электростанций; • регулирование мощности отдельных электростанций в режиме реального времени с целью корректировки плановых режимов. При решении задач планирования используется наиболее простая форма представления математической модели энергосистемы на основе линеаризованных характеристик оборудования. Существуют разные методы решения задачи оптимального (наивыгоднейшего) распределения нагрузки между электростанциями, но наиболее известным является метод равенства относительных приростов, разработанный на основе теории неопределенных множителей Лагранжа. Этот метод исходит из положения, что оптимизации в краткосрочном периоде подлежат только переменные издержки, основную часть которых составляют издержки на топливо. 124 Согласно этому методу распределение нагрузки будет произведено наивыгоднейшим, с точки зрения расхода топлива, образом, если выполняется условие: b b1 b = 2 = ... = i = bc , 1 − δ1 1 − δ 2 1 − δi (10.22) где b1, b2, …,bi — относительный прирост расхода топлива dB dPг электростанции энергосистемы при их общем числе i, показывающий изменение расхода топлива на станции dB при изменении ее нагрузки (или генерации) на величину dPг; δ1, δ2, …, δi — относительный прирост суммарных потерь активной мощности в сетях dП dPг при изменении нагрузки соответствующей (т.е. только 1-й, 2-й или i-й) станции на величину dPr; bc — относительный прирост расхода топлива энергосистемы на единицу приращения мощности условного потребителя в некоторой расчетной точке, называемой балансирующей точкой. Другими словами, минимум расхода топлива в энергосистеме при заданном bc будет иметь место, если величины b для всех работающих электростанций будут одинаковыми и 1− δ равными заданному (расчетному) значению bc. Для выяснения физического смысла выражения Поскольку b = b преобразуем его. 1− δ dB dП и δ= , то, заменяя приращения dB, dPr и dП на конечные разности dPг dPг ∆В, ∆Рг, ∆П и умножая числитель и знаменатель на ∆Рг, получим: ∆B ∆Pг ∆Pг ∆B ∆B , = = ∆П П ∆ P − ∆ ∆ Pn г (1 − ) ∆Pг ∆Pг (10.23) ∆Bi ∆B1 ∆B2 = = ... = = bc . ∆P1 ∆Pn 2 ∆Pn (10.24) αb α1b1 α2b2 = = ... = i i = αcbc , 1 − δ1 1 − δ 2 1 − δi (10.25) где ∆Pn — изменение нагрузки потребителя. Тогда уравнение (10.22) можно представить в виде: Из (10.24) следует, что, при наивыгоднейшем (с точки зрения расхода топлива) распределении нагрузки между электростанциями отношение приращения расхода топлива ∆В к приращению нагрузки потребителя ∆Рг, должно быть равным для всех электростанций. Поскольку на разных электростанциях топливо имеет различную стоимость, то с экономической точки зрения оптимизация распределения нагрузки будет иметь место при равенстве относительных приростов издержек на топливо. Тогда выражение (9.22) будет иметь вид: где 1,  2, …,  i и с — издержки на единицу условного топлива для соответствующей электростанции и в балансирующей точке. Для энергосистем, содержащих ТЭС и ГЭС, условие равенства относительных приростов (10.23) имеет следующий смысл. Наивыгоднейшим является такой режим, который обеспечивает, с учетом ограничений по водному режиму, наибольшую экономию издержек на топливо на тепловых электростанциях при увеличении расхода воды на одну единицу. И если для i-й ГЭС принять следующие обозначения: λi = dB (экономия топлива при соответствующем увеличении расхода воды); dQi 125 qi = dQi (относительный прирост расхода воды), dPi то после некоторых преобразований выражение b из (10.22) можно представить в 1− δ следующем виде: dBi dBi dQi bi dQi dPi λq dPi = = = i i . 1 − δi 1 − δi 1 − δi 1 − δi (10.26) λ i qi λ q αb α b = ... = n n = 1 n +1 = ... = n + m n + m = bc . 1 − δi 1 − δ n 1 − δn +1 1 − δn + m (10.27) αТЭС q1 αАЭСbАЭС λq = = = bc . 1 − δТЭС 1 − δ АЭС 1 − δ ГЭС (10.28) Тогда при наличии в энергосистеме n ГЭС и m ТЭС условие (10.25) примет вид: При этом для наивыгоднейшего распределения нагрузки необходимо, чтобы в течение всего периода оптимизации было: λ i = const , т.е. наивыгоднейшим будет такой режим, при котором ресурсы каждой ГЭС будут использованы с одинаковой эффективностью в течение всего периода оптимизации. Поэтому величина λ i подбирается так, чтобы общий расход воды за период оптимизации соответствовал водному режиму водоема с учетом проточности. Аналогично для возможной энергосистемы с ТЭС, АЭС и ГЭС условие наивыгоднейшего распределения нагрузки в общем виде будет выглядеть следующим образом: Оптимальное распределение нагрузки между агрегатами (блоками) электростанции также производится на основании равенства относительных приростов, без учета потерь активной мощности в сетях, т.к. агрегаты (блоки) работают на общие шины станции. При этом стоимость топлива не имеет значения (так как она одинакова для всех агрегатов (блоков) станции), и условием наивыгоднейшего распределения нагрузки будет: b1 = b2 = ... = bi = const . (10.29) Пример такого распределения нагрузки показан на рис.10.16 с использованием характеристик относительных приростов двух одинаковых агрегатов одной станции. 1-й агрегат 2-й агрегат Рис. 10.16. Оптимизация распределения нагрузки между агрегатами электростанции Допустим, что в начальный период оптимизации нагрузка и относительный прирост у двух работающих агрегатов были соответственно P1, b1 и P2, b2. При этом: P∑ = P1 + P2 , b2 > b1 . Если нагрузку агрегата 1 увеличить, а агрегата 2 уменьшить на величину ∆Р с тем, чтобы относительные приросты обоих агрегатов стали одинаковыми (равными bопт), то при сохранении суммарной нагрузки станции Р∑ будет получена экономия топлива, т.к. снижение расхода топлива на агрегате 2 будет больше, чем его увеличение на агрегате 1 ( ∆b2 > ∆b1 ). 126 Дальнейшее перераспределение нагрузки не даст дополнительной экономии топлива, и, следовательно, достигнутое перераспределение будет оптимальным. Условие (10.29) можно использовать также и для оптимизации распределения нагрузки между электростанциями в целом, если они близко расположены и потерями активной мощности в сетях можно пренебречь, а стоимость топлива для станций одинакова. Конечно, в общем случае энергетические характеристики разных станций различны, но и в этом случае физическое объяснение аналогично приведенному выше примеру. То есть, если снизить нагрузку электростанции с большим относительным приростом и одновременно повышать нагрузку другой электростанции с меньшим относительным приростом, то также будет получено снижение расхода топлива. Этот процесс следует продолжать до тех пор, пока относительные приросты не станут равными. В случае разной стоимости топлива, условие оптимизации распределения нагрузки без учета потерь активной мощности будет иметь вид: α1b1 = α2b2 = ... = αi bi = const . (10.30) Понятно, что такой процесс оптимизации возможен только при условии, что характеристики относительных приростов электростанций должны быть монотонно возрастающими. Однако энергетические характеристики электростанций и их блоков часто не удовлетворяют этому требованию, и при оптимизации используют специальные методики. На практике в большинстве случаев электростанции энергосистемы расположены на значительном удалении друг от друга. Поэтому при оптимизации распределения нагрузки приходится учитывать потери активной мощности в сетях, т.е. выполнять условие (10.28), а не (10.30). К тому же на решение задачи оптимизации влияет необходимость учета эксплуатационных ограничений режимов электростанций (Pmin для электростанций и предельная пропускная способность ЛЭП, ограничения по водному режиму для ГЭС, разные виды и сорта топлива, формирование резервов мощности энергосистемы, издержки пуска блоков и целый ряд других). Такая задача является нелинейной и многоэкстремальной, усложняемой к тому же обычно большим числом электростанций в энергосистеме и возможным их составом. В связи с этим не только сложен алгоритм решения задачи оптимизации, но и требуется организация качественной и оперативной передачи огромного числа данных, их хранения и обработки. Но особую и трудно решаемую проблему при оптимизации распределения нагрузки на основе равенства относительных приростов представляет немонотонный, а для отдельных агрегатов — и невыпуклый «вниз» характер кривых относительных приростов. Указанные выше ограничения и сложности вынуждают прибегать к известным упрощениям и допущениям при решении оптимизационной задачи. Помимо решения задач управления режимами, т.е. эксплуатационных задач, изложенный метод оптимизации используется при рыночном ценообразовании на конкурентных рынках. Для этих целей созданы программные комплексы, обеспечивающие распределение нагрузок по методу относительных приростов при любом составе участников торгов. ЛЕКЦИЯ 6 8.1. Объемные показатели промышленного производства Для определения результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятий всех отраслей промышленности используют показатель объема производства V. Если умножить объем производства на рыночную цену продукции, то получится сумма ожидаемой выручки. Понятие объем производства определяется рядом показателей. Валовый объем производства Vвал — это общий объем продукции, произведенной и еще не завершенной производством, находящейся на различных стадиях производственного процесса. 127 Аналогом валового объема производства в натуральном выражении в энергетике является величина выработки энергии Wвыр. Товарный объем производства Vтов — это готовая продукция, предназначенная к реализации (на продажу): Vтов = Vвал − Vнезав . В энергетике товарному объему (в натуральном выражении) соответствует количество энергии, отпущенной потребителю: Wотп = Wвыр − Wс.н − Wпот , где Wс.н — расход энергии на собственные нужды; Wпот — величина потерь в сетях. Реализованная продукция Ор — это проданная и оплаченная продукция. Она отличается от товарного объема на величину проданной, но неоплаченной продукции Vнеопл: Oр = Vтов − Vнеопл . В энергетике сумма неплатежей называется абонентской задолженностью А. Если из суммы реализации вычесть все материальные затраты, равные издержкам производства без стоимости рабочей силы, то получится чистая продукция. Чистая продукция складывается из стоимости потребленной рабочей силы, равной фонду оплаты труда, и прибыли, полученной при реализации продукции. В энергетике понятие чистой продукции применяется в энергоремонтном производстве. Если ремонтные работы выполняются из материалов и с использованием оборудования заказчика, то объем такого производства следует рассчитывать как чистую продукцию, так как этот объем будет складываться из заработной платы ремонтников и запланированной прибыли ремонтного предприятия. Если эти работы производятся с применением собственного оборудования, то объем работ будет представлять собой условно-чистую продукцию, так как кроме зарплаты и прибыли сюда включается амортизация собственного ремонтного оборудования. Понятие реализованной продукции возникает в энергетике только при продаже энергетической продукции — энергии, энергоносителей и энергетических услуг, руб/год: Ор = W1Т1 + W2 Т 2 + W3Т3 + .... ± А + У , где W1 , W2 , W3 — количество каждого вида реализованной продукции: энергии, энергоносителей, услуг и т.п., ед. энергии (услуг)/год; Т1 , Т 2 , Т3 — соответствующие тарифы (среднеотраслевые или средние по данной энергосистеме или энергопредприятию), руб/ед. энергии (услуг); А — сумма абонентской задолженности, обычно со знаком «–», знак «+» возникает при предоплате, руб/год; У — выручка от оплаты различных услуг, в том числе неэнергетического характера, оказываемых энергетиками сторонним организациям, руб/год. Поскольку наиболее распространенными видами продукции являются электрическая и тепловая энергии, формула для расчета объема реализации, руб/год, выглядит следующим образом: Ор = ЭТ э + QТ q ± А + У , где Э — количество отпущенной потребителям электроэнергии, кВт·ч/год; Q — количество теплоты, отпущенной потребителям, ГДж/год; Тэ — средний тариф на электроэнергию, руб·кВт·ч; Тq — средний тариф на тепловую энергию, руб/ГДж. Как видно из формулы, сумма реализации зависит от объемов проданной энергетической продукции, причем сумма выручки от продажи без вычета абонентской задолженности представляет собой товарную продукцию. Особенность энергетики состоит в том, что она сама не может устанавливать объем производимой продукции и должна производить столько продукции, сколько требуется в данный момент потребителю. Для того, чтобы потребители выполняли свои договорные обязательства, предусматриваются штрафные тарифы при перерасходе или недорасходе энергии по сравнению с договором. Объем реализации в энергетике можно повысить также с 128 помощью особых тарифов при повышенной надежности энергоснабжения, если она нужна некоторым потребителям. 8.2. Прибыль и рентабельность в промышленности и энергетике Прибыль является обобщающим показателем производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Прибыль вычисляется как разность между суммой реализации Ор и издержками И или как разность между рыночной ценой Ц и себестоимостью s , умноженной на объем производства V: П б = Ор − И = (Ц − s )V , где Пб — валовая или балансовая прибыль, руб./год. Действуя в рыночных условиях, производители стремятся получить максимум прибыли. Для этого существует несколько способов: 1) повышение продажной цены. Как известно, в условиях рынка на ценообразование влияет соотношение спроса и предложения. Но производители-монополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист, имеют некоторую возможность поднимать тарифы на свою продукцию в пределах, ограниченных мерами государственного регулирования рынка; 2) снижение себестоимости продукции. Это достигается повышением эффективности производства, причем наиболее целесообразно техническое перевооружение на базе современной техники. Возможны и другие пути — реконструкция, модернизация, совершенствование организации производства. Чем ниже себестоимость и цена производства по сравнению с такими же показателями у конкурентов на рынке, тем выше прибыльность; 3) увеличение объема производства. Но энергопроизводители не могут увеличить объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев (ремонтные, строительномонтажные работы и т.п.). По мере формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей в энергетике может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за счет вытеснения других. Для энергетики главными способами увеличения прибыльности являются повышение эффективности производства за счет поддержания оборудования в хорошем техническом состоянии в результате регулярного и качественного ремонтного обслуживания, оптимальной загрузки в каждый момент времени и др. Основные пути снижения себестоимости можно найти при анализе технико-технологических факторов, определяющих величину отдельных статей эксплуатационных затрат. Очевидно, что главным для повышения эффективности производства в энергетике является снижение удельных расходов топлива на единицу энергии. В распоряжении предприятий остается не вся балансовая прибыль, а только ее часть — чистая прибыль, которая определяется по формуле: Пч = Пб – КР – УР + ПД – ПР – ТНпр – ОП, где КР — коммерческие расходы; УР — управленческие расходы; ПД — прочие доходы; ПР — прочие расходы; ТНпр — текущий налог на прибыль, который определяется по данным налогового учета с корректировкой на бухгалтерский учет; ОП — иные обязательные платежи, которые выплачиваются из чистой прибыли. В настоящее время часть налогов включается в себестоимость продукции отдельной статьей, например страховые взносы от фонда заработной платы, налог на имущество, транспортный налог. Налогообложение предусматривает разные виды налоговых отчислений, для каждого из которых определяется своя налоговая база (здесь приводятся только некоторые виды налогов): - акцизы, т.е. увеличение продажной цены (оплачивается потребителем); - налог на добавленную стоимость, начисляется от суммы реализации продукции (увеличивает продажную цену, поэтому оплачивается потребителем); - налог на имущество (собственность) — начисляется от остаточной стоимости основных производственных фондов (относится на себестоимость); 129 - экологический сбор за вредные выбросы — по нормированным выбросам за каждый вид выбросов (включается в себестоимость), а по сверхнормированным платится из чистой прибыли; - транспортный налог — в зависимости от наличного автотранспорта (из себестоимости); налог на прибыль — из прибыли и т.д. Налоги подразделяются на федеральные. К ним относятся: налог на добавленную стоимость; акцизы; налог на прибыль; налог на доходы физических лиц; государственная пошлина; таможенные пошлины и сборы; налог на пользование недрами и т.д. На региональные, к ним относятся: налог на имущество предприятия; транспортный налог. На местные, к ним относятся: земельный налог; налог на имущество физических лиц. Общее представление о формах налогов и объектах налогообложения может дать табл. 8.1. Таблица 8.1 Примеры форм налогов и объектов налогообложения Объект налогообложения Форма налогов Прямые налоги Доход Доход Налог на доходы (прибыль) (прибыль) предприятий предприятия Заработная Налог на доходы физических лиц плата Совокупный Налогообложение доходов годовой доход (дивидендов, процентов), полученных физических лиц по акциям и иным ценным бумагам, принадлежащим предприятиям Дивиденды, То же проценты по ценным бумагам Имущество Владение Налог на имущество предприятий имуществом Налог на имущество физических лиц Транспортный налог Косвенные налоги Обращение и Ввоз-вывоз товаров потребление границу товаров Реализация за Таможенные пошлины Акцизы Налог на добавленную стоимость Важным показателем эффективности деятельности предприятия является рентабельность. Показатель рентабельности производственных фондов определяется отношением прибыли к стоимости производственных фондов. Он показывает, сколько рублей прибыли дает каждый рубль, вложенный в производственные фонды (основные и оборотные средства). В зависимости от вида прибыли рентабельность может быть балансовой и расчетной: Rб = Пб Пб П П −Н ; Rр = ч = б , = K пр.ф K ср.г + Sобор K пр.ф K пр.ф где K ср.г — среднегодовая стоимость основных производственных средств; Пб, Пч — балансовая и чистая прибыли; Sобор — среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств; K пр.ф — стоимость производственных фондов; Н — налоги. 130 Другим показателем, оценивающим прибыльность предприятия, является рентабельность производства. Рентабельность производства — это отношение прибыли к издержкам производства: Rп = Пб П или Rп = ч . И И Она показывает, насколько продажная цена продукции выше себестоимости. Это видно из формулы: Rп = П б Ор – И Ор ЦV Ц = = −1 = −1 = −1 . sV s И И И Для анализа результатов производственно-хозяйственной деятельности применяются три основные группы показателей рентабельности: продаж, активов и капитала. К показателям рентабельности продаж относятся: коэффициент чистой рентабельности продаж, коэффициент рентабельности продаж по маржинальному доходу, коэффициент продаж по прибыли от реализации. Коэффициент чистой рентабельности продаж рассчитывается как отношение чистой прибыли к выручке от реализации и характеризует долю чистой прибыли в объеме продаж предприятия. Рентабельность продаж по маржинальному доходу определяется как отношение маржинального дохода, т.е. выручки от реализации за вычетом переменных затрат, к выручке от реализации. Рентабельность продаж по прибыли от реализации исчисляется как отношение прибыли от реализации к выручке от реализации. В некоторых случаях в числителе может использоваться не прибыль от реализации, а балансовая прибыль. Показатель рентабельности активов отражает степень доходности использования активов предприятия и определяется как отношение прибыли предприятия и выплаченных процентов по кредитам к средней величине балансовой стоимости активов предприятия. В числителе может также использоваться значение чистой прибыли предприятия. Рентабельность активов рассчитывается как произведение показателей рентабельности продаж и оборачиваемости активов предприятия. Следовательно, прибыль предприятия, полученная с каждого рубля средств, инвестированных в его активы, зависит от скорости оборачиваемости активов и от доли прибыли в выручке предприятия. Коэффициент рентабельности собственного капитала отражает степень эффективности использования акционерного капитала предприятия и является косвенной характеристикой доходности инвестиций акционеров. Рентабельность собственного капитала обычно определяется как отношение чистой прибыли акционерного общества к величине балансовой стоимости собственного капитала. В состав собственных средств предприятия принято включать величину капитала, инвестированного акционерами, и сумму резервов, созданных за счет чистой прибыли акционерного общества. Рентабельность собственного капитала зависит от нормы чистой рентабельности продаж, оборачиваемости активов и соотношения общей величины капитала и собственного капитала предприятия. 9.1. Понятие инвестиций. Основные этапы инвестиционного проекта В условиях рыночной экономики важнейшим условием устойчивого развития предприятия является эффективность инвестиционной деятельности. Инвестиции — денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, иные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской и/или иной деятельности в целях получения прибыли и/или достижения иного полезного эффекта. Инвестиционная деятельность имеет ряд специфических особенностей: • разделение во времени вложения капитала и получения результата; • наличие альтернативных вариантов вложения капитала; • дефицит необходимых ресурсов, в первую очередь финансовых; 131 • невозможность ограничения инвестиционной деятельности рамками предприятия, так как возникает необходимость привлечения сторонних организаций, цели которых не всегда совпадают с целями предприятия. Все это делает принятие решения по вопросу вложения капитала ключевой проблемой инвестиционного менеджмента. Процедура принятия решения подразумевает оценку и выбор варианта, в наибольшей степени удовлетворяющего принятым критериям. В соответствии с общепринятой практикой инвестиционная деятельность организуется в проектной форме. Инвестиционный проект — это комплексный план создания или модернизации производства в целях получения экономической выгоды. Период разработки и реализации инвестиционного проекта называется инвестиционным циклом и состоит из трех стадий: предынвестиционной, инвестиционной, производственной. На предынвестиционной стадии изучаются возможные варианты реализации проекта, определяются прогнозные оценки затрат, рыночного спроса на продукцию, различных видов эффектов, а также проводятся технико-экономические исследования, связанные с качеством, технологическим уровнем и т.п. Технико-экономическое обоснование проекта либо основывается на экспертных оценках затрат и результатов, либо определяется, исходя из укрупненных (удельных) показателей. В ходе этих исследований используется итеративный метод получения оценок экономической эффективности проекта. Каждая последующая итерация предполагает использование более точных данных об условиях реализации проекта, т.е. постепенное снижение уровня неопределенности исходной информации. Параллельно решаются организационные проблемы: уточняются сроки, определяется круг участников проекта, источники финансирования и т.п. Заканчивается эта стадия составлением программы финансирования и разработкой бизнесплана. Важнейшим разделом бизнес-плана является экономическое обоснование, смысл которого — представление информации в виде, позволяющем инвестору сделать заключение о целесообразности или нецелесообразности осуществления инвестиций. На инвестиционной стадии окончательно отбираются организации, участвующие в проекте, — подрядчики и поставщики, готовится соответствующая правовая и проектная документация, определяется система управления проектом. В случае нового строительства создается дирекция будущего предприятия, а на действующем предприятии назначается управляющий проектом. Проводится строительство, монтаж и наладка оборудования. На производственной стадии осуществляется эксплуатация объекта. Реализация инвестиционного проекта может быть представлена двумя взаимосвязанными экономическими процессами: инвестированием и получением доходов от вложенных средств. Эти процессы протекают последовательно или на некотором временном отрезке параллельно. Основные стадии инвестиционного цикла представлены на рис. 9.1. Ïðîåêòèðîâàíèå, ñòðîèòåëüñòâî Îñâîåíèå Íîðìàëüíàÿ ýêñïëóàòàöèÿ Ëèêâèäàöèÿ Èíâåñòèðîâàíèå Ïîëó÷åíèå äîõîäà Ðàñ÷åòíûé ïåðèîä èíâåñòèöèîííîãî öèêëà Рис. 9.1. Схема стадий инвестиционного проекта Все стадии вместе составляют расчетный период, охватывающий инвестиционный процесс, процесс производства, в ходе которого получают доход, и процесс ликвидации проекта. Расчетный период — это период времени, в течение которого инвестор вкладывает средства и возвращает их с выгодой для себя в случае благоприятной ситуации. Продолжительность расчетного периода определяется, исходя из периода конкурентоспособности данной технологии или продукции. 132 Экономическое обоснование включает: 1) экономическую оценку, характеризующую экономический потенциал проекта, т.е. возможность сохранения и прироста капитала; 2) финансовую оценку, характеризующую возможность получения прибыли участниками проекта. В первом случае расчет проводится без учета налогов и прочих перечислений в бюджет. В мировой практике для экономической оценки инвестиционных проектов используются рекомендации Всемирного банка и методика ЮНИДО. Для российских условий на основе международного опыта разработаны Методические рекомендации по оценке эффективности проектов и их отбору для финансирования. Методологической основой разработки этих рекомендаций является моделирование денежных потоков, генерируемых проектом. Денежный поток включает притоки и оттоки денежных средств за определенный период времени, которые рассматриваются в порядке их поступления или выплаты. Денежный поток, или поток платежей, характеризует процессы инвестирования и получения дохода в виде одной совмещенной последовательности. Результирующий поток платежей формируется как разность между доходами от реализации проекта и расходами в единицу времени. Модель проекта или денежных потоков проекта относят к классу имитационных, она представляет собой набор формул для расчета притока и оттока денежных средств. В основу оценок эффективности инвестиционных проектов положены следующие основные принципы: • рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода) — от проведения предынвестиционных исследований до прекращения проекта; • сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта); • положительность и максимум эффекта. Для того чтобы проект был признан эффективным с точки зрения инвестора, необходимо, чтобы эффект реализации был положительным; при сравнении альтернативных вариантов предпочтение отдается проекту с наибольшим значением эффекта; • учет предстоящих затрат и поступлений, связанных только с разработкой и реализацией проекта (этот принцип принято называть проектным подходом); • проведение сравнения «с проектом» и «без проекта» в течение расчетного периода (ошибочный вариант сравнения — «до проекта» и «после проекта»); • учет в затратах потребности в оборотных средствах, необходимых для функционирования производственных фондов; • многоэтапность оценки. Эффективность проекта на различных стадиях его подготовки и реализации определяется заново с различной глубиной проработки. Увеличение глубины проработки связано с учетом большего числа влияющих факторов, уточнением оценок поступлений и затрат, применением более сложных методов анализа. Оценка эффективности может быть получена как без учета, так и с учетом неравноценности денежных потоков, относящихся к разным периодам времени, инфляции, структуры и цены капитала, динамики изменения потребности в оборотных средствах по годам расчетного периода и т.п. Составляющие вложений в зависимости от глубины проработки оцениваются по-разному: на основе удельных показателей, исходя из стоимости аналогичных проектов, по результатам расчета сметы затрат. Принятие решения об инвестировании проекта основывается на сравнении показателей финансово-экономической эффективности альтернативных вариантов вложения капитала. Отличительной чертой инвестиционной деятельности является альтернативность. Любая инженерная задача предполагает многовариантность решения. В энергетической отрасли благодаря взаимозаменяемости энергоресурсов всегда имеются возможности по-разному решать проблемы энергоснабжения. Каждый вариант решения — это вариант инвестиционного 133 проекта. В результате проведения финансово-экономического анализа выбирается вариант, обеспечивающий получение наилучшего экономического результата. При сравнении вариантов должны выполняться условия сопоставимости вариантов по производственному эффекту. Решение проблем энергоснабжения должно обеспечивать производство одинаковым количеством энергоресурсов. Для оценки эффективности инвестиционного проекта необходимо использовать следующую информацию: • развернутый во времени процесс создания или модернизации предприятия (распределение во времени капитальных вложений); • источники финансирования проекта; • развернутый во времени процесс освоения производства; • цену на продукцию (тарифы на электроэнергию и тепло); • структуру инвестиционных затрат и издержек; • стоимость (цену) капитала. Экономическая оценка эффективности инвестиционных проектов заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам финансирования, эксплуатационных издержек и прочих затрат с поступлением денежных средств, которые будут иметь место при реализации производимой продукции. Причем на стадии технико-экономических исследований оценивается экономическая эффективность объектов в целом и выбирается лучший вариант. После составления программы финансирования проводятся повторные расчеты с учетом источников финансирования. Из нескольких вариантов финансирования выбирается лучший вариант и оформляется в виде бизнес-плана. Бизнес-план содержит план маркетинга и производственную программу, на основе которых разрабатываются финансово-экономическое обоснование проекта и финансовый план. На практике используются два подхода к оценке экономической эффективности: первый — упрощенный, без учета фактора времени и второй — с учетом фактора времени, что позволяет учесть неравноценность доходов и расходов, относящихся к разным периодам времени. 9.2. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта без учета фактора времени Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционных проектов без учета фактора времени предполагают использование упрощенной схемы расчета следующих показателей: чистой прибыли, рентабельности инвестиций, срока окупаемости капитальных вложений, срока предельно возможного полного возврата банковских кредитов и процентов по ним. Показатели финансово-экономической эффективности проекта, полученные с использованием упрощенной схемы расчета, называют простыми. Рассмотрим их более подробно. 1. Чистая прибыль Пч определяется по характерному году расчетного периода, когда достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат капитала: Пч = Ор – И – Н, где Ор — объем реализованной продукции без учета НДС; И — издержки производства; Н — налог на прибыль. 2. Рентабельность инвестиций характеризует прибыль, полученную с рубля вложенного капитала. Она определяется как отношение чистой прибыли к сумме инвестиций: R = Пч / K, где K — суммарные инвестиции. Этот показатель можно рассчитывать как годовой. В этом случае сравнивая расчетную величину рентабельности инвестиций с минимальным или средним уровнем доходности, который определяется процентом ставки по кредитам, облигациям, ценным бумагам или депозитам, можно сделать заключение о целесообразности данного проекта. Если это значение меньше среднего уровня доходности, то реализацию проекта следует признать нецелесообразной. 134 3. Простой срок окупаемости капиталовложений Tок.п — представляет собой период времени, в течение которого сумма чистой прибыли покроет инвестиции. Определение срока окупаемости производится последовательным суммированием чистой прибыли по годам расчетного периода, пока полученная сумма не сравняется с суммой капиталовложений: Ток.п ∑ Ток.п ∑ (Оp t − И t − Н t ) = 0 . Kt − 1 1 Критерием эффективности в данном случае является приемлемый срок окупаемости для инвестора. Простой срок окупаемости: t =tc Tок.п t =0 t =tn ∑ Kt = ∑ (П ч t + И ам t ) , где tc — срок завершения инвестиций; tп — время начала производства. Амортизационные отчисления — это временно свободные денежные средства, предназначенные для замены основных фондов при их износе, которые могут рассматриваться как дополнительный источник финансирования. При этом простой срок окупаемости можно определить по формуле Tp ∑ Kt Tок.п = 1 Tр , ∑ ( П ч + Иам ) 1 где Тр — расчетный период. Недостатком этого показателя является то, что при его определении не учитывается изменение доходности проекта за пределами срока окупаемости. Поэтому он не может применяться при сопоставлении вариантов с различной продолжительностью расчетного периода. 4. Срок предельно возможного полного возврата кредита Tкр определяется из уравнения: Tкр Tкр 1 1 ∑ K з = ∑ (П ч + Иaм ) , где K з — заемный капитал. Искомой величиной является срок равный Tкр , обеспечивающий равенство левой и правой частей уравнения. Наряду с очевидными достоинствами упрощенные методы имеют ряд существенных недостатков. Первый из них состоит в том, что при расчетах каждого из перечисленных показателей не учитывается фактор времени: ни прибыль, ни объем инвестируемых средств не приводится к текущей стоимости. Следовательно, в процессе расчета сопоставляются заведомо несопоставимые величины: текущая стоимость суммы инвестиций и будущая стоимость суммы прибыли. Второй из недостатков используемых показателей заключается в том, что в качестве показателя возврата инвестируемого капитала принимается только прибыль. Однако в реальной практике инвестиции возвращаются в виде денежного потока, состоящего из суммы чистой прибыли и амортизационных отчислений. Таким образом искусственно занижается эффективность проекта и завышается срок его окупаемости. И, наконец, третий недостаток состоит в том, что рассматриваемые показатели позволяют получить только одностороннюю оценку эффективности проекта, так как они основаны на использовании одинаковых исходных данных: суммы прибыли и суммы инвестиций, а также не учитывается динамика изменения этих показателей. Упрощенные методы основаны на укрупненных оценках результатов инвестиционной и производственно-хозяйственной деятельности. При их применении не рассматривается весь 135 расчетный период, а выделяются наиболее характерные отрезки времени. Например, период освоения производства продукции или период максимального объема продаж. Поэтому с их помощью можно получить только ориентировочную оценку эффективности проекта, которая носит, скорее, прогнозный характер. Но в силу своей простоты и наглядности упрощенные методы широко применяются на ранних стадиях изучения проекта для получения экспрессоценки. Эти методы целесообразно использовать и для оценки небольших проектов: малозатратных и быстроокупающихся. В энергетике к числу таких проектов можно отнести реализацию некоторых энергосберегающих мероприятий. ЛЕКЦИЯ 7 9.3. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени Главный недостаток простых методов оценки эффективности проектов заключается в игнорировании факта неравноценности одинаковых сумм поступлений или платежей, относящихся к разным периодам времени. Учет этого фактора имеет большое значение для объективной оценки проектов, связанных с долгосрочным вложением капитала. Проблема эффективности вложения капитала заключается в определении того, насколько будущие поступления оправдывают сегодняшние затраты. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени предполагают приведение расходов и доходов, разнесенных во времени, к базовому моменту времени, например к дате начала реализации проекта. Процедура приведения разновременных денежных потоков к базовому периоду называется дисконтированием, а получаемая оценка — дисконтированной стоимостью денежного потока. Расчет коэффициентов приведения производится на основании ставки или нормы дисконта Е. Этот показатель отражает норму прибыли, которую фирма могла бы получить от альтернативного способа вложения капитала. Также этот показатель характеризует снижение стоимости денежных ресурсов с течением времени. В общем случае норма дисконта изменяется по годам расчетного периода. Соответственно значения коэффициентов пересчета стоимости всегда должны быть меньше единицы. Например, дисконтированный поток платежей можно выразить формулой Эд = Эt (1 + E)t , где Эt — поток платежей в году t; Эд — дисконтированная величина потока платежей Эt; t — порядковый номер расчетного шага; Е — норма дисконта. Пример. Инвестируем 1 млн руб. под 10 % годовых. В соответствии с этими условиями через год получаем на 100 тыс. руб. больше, т.е. 1,1 млн руб. Для расчета получаемой суммы используется формула простых процентов: через 1 год капитал составит: 1·106(1 + 0,1) = 1,1 млн руб.; через 2 года капитал составит: 1·106(1 + 0,1)(1 + 0,1)=1·106(1 + 0,1)2 руб. Поскольку эти денежные средства через два года представляют стоимость сегодняшнего 1 млн руб., то текущая, или дисконтированная, стоимость 1 млн руб., полученная через два года, составит: Эд = 1·106 [1/(1 + 0,1)2] = 826 тыс. руб. Классификация норм дисконта Различают следующие нормы дисконта: 1. коммерческая; 2. участника проекта; 3. социальная; 4. бюджетная. Коммерческая норма дисконта (Е) используется при оценке коммерческой эффективности проекта; она определяется с учетом альтернативной эффективности использования капитала. Иными словами, коммерческая норма дисконта – это желаемая 136 (ожидаемая) норма прибыльности (рентабельности), т.е. тот уровень доходности инвестируемых средств, который может быть обеспечен при помещении их в общедоступные финансовые механизмы (банки, финансовые компании и т.п.), а не при использовании в данном инвестиционном проекте. Таким образом, Е – это цена выбора (альтернативная стоимость) коммерческой стратегии, предполагающей вложение денежных средств в инвестиционный проект. Норма дисконта участника проекта отражает эффективность участия в проекте предприятий (или иных участников). Она выбирается самими участниками. При отсутствии четких предпочтений в качестве нее можно использовать коммерческую норму дисконта. Норма дисконта как стоимость капитала Для оценки коммерческой эффективности проекта в целом зарубежные специалисты по управлению финансами рекомендуют применять коммерческую норму дисконта, установленную на уровне стоимости капитала. Говоря о стоимости капитала, мы должны всегда отдавать себе отчет в том, что она представляет собой цену выбора или альтернативную стоимость его использования (apportunity cost). Это вызвано тем, что деньги – это один из видов ограниченных ресурсов, а потому, направляя их на финансирование одного типа коммерческих операций, мы делаем невозможным вложение этих средств в другие виды детельности. Отсюда вытекает принципиально важное положение: вложение средств оказывается оправданным только в том случае, если этоо приносит доход больший, чем по альтернативным проектам с тем же уровнем риска. Если инвестиционный проект осуществляется за счет собственного капитала фирмы, то коммерческая норма дисконта, используемая для оценки коммерческой эффективности проекта в целом, может устанавливаться в соответствии с требованиями к минимальо допустимой будущей доходности вкладываемых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок банков первой категории надежности. При экономической оценке инвестиционных проектов, осуществляемых за счет заемных средств, норма дисконта принимается равной ставке процента по займу. Поскольку в большинстве случаев привлекать капитал приходится не из одного источника, а из нескольких (собственный капитал и заемный капитал), то обычно стоимость капитала формируется под влиянием необходимости обеспечить некий усредненный уровень прибыльности. Поэтому средневзвешенная стоимость капитала WACC (Weighted Average Cost of Capital) может быть определена как тот уровень доходности, который должен приносить инвестиционный проект, чтобы можно было обеспечить получение всеми категориями инвесторов дохода, аналогичного тому, что они могли бы получить от альтернативных вложений с тем же уровнем риска. В это случае WACC формируется как средневзвешенная величина из требуемой прибыльности по различным источникам средств, взвешенной по доле каждого из источников в общей сумме инвестиций. Общая формула для определения средневзвешенной стоимости капитала имеет следующий вид: n WACC = ∑ d i ⋅ Ei , i =1 где n – количество видов капиталов; E – норма дисконта i-го капитала; di – доля i-го капитала в общем капитале. Норма дисконта и поправка на риск 1. В зависимости от того, каким методом учитывается неопределенность условий реализации инвестиционного проекта при определении ожидаемой чистой текущей стоимости (NPV), норма дисконта в расчетах эффективности может включать или не включать поправку на риск. Включение поправки на риск обычно производится, когда проект оценивается при единственном сценарии его реализации. Норма дисконта, не включающая премии на риск (безрисковая норма дисконта), отражает доходность альтернативных безрисковых 137 направлений инвестирования. Норма дисконта, включающая поправку на риск, отражает доходность альтернативных направлений инвестирования, характеризующихся тем же риском, что и инвестиции в оцениваемый проект. 2. Норма дисконта, не включающая поправку на риск (безрисковая норма дисконта), определяется в следующем порядке. Безрисковая коммерческая норма дисконта, используемая для оценки коммерческой эффективности инвестиционного проекта в целом, може устанавливаться в соответствии с требованиями к минимально допустимой будущей доходности вкладываемых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок банков первой категории надежности (после исключения инфляции), а также (в перспективе) ставки LIBOR по годовым еврокредитам, освобожденной от инфляционной составляющей, практически 4 – 6 %. 3. В величине поправки на риск в общем случае учитываются три типа рисков, связанных с реализацией инвестиционного проекта; • страновой риск; • риск ненадежности участников проекта; • риск неполучения предусмотренных проектом доходов. Поправка на каждый вид риска не вводится, если инвестиции застрахованы на соответствующий страховой случай (страховая премия при этом является определенным индикатором соответствующего вида рисков). Однако при этом затраты инвестора увеличиваются на размер страховых платежей. 4. Страновой риск обычно усматривается в возможности: • конфискации имущества либо утери прав собственности при выкупе их по цене ниже рыночной или предусмотренной проектом; • непредвиденного изменения законодательства, ухудшающего финансовые показатели проекта (например, повышение налогов, ужесточение требований к производству или производимой продукции по сравнению с предусмотренными в проекте); • смены персонала в органах государственного управления, трактующего законодательство непрямого действия. Величина поправки на страновой риск оценивается экспертно: • по зарубежным странам на основании рейтингов стран мира по уровню странового риска инвестирования, публикуемых специализированной рейтинговой фирмой BERI (Германия), Ассоциацией швейцарских банков, аудиторской корпорацией «Ernst & Yong»; • по России страновой риск определяется по отношению к безрисковой, безынфляционной норме дисконта. 5. Риск ненадежности участников проекта обычно усматривается в возможности непредвиденного прекращения реализации проекта, обусловленного: • нецелевым расходованием средств, предназначенных для инвестирования в данный проект или для создания финансовых резервов, необходимых для реализации проекта; • финансовой неустойчивостью фирмы, реализующей проект (недостаточное обеспечение собственными оборотными средствами, недостаточное покрытие краткосрочной задолженности оборотом, отсутствие достаточных активов для имущественного обеспечения кредитов и т.п.); • недобросовестностью, неплатежеспособностью, юридической недееспособностью других участников проекта (например, строительных организаций, поставщиков сырья или потребителей продукции), их ликвидацией или банкротством. Размер премии за риск ненадежности участников проекта определяется экспертно каждым конкретным участником проекта с учетом его функций, обязательств перед другими участниками и обязательств других участников перед ними. Обычно поправка на этот вид риска не превышает 5%, однако ее величина существенно зависит от того, насколько детально проработан организационно-экономический механизм реализации проекта, насколько учтены в нем опасения участников проекта. 138 6. Риск неполучения предусмотренных проектом доходов обусловлен прежде всего техническими, технологическими и организационными решениями проекта, а также случайными колебаниями объемов производства и цен на продукцию и ресурсы. Поправка на этот вид риска определяется с учетом техничесокй реализуемости и обоснованности проекта, наличия необходимого научного и опытно-конструкторского задела и тщательности маркетинговых исследований. Риск неполучения предусмотренных проектом доходов снижается: • при получении дополнительной информации о реализуемости и эффективности новой технологии, о запасах полезных ископаемых и т.п.; • при наличии представительных маркетинговых исследований, подтверждающих умеренно пессимистический характер принятых в проекте объемов спроса и цен и их сезонную динамику; • в случае, когда в проектной документации содержится проект организации производства на стадии его освоения. Пофакторный расчет поправки на риск Поправка на риск, помимо метода, изложенного выше, может быть определена пофакторным расчетом. При этом в поправке суммируется влияние учитываемых факторов. В первую очередь к числу этих факторов можно отнести: • необходимость проведения НИОКР с заранее неизвестными результатами силами специализированных науно-исследовательских и/или проектных организаций и продолжительность НИОКР; • новизну применяемой технологии (традиционная, новая, отличающаяся от традиционной различными особенностями и используемыми ресурсами и т.д.); • степень неопределенности объемов спроса и уровня цен на производимую продукцию; • наличие нестабильности (цикличности) спроса на продукцию; • наличие неопределенности внешней среды при реализации проекта (горногеологические, климатические и иные природные условия, агрессивность внешней среды и т.п.); • наличие неопределенности процесса освоения применяемой техники и технологии. Каждому фактору в зависимости от его оценки можно приписать величину поправки на риск по этому фактору, вообще говоря, зависящую от отрасли, к которой относится проект, и региона, в котором он реализуется. В тех случаях, когда эти факторы являются независимыми и в смысле риска дополняют друг друга, поправки на риск по отдельным факторам следует сложить для получения общей поправки, учитывающей риск неполучения доходов, запланированных проектом. Однако для избежания повторного счета значения поправок на риск по отдельным факторам можно складывать не всегда. Например, поправку на риск, соответствующую необходимости проведения НИОКР, едва ли следует складывать с поправкой соответствующей неопределенности применения используемой техники или технологии, так как риск, связанный с необходимостью проведения НИОКР, может включать такую неопределенность. Отметим, что, если понимать риск как возможность неполучения предусмотренных проектом доходов в результате реализации соответствующего неблагоприятного сценария осуществления проекта, что типично для нынешней российской экономики, то наиболее последовательный и надежный способ его учета должен базироваться на анализе представительного множества возможных сценариев реализации проекта. Однако в тех случаях, когда обоснованно выбрать представительное множество сценариев не удается, введение поправки на риск позволяет учесть риск хотя бы приближенно. В то же время этим методом следует пользоваться с определенной осторожностью. Например, для некоторых проектов при проведении поправки на риск в норму дисконта интегральный экономический эффект (NPV) повышается, так что с учетом риска проект будет казаться более эффективным, чем без учета риска (у таких проектов 139 положительные элементы денежного потока чередуются с отрицательными). В этих случаях поправку на риск рекомендуется не производить. Необходимо отметить также, что расчет, основанный на поправке к норме дисконта, одинаковой для положительных и отрицательных элементов денежного потока (хотя, возможно и переменной во времени), может приводить к неоправданному завышению эффективности как проекта «в целом» (для проектов, денежные потоки которых принимают отрицательные значения не только в начале расчетного периода), так и эффективности участия в проекте. Однако полностью отказаться от этого метода расчета сегодня нельзя, так как другие методы учета риска неполучения предусмотренных проектом доходов, в большей степени соответствующие российским реалиям, недостаточно разработаны для того, чтобы его заменить. В тех же случаях, когда риск адекватно учитывается путем соответствующей корректировки притоков и оттоков денежных средств, при задании различных сценариев осуществления проекта или каким-либо другим корректным способом, дополнительно вводить поправки на риск в норму дисконта не следует, так как это привело бы к двойному учету рисков. Процентные ставки Процентные ставки по депозитным вкладам и заемным средствам часто являются базой (отправной точной) при определении нормы дисконта. Кроме того, принимая во внимание, что использование норм дисконта, учитывающих инфляционные ожидания инвесторов, является одним из методов учета инфляции при инвестиционном анализе, необходимо обратить внимание на такую экономическую категорию, как процентные ставки. Процентной ставкой (rate of interest) называется относительный (в процентах или долях) размер платы за пользование ссудой (кредитом) в течение определенного времени. Процентная ставка, взимаемая банком по кредитам, называется кредитной процентной ставкой Ркр. Частным случаем кредитной процентной ставки является ставка рефинансирования Центробанка. Это ставка процента, под который Центробанк выдает коммерческим банкам кредит для пополнения их резервов. Процентная ставка, выплачиваемая банкам по депозитным вкладам, называется депозитной процентной ставкой Рд. кредитная и депозитная процентные ставки могут быть номинальными, реальными и эффективными. Номинальной (nominal interest rate) называется процентная ставка Рн, объявленная кредитором. Она учитывает, как правило, не только доход кредитора, но и индекс инфляции. Реальная процентная ставка (real interest rate) Р0 – это номинальная процентная ставка, приведенная к неизменному уровню цен, т.е. скорректированная с учетом инфляции («очищенная от инфляции»). Связь между номинальной и реальной процентными ставками дается формулой Фишера: P −i P0 ш = нш ш 1 + iш или в симметричном виде: 1 + Pнш = ( 1 + P0ш )( 1 + iш ) , где (все показатели выражаются в долях единицы) Рнш – номинальная процентная ставка за один шаг начисления процентов; Р0ш – реальная процентная ставка за один шаг начисления процентов; iш – темп инфляции (темпы прироста цен), средний за шаг начисления процентов. Эффективная процентная ставка Рef характеризует доход кредитора за счет капитализации процентов, выплачиваемых в течение периода, для которого объявлена номинальная процентная ставка. Так, если номинальная процентная ставка за год равна Рн (в долях единицы), а выплата процентов по условию займа происходит m раз в год, то практически всегда банк определяет процент при каждой выплате равным Рн/m. В этом случае эффективная процентная ставка Рef (в долях единицы) определяется по формуле: 140 Pef = ( 1 + Pн m ) −1 . m Учет изменения нормы дисконта во времени Норма дисконта в общем случае отражает скорректированную с учетом инфляции минимально приемлемую для инвестора доходность вложенного капитала при альтернативных и доступных на рынке безрисковых направлениях вложений. В современных российских условиях таких направлений вложений практически нет, поэтому норма дисконта обычно считается постоянной во времени и определяется путем корректировки доходности доступных альтернативных направлений вложения капитала с учетом факторов инфляции и риска. Тем не менее, из общих соображений можно выделить наличие общей тенденции к снижению нормы дисконта во времени. Прежде всего, финансовые рынки страны совершенствуются и государственное управление ими становится все более эффективным, а ставка рефинансирования ЦБ РФ снижается, что ведет к сокращению сферы получения чрезмерно высоких доходов на вложенный капитал. Поэтому если сегодня инвестор будет вкладывать средства в проект с годовой доходностью (в СКВ) не менее 15%, то через несколько лет он согласится и на 10%. Кроме того, по мере совершенствования законодательства снижается и политический риск долгосрочного инвестирования, а развитие внешнеэкономических и внешнеторговых отношений способствует сближению норм дисконта российских коммерческих структур с более низкими нормами для развитых стран (норма дисконта там определяется по доходности государственных долгосрочных ценных бумаг, скорректированной на темп инфляции). По указанным причинам теоретически правильным в настоящее время является проведение расчетов эффективности инвестиционных проектов с учетом постепенно снижающейся нормы дисконта. Необходимость учета изменений нормы дисконта по шагам расчетного периода может быть обусловлена также методом установления этой нормы. Так, при использовании коммерческой нормы дисконта, установленной на уровне средневзвешенной стоимости капитала (WACC), по мере изменения структуры капитала и дивидендной политики WACC будет изменяться. Дисконтирование денежных потоков при меняющейся во времени норме дисконта отличается прежде всего расчетной формулой для определения коэффициента дисконтирования. В случае, когда в качестве момента проведения принято начало расчетного периода (t0=0) коэффициент дисконтирования для M-го шага рассчитывается по формуле: 1 αm = , ∆0 (1 + E0 ) ...(1 + E m ) ∆ m где Е0,…, Еm – нормы дисконта соответственно на 0-м, …, m-м шагах; ∆0, …, ∆m – длительность этих шагов в годах или долях года. Пересчет нормы дисконта При определении эффективности инвестиционных проектов часто возникает задача определения нормы дисконта для шагов различной длительности (полугодие, квартал, месяц), при известной норме дисконта для шага длительностью в один год. Эта задача возникает, в частности, при оценке инвестиционного проекта с непостоянным шагом. Формула пересчета для случая постоянной нормы дисконта Е определяется следующим образом. Пусть известна норма дисконта E (∆1 ) при длительности шага ∆1 (например, год), и требуется найти норму дисконта E (∆) при размере шага ∆ (например, квартал), выраженного в тех же единицах, что и ∆1 , при условии, что обе эти нормы должны соответствовать одинаковой эффективности капитала. Тогда E (∆ ) определяется как решение уравнения: 141 ∆ 1 + E (∆) = [1 + E (∆1 )] ∆1 , где ∆1 и ∆ разумно вычислять в кварталах. 1 4 Тогда ∆1 = 4 (кварталам), ∆ = 1 и 1 + E (квартал) = [ 1 + E ( год) ] . Чистый дисконтированный доход ( Net Present Value, NPV) При использовании методов оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени определяются следующие показатели: чистый дисконтированный доход, дисконтированный срок окупаемости, внутренняя норма доходности, индекс доходности. Рассмотрим их более подробно. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) используется для сопоставления инвестиционных затрат и будущих поступлений, приведенных в эквивалентные условия, и определения положительного и отрицательного сальдо (баланса). После определения приведенной стоимости поступлений и отчислений денежных средств ЧДД определяется как разность между указанными двумя величинами. Полученный результат может быть как положительным, так и отрицательным в зависимости от того, каким оказался баланс между денежными поступлениями и отчислениями. Чистый дисконтированный доход определяется по формуле Tp NPV = ЧДД = ∑ Эt ( 1 + E)−t , t =0 где Эt = Opt − Иt′ − Нt − Kt + K лик t — чистый поток платежей (чистый доход) за год t; Opt — объем реализованной продукции за год t; Иt′ — издержки без амортизации и финансовых издержек за год t; Kt — капитальные вложения в год t; K лик t — ликвидационная стоимость в год t; Ht — налоговые платежи в год t. Если ЧДД > 0, то данный проект эффективен, инвестор вернет вложенный капитал и получит прибыль. Если ЧДД = 0, то инвестор может быть уверен, что вложенный капитал не обесценится. Если ЧДД < 0, то вложение капитала приведет к уменьшению его стоимости, т.е. экономически нецелесообразно. При сравнении двух и более вариантов в сопоставимых условиях критерием выбора наилучшего варианта является максимальное значение ЧДД. Доходность (рентабельность) инвестиций (Profitability Index, PI) Индекс рентабельности (доходности) (ИД) проекта представляет собой отношение приведенных доходов к приведенным (на ту же дату) расходам по реализации проекта. Он отражает доход в расчете на единицу инвестиций. Проект можно принять, если индекс рентабельности превышает единицу; проект отвергается, если индекс доходности меньше единицы. Чем выше индекс рентабельности, тем удачнее проект. Индекс доходности — это показатель, сходный по своей экономической сущности с чистым дисконтированным доходом, но в отличие от него являющийся относительным показателем. Благодаря этому он очень удобен при выборе одного проекта из ряда альтернативных, имеющих примерно одинаковые значения ЧДД. Индекс рентабельности рассчитывается по формуле Tp Tp Эд −t PI = ИД = = ∑ Эt (1 + E ) / ∑ К t (1 + E ) −t . Кд t =0 t =0 Пример. Пусть в течение трех лет осуществляется строительство производственного объекта, общая стоимость которого составит 5 млн руб. Производство продукции начинается сразу после строительства и прекращается через восемь лет. Исходные данные для расчета ЧДД представлены в табл. 9.1. Таблица 9.1 142 Исходные данные для расчета примера Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Чистый доход, –1,5 –1,5 –2 0,375 0,625 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 млн руб. Расчет ЧДД при норме дисконта, равной 10 %: ЧДД = (−1,5)(1 + 0,1)0 + (−1,5)(1 + 0,1)−1 + (−2)(1 + 0,1)−2 + 0,375(1 + 0,1)−3 + + 0,625(1 + 0,1)−4 + ... = −0,08. В данный проект нецелесообразно вкладывать деньги при ставке процента, равной 10 %. Чистый дисконтированный доход зависит от нормы дисконтирования. При отсутствии дисконтирования ЧДД будет максимальным, постепенно снижаясь по мере увеличения нормы дисконтирования. Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR) Внутренняя норма доходности (ВНД) численно равна норме дисконтирования, при которой сумма дисконтированных притоков денежных средств равна величине дисконтированных оттоков денежных средств за расчетный период, включая периоды строительства и эксплуатации. По существу, этот показатель характеризует рентабельность проекта с учетом разновременности доходов и расходов, роста цен, выплаты налогов. Внутренняя норма доходности — это значение нормы дисконтирования, при котором ЧДД = 0 за расчетный период. Существует три способа определения ВНД. 1. Графический. В соответствии с этим методом строится график ЧДД = ƒ (Е), точка пересечения этого графика с осью абсцисс (х) равна искомой величине ВНД (табл. 9.2 и рис. 9.2). Значение ВНД в этом случае составляет 10 %. 4 u ×ÄÄ, ìëí ðóá. 3 u 2 u 1 u 2 4 6 u 8 u 10 –1 u 12 15 u Íîðìà äèñêîíòà, % Рис. 9.2. Зависимость ЧДД от нормы дисконта Таблица 9.2 Зависимость ЧДД от нормы дисконта Нор ма дисконта, % ЧД Д ,5 ,46 ,61 ,93 ,34 2 0,08 ,456 1 5 0,88 2. Аналитический. Значение ВНД определяется посредством решения уравнения Tр ЧДД = ∑ Эt (1 + E внд )−t = 0 , t =0 Эt = O p t − И ′t − Н t − K t + K лик t , где И′t — общие эксплуатационные затраты без учета амортизационных отчислений и финансовых издержек. При использовании этого метода ВНД определяется последовательным приближением. 143 3. Табличный. Этот метод применяется в частных случаях. Таблицы содержат численные значения ВНД, рассчитанные при определенных значениях исходных данных. Критерием для принятия решения о целесообразности выбора проекта или оценки эффективности проекта служит выполнение следующих условий: если ВНД > Еср, то проект экономически выгоден и может быть принят к рассмотрению; если ВНД = Еср, то все альтернативные варианты равно привлекательны; если ВНД < Еср, то проект не выгоден. Если сравнивать несколько проектов, то наилучшим считается проект, который имеет максимальное значение ВНД. Если финансирование производится за счет нескольких источников финансирования, то в расчетах экономической эффективности используется средневзвешенное значение нормы дисконта: п Е ср = ∑ Е iα i , i =1 где Еi – цена i-го капитала; αi – доля этого капитала в общей сумме тнвестиций. Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Pay-Back Period, DPBP) Для расчета дисконтированного срока окупаемости используют как аналитический, так и графический методы. При аналитическом методе дисконтированный срок окупаемости Tок численно равен периоду времени, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет прибыли, полученной от эксплуатации объекта. Toк При решении уравнения ЧДД = ∑ Эt (1 + Е)−t = 0 искомой величиной будет Tок . Если срок t =0 Чистый доход, млрд руб/год окупаемости меньше расчетного периода Т ок < Т р , то проект окупается. Определение срока окупаемости — один из самых простых и широко распространенных на практике методов, не предполагающих временной упорядоченности денежных поступлений. Алгоритм расчета срока окупаемости Ток строится следующим образом: суммируется чистая прибыль по годам расчетного периода до тех пор, пока эта сумма не сравняется с суммой инвестиционных расходов; минимальное значение номера года, в течение которого получают положительное значение разности дисконтированной чистой прибыли и дисконтированной величины инвестиций, является сроком окупаемости, т.е. Ток = min t, при котором сумма доходов превышает сумму инвестиций. Процесс суммирования можно начать от t = 0 , а можно — от момента завершения строительства. При использовании графического метода строят зависимость изменения ЧДД по годам расчетного периода, и точка пересечения этого графика с осью абсцисс является количественным значением Ток (рис. 9.3). 2 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1 0.38 0.63 -1 -2 -1.50 -1.50 -2.00 -3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Рис. 9.3. Графический метод определения срока окупаемости 144 Срок окупаемости является индикатором ликвидности, дает информацию о том, как долго средства будут заморожены в проекте. Длительный период окупаемости означает, что соотношение между годовыми чистыми потоками и начальными инвестициями относительно неблагоприятное. Короткий период окупаемости обычно соответствует высокому годовому чистому потоку денежных средств. Показатель срока окупаемости инвестиций очень прост в расчетах, но вместе с тем имеет ряд недостатков: во-первых, он не учитывает влияние доходов последних периодов; во-вторых, не делает различия между проектами с одинаковой суммой доходов, но различным распределением доходов по годам. Суммарные дисконтированные затраты Показатель суммарных дисконтированных затрат применяется для сравнительного анализа вариантов, равных по результатам, т.е. количеству и качеству реализуемой продукции. Суммарные дисконтированные затраты рассчитываются по формуле Tp Зд = ∑ (К t + И ′t − K лик )(1 + Е) −t → min , t =0 где Кt — капитальные вложения (инвестиции) в год t; Иt′ — издержки без учета амортизации в год t. Наилучшим считается вариант, которому соответствует минимум дисконтированных затрат. Выбранный вариант должен быть обязательно проверен по приведенным критериям (ЧДД, ИД, ВНД, Ток). В тех случаях, когда при реализации сравниваемых вариантов производится разный объем продукции и привести их в сопоставимый вид невозможно, при анализе используется показатель удельных дисконтированных затрат: З уд = Зд Tp → min , ∑Vt t =0 где Vt — объем продукции в год t. Наилучшим является вариант, которому соответствует минимальное значение данного показателя. Полученное значение Зд сопоставляется со средними ценами на продукцию: если Зд превышает цену, то при условии отсутствия альтернативы надо ставить вопрос о повышении цены. В сводной табл. 9.3 содержатся показатели оценки финансово-экономической эффективности инвестиционных проектов с учетом фактора времени, дана характеристика области их применения и условий использования. Таблица 9.3 Сравнительный анализ финансово-экономических показателей оценки эффективности инвестиций Обоз Ограничения или База для Показатель начен Область применения недостатки сравнений ие Рентабельно ИД Предварительный Накопительная Стандартный сть отбор проектов для амортизация должна быть уровень инвестиций дальнейшего анализа достаточна для замены рентабельности, выбираемого приемлемый для оборудования инвесторов Простой Ток.п Для предварительного Все сопоставляемые Приемлемый для срок отбора проекты должны иметь инвестора срок 145 окупаемост одинаковый расчетный окупаемости и цикл Чистый ЧДД Выбор варианта по Нельзя использовать для Эд > 0 дисконтиро максимальному Эд сравнения существенно различающиеся по ванный доход масштабу проекты Внутренняя ВНД Выбор варианта по Предполагает Приемлемый для норма максимальной ЕВНД реинвестирование с инвестора доходности используется для нормой, равной Е уровень сравнения вариантов доходности на любых стадиях оценки, в том числе и для проектов, различающихся масштабом инвестирования и расчетным сроком Дисконтиро Тдок Выбор варианта по Не учитывает денежные Приемлемый для ванный срок минимальному поступления после инвестора срок окупаемост значению Ток окончания срока окупаемости и окупаемости Суммарные Зд Выбор варианта по Одинаковый расчетный дисконтиро минимуму Зд срок и одинаковый — производственный эффект ванные затраты Среднегодо Зд.ср Выбор варианта по Одинаковый вые минимуму Зд.ср производственный — дисконтиро эффект. Варианты можно сравнить при разном ванные затраты жизненном сроке Удельные Зуд Выбор варианта по Можно сравнивать Сравнить с дисконтиро минимуму Зуд варианты с разным ценой на ванные расчетным сроком и с продукцию: Зуд < разным производственным Ц затраты эффектом Основное условие получения объективной оценки экономической или финансовоэкономической эффективности инвестиционных проектов — системность анализа, т.е. рассмотрение всего комплекса показателей. Экономическую эффективность проекта определяют исходя из характеристик денежных потоков, которые он генерирует, т.е. интенсивность и особенности их изменения во времени по годам расчетного периода, а также соотношение между действительной и текущей стоимостью составляющих доходов и расходов. Как видно из табл. 9.3, любой из рассмотренных показателей, использующийся для оценки проекта, не может отразить в полной мере все особенности инвестиционного проекта как источника экономических результатов. Кроме того, при сравнении вариантов некоторые показатели могут дать противоречивые результаты. Для повышения качества оценки и получения непротиворечивых рекомендаций по выбору инвестиционных проектов принято ранжировать показатели и использовать многокритериальные методы принятия решений. В энергетической отрасли с учетом особенностей современного этапа развития экономики при значительной продолжительности реализации проектов и связанной с этим неопределенности исходной информации представляется целесообразным считать наиболее значимым показатель срока окупаемости, который в наибольшей степени определяет 146 инвестиционную привлекательность проекта. Неопределенность получения экономических результатов в будущем значительно повысится с переходом к конкурентному энергорынку. Следующим по значимости за этим показателем можно считать ВНД, так как этот показатель определяет запас «экономической устойчивости» проекта. Показатели чистого дисконтированного дохода и близкого к нему индекса доходности, которые предполагают оценку прибыльности проекта на протяжении всего расчетного периода, из-за неопределенности информации о будущих доходах и расходах целесообразно использовать в первую очередь для предварительной оценки проекта. При оценке проектов, связанных с энергосбережением, расчетный период которых не превышает пяти лет, порядок ранжирования показателей может быть изменен. Учет инфляции при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов Расчет экономической эффективности можно проводить в базисных, прогнозных и расчетных ценах. Базисные цены — это цены, сложившиеся на момент проведения расчета. Эти цены рекомендуется использовать для расчетов на стадии технико-экономического решения, т.е. на стадии выбора вариантов осуществления проекта. На стадии технико-экономического обоснования рекомендуется проводить расчет всех денежных потоков в прогнозных ценах. Это позволяет учитывать влияние инфляции. Инфляция — снижение покупательной способности денежных средств, в результате чего прогнозируемые масштабы затрат и доходов по годам расчетного периода растут в соответствии с принятыми темпами инфляции: Ц п = Цб I , где Ц п — прогнозная цена; I — индекс инфляции, т.е. индекс изменения цены от первого года к году t . Расчетные цены применяются для определения показателей эффективности (ВНД, ЧДД): Цp = Цп , 1 + αи где αи — средний темп изменения инфляции в год t . При использовании базисных (постоянных) цен обеспечивается соизмеримость всех стоимостных показателей на протяжении срока жизни проекта, при этом необходимо, чтобы исходные параметры, выражающие стоимость капитала (например, процентные ставки по кредитам, депозитным вкладам), были очищены от инфляционной составляющей. С учетом инфляции различают: E н — номинальную ставку дисконта, существующую на данный момент времени и включающую инфляцию; Е p — реальную ставку дисконта, т.е. очищенную от инфляции: E p = Eн − αи . Формула справедлива, если темп инфляции невысок; если темп инфляции значителен, то применяют другую формулу: Ер = Е н αи −1 . 1 + αи На всех стадиях предынвестиционных исследований в той или иной степени присутствует фактор неопределенности. Естественно, степень неопределенности будет уменьшаться по мере уточнения исходной информации, изучения сложившейся ситуации, определения целей проекта и конкретных способов их достижения. Однако полностью исключить неопределенность при планировании в принципе невозможно. Поэтому общая оценка проекта должна выполняться с учетом возможных изменений внешних и внутренних параметров при его осуществлении. Кроме того, риск может быть связан с характером проекта. 147 Учет инвестиционных рисков вложения капитала способом корректировки нормы дисконтирования Риск — это возможное уменьшение реальной отдачи капитала по сравнению с ожидаемой. Вложения капитала, связанные с большим риском получения ожидаемого эффекта, в полной мере могут быть оправданы лишь в случаях, когда расчетная норма доходности будет выше, чем при вложении капитала в проекты с меньшим риском. Один из способов учета риска — добавление надбавки за риск E в величину нормы дисконта — E: Е = Еср + ∆Е . Ориентировочные рекомендации по установлению E (по эмпирическим данным): 1) для инвестиций в объекты с традиционными техническими решениями надбавка принимается в пределах 0,02…0,03; 2) для инвестиций в инновационные объекты надбавка может быть принята ∆E = 0,03K 0,1 . Уровень риска определяется многими факторами, поэтому для уточнения оценок поправок на риск необходимо проводить специальные экономические исследования по конкретному объекту. 9.4. Оценка экономической эффективности инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение энергетических объектов Оценка эффективности инвестиций в развитие производства проводится с использованием экономических критериев, которые должны включать в себя такие виды эффекта, как экономический, социальный, политический, стратегический и экологический. Они могут рассматриваться как в стоимостной, так и в нестоимостной форме. Принципиальных различий в оценке эффективности инвестиций в новое строительство или реконструкцию не существует. Целью реконструкции действующих энергообъектов может быть: 1) уменьшение потребности во вводе в эксплуатацию новых энергообъектов и благодаря этому экономия капиталовложений; 2) улучшение технико-экономических показателей действующих энергообъектов: снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии и тепла; уменьшение потребности энергии на собственные нужды; снижение потерь в ЛЭП; повышение надежности работы оборудования; сокращение количества персонала; 3) увеличение располагаемой мощности; 4) повышение маневренности работы оборудования; 5) снижение удельных расходов топлива; 6) улучшение социальных и экологических факторов: улучшение условий труда, снижение вредных выбросов. Интересы заказчика и инвестора при проведении реконструкции часто не совпадают. Для заказчика проведение реконструкции диктуется необходимостью иметь энергообъект требуемого технического уровня. Основная задача — выбор наилучшего варианта на основе многокритериальной оценки. Инвестор, как правило, предъявляет только экономические требования. Для инвестора оптимальный вариант должен иметь максимальную доходность и минимальный срок возврата капитала. В качестве альтернативных рассматриваются варианты до реконструкции объекта с учетом выполнения условий сопоставимости. По каждому варианту определяются: капиталовложения, стоимость основных средств, величина эксплуатационных издержек. Критерием экономической эффективности инвестиций в реконструкцию энергообъекта при рассмотрении альтернативных вариантов является минимум дисконтированных затрат за расчетный период, который складывается из времени проведения реконструкция объекта, периода выхода на режим нормальной эксплуатации и периода нормальной эксплуатации реконструируемого объекта. 148 Суммарная величина дисконтированных затрат: m Зрек = ∑ Зi , i =1 где m — число составляющих затрат; Зi — дисконтированные затраты в определенные мероприятия, которые обеспечивают работу объекта при условии сопоставимости по следующим признакам: по располагаемой электрической и тепловой мощности потребителя, по величине годового отпуска электроэнергии и теплоэнергии потребителю, по уровню цен и тарифов, по воздействию на окружающую среду. З1 — затраты непосредственно в энергообъект рассчитываются по формуле Тр З1 = ∑ (K t + Иt′ − К лик t )(1 + E) −t , i =1 где K t — величина инвестиций в год t ; И′t — суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений; К лик t — ликвидационная стоимость объекта; Е — норма дисконтирования; Тр — расчетный период. При выборе нормы дисконтирования Е ориентируются: а) на усредненный показатель доходности акций; б) на существующие ставки по кредитам; в) на субъективные оценки. З2 — затраты в железнодорожный транспорт, автомобильные дороги, газопроводы, внешние коммуникации. Эти затраты рассчитываются аналогично З1 . З3 — затраты в строительство ЛЭП, тепловых сетей, вызванные приростом электроэнергии и теплоэнергии, рассчитываются по формуле аналогичной З1 . З4 — затраты, связанные с выравниванием варианта по энергетическому эффекту — по мощности и энергии у потребителя: Тр З4 = ∑ ∆Эt Ц э (1 + E) −t , t −1 где ∆Эt — разница в отпуске электрической энергии по альтернативным вариантам; Ц э — стоимость перетока электроэнергии. З5 — затраты, вызванные простоем реконструируемого оборудования и соответствующим восполнением недоотпуска энергии потребителю. Восполнение электроэнергии связано с покупкой или снижением продаж электроэнергии в смежную энергосистему: Tр З5 = ∑ ∆Эtрек (Ц э − Ц т bээ )(1 + Е) −t , t =1 где ∆Эtрек — суммарный годовой недоотпуск электроэнергии в период реконструкции; Ц э — стоимость покупной или продаваемой электроэнергии; Ц т — стоимость топлива на реконструируемом объекте; bээ — удельный расход топлива на производство электроэнергии на реконструируемом объекте. З6 — затраты, связанные с выравниванием вариантов по надежности из-за разных простоев основного энергооборудования при авариях. В варианте с меньшей надежностью учитываются затраты на дополнительную резервную мощность: Тр З6 = ∑ (K t + И t′ )(1 + E) −t , t =1 где И′t — эксплуатационные издержки без амортизации по содержанию дополнительной резервной мощности; K t — капитальные вложения в резервную мощность. 149 В качестве альтернативы затратам З6 могут быть приняты затраты по покупке резервной мощности в соседних энергосистемах. З7 — затраты, учитывающие остаточную стоимость основных средств реконструируемых объектов: З7 = [K б (1 − αTсл ) − K лик − Tц И к.р ](1 + E) −t , где K б — балансовая стоимость основных средств; α — годовая норма амортизации; Tсл — срок службы основных средств; K лик — ликвидационная стоимость, по которой продается оборудование; Tц — период ремонтный цикл; И к.р — издержки на капитальный ремонт. З8 — затраты, учитывающие разный срок службы альтернативных вариантов (выравнивание по сроку эксплуатации). Если сравниваемые варианты различаются по сроку эксплуатации, то при расчете вариантов, имеющих меньший срок эксплуатации, чем максимальный, необходимо учитывать дисконтированные затраты, связанные с вводом тепловой и электрической мощности для обеспечения условий сопоставимости по производственному эффекту: З8 = Tр ∑ t =Tэ.р (K t + Иt′ − K лик )(1 + E) −t , где Tэ.р — расчетный срок эксплуатации реконструируемого объекта. З9 — дополнительные затраты по доведению выбросов действующей станции до уровня, не превышающего нормативных значений. Рассчитывается аналогично З1 . Для оценки финансово-экономической эффективности необходимо рассматривать интересы инвестора и заказчика. При выборе наилучшего варианта реконструкции заказчик принимает решение на основе расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат. Однако выбранный вариант должен быть обязательно проверен по другим критериям финансово-экономической эффективности, которые определяются на основе соотношений прироста прибылей и капиталовложений, вызвавших этот прирост. Прирост прибыли при реконструкции вычисляется как разность величин полученной прибыли до и после проведения реконструкции от реализации энергетической продукции: n n n i =1 i =1 i =1 ∆П рек = П 2 − П1 = ∑ П 2i −∑ П1i = ∑ ∆Пi , где П1 , П 2 — прибыль на рассматриваемом объекте до и после реконструкции; П 2i , П1i — то же за счет реализации i -го вида продукции; ∆Пi — прирост прибыли по i -й продукции; n — число видов продукции: ∆Пi = (О р2i − И 2i ) − (О p1i − И1i ) . При производстве электроэнергии (оплата по двухставочному тарифу) и теплоты (по одноставочному) прирост прибыли рассчитывается по формуле Пээ = (Nуст + N) (1 − αcн2 )[а + h2 (b − sээ2 ] − − N уст (1 − αcн1 )[а + h1 (b − sээ1 )] , где N уст — мощность до реконструкции; N — прирост мощности в результате реконструкции; α cн , α cн 1 2 — коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды до и после реконструкции; a, b — основные и дополнительные ставки двухставочного тарифа; sээ1 , sээ2 — себестоимость отпущенной электроэнергии до и после реконструкции; h1 , h2 — число часов использования установленной мощности до и после реконструкции. Аналогично можно рассчитать прирост прибыли от производства дополнительной теплоты: ∆П тэ = ( N уст + ∆N )(h2 − h1 )(b − s тэ ) , 150 где s тэ — топливная составляющая себестоимости электрической энергии на существующей электростанции. Для конкретных проектов реконструкции прирост прибыли может определяться поразному: 1. Если основные фонды энергообъекта имеют практически полный физический и моральный износ и дальнейшая эксплуатация объекта без реконструкции невозможна, то под результатом проекта реконструкции понимается стоимость всей продукции, вырабатываемой на реконструированном объекте. 2. Если цель реконструкции — улучшение технико-экономических показателей эксплуатации действующих достаточно новых основных средств, то в качестве результата может быть принят прирост прибыли от эксплуатации реконструируемого объекта за счет снижения издержек. 3. Возможны случаи «вынужденной» реконструкции, т.е. вызванные внешними факторами, не зависящими от состояния оборудования рассматриваемого энергообъекта, например переход электростанции на сжигание другого вида топлива или изменение параметров тепловой нагрузки промышленного объекта. В этом случае прироста прибыли может и не быть. К случаям «вынужденной» реконструкции можно отнести реконструкцию энергообъекта по доведению экологических показателей его эксплуатации до современных нормативов. В этом случае результатом является снижение затрат на возмещение ущерба от загрязнения окружающей среды. 9.5. Особенности сравнения вариантов инвестиционных проектов в области промышленной теплоэнергетики Особенности экономического обоснования технических решений в области промышленной теплоэнергетики по сравнению с общим подходом обусловлены следующими факторами: • большим количеством возможных вариантов решения технической задачи; • необходимостью оценки эффективности проведения мероприятий, направленных на повышение энергетического и экологического совершенства отдельных агрегатов сложной производственной системы; • индивидуальным характером энергообеспечения для автономных объектов. Рассмотрим подробнее каждый из факторов. 1. Большое количество вариантов решения данной технической задачи определяется широкими возможностями комбинирования, взаимозаменяемостью установок и видов энергетической продукции. По степени комбинирования можно различать: • раздельные энергетические установки, производящие по одному виду продукции; • комбинированные энергетические установки, производящие несколько видов энергетической продукции; • комбинированные энерготехнологические установки, производящие энергетическую и технологическую продукцию. Взаимозаменяемость энергетических установок определяется возможностями получения одинаковой продукции от различных установок. Взаимозаменяемость видов энергетической продукции определяется возможностью использования различных взаимозаменяемых энергоносителей в конкретной промышленной установке. Кроме того, возможны дополнительные варианты, отличающиеся конструктивными решениями, количеством и параметрами оборудования и др. Множество возможных вариантов по производству или потреблению энергии требует предварительного приведения их в сопоставимый вид. Основными условиями сопоставимости являются: 151 • одинаковый энергетический (производственный) эффект; • оптимальное решение для каждого из сравниваемых вариантов; • экономические показатели вариантов, которые должны учитывать взаимосвязи, имеющиеся в национальной экономике; • экономические показатели вариантов, подсчитываемые с учетом фактора времени; • методы расчета отдельных элементов затрат по сравниваемым вариантам, которые должны быть одинаковыми. 2. Для промышленной теплоэнергетики характерной является необходимость оценки финансово-экономической эффективности мероприятий, предлагаемых для отдельных агрегатов сложной производственной системы. Это связано с особенностями исходной информации, которая отражает только изменения ряда технико-экономических показателей и часто не содержит промежуточных результирующих показателей производственной системы. В этих условиях расчетам эффективности должен предшествовать тщательный количественный анализ влияния рассматриваемого мероприятия на отдельные показатели производственной системы: производительность, расход (выработку) энергоносителей, потребление сырья и материалов, капиталовложения, численность обслуживающего персонала и др. На этой основе формируются изменения показателей, подлежащих учету при оценке экономической эффективности мероприятия. Отсутствие промежуточных результирующих показателей производственной системы, например цены полуфабриката, приводит к необходимости введения в расчет одинаковых условных цен на полуфабрикаты для рассматриваемых вариантов. Такие условные цены могут быть получены, исходя из уровня рентабельности продукции, принимаемого равным этому показателю для конечной продукции производственного процесса. 3. На промышленных предприятиях существуют установки индивидуального энергообеспечения (например, установки вентиляции, кондиционирования, тепло- и хладоснабжения вспомогательных служб и др.), для которых капиталовложения, эксплуатационные затраты (издержки) определяются расчетами. Однако обоснованно оценить в стоимостном выражении результаты использования этих установок (объем реализованной продукции, прибыль, рентабельность и др.) не представляется возможным. Установки индивидуального энергообеспечения практически не связаны с основным производством. Поэтому принимать уровень их рентабельности по значениям рентабельности основного производства (или его части) не совсем корректно. Для оценки финансово-экономической эффективности энергообеспечения индивидуального объекта целесообразно использовать показатель суммарных дисконтированных затрат за расчетный период З∑ или удельных затрат на единицу продукции Зуд при различных производительностях (мощностях) энергетических установок, которые определяются по следующим формулам: ЗΣ = ∑ (И′t + К t − К лик t )(1 + E cp ) −t , Зуд= ЗΣ Tp , ∑Vt t =0 где И′t — суммарные эксплуатационные издержки без отчислений на реновацию (амортизацию) в год t; Кt — размер инвестиций в год t; Клик t — ликвидная стоимость объекта в год t; Eср — средняя норма дисконтирования; Vt — отпуск продукции по годам расчетного периода. Основанием для выбора альтернативного варианта служат минимальные значения З∑ и Зуд. 9.6. Бизнес-план инвестиционного проекта Бизнес-план представляет собой документ, в котором формулируются цели предлагаемого к реализации инвестиционного проекта, определяется необходимый комплекс мер в области производства, маркетинга, создания новых или реорганизации существующих структур, 152 содержатся финансовые результаты проекта и определяется потребность в ресурсах для его реализации. Бизнес-планирование — это метод перспективного планирования, используемый в условиях проектного подхода к организации деятельности предприятия. Одна из особенностей этого метода заключается в отсутствии жестко установленных временных рамок и в разработке планов по организации деятельности только в рамках данного проекта, при этом не рассматривается влияние проекта на производственно-хозяйственную деятельность предприятия. Основные принципы бизнес-планирования — системность, т.е. рассмотрение проекта как единого целого, и полнота охвата всего комплекса проблем, связанных с разработкой и реализацией проекта. Несмотря на то, что существует большое количество рекомендаций и форм составления бизнес-планов, все они содержат ряд общих разделов. План первого года реализации выполняется более детально, с разбивкой по кварталам и даже по месяцам. В ходе разработки бизнес-плана решаются следующие задачи: • проводятся маркетинговые исследования в целях перспективного позиционирования товара, намеченного к производству; • выявляются возможности развития предприятия (или создания нового); • определяются конкретные цели предприятия и устанавливаются количественные показатели развития, сроки реализации проекта; • разрабатывается комплекс мероприятий и программ их реализации в различных сферах деятельности предприятия: маркетинг, управление качеством, производство, НИОКР, снабжение и сбыт, управление персоналом; • формируется система управления проектом; • определяются общая стоимость проекта, его доходность и рентабельность; • разрабатывается схема финансирования; • осуществляется поиск инвесторов. На основе практического применения бизнес-планирования сформировались определенные требования к качеству планирования и информации, которая содержится в бизнес-плане. Бизнес-план должен быть: • полным, т.е. содержать всю информацию, которая необходима инвестору для принятия решений, а также другим участникам проекта; • разработанным в рамках расчетного периода, достаточного для вывода производства на запланированный уровень; • доказательным, т.е. опираться на реальные и обоснованные предложения; • модифицируемым, т.е. предоставлять возможность его дальнейшего развития; • достаточно гибким, чтобы в него можно было вносить коррективы с учетом хода реализации; • инструментом контроля, позволяющим отслеживать по системе конкретных показателей и сроков график работ и соответствие фактических результатов плановым заданиям; • понятным, т.е. должна исключаться возможность двойственного толкования выводов, он должен быть написан простым и ясным языком с четкими формулировками. Все перечисленные задачи бизнес-плана и требования к нему с достаточной степенью определенности формируют общую структуру этого документа. Рекомендуемая структура бизнес-плана является типовой, однако содержание конкретных бизнес-планов в значительной степени зависит от характера реализуемого проекта. Объем документа, степень соответствия его типовой структуре, детализация информации и характер ее представления не могут быть идентичными в различных проектах. Предлагаемый макет следует рассматривать как своеобразный перечень вопросов, на которые должны быть даны ответы при подготовке документов, по своему характеру 153 соответствующих бизнес-плану. Конкретные показатели, наполняющие те или иные его разделы, будут безусловно носить специфический характер в каждом отдельном случае. Основные разделы бизнес-плана: • общая характеристика проекта (резюме); • анализ рынков сбыта и предлагаемая стратегия маркетинга; • производственная программа; • организационный план; • юридический план; • экологическая информация; • социальная реакция; • финансово-экономический анализ результатов проекта; • финансовый план; • анализ рисков. Особое внимание должно уделяться общему описанию проекта. Оно должно быть кратким и емким. Резюме проекта реконструкции электростанции должно содержать следующую информацию: • название проекта; • характеристику целей проекта; • основных потребителей и требования к качеству энергоснабжения; • общую характеристику технологии и оборудования: установленную мощность, тип, количество и технико-экономические характеристики энергоблоков, включая удельный расход топлива; режим работы электростанции; • график реализации проекта (по блокам для электростанций): дату начала и окончания проекта, период сооружения, период освоения, период производства; • информацию о размещении предприятия: характеристику местности, расстояние от ближайшего крупного города, площадь занимаемого земельного участка, условия и документы отвода земельного участка, незадействованную земельную площадь, транспортные коммуникации, связывающие город с другими регионами, — железные и автомобильные дороги, водные пути, межсистемные и внутрисистемные линии электропередачи, системы связи и телекоммуникации; • производственные здания: количество и общую площадь зданий; • характеристику инфраструктуры и гражданского строительства; • обеспеченность топливом, включая его доставку; • характеристику персонала (численность, квалификация и т.п.); • управление реализацией проекта в период его сооружения и эксплуатации; • форму собственности и правовой статус предприятия: государственное владение, независимая акционерная компания, совместное предприятие; • обеспеченность сбыта энергии; • экологическую характеристику; • описание социальной реакции; • требуемую сумму капитальных вложений и предполагаемые источники финансирования; • обобщенную характеристику результатов финансового анализа. Приведем краткое содержание каждого из разделов проекта. Общая характеристика проекта (резюме). Содержит краткое обоснование идеи и целей проекта. Перечисляются виды продукции — основные, побочные, сопутствующие. Определяется расположение предприятия. Производится выбор района и конкретной площадки для размещения объекта. Приводятся условия и документы отвода земли. Этот раздел особенно важен, если проект предусматривает создание нового объекта. Если проводится технико-экономическое обоснование проекта, осуществляемого действующим предприятием, то оценивается необходимость выделения и расширения площадей, возможность их перераспределения. Рассчитываются стоимости земельного участка, 154 арендной платы по выбранному варианту размещения. Оцениваются затраты на инфраструктуру. Обсуждаются международные и межотраслевые аспекты проекта. Анализ рынков сбыта включает проработку вопросов по следующим направлениям: • устанавливается насыщенность рынка предлагаемой продукцией (основной, побочной и сопутствующей); • определяются современная и перспективная структуры потребителей; • анализируются факторы, оказывающие влияние на изменение спроса; • оценивается конкуренция со стороны крупнейших производителей аналогичной продукции, т.е. выделяется свой собственный сегмент рынка и вырабатывается стратегия обеспечения конкурентоспособности; • прогнозируются тарифы на электроэнергию и тепло и цены на остальные виды продукции. Стратегия маркетинга. Составляется схема реализации товара: на оптовом и розничном рынках, конкретным потребителям: • принципы ценообразования на собственную продукцию; • план расширения объемов продаж; • эластичность спроса. Производственная программа, или план производства, готовится организацией, осуществляющей проект, для того, чтобы продемонстрировать потенциальному инвестору свою готовность управлять производством, наращивать его мощность, устойчиво получать прибыль, в том числе за счет снижения издержек, надежной системы материального снабжения предприятия. В этом разделе определяются: • производственная мощность предприятия, динамика изменения по годам на рассматриваемый период; • материальные затраты производства. Оценивается потребность в топливе, материалах, полуфабрикатах и т.п. Указываются поставщики, анализируется их репутация, надежность договорных отношений с ними. Если есть заключенные контракты, они приводятся в Приложении к бизнес-плану; • описание технологии и оборудования. Приводятся данные, полученные на основе проектно-конструкторской документации о технологии производства и требуемом оборудовании, в том числе информация о необходимых НИОКР, лицензиях и импортном оборудовании. Осуществляется отбор наилучших технологических решений. Проводится сравнительная оценка потенциальных поставщиков необходимого оборудования; • оценка возможных издержек на материальные факторы производства и их динамика на перспективу. Организационный план. Организационная структура предприятия, функции подразделений предприятия, схема взаимодействия их друг с другом, координация их деятельности и контроль. Характеристика персонала. Указываются профиль специалистов и их количество, образование, опыт работы, заработная плата. Вопросы оплаты и стимулирования труда руководящего персонала. Юридический план. Форма собственности и правовой статус организации: частное владение, государственное владение, независимая акционерная компания, совместное предприятие и т.п. В случае организации государственного предприятия указываются система подчиненности и границы вмешательства «сверху» в хозяйственную деятельность предприятия. В случае создания акционерного общества определяется будущее распределение акционерного капитала между возможными акционерами. Экологическая информация. В разделе приводятся: • информация о состоянии природной среды в районе, где будет осуществляться проект, и планируемые мероприятия по обеспечению требуемых экологических норм; 155 • результаты проверок и оценок экологической ситуации; • предлагаемые меры контроля состояния среды; • ожидаемое влияние проекта на экологию; • потенциальные обязательства по охране среды, которые должны быть сделаны в случае реализации проекта. Социальная реакция. В данном разделе отражается информация об ожидаемом влиянии проекта на население и социальной реакции на строительство (расширение, реконструкцию) энергообъекта, характеризующая: • формы участия населения, интересы которого затрагивает строительство или реконструкция энергообъекта, в обсуждении проекта; • формы и объем компенсационных мероприятий населению в связи с реализацией проекта; • наличие, количество, состав общественных объединений, выступающих против (за) строительства объекта, их политическая и техническая ориентация. Финансовый план содержит информацию, на основе которой производится финансовоэкономическая оценка проекта, рассчитываются основные финансово-экономические показатели эффективности проекта. С точки зрения инвестора этот раздел является центральным, так как позволяет определить привлекательность проекта по сравнению с другими направлениями вложения средств. Вся остальная информация бизнес-плана служит для обоснования надежности данных этого раздела. Финансовый план должен включать подразделы: • общие исходные данные; • объем реализации; • капиталовложения; • ежегодные издержки производства; • схема финансирования проекта; • финансово-экономическое обоснование проекта; • отчет о прибылях; ∗ • вступительный баланс ; • отчет о движении денежных средств (потоки наличности). Анализ рисков содержит информацию о наиболее опасных рисках с точки зрения вероятности их реализации и масштабов воздействия на проект и предприятие. В разделе приводятся результаты качественного и количественного анализа, интегральная оценка рисков проекта. Приложения. Последняя часть бизнес-плана состоит из всех документов и источников, на которые опирались разработчики при его подготовке и обосновании. Это могут быть различные справки, письма от клиентов и партнеров, копии контрактов, прейскуранты, статистические обзоры, результаты специальных исследований. Все эти данные должны быть свидетельством надежности информации, на основе которой отбиралась идея бизнес-плана, строилось ее обоснование и разрабатывалась стратегия реализации. Содержание и глубина проработки бизнес-плана должны быть достаточными для доказательства инвестиционной привлекательности проекта для всех участников проектной деятельности. 8.3. Основные финансовые документы предприятия Каждое изменение финансового состояния предприятия должно быть отражено в финансовых документах. В них отражается финансовая деятельность предприятия на планируемый и отчетный периоды. ∗ Вступительный баланс содержит информацию об основных и оборотных средствах, необходимых для осуществления проекта, и источниках финансирования. 156 Обоснованность управленческих решений базируется на финансовых (бухгалтерских отчетах). Цель бухгалтерских отчетов – предоставить объективную и необходимую информацию разным группам пользователей, таким как менеджеры, вкладчики капитала, кредиторы, налоговые службы, профсоюзы. Результаты финансового управления (менеджмента) представляют в финансовом отчете. Основными отчетными финансовыми документами предприятия являются: Баланс (баланс активов и пассивов), форма № 1. • • Отчет о прибылях и убытках, форма № 2. Отчет об изменении капитала, форма № 3. • • Отчет о движении денежных средств, форма № 4. Приложение к балансу, форма № 5. • Финансовая отчетность является основой определения платежеспособности и прибыльности. Основу финансового отчета составляет балансовый отчет – свод цифровых данных бухгалтерского учета о финансовом положении предприятия на определенную календарную дату. Баланс показывает финансовое положение предприятия на определенный, как правило последний, день месяца, квартала, года. Баланс состоит из двух частей: в левой указываются активы, в правой – пассивы. В активе показаны средства, которыми располагает предприятие (производственные запасы, товары, основные средства, дебиторская задолженность). В пассиве показаны источники средств, т.е. кредиторская задолженность предприятия и собственный (акционерный) капитал. В собственном (акционерном) капитале указывается сумма, подлежащая распределению между держателями акций в случае ликвидации предприятия на дату составления баланса. Обе части баланса всегда уравновешены, т.е. сбалансированы. Типовой баланс представлен в табл. 8.2. Таблица 8.2 Баланс на 31 декабря 200…г АКТИВЫ ПАССИВЫ I. Внеоборотные активы III. Капитал и резервы Основные средства Уставной капитал Нематериальные активы Добавочный капитал Незавершенное строительство Резервный капитал Долгосрочные финансовые вложения Нераспределенная прибыль II. Оборотные активы IV. Долгосрочные обязательства Запасы Займы и кредиты Налог на добавленную стоимость V. Краткосрочные обязательства Дебиторская задолженность Задолженность по бюджету Краткосрочные финансовые вложения Задолженность по заработной плате Денежные средства Задолженность по поставщикам БАЛАНС БАЛАНС Отчет о прибылях и убытках показывает сумму прибыли или убытков предприятия за год (табл. 8.3). В то время, как баланс характеризует платежеспособность предприятия на определенную дату, отчет о прибылях и убытках отражает прибыльность предприятия, т.е. показывает результат деятельности предприятия за определенный период. Таблица 8.3 Отчет о прибылях и убытках Строка Наименование Расшифровка Доходы и расходы по обычным видам деятельности 1 Выручка от продаж за минусом налогов 157 2 3. 4 5 6 7 8 9 10 Себестоимость проданной продукции Валовая прибыль 1–2 Коммерческие расходы Управленческие расходы Прибыль (убыток) от продаж 3–4–5 Прочие доходы и расходы Проценты к получению Проценты к уплате Доходы от участия в других организациях 11 Прочие доходы 12 Прочие расходы 13 Прибыль (убыток ) до налогообложения 6+7–8+9+10–11 14 Текущий налог на прибыль По данным налогового учета 15 Чистая прибыль 13–14 В отчете о прибылях и убытках сравнивается сумма выручки от продажи товаров, продукции, работ, услуг и другие виды доходов со всеми затратами, осуществленными в процессе функционирования предприятия. В результате своей деятельности за год предприятие имеет или чистую прибыль, или убыток. Если отчет о прибылях и убытках представляет интерес для акционеров предприятия, то отчет о полученной прибыли к распределению (табл. 8.4) представляет интерес для него самого. Таблица 8.4 Прибыль к распределению Срока Наименование 1 Баланс чистой прибыли на 01.01.200… 2 Оплата штрафов, пеней 3 Возмещение убытков 4 Дивиденды, выплаченные по привилегированным и по обычным акциям 5 Курсовые разницы по операциям с иностранной валютой 6 Отчисления в резервный фонд 7 Баланс чистой прибыли на 31.12.200.. В отчете полученной прибыли к распределению показаны суммы, которые были использованы самим предприятием для расширения деятельности. Акционера интересует увеличение курса акций, предприятие стремится к росту полученной прибыли. Капитал организации — это источник финансирования финансово-хозяйственной деятельности. Величина совокупного капитала организации отражается в пассиве баланса. Совокупный капитал состоит из собственного и заемного. В форме № 3 «Отчет об изменении капитала» отражается информация о состоянии и движении собственного капитала организации (табл. 8.5). А в форме № 5 «Приложение к бухгалтерскому балансу» есть информация о состоянии и движении заемного капитала. Таблица 8.5 Основные источники финансирования Строка 1 1.1 1.2 Наименование Собственные средства финансирования, в т.ч. Внутренние источники, из них а) амортизация основных фондов и нематериальных активов б) прибыль Внешние источники, из них 158 а) целевое финансирование Заемные источники финансирования, в т.ч. а) банковские кредиты б) займы в) средства эмиссии облигаций г) бюджетное ассигнования д) средства внебюджетных фондов 3. Итого средства финансирования В отчете указывается чистая прибыль и амортизация, это собственные средства. После реализации продукции сумма амортизации высвобождается и используется на развитие предприятия. В отечественном бухгалтерском учете используется также финансовая форма №5, называемая ″Приложение к балансу″ (табл. 8.6), в которой отражаются амортизируемые активы — это нематериальные активы, основные средства, доходные вложения в материальные ценности. Амортизационная политика — составная часть общей политики формирования финансовых ресурсов, заключающаяся в управлении амортизационными отчислениями от использования основных средств и нематериальных активов с целью их реинвестирования в производственную деятельность. Таблица 8.6 Приложение к бухгалтерскому балансу Стр Наименование ока 1 Нематериальные активы 2 Основные средства 3 Доходные вложения в материальные ценности 4 Расходы на научно-исследовательские, опытноконструкторские и технологические работы 5 Расходы на освоение природных ресурсов 6 Финансовые вложения 7 Дебиторская и кредиторская задолженность 8 Расходы по обычным видам деятельности (по элементам затрат) 2 Важнейшую роль в финансово-экономической жизни предприятия играет планирование финансовых ресурсов. Основным финансовым документом на этапе планирования является финансовый план предприятия. В нем отражаются конечные финансовые результаты хозяйственной деятельности предприятия. Финансовый план состоит из двух разделов: Доходы и поступления средств. I. II. Расходы и отчисления средств. Раздел I содержит такие показатели: Прибыль от реализации продукции, работ, услуг. • • Прибыль от прочей реализации (основных средств, других активов, доходы от долевого участия в уставном капитале других предприятий; доходы, полученные по ценным бумагам; доходы от хранения денежных средств на депозитных счетах в банках и других финансово-кредитных учреждениях; доходы от сдачи имущества в аренду). • Амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов и по нематериальным активам. 159 • Поступление средств от других предприятий, в том числе: в порядке долевого участия в строительстве; по хоздоговорам на научно-исследовательские работы. • Поступления из внебюджетных фондов. Раздел II содержит показатели: Расходы на производство. • • Налоги, уплачиваемые из прибыли (по видам налогов). Распределение чистой прибыли, в том числе: на накопление (по направлениям • использования); на потребление (по направлениям использования); в резервный фонд. • Долгосрочные инвестиции (по формам инвестиций), в том числе: за счет амортизационных отчислений; за счет других источников финансирования (по видам источников). • Прочие расходы. 8.4. Критерии финансового состояния энергопредприятия В рыночной экономике цель любого предприятия в краткосрочной перспективе — получение максимальной прибыли, а в долгосрочной — создание условий для устойчивого развития. Необходимым условием устойчивого развития предприятия является его хорошее финансовое состояние. Под общей устойчивостью предприятия можно понимать и такое его состояние, когда предприятие стабильно: на протяжении достаточно длительного периода времени предприятие выпускает и реализует конкурентоспособную продукцию, получает чистую прибыль, достаточную для производственного и социального развития предприятия, является ликвидным и кредитоспособным. Финансовое состояние предприятия зависит от многих факторов, которые можно классифицировать как зависящие (внутренние) и не зависящие (внешние) от деятельности самого предприятия. К внутренним факторам можно отнести способность руководителей предприятия и его менеджеров эффективно управлять предприятием в целях достижения рационального использования всех ресурсов, выпуска конкурентоспособной продукции и на этой основе устойчивого финансового состояния предприятия. Внешние факторы зависят в основном от проводимой экономической политики государства: финансово-кредитной, налоговой, амортизационной, которая в конечном итоге создает благоприятные или неблагоприятные условия хозяйствования. Оценка финансового состояния предприятия необходима не только руководителю и персоналу предприятия, но и лицам, принимающим непосредственное участие в хозяйственной деятельности предприятия: • инвесторам для принятия решения о вложении средств в развитие предприятия; • кредиторам для оценки уровня риска возврата кредитов; • аудиторам для подготовки рекомендаций по повышению эффективности деятельности предприятия и совершенствованию ведения бухгалтерского учета. В связи с развитием акционерных обществ финансовый анализ выполняет дополнительную функцию — рекламную. Публикации результатов финансового анализа в виде отчетов показывают инвесторам и акционерам результаты работы предприятия за отчетный период времени и тенденции изменения прибыли и рентабельности на следующий год, а также служат рекламным материалом для привлечения новых инвестиций. Для обеспечения устойчивого развития руководство предприятия должно организовать мониторинг финансового состояния предприятия. Финансовое состояние предприятия — очень емкое понятие, которое невозможно охарактеризовать одним критерием. Поэтому для характеристики финансового состояния предприятия применяется комплекс критериев — таких, как финансовая устойчивость, 160 платежеспособность, ликвидность баланса, кредитоспособность, рентабельность (прибыльность) и др. Наиболее важным критерием, характеризующим финансовое состояние предприятия, является комплексный критерий финансовой устойчивости предприятия. Финансовая устойчивость предприятия предполагает такое состояние его финансовых ресурсов, их распределение и использование, которые обеспечивают развитие предприятия благодаря росту прибыли и капитала при сохранении платежеспособности и кредитоспособности в условиях допустимого уровня риска. Платежеспособность — это возможность предприятия расплачиваться по своим обязательствам. При хорошем финансовом состоянии предприятие устойчиво платежеспособно; при плохом — периодически или постоянно неплатежеспособно. Самый лучший вариант — у предприятия всегда имеются свободные денежные средства, достаточные для погашения имеющихся обязательств. Но предприятие является платежеспособным и в том случае, когда свободных денежных средств у него недостаточно или они вовсе отсутствуют, но предприятие способно быстро реализовать свои активы и расплатиться с кредиторами. Поскольку одни виды активов обращаются в деньги быстрее, другие — медленнее, необходимо группировать активы предприятия по степени их ликвидности, т.е. по возможности обращения в денежные средства. Ликвидность — способность любой материальной ценности (актива) превратиться в средство платежа, т.е. потенциальная возможность превратиться в наличные деньги. К наиболее ликвидным активам относятся сами денежные средства предприятия и краткосрочные финансовые вложения в ценные бумаги. Следом за ними идут быстрореализуемые активы — депозиты и дебиторская задолженность. Более длительного времени требует реализация готовой продукции, запасов сырья, материалов и полуфабрикатов, которые относятся к медленно реализуемым активам. Наконец, группу труднореализуемых активов образуют земля, здания, оборудование, продажа которых требует значительного времени, а потому осуществляется крайне редко. Сгруппированные по степени ликвидности активы представлены в табл. 8.7. Для определения платежеспособности предприятия с учетом ликвидности его активов используют информацию, содержащуюся в балансе предприятия. Анализ ликвидности баланса заключается в сравнении размеров средств по активу, сгруппированных по степени их ликвидности, с суммами обязательств по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения. Таблица 8.7 Классификация активов по степени ликвидности Характер Степень ликвидности Виды активов активов Текущие А1 — наиболее Денежные средства в ликвидные банке, в кассе предприятия Краткосрочные ценные бумаги А2 — Депозиты быстроликвидные Дебиторская задолженность А3 — Готовая продукция медленнореализуемые Незавершенное производство Сырье и материалы Постоянные А4 — Здания труднореализуемые Оборудование Транспортные средства Земля 161 Пассивы баланса по степени срочности их погашения можно подразделить следующим образом: П1 — наиболее срочные обязательства (кредиторская задолженность); П2 — краткосрочные пассивы (краткосрочные кредиты и займы); П3 — долгосрочные кредиты и займы, арендные обязательства; П4 — постоянные пассивы (собственные средства, за исключением арендных обязательств и задолженности перед учредителями). Классификация активов и пассивов баланса позволяет дать оценку ликвидности баланса. Ликвидность баланса — это степень покрытия обязательств предприятия такими активами, срок превращения которых в денежные средства соответствует сроку погашения обязательств. Баланс считается абсолютно ликвидным: если А1 ≥ П1, то наиболее ликвидные активы равны наиболее срочным обязательствам или перекрывают их; если А2 ≥ П2, то быстрореализуемые активы равны краткосрочным пассивам или перекрывают их; если А3 ≥ П3, то медленнореализуемые активы равны долгосрочным пассивам или перекрывают их; если А4 ≤ П4, то постоянные пассивы равны труднореализуемым активам или перекрывают их. Одновременное соблюдение первых трех правил обязательно влечет за собой достижение и четвертого, ибо если совокупность первых трех групп активов больше суммы первых трех групп пассивов баланса (или равна ей) (А1 + А2 + А3 ≥ П1 + П2 + П3), то четвертая группа пассивов баланса обязательно перекроет (или будет равна ей) четвертую группу активов (А4 ≤ П4). Последнее положение имеет глубокий экономический смысл: когда постоянные пассивы перекрывают труднореализуемые активы, соблюдается важное условие платежеспособности — наличие у предприятия собственных оборотных средств, обеспечивающих бесперебойный воспроизводственный процесс; равенство же постоянных пассивов и труднореализуемых активов отражает нижнюю границу платежеспособности за счет собственных средств предприятия. Под кредитоспособностью предприятия понимаются его возможности в получении кредита и способности его своевременного погашения за счет собственных средств и других финансовых ресурсов. Для достижения и поддержания финансовой устойчивости предприятия важна не только абсолютная величина прибыли, но и ее уровень относительно вложенного капитала или затрат предприятия, т.е. рентабельность (прибыльность). Методы расчета показателей, характеризующих финансовое состояние предприятия Анализ финансового состояния предприятия необходим не только для того, чтобы знать, в каком положении находится предприятие на тот или иной отрезок времени, но и для эффективного управления в целях обеспечения финансовой устойчивости предприятия. Финансовое состояние характеризуют многие показатели, которые можно объединить в следующие группы: 1) показатели платежеспособности: коэффициент абсолютной ликвидности, промежуточный коэффициент покрытия, общий коэффициент покрытия; 2) показатели финансовой устойчивости: коэффициент собственности (независимости), доля заемных средств, соотношение заемных и собственных средств; 162 3) показатели деловой активности: общий коэффициент оборачиваемости, скорость оборота, оборачиваемость собственных средств; 4) показатели рентабельности: имущество предприятия, собственные средства, производственные фонды, долгосрочные и краткосрочные финансовые вложения, собственные и долгосрочные заемные средства, норма балансовой прибыли, норма чистой прибыли. Исходными данными для расчета показателей всех этих групп в основном являются данные бухгалтерского баланса предприятия. Расчет показателей платежеспособности представлен в табл. 8.8. Таблица 8.8 Расчет показателей платежеспособности Наименование Расчетная Нормальное Примечание коэффициента формула значение Общий Используется для А1+ 0,5 А 2 + 0,3 А3 показатель L1 оценки ликвидности 1 ≥1 платежеспособ П 1 + 0 , 5 П 2 + 0 , 3 А3 баланса в целом. ности Показывает, какую часть краткосрочной задолженности организация может Коэффициент А1 погасить в ближайшее 2 абсолютной L2 ≥0,1 – 0,7 П1 + П 2 время за счет ликвидности денежных средств и краткосрочных ценных бумаг. Показывает, какая часть краткосрочных обязательств может быть немедленно погашена за счет = 0,7 – 0,8; Коэффициент А1 + А 2 средств на различных оптимально 3 критической L3 счетах, в П1 + П 2 е значение 1 ликвидности краткосрочных ценных бумагах, а также поступления по расчетам с дебиторами. Показывает, какую часть текущих Коэффициент обязательств по А1 + А 2 + А3 4 текущей L4 кредитам и расчетам ≥2 П1 + П 2 ликвидности можно погасить, мобилизовав оборотные средства. 163 Коэффициент маневренности 5 функционирующего капитала Доля оборотных 6 средств активах в Коэффициент обеспеченнос7 ти собственными средствами А3 L5 L6 L7 ( А1 + А 2 + А3) − ( П 1 + П 2 ) А1 + А 2 + А3 Б П 4 − А4 А1 + А 2 + А3 Показывает, какая часть Уменьшени функционирующего е показателя капитала обездвижена в динамике в производственных – положизапасах и тельный долгосрочной факт дебиторской задолженности. ≥0,5 Зависит от отраслевой принадлежности организации. ≥0,1 Характеризует наличие собственных оборотных средств у организации, необходимых для ее финансовой устойчивости. Расчет показателей финансовой устойчивости Эти показатели характеризуют степень защищенности привлеченного капитала. Они рассчитываются на основе данных бухгалтерского баланса предприятия (табл. 8.9). Установлены следующие их предельные значения: • коэффициент собственности (независимости) не ниже 0,7; • коэффициент заемных средств не выше 0,3; • соотношение заемных и собственных средств не выше 1. Расчет показателей деловой активности представлен в табл. 8.10. п/ п 1 2 3 Таблица 8.9 Расчетные формулы для определения финансовой устойчивости Расчетная формула Наименование Нормативное (по номеру Пояснение коэффициента значение строки баланса) Показывает, сколько заемных средств организация привлекла Коэффициент (590+690)/4 U1 Не выше 1,5 на 1 тыс.руб. вложенных капитализации 90 в активы собственных средств Коэффициент Показывает, какая часть Нижняя обеспеченности оборотных активов граница 0,1; (490собственными U2 финансируется за счет оптимальное 190)/290 источниками собственных источников значение ≥0,5 финансирования Показывает, удельный Коэффициент вес собственного финансовой U3 490/700 капитала в общей сумме ≥0,4-0,6 независимости источников финансирования 164 4 Коэффициент финансирования U4 490/(590+6 90) ≥0,7; оптимальное значение =1,5 5 Коэффициент финансовой устойчивости U5 (490+590)/7 00 ≥0,6 Показывает, какая часть деятельности финансируется за счет собственных, а какая – за счет заемных средств Показывает, какая часть активов финансируется за счет устойчивых источников Таблица 8.10 Расчетные формулы для определения деловой активности Показатель Расчетная формула Условия расчета по времени Общий Выручка от реализации продукции коэффициент Итог баланса (стоимость имущества) На рассмотренный оборачиваемости момент времени капитала Коэффициент Выручка от реализации продукции оборачиваемости Собственные средства Для временного интервала собственных средств Коэффициент Выручка от реализации продукции оборачиваемости Средняя за период дебиторская То же дебиторской задолженность задолженности 365 дней Средний срок оборота Коэффициент оборачиваемости То же дебиторской дебиторской задолженности задолженности Коэффициент Выручка от реализации продукции оборачиваемости Средняя стоимость оборотных активов То же всех оборотных активов Коэффициент Выручка от реализации продукции оборачиваемости Средняя величина свободных То же банковских денежных средств и ценных бумаг активов Существует и ряд других показателей, характеризующих деловую активность предприятия. Показатели деловой активности необходимо наглядно представлять в коэффициентах. В странах с развитой рыночной экономикой по наиболее важным показателям деловой активности устанавливаются нормативы по экономике в целом и по отраслям. Как правило, такие нормативы отражают средние фактические значения этих коэффициентов. Так, в большинстве цивилизованных стран с рыночной экономикой нормативом оборачиваемости запасов являются три оборота, т.е. примерно 122 дня, нормативом оборачиваемости дебиторской задолженности — 4,9 оборота, или примерно 73 дня. Следует заметить, что среднюю стоимость активов и пассивов за период, например год, рассчитывают как среднюю хронологическую по месячным данным; если нет такой возможности — то по квартальным данным; если в распоряжении финансового аналитика имеется лишь годовой баланс, то применяется упрощенный прием: средняя из сумм данных на начало и конец периода (года). 165 ЛЕКЦИЯ 8 12.1. Энергетическое хозяйство промышленного предприятия Промышленная энергетика не представляет собой единое целое. Ее составные части включены в состав промышленных и других предприятий и называются энергетическим хозяйством (энергохозяйством) предприятий. Энергохозяйство любого предприятия — это совокупность энергетических установок и вспомогательных устройств, предназначенных для обеспечения данного предприятия энергией различных видов. В этом определении два понятия нуждаются в разъяснении и уточнении: энергетическая установка (энергоустановка) и энергия различных видов. Энергоустановка — это комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства, преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления (энергии). Для большей точности определений целесообразно разграничить понятия: • собственно энергетическая установка — установка, в которой производится, передается, преобразуется, распределяется энергия любого вида. Отличительной особенностью такой установки являются потребление и одновременно производство ею энергетической продукции. Например, энергетический котел потребляет химическую энергию топлива и производит тепловую энергию; электрический трансформатор потребляет электроэнергию и выдает (производит) также электроэнергию, только с другим напряжением и т.п.; • энергоиспользующая установка — установка, в которой потребляется энергия любого вида для производства неэнергетической продукции. Это многочисленные и разнообразные технологические установки — промышленные печи и котлы, сушилки и нагреватели, механические агрегаты и т.п. Они называются еще установками конечного использования энергии, а энергия, используемая в них, конечной энергией. Следует отметить еще одну, чрезвычайно важную особенность всех энергоиспользующих технологических установок: они состоят из двух частей — энергетической (энергоприемника) и технологической (технологического аппарата). Энергоприемник технологической установки — это энергетическая часть технологической установки, в которую поступает энергия извне, где при необходимости подведенная энергия преобразуется в другой вид энергии или изменяются ее параметры и откуда она передается для использования в технологическом аппарате. В топливопотребляющих технологических установках (печах, нагревателях, котлах, реакторах и т.п.) энергоприемником являются топка, горелка, где химическая энергия топлива превращается в тепловую, термическую энергию. В теплопотребляющих процессах (варочные котлы, выпарные установки, сушилки и др.) энергоприемниками служат теплообменники, при этом тепловая энергия может менять параметры и вид теплоносителя (паром или горячей водой нагреваются холодная вода, растворы, воздух и т.п.). В электропотребляющих процессах и установках электроэнергия преобразуется либо в механическую (электродвигатели), либо в тепловую (электротермия), либо в химическую (гальваника, электролиз) энергию. Технологический аппарат — это часть технологической энергоиспользующей установки, в которой происходит энергетическое воздействие на обрабатываемый материал и производится неэнергетическая продукция. В топливопотребляющих процессах технологический аппарат совмещен с энергоприемником (домна, мартеновская печь, конвертор, обжиговые печи и т.п.). Однако бывают установки, где конструктивно энергоприемник и технологический аппарат разделены, например в котлах при наличии выносных топок. В теплопотребляющих установках имеются свои энергоприемники (змеевик, паровая рубашка и т.п.), совмещение происходит при прямом поступлении теплоносителя в аппарат (барботаж), где в большинстве случаев теплоноситель выполняет роль рабочего тела. В электромеханических процессах всегда имеется рабочий механизм — технологический аппарат, в электротермии — нагревательный или плавильный 166 котел, даже если нагревательный элемент (электронагреватель) конструктивно не разделен с аппаратом. На предприятиях различают систему энергоснабжения, соответствующую понятию «общезаводское энергохозяйство», и систему энергоиспользования — совокупность технологических и вспомогательных установок конечного использования энергии. Эти системы включают элементы энергетики промышленного предприятия, имеющие каждый свои особенности и выполняющие свою особую роль в отдельных процессах производства и в энергетике в целом. Система энергоснабжения состоит из следующих элементов: • заводские источники энергии — топливные склады, газгольдеры, мазутохранилища, электростанции, котельные, машинокомпрессорные, холодильные, воздухоразделительные и другие станции, водозаборы и т.п.; • заводские энергетические коммуникации — системы топливоподачи, газо- и мазутопроводы, электрические и тепловые сети, воздуховоды и трубопроводы сжатых газов, холодопроводы, водоводы и водопроводы и др.; • заводские преобразователи энергии — газораспределительные станции, электрические трансформаторы и коммутационная аппаратура, промежуточные теплообменники (бойлеры — пароводяные и водо-водяные), редукционно-охладительные установки (РОУ), установки осушки и дросселирования сжатого воздуха и газов и т.п.; • сама первичная энергия, подводимая к установкам конечного использования, как непременный элемент промышленной энергетики и предмет особого внимания энергетиков. Система энергоиспользования включает: • энергоприемники технологических установок — топки, горелки, электродвигатели, электронагреватели, теплообменники технологических установок — змеевики, паровые рубашки, барбатеры, системы охлаждения, в том числе низкотемпературные (криогенные) и т.п., пневмоприемники и приемники сжатых газов и др.; • устройства передачи энергии из энергоприемника в технологический аппарат — технологические дымо- и газоходы, валы, редукторы и маховики, трубопроводы с горячими технологическими жидкостями и т.п.; • технологические аппараты — технологические печи, котлы, реакторы, механизмы и т.п.; • обрабатываемый материал, которому в процессе обработки сообщается некоторый энергетический потенциал. Необходимо отметить одну очень важную особенность — при принятии какого-либо технического решения на производстве рассматривается большое количество вариантов, которые определяются широкими возможностями комбинирования, взаимозаменяемостью установок и видов энергетической продукции. По степени комбинирования можно различать: • раздельные энергетические установки, производящие по одному виду продукции: • комбинированные энергетические установки, производящие по несколько видов энергетической продукции; • комбинированные энерготехнологические установки, производящие энергетическую и технологическую продукцию. Взаимозаменяемость энергетических установок определяется возможностями получения одинаковой продукции от различных установок. Взаимозаменяемость видов энергетической продукции определяется возможностью использования различных взаимозаменяемых энергоносителей в конкретной промышленной установке. Кроме того, возможны дополнительные варианты, отличающиеся конструктивными решениями, количеством и параметрами оборудования и др. Также необходимо учесть, что энергетические объекты, независимо от форм собственности, входят в энергосистему и обязаны работать по диспетчерскому графику, определяемому в результате оптимизации режимов работы энергетической системы в целом. Поэтому ввод каждого нового объекта в энергетическую систему или изменение технико167 экономических показателей существующего и, как следствие, изменение режима его использования окажут влияние (положительное или отрицательное) на режим работы прочих энергетических объектов, что должно быть учтено в условиях рынка в расчетах экономической эффективности. Энергетическое хозяйство предприятия управляется специальной энергослужбой. Энергохозяйство предприятий является, с одной стороны, заключительным звеном топливноэнергетического комплекса и обладает многими качествами и спецификой энергетики, а с другой – входит в состав соответствующего предприятия на правах его подразделения — вспомогательного производства. Это обуславливает ряд специфических вопросов управления энергохозяйством, в частности вопросов планирования, нормирования, контроля и регулирования. Планирование, с одной стороны, является подразделом производственной программы предприятия. А с другой стороны, т.к. предприятие выдает продукцию сторонним потребителям, то для них также необходимо разработать соответствующий план. При этом нужно учитывать следующие особенности: • если энергоресурсы передаются за пределы предприятия, то тарифы на эти энергоресурсы подлежат государственному регулированию, либо определяются рынком; • если энергоресурсы передаются внутри предприятия по другим подразделениям, то их стоимость определяется по трансфертным внутренним ценам. При планировании необходимо учитывать взаимозаменяемость различных энергоресурсов. В табл. 12.1 приведены энергоносители, которые могут быть применены в отдельных энергопотребляющих и технологических процессах. Из нее следует, что, во-первых, электроэнергия является универсальным энергоносителем всеобщего применения и, во-вторых, в большинстве процессов природный газ служит основным конкурентом электричества. Таблица 12.1 Применение энергоносителей в промышленном производстве Энергопотребл Технологические Энергоносители яющие процессы процессы Стационарные Ковка и штамповка Пар, электроэнергия силовые Перекачка газов Пар, газ, Мелкие операции электроэнергия Сж. воздух, электроэнергия Высокотемпера Плавка стали и Газ, мазут, турные цветных металлов электроэнергия Плавка чугуна Уголь, мазут, кокс, электроэнергия Нагрев и Газ, мазут, термообработка электроэнергия Обжиг Газ, мазут, электроэнергия Средне- и Сушка Пар, газ, низкотемперат Выпарка электроэнергия урные Пар, электроэнергия Электрохимич Электролиз Электроэнергия еские и Обработка Электроэнергия электрофизиче материалов ские Несмотря на техническую возможность замены энергоносителей, окончательное решение принимается на основе критериев экономической и эргономической целесообразности, учитывающих многочисленные факторы, причем часто разнонаправленного действия. 168 Энергоносители невозможно рассматривать в отрыве от технологических процессов, в которых они применяются. Любой из них «привязан» к своей технологии, имеет специфическое аппаратурное оформление, отличающееся габаритно-стоимостными параметрами, эксплуатационными затратами и другими технико-экономическими потребительскими характеристиками. Поэтому выбор или смена энергоносителей — это, по существу, выбор либо смена технологий (чаще установки в рамках определенного технологического принципа производства данной продукции). Следует подчеркнуть, что сравнительные экономические оценки технически взаимозаменяемых энергоносителей оказывают сильное, но не всегда решающее влияние на конкурентоспособность технологий. Бывает, что при относительно дорогом энергоносителе высокая потребительская эффективность производства с избытком компенсирует дополнительные энергетические издержки (наглядный пример — некоторые электротехнологии). Нередко в итоге выбор определяют такие характеристики, как более высокое качество конечной продукции. Функции управления — планирование, нормирование, контроль и регулирование — осуществляются в определенных областях деятельности, среди которых специфичными для энергетики предприятия являются: потребление энергии; использование энергии; эксплуатация энергетического и энергоиспользующего оборудования; режимы энергоснабжения и работы энергооборудования; надежность энергоснабжения и работы энергооборудования; внутрипроизводственный (внутри предприятия) энергонадзор. Неспецифическими областями деятельности, относящимися ко всему предприятию, однако имеющими энергетические особенности, в энергохозяйстве являются: ремонтное обслуживание энергетического и энергоиспользующего оборудования (энергоприемников технологических установок); материально-техническое снабжение энергохозяйства и всей энергетики предприятия; труд и кадры энергетиков; экономическая работа в энергохозяйстве; развитие производства и его энергетического обеспечения; другие неспецифичные области деятельности: подготовка производства, реализация и сбыт продукции и пр. На пересечении функций управления и областей деятельности находятся комплексы задач управления. 12.2. Анализ использования энергии в производственных процессах На пути от природного ресурса до промышленного потребителя энергия любого вида проходит цепь передаточных устройств, трансформаций и преобразований. Эта «энергетическая цепочка» на всех стадиях имеет энергетические потери — от долей до десятков процентов. Наибольшие потери в энергетическом потоке возникают при производстве электроэнергии и при ее потреблении в производственных установках. Поэтому целесообразно более пристально рассмотреть возможность снижения энергетических потерь на стадии конечного использования энергии — на промышленном предприятии. Одним из наиболее действенных способов выявления энергетических потерь в технологических установках является анализ энергоиспользования в производственных процессах - энергоаудит. По его результатам выявляются обоснованные нормы расхода энергии и, самое главное, становится возможным определение конкретных путей энергосбережения. Оценка эффективности и целесообразности энергозатрат в производственных процессах основывается на показателях энергоиспользования — коэффициенте полезного действия установок (КПД) и коэффициенте полезного использования энергии в них (КПИ), а также на 169 удельных расходах энергии, относимых к единице продукции (полупродукта), на передел, операцию и т.п. Коэффициенты полезного действия определяются в основном для производственных машин (аппаратов, агрегатов) и представляют собой отношение полезной энергии ко всей энергии, поступившей в машину (аппарат, агрегат). Коэффициент полезного действия также является отношением полезной энергии к затраченной. Однако под затраченной здесь подразумевается либо энергия, поступившая в установку (в этом случае КПИ и КПД совпадают), либо энергия, поступившая на производственный участок, в цех, на предприятие, или даже энергия первичного (природного) энергоресурса. Для разграничения этих показателей условимся под КПИ понимать отношение полезной энергии к энергии, поданной в энергоиспользующую установку, состоящую из энергетической (энергоприемника) и технологической (технологического аппарата) частей, а под КПД — отношение полезной энергии, затраченной на обработку материала, к энергии, поступившей в технологический аппарат. Во всех случаях вычисление КПД и КПИ основано на определении полезного расхода энергии, который в теории и практике исчисляется в зависимости от характера энергоиспользующего процесса: • для силовых (механических) процессов — по мощности (энергии) на валу двигателя; • для процессов нагрева и охлаждения (высоко-, средне- и низкотемпературных и холодильных, в термических процессах) — по количеству энергии, сообщенному обработанному материалу; • для электрохимических и электрофизических (а также термохимических и термофизических) — по количеству энергии, теоретически необходимому для проведения процесса; • для освещения — по световому потоку осветительных аппаратов; • для отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а также управляющих процессов — по энергии, подведенной к соответствующей установке. Такое разночтение при определении полезной энергии приводит к несопоставимости КПД и КПИ разных процессов. Поэтому для пояснения таких понятий, как полезная энергия, КПД и КПИ, существуют следующие определения. Теоретический расход (безусловно полезный) — энергия, сообщенная обработанному материалу и направленная на достижение главной цели производственного процесса. Отношение этого расхода к энергии, поступившей в технологический аппарат, включая имеющие место внутренние выделения энергии, есть КПД технологического аппарата. Отношение этого расхода к энергии, поданной в технологическую установку (в ее энергоприемник), включая внутренние выделения энергии в аппарате, есть КПИ технологической установки; для практических целей здесь общий приход энергии принимается по суммарному расходу, где учитываются внутренние выделения энергии. Условно-полезный расход — расчетное количество энергии, поданной в технологический аппарат (в том числе на валу приводящего двигателя). В условно-полезный расход включаются все потери в технологическом аппарате (по их расчетному уровню), а в силовых (механических) процессах — и потери в передаточном устройстве. Для увязки теоретического и условно-полезного расходов энергии вводится понятие сопутствующий расход энергии в технологическом аппарате, т.е. разность между условнополезным и теоретическим расходами. Он направлен на компенсацию потерь в технологическом аппарате, которые неизбежно сопутствуют производственному процессу, например нагрев самого аппарата, компенсация теплообмена с окружающей средой и др. Необходимость введения этого понятия вызвана тем, что, во-первых, требуется количественно различать теоретический и условно-полезный расходы; во-вторых, потери в технологическом аппарате находятся вне компетенции энергетиков и часто настолько внутренне присущи технологии, что являются, скорее, не потерями, а «собственными нуждами» аппарата (нагрев транспортирующих устройств, тары и других сопутствующих материалов), и, в-третьих, в ряде процессов сопутствующий расход энергии является единственно 170 оправданным, хотя и компенсирует потери в аппарате, например выдержка материала при постоянной температуре (в автоклавах), все процессы отопления и вентиляции производственных и других помещений. Уровень сопутствующего расхода энергии диктуется экономическими, технологическими и санитарно-техническими условиями. Так, толщина изоляции аппаратов имеет свой экономический предел, за которым суммарные потери теплоты не снижаются, а увеличиваются вследствие увеличения поверхности теплоотдачи (экономическое условие). Потери на нагрев сопутствующего материала, например раствора, содержащего полезный компонент, могли бы быть меньше при повышении его концентрации, но это невозможно по технологическим условиям. При работе с вредными веществами устраивается интенсивная вытяжка, что увеличивает тепловые потери за счет повышения объема двигающегося воздуха, особенно над открытыми поверхностями, например гальванических ванн, что необходимо по санитарным условиям, а иногда и по технике безопасности. Нормативные потери в энергоприемнике технологической установки — расчетные потери, связанные с передачей и (или) трансформацией энергии в энергоприемнике (двигателе, топке, теплообменнике и др.), с подготовкой этой энергии для поступления в технологический аппарат. Если суммировать условно-полезный (расчетный) расход энергии и нормативные потери, то получим норматив расхода энергии в технологической установке, т.е. расчетный минимум энергозатрат при работе в идеальных условиях — при полном соблюдении технологических и энергетических регламентов, идеальном техническом состоянии оборудования, изоляции, герметичности, оптимальной загрузке как технологического аппарата, так и энергоприемника. Однако в реальных условиях на протяжении длительного времени соблюдение нормативного расхода энергии в установке практически невозможно, поскольку: во-первых, возникают дополнительные, не учитываемые нормативом энергозатраты на пуск, работу на холостом ходу и при горячих простоях; во-вторых, оборудование, изнашиваясь, снижает первоначальные энергетические характеристики, которые далеко не всегда восстанавливаются даже после капитального ремонта; в-третьих, часто имеет место неполная загрузка технологического аппарата и почти всегда энергоприемника (особенно электродвигателей), что существенно снижает КПД по сравнению с расчетным (паспортным), нормативным; в-четвертых, в реальных производственных условиях всегда наблюдаются отклонения от регламентов по качеству материалов, температурам, времени обработки, причем это приводит к увеличению энергозатрат. Поэтому каждая составляющая общего расхода энергии превышает свой расчетный уровень: теоретический расход, т.е. энергия, сообщенная материалу при обработке, увеличивается за счет его худшего качества, перегревов, брака продукции (полупродукта); отдельные составляющие сопутствующего расхода увеличиваются по тем же причинам, а также из-за худшего по сравнению с расчетным состояния оборудования, изоляции и т.п.; потери в энергоприемнике также увеличиваются против нормативных за счет недогрузки, худшего состояния оборудования, отклонений в режимах работы и др. Выявить каждое из этих превышений постатейно очень сложно, часто практически невозможно, да и нецелесообразно. Достаточно сопоставить фактический и нормативный расходы энергии всей установкой. Разница между фактическими затратами энергии и расчетным и нормативным расходом, возникающая вследствие эксплуатационных и режимных отклонений от регламентированного хода производства, представляет собой эксплуатационные и режимные потери энергии в технологической установке. Их в большинстве случаев можно разделить на потери в энергоприемнике и технологическом аппарате. Выявление эксплуатационных и режимных потерь в процессах и установках — первоочередная задача, поскольку их снижение не требует дополнительных затрат, достаточно добиться жесткого соблюдения регламентов производства и энергетической дисциплины, 171 иногда — внедрения простейшей автоматики, например ограничителей холостого хода. Однако полная ликвидация этих потерь практически невозможна, так как для этого требуются идеальные условия производства и состояния оборудования, а также отсутствие пусков, холостых ходов и горячих простоев и т.п. По данным наблюдений и исследований эксплуатационные и режимные потери составляют 20—30 % суммарного (фактического) расхода энергии в технологических процессах. При соблюдении регламентов и энергетической дисциплины их величина может быть снижена примерно в три раза, а допустимый уровень не должен превышать 7—10% от расхода. Поэтому часть эксплуатационных и режимных потерь неизбежна и должна включаться в технологическую норму энергозатрат. Оценка энергоиспользования дается в результате анализа энергозатрат на процесс, установку или любой энергопотребляющий объект. Такой анализ позволяет не только рассчитать КПД и КПИ, но и дифференцированно определить направления энергопотребления по статьям энергозатрат, выявить наибольшие потери и затраты. При этом, вычислив нормативы энергозатрат, можно обосновать реальную норму энергопотребления, отличающуюся от норматива на величину допустимых эксплуатационных и режимных потерь. Анализ может проводиться экспериментальным, расчетным (расчетно-аналитическим) или опытно-расчетным способом. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки. Экспериментальный способ требует проведения замеров и испытаний технологического и энергетического оборудования, причем часто оборудование необходимо временно выводить из работы, что затруднительно в условиях производства, особенно для непрерывных технологий. Расчетный способ требует хорошего знания технологии, четкой методики анализа для каждого процесса или технологической установки. Проведение аналитических расчетов очень трудоемко и требует выявления большого количества исходных данных. Для облегчения расчетов необходимо применение вычислительной техники, а для получения недостающих данных — проведение испытаний и замеров. Опытно-расчетный способ (комбинированный) обладает достоинствами того и другого, а их недостатки в значительной мере сглаживает. Вопрос лишь в том, что будет преобладать при исследованиях — измерения и испытания или расчеты. Этот способ наиболее применим. При составлении балансов рассчитываются все статьи энергозатрат: теоретический, сопутствующий, условно-полезный расходы, нормативные потери в энергоприемнике (потери передачи и трансформации энергии), внутренние выделения энергии в аппарате, приход энергии в установку, количество энергии, переданной из энергоприемника в технологический аппарат, эксплуатационные и режимные потери в энергоприемнике, в технологическом аппарате и суммарные. Эта структура энергозатрат представлена на рис. 12.1, форма проведения анализа показана в табл. 12.2. Иногда, если энергоприемник и технологический аппарат конструктивно не разделены, два энергобаланса сливаются в один. Расчет теоретического расхода энергии в термических, электро- и термохимических и физических, а также в механических процессах, связанных с перемещением материалов (подъемниках, транспортерах, насосах), ведется по известным физическим формулам и не вызывает затруднений. Для механических процессов, где происходит деформация материала (механообработка, дробление, перемешивание и т.п.), рассчитать теоретически необходимые затраты очень сложно, практически невозможно, поэтому они определяются как разница между величинами мощности, потребляемой установкой под нагрузкой и на холостом ходу. Анализ энергоиспользования в механических процессах несколько отличается по составу энергозатрат от анализа термических процессов. При исследовании энергозатрат в механических процессах анализу подвергается система «рабочий механизм — передаточное устройство (редуктор) — двигатель». При анализе в механических процессах возникает возможность разделения сверхнормативных превышений расходов энергии и потерь, а именно эксплуатационных и режимных потерь, по характеру их возникновения, т.е. из-за износа или ухудшенного состояния оборудования, из-за эксплуатационных факторов — эксплуатационных потерь и из-за 172 отклонений или нарушений в режимах работы — режимных потерь. Причем эксплуатационные отклонения практически нельзя устранить, их можно только снизить. А режимные потери можно ликвидировать полностью, если не допускать отклонений от заданного порядка работы, хотя бы с применением простейшей автоматики — реле времени, ограничителей холостого хода и т.п. Структура энергозатрат показывается в процентах отдельных статей к общему расходу. При этом процент теоретического расхода есть коэффициент полезного использования (КПИ) энергии. Для условно-полезного расхода вводится коэффициент эффективного использования (КЭИ). Сумма КЭИ и процента нормативных потерь в энергоприемнике — это коэффициент норматива энергозатрат (КНЭ). Таблица 12.2 Форма аналитического энергобаланса технологической энергоиспользующей (топливо- или теплоиспользующей) установки (процесса) Расход Статья энергозатрат часовой, годовой, % % Гкал/ч Гкал/ч Баланс энергоприемника Приход энергии в установку Расход: передано в аппарат нормативные потери в энергоприемнике эксплуатационные и режимные потери Баланс технологического аппарата Приход энергии в аппарат, всего В том числе из энергоприемника С внутренними выделениями энергии Расход: теоретический расход сопутствующий расход, всего В том числе: нагрев сопутствующего материала испарение сопутствующего материала унос с теплоносителем КПИ КПИ КЭИ КЭИ отдача в окружающую среду условно-полезный расход эксплуатационные и режимные потери Итого расход в аппарате ВСЕГО эксплуатационных и режимных потерь ВСЕГО расход в установке, % 100 100 173 Ý DÝ Ý òð ô ýêñ Ý òð DÝ Ý í Ý ñîï òð Ý Ý Ý òð Ý Ý ñîï àï Ý ñîï ï.òåõ Ý ô Ý Ý ñîï Ý DÝ ï.ô Ý ñîï ð.òåõ Ý í òåîð ïîë Ý òåîð Ý òåîð à) Ý òåîð Ý âí á) Рис. 12.1. Структура энергозатрат в технологической установке (процессе): а — структура энергозатрат в расходной части энергобаланса (до штриховой линии); б — структура приходной части баланса; Этеор — теоретический (безусловно полезный) расход энергии; Эсоп — сопутствующий расход энергии (потери в технологическом аппарате); Этр — потери передачи и трансформации энергии — нормативные потери в энергоприемнике технологической установки; Эпол — условно-полезный расход энергии (количество энергии, переданной из энергоприемника в технологический аппарат в нормативном режиме); Эн — нормативный расход энергии в технологической установке; Этеор, Эсоп, Этр — эксплуатационные и режимные превышения расхода энергии над нормативными значениями теоретического, сопутствующего расходов, потерь передачи и трансформации энергии в фактическом режиме; Ээкс — эксплуатационные и режимные потери энергии в технологической установке; Эф — фактический расход энергии в технологической установке; Эап — количество энергии, переданной из энергоприемника в технологический аппарат в фактическом режиме; Эп.ф — фактический приход энергии в технологическую установку извне; Эп.тех — технологическая норма прихода энергии; Эр.тех — технологическая норма расхода энергии в технологической установке; Эвн — внутренние выделения энергии в технологическом аппарате Таким образом, используя приведенную систему показателей энергоиспользования в технологических установках и процессах, можно судить о рациональности использования энергии с помощью КПИ, КЭИ и КНЭ. Если в понятие нормативные потери в энергоприемнике (точнее — потери передачи и трансформации энергии) войдут потери в цеховых и заводских сетях, то КПИ и КЭИ покажут рациональность использования энергии в цехе и на предприятии. Любой из этих коэффициентов, включая КНЭ, представляет собой разность между единицей и суммарной долей потерь энергии (Σрi): η = 1 – Σрi. Для вычисления КНЭ берутся суммарные эксплуатационные и режимные потери в технологической установке: Σрi = Ээкс. При расчете КЭИ, кроме того, вычисляется также процент нормативных потерь в энергоприемнике: Σрi = Ээкс + Этр (в долях единицы), а для КПИ — еще и процент сопутствующего расхода (Эсоп): Σрi = Ээкс + Этр + Эсоп (в долях единицы). Каждый из этих показателей может быть рассчитан для фактического и нормативного режимов. При этом для фактического режима принимается полная (фактическая) величина эксплуатационных и режимных потерь Ээкс, а после нормализации — примерно одна треть их фактической величины. И в зависимости от того, какие потери учитываются, может быть вычислена технологическая норма энергозатрат Этех, ед. энергии/ед. пр.: Э тех = Э теор (или Эн ) 1 − Σрi . 174 Для практических расчетов при анализе энергоиспользования в термических и механических процессах разработаны программы для персональных компьютеров. Эти программы, работающие в диалоговом режиме, позволяют заполнять таблицы по формам табл. 12.1 и 12.2, по специальной команде нормализовать эти энергобалансы, рассчитать все относительные показатели энергоиспользования — КПД, КПИ и КНЭ, а также определить фактические удельные расходы энергии на единицу продукции или работы и возможные технологические нормы энергозатрат на исследуемую установку (процесс). Как видно из методических принципов проведения энергоэкономического анализа, здесь требуется довольно обширная исходная информация, которая должна черпаться из справочнонормативных и паспортных данных по исследуемому виду оборудования, но самое главное — из данных энергетического учета и отчетности или, если в отчетах нужных данных нет, из специальных замеров и испытаний оборудования. 12.3. Вторичные энергетические ресурсы Утилизация отходов цивилизации, существенную помощь в которой может оказать биоэнергетика, является общечеловеческой проблемой, связанной с охраной природы. Особый тип отбросов человеческой жизнедеятельности — энергетические отходы, именуемые вторичными энергетическими ресурсами. Наибольшее их количество возникает в сфере промышленного производства. Понятие «энергетические отходы производства» включает все потери в энергоиспользующих агрегатах, а также энергетический потенциал готовой продукции. Практически это означает, что вся энергия, подведенная к технологической энергоиспользующей установке, плюс внутреннее выделение энергии в конечном счете идут в отходы (исключается лишь теплота эндотермических, теплопоглощающих процессов, а также скрытая теплота фазовых переходов: испарение—конденсация, плавление—затвердевание и т.п.). Однако не все эти отходы можно рассматривать как вторичные энергетические ресурсы (ВЭР). Под вторичными энергетическими ресурсами понимается энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах (установках), который не используется в самом агрегате, но может быть частично или полностью использован для энергоснабжения других потребителей. Эти энергетические отходы можно разделить на два рода: первый — недоиспользованный энергетический потенциал первичного энергоресурса — продукты неполного сгорания топлива, тепло дымовых газов, «мятый» пар из пароприводов, тепло конденсата, сбросных вод; второй — проявления физико-химических свойств материалов в ходе их обработки — горючие газы доменных, фосфорных и других печей, тепло готовой продукции, теплота экзотермических реакций, избыточное давление жидкостей и газов, возникающее при протекании технологического процесса. ВЭР первого рода следует стремиться устранить или снизить их выход, и только тогда, когда все подобные меры приняты, использовать. ВЭР второго рода — побочный результат технологии, поэтому необходимо либо создать на их базе комбинированный энерготехнологический агрегат с выработкой одновременно энергетической и неэнергетической продукции, либо утилизировать иным способом с помощью специального утилизационного оборудования. По видам содержащегося энергетического потенциала ВЭР подразделяются на горючие, тепловые и избыточного давления, причем каждый из этих видов может быть первого или второго рода. Горючие ВЭР — это химическая энергия отходов производства, которые не используются или непригодны для дальнейшей технологической переработки, но применимы в качестве топлива: доменный, конвертерный, ферросплавный газы, отходящий газ производства технического углерода, горючие кубовые остатки химических и нефтехимических производств, щелок целлюлозно-бумажного производства, отходы топливопереработки, переработки древесины и др. Их энергетический потенциал определяется теплотой сгорания. 175 Тепловые ВЭР — это тепло основной и побочной продукции: тепло рабочих тел из систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и установок, тепло отходящих газов, пара и горячей воды, отработанных в технологических и силовых установках, и т.п. Энергетический потенциал определяется теплосодержанием теплоносителей. ВЭР избыточного давления — это потенциальная энергия газов и жидкостей, покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующей ступенью использования или при выбросе в окружающую среду. Энергетический потенциал определяется давлением для энергоносителей-жидкостей; давлением и температурой, определяющими возможную работу газов и паров при расширении. Для количественной оценки вторичных энергоресурсов обычно рассматривается несколько показателей: выход — количество ВЭР, образующихся в процессе производства в данном технологическом агрегате за единицу времени; выработка энергии за счет ВЭР — количество тепла, холода, механической работы или электроэнергии, получаемое в утилизационных установках. При этом различаются: возможная выработка — максимальное количество тепла, холода, механической работы или электроэнергии, которое может быть практически получено за счет данного вида ВЭР с учетом режимов работы агрегата — источника ВЭР и КПД утилизационной установки; экономически целесообразная выработка — максимальное количество тепла, холода, механической работы или электроэнергии, целесообразность получения которого в утилизационной установке подтверждается экономическими расчетами с учетом энергоэкономического эффекта у потребителя; фактическая выработка — фактически полученное количество тепла, холода, механической работы или электроэнергии на действующих утилизационных установках. Вторичные энергетические ресурсы представляют собой огромный резерв повышения экономичности топливно-энергетического комплекса. По некоторым экспертным оценкам, их вовлечение в топливно-энергетический баланс страны в 10 раз дешевле, чем увеличение добычи природных энергоресурсов. Рациональное использование ВЭР как реализация важной части государственной энергосберегающей политики возможно при выборе оптимального направления их использования, которыми являются: топливное — непосредственное использование горючих ВЭР в качестве топлива; тепловое — использование тепла, получаемого непосредственно в качестве тепловых ВЭР или вырабатываемого за счет горючих ВЭР в утилизационных установках. К этому направлению относится также выработка холода за счет ВЭР в абсорбционных холодильных установках; силовое (механическое) — использование механической энергии избыточного давления, механической энергии, получаемой в силовых установках за счет тепловых или горючих ВЭР; комбинированное — получение тепловой и электрической энергии на утилизационных ТЭЦ (УТЭЦ) за счет горючих или тепловых ВЭР. Производство и использование вторичных энергетических ресурсов в национальном хозяйстве являются одним из важнейших и, пожалуй, самым эффективным направлением энергосбережения. 12.4. Организация работы по экономии энергоресурсов в промышленности Добыча и использование запасов энергетических ресурсов в мире и в нашей стране теснейшим образом связаны с расходованием их потребителями, поскольку, как уже указывалось, одной из главных специфических черт энергетики и всего топливноэнергетического комплекса является полная зависимость объемов (иногда и времени) производства от масштабов потребления. Уровень потребления энергетических ресурсов служит своеобразным показателем уровня экономического и социального развития страны, региона, народа. Поэтому характеристика масштабов энергопотребления важна не только с узкоотраслевых позиций, но и как оценка состояния всей экономики. Общая тенденция к увеличению энергопотребления остается 176 неизменной, неясны лишь темпы роста общих энергетических нагрузок и годового потребления, которые, если судить по общемировому стремлению к сдерживанию энергозатрат, по-видимому, станут более низкими, чем в прежние годы. Наиболее эффективно энергосбережение на предприятиях при комплексном решении технических, технико-экономических и организационных вопросов, относящихся ко всей энергетике предприятия — к системам энергоснабжения и энергоиспользования и к управлению энергетическим хозяйством. Технико-экономические и организационные проблемы заключаются в совершенствовании выполнения функций управления. Основные технические проблемы промышленной энергетики и способы их решения на предприятиях имеют следующие направления: • замена оборудования (техническое перевооружение), видов энергии, энергоносителей, обрабатываемых материалов наиболее выгодными, имеющими лучшие технические, энергетические и технико-экономические показатели; • модернизация промышленного оборудования, особенно технологических аппаратов, с повышением полезного использования энергии в них и сокращением потерь, прежде всего энергетических; • интенсификация производственных процессов с повышением загрузки технологического оборудования и соответственно снижением удельных энергозатрат на единицу продукции, полупродукта, сырья, обрабатываемого материала на работу или операцию; • введение дополнительных устройств — дооборудование технологических энергоиспользующих установок и процессов при улучшенном оснащении, установке дополнительного, в том числе вспомогательного, оборудования, приборов и автоматики для оптимизации производства и сокращения удельных энергозатрат; • изменение рабочих параметров оборудования и энергии в целях улучшения техникоэкономических показателей производственных процессов; • улучшение использования энергии внутри технологических энергоиспользующих установок, сокращение прямых потерь и соответственное повышение КПИ; • улучшение использования вторичных энергетических ресурсов; • повышение надежности энергоснабжения и работы энергооборудования в целях предотвращения аварийных остановов и простоев, связанных с материальными и энергетическими потерями. Эти направления относятся к конкретным элементам энергетики промышленного предприятия в системах энергоснабжения и энергоиспользования, где в энергетическое хозяйство предприятия входит все энергоснабжение и частично энергоиспользование — энергоприемники технологических установок, обслуживаемые энергетиками. Вся область проведения энергосберегающих мероприятий, классифицированная по направлениям и элементам заводской энергетики, показана в табл. 12.3, где каждая клетка со знаком «+» означает группу мероприятий, например «Модернизация заводских источников энергии» или «Повышение надежности энергоприемников» и т.п. Если сочетание направления и элемента не имеет смысла (например, «Дополнительные устройства ... обрабатываемого материала»), в клетке стоит знак «–». Таблица 12.3 Основные направления энергосбережения на промышленном предприятии (по элементам заводской энергетики) Улучшени е исЭлементы Дополнипользован ПоИнтенМодернительные Изме- ия энер- втоэнергетики Замена сифипромышленного зация устройст нение гии рекация ва предприятия в агрегате ние внут вне 177 ри Заводские источники энергии + + + + + + + + Заводские преобразователи энергии + + + + – + – + Заводские энергетические коммуникации (сети) + + + – + + – + Первичная энергия + – + – + + + + Энергоприемник технологической установки + + + + – + – + Передача энергии из энергоприемника в аппарат + + + + + + – + Технологический аппарат + + + + + + + + Обрабатываемый материал + – – – + + + – Таблица-матрица представляет собой трафарет, с помощью которого может быть намечен достаточно полный перечень энергосберегающих мероприятий, исходя из технического состояния и сегодняшних характеристик экономичности, по каждой единице энергооборудования, в каждом элементе промышленной энергетики на данном предприятии (см. табл. 12.3). Технико-экономические расчеты, которые могут проводиться по методическим положениям, позволят определить экономический эффект каждого мероприятия. По величине этого эффекта, а также по различным экономико-технологическим показателям (наличия средств, оборудования, возможности остановки производства и др.) следует ранжировать намеченные мероприятия по очередности и срокам их выполнения, т.е. составить перспективный план энергосбережения. Наиболее эффективна замена старого оборудования на новое, прогрессивное и экономичное, т.е. техническое перевооружение, затрагивающее основное производство и энергетику предприятия и требующее солидных инвестиций. Другие направления энергосбережения хотя в большинстве случаев менее эффективны, но и менее капиталоемкие и могут быть реализованы собственными силами. Экономическая сущность технического перевооружения — компенсация физического и морального износа оборудования. Замена изношенного оборудования не требует обоснования, поскольку оно снижает надежность работы, требует повышенных затрат на ремонтное обслуживание и имеет низкие эксплуатационные характеристики. Оценка морального износа значительно сложнее, и замена оборудования по этому показателю требует экономического обоснования. Замене могут подлежать также: • виды энергии при выборе наиболее рационального энергоносителя для производственных процессов; • способ передачи энергии из энергоприемника в технологический аппарат (например, замена редуктора, регулирующего число оборотов, на современный электропривод); 178 • вид и качество материала в целях снижения энергозатрат на его обработку (например, повышение концентрации растворов, дробление или агломерирование материалов, применение пластмасс вместо металлов и др.). Модернизация энергетического и технологического оборудования также компенсирует моральный износ, ее эффективность иногда выше, чем перевооружения, благодаря существенно меньшим капитальным затратам, особенно если она осуществляется своими силами. Эффективность ее проведения можно оценить, используя такой критерий, как суммарные дисконтированные затраты, руб/год: Зд∑ ⇒ min . Расчеты проводятся для вариантов работы на базовом и модернизированном оборудовании: Зд∑ б Тр = ∑ (bб t П t Ц т + И′б.экс t )(1 + Е) −t ; t =1 Тр Зд∑ м = ∑ (bм t Пt Ц т + И ′м.экс t + К м t )(1 + Е)−t , t =1 где bб t и bм t — удельные расходы энергоресурсов (в условном топливе) на базовом и модернизированном оборудовании, т у.т/ед. пр.; Пt — годовая производительность, ед. пр/год; Цт — цена энергоресурса, руб/т у.т.; И′б.экс t и И′м.экс t — эксплуатационные расходы без учета амортизации (кроме энергетических затрат) при работе на базовом и модернизированном оборудовании, руб/год; Е — норматив дисконтирования; Км t — капитальные затраты на модернизацию, руб.; Тр — время расчетного периода, лет. Интенсификация производственных процессов должна выражаться в увеличении производительности установок без существенных изменений конструкции за счет либо ускорения технологических и других производственных процессов, либо их лучшей организации, либо использования прогрессивных материалов. Как правило, интенсификация процессов ведет к повышенному, ускоренному физическому износу оборудования, что оправдано, если уравниваются сроки физического и морального износа, но может привести к быстрому выходу оборудования из строя, если интенсификация не сопровождается усиленной профилактикой и повышенным ремонтным обслуживанием. При интенсификации производственных процессов снижается себестоимость выпускаемой продукции за счет уменьшения условно-постоянных расходов. Эффективность интенсификации может быть оценена по критерию чистого дисконтированного дохода, определяемого соответственно для базового и интенсифицированного режимов работы оборудования: ЧДД ⇒ max; Тр ЧДД б = ∑ ( Pб t − sб П б t − Ht + И ам t )(1 + Е ср ) −t ; t =1 Тр ЧДД и = ∑ ( Ри t − sи П и t − H t + И ам t − К и t )(1 + Еср ) −t , i =1 где Рб t и Pи t — поток платежей соответственно при базовом и интенсифицированом режимах работы оборудования, руб/год; sб и sи — себестоимость продукции в базовом и интенсифицированном режимах работы оборудования, руб/ед. пр.; Пб t и Пи t — годовая производительность до и после интенсификации, ед. пр/год; Нt — налог на прибыль; Иам t — амортизационные отчисления, руб/год. При расчетах амортизационных отчислений необходимо учесть изменение нормы амортизации после интенсификации, руб/год: Иам t = НаКб + НиКи, где На и Ни — нормы амортизации в базовом и интенсифицированном режимах работы оборудования; Кб — балансовая стоимость оборудования, руб.; Ки — капитальные затраты на интенсификацию режима, руб. 179 Если выделить энергетическую продукции, то эта формула примет вид составляющую в себестоимости промышленной Тр ЧДД б = ∑ ( Pб t − bб П б t Ц т − Sпост.б П б t − H t + И ам t )(1 + Еср ) −t ; t =1 Тр ЧДД и = ∑ ( Ри t − bи П и t Ц т − Sпост.и П и t − H t + И ам t − К и t )(1 + Е ср )−t , i =1 где bб и bи — удельные расходы энергоресурсов (в условном топливе) в базовом и интенсифицированном режимах работы, т у.т/ед. пр.; Sпост.б и Sпост.и — условно-постоянная составляющая себестоимости без энергетической части в базовом и интенсифицированном режимах работы, руб/ед.пр. Введение дополнительных устройств для повышения производительности или улучшения режимов связано с совершенствованием производственных процессов при таких вариантах его реализации: • установка дополнительного оборудования (основного или вспомогательного) для упорядочения производственного процесса, «расшивка узких мест», сдерживающих рост общей производительности участка, цеха, предприятия; • установка дополнительного энергетического оборудования и устройств для улучшения энергообеспечения потребителей, в том числе для повышения качества (надежности) энергоснабжения — местная, локальная реконструкция энергохозяйства; • установка устройств, управляющих процессами основного и энергетического производства, в том числе при выработке, передаче и потреблении энергоресурсов, оптимизирующих их и сокращающих потери и затраты энергии, — автоматизация процессов, улучшение приборного учета, введение устройств местного или централизованного контроля и регулирования и т.п. В первом и втором вариантах энергоэкономическая оценка может производиться так же, как при модернизации оборудования, в третьем случае — как для интенсификации производственных процессов. Изменение параметров оборудования и энергии должно привести к интенсификации производства, и экономическая оценка проводится по тем же показателям. Для основного технологического оборудования это возможно как по интенсивности (увеличение загрузки, заполнение аппаратов, повышение скорости процессов), так и по экстенсивности — для периодических процессов (увеличение времени работы, снижение простоев, в том числе под загрузкой и выгрузкой, сокращение холостых ходов и т.п.). Изменение параметров в энергетике предприятия связано либо с увеличением загрузки энергооборудования, например двигателей, либо с повышением параметров энергии. В ряде случаев для производственных процессов выгодно изменять вид энергии, тогда оценка может проводиться как при модернизации оборудования, так и при выборе наиболее рациональных энергоносителей. Повышение полезного использования энергии в технологических установках достигается и при техническом перевооружении, и при модернизации, и при интенсификации процессов. Однако возможно улучшение внутриагрегатного использования энергии на действующем оборудовании при осуществлении сравнительно простых мер. Примером может служить нормализация энергозатрат по результатам энергоэкономического анализа с сокращением эксплуатационных и режимных потерь и соответствующим повышением КПД и КПИ. Это достигается почти исключительно организационными мерами, при жестком соблюдении технологической и энергетической дисциплины и редко требует капитальных затрат. Такие затраты могут понадобиться на следующей ступени энергоэкономического совершенствования — при рационализации энергоиспользования. Экономический эффект подобных мероприятий может быть подсчитан как разность суммарных дисконтированных затрат по формуле, руб/год: Тр Э = ∑ [(Ц э (bдо − bпо )П t − ∆И рег t − К н t )(1 + Е ср ) −t ] , t =1 180 где Цэ — цена (тариф) энергии, руб/т у.т., руб/(кВт·ч), руб/Гкал; bдо и bпо — удельные расходы энергии до и после нормализации (или рационализации) энергоиспользования, т у.т., кВт·ч, Гкал на единицу продукции; Пt — объем производства, ед. пр/год; Ирег t — возможные дополнительные годовые издержки по оптимальному регулированию процесса, руб/год; Кн t — возможные единовременные (капитальные) затраты на мероприятие, руб. Если в результате рационализации энергоиспользования объем производства продукции увеличивается (есть возможность ее сбыта), то для расчета экономического эффекта не подходит критерий суммарных дисконтированных затрат. В этом случае расчет должен проводиться с использованием критерия чистого дисконтированного дохода. Меры по рационализации энергоиспользования в технологии разнообразны и возможны на любом оборудовании, в любом процессе. Однако необходимо учитывать технологические требования в сочетании с энергетическими, поэтому такие мероприятия разрабатываются и осуществляются в тесном сотрудничестве технологов и энергетиков при обязательной техникоэкономической оценке технологических, энергетических и других последствий. Применение вторичных энергетических ресурсов практически не изменяет общий расход энергии в агрегате-источнике ВЭР, а экономия энергии достигается в замещаемых энергетических установках. Поэтому экономический эффект использования ВЭР рассчитывается как разность суммарных дисконтированных затрат — при применении ВЭР и в замещаемой энергогенерирующей установке. Вторичные энергоресурсы могут использоваться по четырем направлениям: топливному, тепловому, механическому (силовому) и комбинированному (для использования на утилизационных ТЭЦ — УТЭЦ). Независимо от этих направлений (рис. 12.2) экономический эффект утилизации ВЭР рассчитывается, исходя из экономии топлива за счет ВЭР, руб/год: Ãîðþ÷èå ÂÝÐ Òåïëîâûå ÂÝÐ Òîïëèâíîå Òåïëîâîå ÂÝÐ èçáûòî÷íîãî äàâëåíèÿ Ìåõàíè÷åñêèå ÂÝÐ Íàïðàâëåíèÿ èñïîëüçîâàíèÿ Âèäû âòîðè÷íûõ ýíåðãåòè÷åñêèõ ðåñóðñîâ Êîìáèíèðîâàííîå Рис. 12.2. Направления использования ВЭР Тр Э ВЭР = ∑ [(Ц т ВВЭР − (И ВЭР − И зам ) − (К ВЭР − К зам ))(1 + Е ср )−t ] , t =1 где ВВЭР — экономия топлива за счет ВЭР, т у.т/год; Цт — цена замещаемого топлива, руб/т у.т.; Изам, ИВЭР — эксплуатационные издержки при эксплуатации замещаемой энергоустановки без стоимости расходуемого топлива и при утилизации ВЭР, руб/год; КВЭР, Кзам — капитальные затраты (основные фонды) замещаемого энергоисточника и установки (при ненадежной работе необходимо предусматривать резервные, дублирующие мощности). Повышение надежности энергоснабжения и работы энергооборудования должно предотвратить экономический ущерб от аварийных остановов производства, особенно непрерывного (в химии, нефтехимии, металлургии и пр.), сопровождающихся также значительными энергетическими потерями из-за: • продукции, пошедшей в брак, на изготовление которой уже затрачена энергия; • порчи оборудования, на ремонт которого должны быть затрачены материалы, труд и энергия; • прямых потерь энергоносителей, например, при аварийном сливе конденсата; • энергозатрат на пуск оборудования после аварийного простоя, причем при этих пусках какое-то, иногда довольно продолжительное время, идет работа на холостом ходу и др. Экономический эффект от повышения надежности энергоснабжения и энергооборудования Эн определяется сопоставлением дополнительных капиталовложений, требуемых для этого Кн, дополнительных расходов при эксплуатации устройств, повышающих 181 надежность Ин, с величиной предотвращаемого среднего экономического ущерба от перерывов энергопитания Y0, руб/год, умноженного на параметр потока отказов в системе энергоснабжения ω. При определении экономического эффекта учитывается разновременность потоков платежей: Tр Эн = ∑ [(Y0t ωt − И t − Кt )(1 + Еср )− t ] . t =0 Энергосберегающая политика может и должна стать экономическим рычагом для повышения конкурентоспособности предприятия на рынке, где с ее помощью можно получить дополнительную прибыль. Наиболее эффективно эта политика проводится при организации внутрипроизводственного коммерческого расчета и системы экономических претензий энергослужбы в отношениях с заводскими потребителями энергии и энергетических услуг. Обобщающим показателем для оценки эффективности организации энергоснабжения предприятия служит минимум средневзвешенной цены энергии ( Ц э.св. ), руб-период/(кВт⋅ч) или руб-период/Гкал: Ц э.св. = эу т И пок + И пок + И экс + И пр − (Д ген + Д ус ) Wс − ∆Wпот + Wр , (12.1) где Wс — суммарный объем покупной и произведенной на собственных установках электрической и тепловой энергии, поставленной для собственных потребителей за расчетный период; ∆Wпот — потери энергии в генерирующих установках, преобразующих установках и электрических и тепловых сетях энергохозяйства; Wр — поставки энергии на внешние рынки; зу т И пок — затраты на покупную энергию и сопутствующие услуги; И пок – затраты на покупное энергетическое топливо; И экс – полные затраты на эксплуатацию и управление энергохозяйством; И пр — прочие издержки, связанные с нарушениями надежности и качества внешнего энергоснабжения (учитываются только при анализе отчетных показателей); Д ген — доходы от продажи энергии, генерируемой на собственных установках; Д ус — доходы от реализации на энергорынках энерготехнологических услуг. При наличии на предприятии установок комбинированного производства (ТЭЦ) объемы электрической и тепловой энергии в показателе Ц э.св. должны измеряться в одних единицах (кВт⋅ч или Гкал) посредством теоретических эквивалентов. В частности, можно использовать соотношение: 1 кВт⋅ч = 860 ккал. Показатель Ц э.св. анализируется в динамике; при этом сопоставляются одинаковые по продолжительности расчетные периоды. Как видно из выражения (12.1), предлагаемый критериальный показатель в комплексе учитывает основные факторы, определяющие эффективность энергоменеджмента в современных условиях: энергосбережение; оптимальный выбор поставщиков топлива и энергии; экономичную эксплуатацию объектов энергохозяйства; собственный энергетический потенциал; энергетический бизнес предприятия. Приведем дополнительные показатели, которые могут быть полезны для анализа. Коэффициент независимости электро- и теплоснабжения: Кн = Wген , Wген + Wпок (12.2) где Wген — объем собственного генерирования электричества или тепла за расчетный период; Wпок — объем покупной электро- или теплоэнергии. Коэффициент участия ВЭР в энергоснабжении предприятия: К вэр = Wвэр Wген + Wпок , (12.3) 182 где Wвэр — объем выработки электрической (тепловой) энергии на основе вторичных энергоресурсов предприятия. Коэффициент развития энергетического бизнеса: Д ген + Д ус Кб = , (12.4) И эс где Д ген — доход от реализации на рынках электрической (тепловой) энергии, полученной от собственной генерации; Д ус — доход от реализации технологических и прочих услуг на энергетических рынках; И эс — полные издержки энергоснабжения, учитываемые в себестоимости продукции данного предприятия за расчетный период. Этот показатель определяет ту часть энергозатрат предприятия, которая возмещается за счет продажи на внешних рынках энергетической продукции и услуг, произведенных на данном предприятии. 13.1. Технологическая структура электроэнергетики Факторами, определяющими технологическую структуру отрасли, являются: характер специализации и масштабы производства, теснота связи звеньев технологической цепи, логистические связи предприятий, отраслевая инфраструктура. Принципиальное значение для формирования технологической структуры электроэнергетики имеют следующие особенности производства электро- и теплоэнергии: необходимость синхронизации процессов производства и потребления энергии, неравномерность графиков энергопотребления, сложность переключения потребителей. При реализации системного подхода к формированию производственной структуры и управлению режимами работы элементов энергохозяйства указанные проблемы могут быть успешно решены. Для производства электроэнергии используются энергоустановки, различающиеся экономичностью, мощностью и маневренностью. Объединение различных энергоустановок для параллельной работы, т.е. формирование энергосистемы, создает условия для надежного и эффективного электроснабжения с минимальными затратами за счет выравнивания графиков нагрузки и снижения потребности в генерирующей мощности. Системность как основной принцип электрификации был сформулирован в плане ГОЭЛРО (Государственный план электрификации России) в 1920 г. и сохранил свою актуальность до настоящего времени. В конце 20-х годов началось формирование районных энергосистем на базе ГРЭС (Государственных районных электростанций), ГЭС и ЛЭП напряжением 35—220 кВ. В ходе индустриализации происходило наращивание генерирующих мощностей и развитие электрических сетей. Результатом этого процесса явилось создание Объединенных энергосистем – ОЭС, а уже к концу 50-х годов была разработана научнообоснованная программа создания Единой энергетической системы (ЕЭС). Вскоре началась её реализация — строительство межсистемных и магистральных ЛЭП, создание автоматизированной системы управления режимами. Созданная ЕЭС СССР была уникальна по своим масштабам. Все электростанции, электрические сети и потребители электроэнергии, расположенные на большей части территории страны за исключением ряда удаленных районов, в технологическом отношении стали единым целым. Совокупный экономический эффект от создания ЕЭС по сравнению с изолированной работой энергосистем оценивался снижением капиталовложений в электроэнергетику на сумму свыше 60 млрд. руб., а также уменьшением ежегодных эксплуатационных расходов порядка 25—30 млрд. руб. Выигрыш в снижении установленной мощности оценивается величиной более 15 ГВт. После распада Советского Союза технологические связи между Объединенными энергосистемами на территории России были сохранены. В составе Единой национальной электрической сети России (ЕНЭС России) параллельно работают шесть объединенных 183 энергосистем: ОЭС Центра, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Сибири. При этом ОЭС Дальнего Востока не имеет надежной связи с ОЭС Сибири и работает преимущественно автономно. Функционирование ЕНЭС России обеспечивает: • передачу потоков мощности и энергии из энергоизбыточных районов Сибири в энергодефицитные районы Европейской части России; • повышение надежности энергоснабжения благодаря обмену потоками мощности и взаиморезервированию между соседними ОЭС; • снижение относительной величины резервной мощности по сравнению с вариантом раздельной работы ОЭС. В суммарной установленной мощности и выработке электроэнергии в Российской Федерации электростанции, работающие в составе ЕНЭС России, занимают более 90 % (табл. 13.1), что говорит о ведущей роли ЕНЭС России в энергетике страны. Представленные в этой таблице данные характеризуют структуру установленной мощности по состоянию на 01.01.2003 г. Такое положение сохраняется и в настоящее время, а также соответствует перспективным оценкам. Структура установленной мощности электростанций ЕНЭС России близка к структуре установленной мощности электростанций России в целом, в то время как структура генерирующих мощностей Объединенных энергосистем (ОЭС) имеет существенные отличия. Наибольший удельный вес ТЭС характерен для ОЭС Урала, атомных электростанций — для ОЭС Северо-Запада, ГЭС — для ОЭС Сибири. Это связано с различным уровнем обеспеченности первичными энергоресурсами регионов России. Таблица 13.1 Удельный вес электростанций ЕЭС России в установленной мощности и выработке электроэнергии в РФ Тип Установленная Удельный Выработка Удельный электрос мощность вес электроэнергии вес танций электростанций, млн электроста электростанциями, млн электростан кВт нций ЕЭС кВт·ч ций ЕЭС России в России в установлен выработке ной электроэнер мощности гии в РФ, % Российской ЕЭС Российской ЕЭС станций Федерации, России РФ, % Федерации России ГВт ТЭС 149,6 133,12 88,98% 676759,8 676726,8 99,995% АЭС 23,7 23,49 99,11% 164063,0 158035,4 96,33% ГЭС и ГАЭС 45,9 45,58 99,30% 184570,9 169967,4 92,09% Всего 219,2 202,19 92,24% 1025393,7 1004729,6 97,98% Общая протяженность электрических сетей России всех классов напряжения (табл. 13.2, 13.3), составляет более 2,6 млн км. Протяженность электрических сетей 110-750кВ составляет 453.2 тыс.км. Электрические сети обеспечивают энергоснабжение потребителей, выдачу мощности электростанций, перетоки мощности и энергии между отдельными энергообъединениями. Основу ЕНЭС России составляют высоковольтные сети напряжением 500—750 кВ (табл. 13.2), выполняющие системообразующие и межсистемные функции. Кроме того, на напряжении 500—750 кВ обеспечивается выдача мощности от ОРУ (открытых распредустройств )крупнейших электростанций, осуществляется энергоснабжение крупных энергоемких потребителей и передается энергия крупным нагрузочным узлам. Основная сеть объединенных энергосистем сформирована: 184 • в ОЭС Северо-Запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа ЛЭП напряжением 330—750 кВ; • на остальной территории России при формировании ОЭС использовалась система напряжений 220—500 кВ. В распределительных сетях, то есть линиях передач, по которым электроэнергия передается конечным потребителям, уровень напряжения составляет 110 кВ и ниже (табл. 13.3). В их числе наибольший удельный вес (41,3%) имеют сети напряжением 6-10 кВ. Таблица 13.2 Структура системообразующих электрических сетей ЕЭС России Протяженность, Напряжение, кВ Удельный вес, % тыс. км Всего, в том числе 148,23 100,0 1150 0,9 0,6 800 0,4 0,26 750 3,5 2,36 500 38,6 26,04 400 0,13 0,1 330 10,6 7, 15 220 94,1 63,49 Таблица 13.3 Структура распределительных электрических сетей по напряжению Напряжение, кВ Протяженность, Удельный вес, % тыс. км Всего, в том числе 2627 100,0 110 – 150 294.4 11,3 35 200 7,6 15 – 20 6 0,2 10 1085 41,3 0,38 – 10 93 3,5 0,38 849 32,3 ЕНЭС России связана с энергосистемами стран СНГ — Украины, Беларуси, Молдовы, Грузии, Азербайджана, Казахстана; балтийских стран — Эстонии, Латвии, Литвы; европейских стран, входящих в объединение NORDEL, — Финляндии, Норвегии, а также с энергосистемой Монголии и двумя приграничными районами Китая, а также с Болгарией. Через энергосистему Казахстана осуществляется параллельная работа энергосистем стран Центральной Азии – Узбекистана, Киргизии, Туркмении и Таджикистана — с ЕНЭС России. Около 50 % экспортируемой электроэнергии России поставляется в страны дальнего зарубежья. В настоящее время взаимоотношения ЕНЭС России и энергосистем стран СНГ строятся на основе двусторонних договоров. Энергетические системы являются объектами оперативно-технологического управления надежностью и режимами работы электростанций и сетевых объектов, управления частотой и напряжением переменного тока, потоками мощности и энергии, управления живучестью систем и т.д. Технологическое управление ЕЭС СССР осуществлялось с помощью создававшейся долгие годы и эффективной в условиях плановой экономики иерархической системы диспетчерского управления. 185 В ходе реструктуризации электроэнергетики сохранена cистема диспетчерского управления технологическими режимами, но принципы формирования режимов трансформировались под влиянием рыночных условий. Диспетчерское управление электроэнергетическими объединениями реализуется автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), иерархия которой аналогична иерархии энергосистем. Диспетчерское управление на уровне ЕНЭС России осуществляется Центральным диспетчерским управлением ЕНЭС России (ЦДУ) в лице Системного оператора; на уровне объединенных энергосистем — объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ), на уровне районных энергосистем — диспетчерскими службами энергосистем (ДС). Система диспетчерского управления включает комплекс технических устройств и методов технологического контроля и управления по централизованному оперативному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в пределах ЕНЭС России и изолированных территориальных энергосистем. Цель деятельности системы оперативно-диспетчерского управления — обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов, нормативам или договорным условиям. Различия в структуре электропотребления, генерации и топливного баланса регионов определяет особенности объединенных энергосистем. Доля Европейской части ЕНЭС и ОЭС Урала превышает 70 % установленной мощности электростанций и электропотребления в ЕНЭС. В Европейской части ЕНЭС имела ограниченную пропускную способность линий связи между ОЭС (3—7 % от нагрузки двух смежных ОЭС), что является причиной высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга и позволяет осуществлять лишь аварийные перетоки от параллельно работающих ОЭС. Благодаря реализации инвестиционной программы по сооружению межсистемных ЛЭП напряжением 500—750 кВ в период 2005—2010 гг. эта проблема была частично решена Общая протяженность ЛЭП напряжением 220—750 кВ на конец 2009г. составила 55,3 тыс. км. Несмотря на наметившуюся тенденцию децентрализации энергоснабжения конечных потребителей, сохранение и развитие ЕНЭС России становится еще более значимым, что нашло отражение в Энергетической стратегии. На рис.13.1 представлена динамика роста протяженности ЛЭП напряжением более 330кВ и повышением трансформаторной мощности в период до 2030г. Прогнозная оценка среднегодовых темпов роста протяженности составляет 3,8%, мощности трансформаторов 3,2%. Основными по масштабам и значимости для развития ЕНЭС являются следующие проекты: - передача постоянного тока 1500 кВ Центр-Урал; - усиление межсистемной связи между Сибирью и европейской частью России; - присоединение Дальнего Востока к ЕНЭС России. тыс.МВА тыс.км 186 Рис.13.1 Динамика изменение протяженности и трансформаторной мощности в период до 2030г. В настоящее время поставлена задача разработки современной концепции формирования ЕНЭС, в которой должны учитываться как новейшие достижения по техническому оснащению систем электроснабжения и в сфере информационных технологий, так и требования потребителей и генерирующих компаний к повышению гибкости функционирования системы и надежности электроснабжения при минимизации затрат на транспортировку электроэнергии. ЕНЭС должна обеспечивать: - выдачу и прием мощности в отдельных узлах сети, удовлетворяя потребителей как по количеству, так и качеству электроснабжения; - развитие электрических связей между основными энергозонами при минимизации потерь в электрических сетях; - обеспечение взаиморезервирования генерирующих источников в требуемых масштабах. В результате модернизации ЕНЭС должна быть создана энерго-информационная система, обладающая свойством интеллектуальности, т.е. способности принимать решения о перестройке конфигурации сети и регулировании параметров отдельных элементов в реальном масштабе времени в соответствии с изменением режимов передачи мощности. 13.2. Организационная структура электроэнергетики В ходе индустриализации в отраслях ТЭК сформировались вертикально-интегрированные компании (ВИНК). Такая форма организации производства была широко распространена в электроэнергетике в подавляющем большинстве стран вплоть до 90-х годов прошлого века. ВИНК в электроэнергетике имеют ряд преимуществ: • Возможность оптимизации генерирующих мощностей, резервов и эксплуатационных режимов, а также реализация «эффекта масштаба» обеспечивают снижение капиталовложений и текущих издержек. • Монополия на электроснабжение и государственное регулирование тарифов снижает инвестиционные риски для энергокомпаний. • Развитие всех элементов технологической цепи осуществляется по единому плану и исключает дисбаланс по их технологическим возможностям. • Возможность концентрации финансовых ресурсов и высококвалифицированного персонала создает благоприятные условия для развития отрасли. В то же время ВИНК имеют ряд серьезных недостатков: а) незаинтересованность руководства энергокомпаний во внедрении технологических инноваций и снижении издержек; б) возможность компенсировать инвестиционные риски за счет потребителей через систему регулируемых тарифов. Учитывая эти недостатки, а также появление высокоэффективных энергоустановок небольшой мощности и повышение актуальности снижения стоимости электро- и теплоэнергии в связи с ростом стоимости первичных энергоресурсов, особенно углеводородов, в большинстве развитых стран начался процесс реформирования в электроэнергетической отрасли. Главная цель этих реформ состоит в либерализации электроэнергетических рынков: в переходе от закрытого монопольного рынка к открытому. В электроэнергетике существует возможность создания открытых рынков на основе реализация прямой и косвенной конкуренции: Прямая конкуренция может развиваться в сферах генерации и торговли: а) в сфере генерации энергии – между энергокомпаниями-производителями; между энергокомпанией и собственными генерирующими установками потребителей; б) в сфере торговли энергией – между поставщиками (продавцами) энергии, доводящими ее до конечных пользователей. 187 Косвенная конкуренция может развиваться в сфере энергопотребления: а) между энергокомпанией и поставщиками альтернативных энергоносителей (например, природного газа); б) между энергокомпанией и поставщиками услуг по энергосбережению. Вместе с тем в отрасли и после проведения реформ сохраняются естественномонопольные виды деятельности, которые будут регулироваться государством. В основном эти виды деятельности относятся к сфере услуг по передаче электро- и теплоэнергии. Для развития конкурентных отношений в электроэнергетической отрасли, имеющей традиционную вертикально-интегрированную структуру, необходимо проведение структурных преобразований, в ходе которых происходит дезинтеграция ВИНК. Переход к рынку требует создания адекватной рыночной инфраструктуры, которая должна решать вопросы технологического и коммерческого функционирования энергорынков. В качестве основы реформирования электроэнергетической отрасли принята концепция ее глубокой реструктуризации с разделением всех видов деятельности на естественномонопольные (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурентные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильные виды деятельности). Передача электроэнергии по магистральным (системообразующим) и распределительным сетям, как монопольная деятельность, регулируется государством, а всем участникам рынка обеспечивается недискримиционный доступ к услугам естественных монополий. В РФ трансформация организационной структуры электроэнергетики в связи с переходом от естественно-монопольной модели отрасли к частично конкурентному рынку происходит поэтапно. На первом этапе – в начале 90-ых годов было проведено акционирование основных активов отрасли,. в результате чего было создано ОАО «РАО ЕЭС» — открытое акционерное общество, в которое вошла большая часть электростанций и сетевых предприятий, расположенных на территории России. Второй этап формально отсчитывается от момента прекращения существования ОАО «РАО ЕЭС» (1-го июня 2006г.). Фактически к этому времени была разработана Целевая модель отрасли (рис. 13.2), формирование которой происходит в настоящее время и должно, в основном, завершится к 2011 г. Реализация Целевой модели направлено на формирование структуры отрасли, создающей максимально благоприятные условия для развития конкурентных отношений, происходит постепенно в течение весьма продолжительного времени. Рис. 13.2. Схема целевой модели электроэнергетической отрасли Целевая модель содержит лишь концепцию формирования организационной структуры отрасли, обеспечивающей функционирование конкурентного рынка в электроэнергетике. В современных условиях динамично развивающейся внешней среды и инновационного развития внутренней, процесс трансформации организационной структуры отрасли практически является непрерывным. 188 В Целевой модели отрасли образующие ее компании и другие виды организаций разделены на две группы по принципу наличия (отсутствия) конкурентных отношений. Основными типами компаний в сфере конкурентных отношений являются генерирующие, энергосервисные и энергосбытовые компании. Генерирующие компании Генерирующими компаниями являются: • оптовые генерирующие компании (ОГК), созданные на базе крупных тепловых и гидравлических электростанций; • территориальные генерирующие компании (ТГК), сформированные на базе генерирующих мощностей АО-энерго; • генерирующая компания, созданная на базе АЭС государственного концерна «Росэнергоатом»; • «РосгидроОГК», (ОАО «Русгидро») генерирующая компания, объединяющая крупные и средние гидроэлектростанции. • прочие генерирующие компании, к которым относятся независимые от «РАО ЕЭС» электростанции. Состав ОГК на базе тепловой генерации сформирован таким образом, чтобы они имели сопоставимые стартовые условия на рынке по величине установленной мощности, стоимости активов, средней величине износа оборудования. Каждая тепловая ОГК объединяет станции, находящиеся в различных регионах страны, благодаря чему минимизированы возможности монопольных злоупотреблений. ОГК, будучи независимыми друг от друга, являются основными конкурентами на оптовом рынке электроэнергии. Их свободная конкуренция друг с другом и другими генерирующими компаниями в значительной мере формирует рыночные цены. ТГК формировались на основе следующих базовых принципов: создание крупных компаний; минимизация возможностей для монопольных злоупотреблений; объединение электростанций по территориальному признаку; снижение доли государственного контроля над генерацией электроэнергии. ТГК объединяют электростанции нескольких соседних регионов, не вошедшие в ОГК, — преимущественно ТЭЦ, вырабатывающие не только электричество, но и тепло, поэтому компании в основном продают электроэнергию и снабжают теплом потребителей своих регионов. Электростанции ТГК, соответствующие требованиям, предъявляемым к участникам оптовой торговли, могут продавать свою электроэнергию централизованно. Энергосервисные компании Энергосервис выполняет функции специализированного обслуживания отдельных звеньев процесса энергоснабжения от генерации до использования энергии включительно. Выделяют следующие виды энергосервиса: проектирование энергообъектов; энергомонтаж и наладка; НИОКР; энергоремонт; инжиниринг; диагностика оборудования и систем; изготовление технологического оборудования и запасных частей; комплексные поставки и складские услуги; консалтинг. Инфраструктурные организации Существуют следующие инфраструктурные организации 1) оператор оптового рынка — НП «Администратор торговой системы» (АТС); 2) системный оператор - СО-ЦДУ ЕЭС (ОАО «СО ЕЭС»); 3) Федеральная сетевая компания (ФСК) — объединяет магистральные электрические сети, образующие национальную электрическую сеть; 4) Межрегиональные распределительные сетевые компании (Холдинг МРСК) — объединяют распределительные электрические сети, обслуживающие розничные рынки. Федеральная сетевая компания – открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»), являющееся организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью. 189 ФСК создана как организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью с целью ее сохранения и развития. Основными направлениями деятельности ОАО "ФСК ЕЭС", нашедшими свое отражение в уставе общества, являются: • управление единой национальной (общероссийской) электрической сетью; • предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети; • инвестиционная деятельность в сфере развития единой национальной (общероссийской) электрической сети; • поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей; • технический надзор за состоянием сетевых объектов ЕЭС России. Системный оператор (СО) — это специализированная организация, которая централизованно управляет технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и чьи диспетчерские команды и распоряжения обязательны для всех субъектов отрасли и потребителей электроэнергии с управляемой нагрузкой. СО-ЦДУ является высшим звеном в системе оперативно-диспетчерского управления, включающей оперативно-диспетчерские структуры нижестоящего уровня (ОДУ и РДУ), подчиняемые СО-ЦДУ. Территориальное подразделение СО — это структурное подразделение Системного оператора (Объединенное диспетчерское управление – ОДУ или региональное диспетчерское управление — РДУ), осуществляющее оперативно-диспетчерское управление генерирующими объектами и потребителями с регулируемой нагрузкой в энергосистеме в соответствии с их технологической и территориальной зоной диспетчерской ответственности и является подразделением СО, осуществляющим оперативно - диспетчерское управление на соответствующей территории. Коммерческий оператор Администратор торговой системы (АТС) — организация в форме некоммерческого партнерства, основной целью деятельности которой является предоставление услуг по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии (мощности), а также ведение финансовых расчетов за поставляемую электроэнергию и услуги, оказываемые участникам оптового рынка, обеспечение равных условий для всех участников оптового рынка электроэнергии, защита интересов поставщиков и покупателей электрической энергии, повышение эффективности производства и потребления электрической энергии. В настоящее время в России созданы необходимые организационные предпосылки для функционирования электроэнергетического рынка в переходный период и в условиях полной либерализации благодаря реализации основных элементов целевой модели. Процесс развития и совершенствования созданной рыночной инфраструктуры еще не завершился, поскольку многие рыночные механизмы находятся в стадии формирования. Сложившаяся в ходе реформирования организационная структура электроэнергетики отличается многообразием форм и сложностью взаимосвязей. В отрасли преобладают крупные компании с различными формами собственности. В современной России акционерное общество (АО), в т.ч. и в электроэнергетике, является наиболее распространенной организационно-правовой формой для организаций крупного и среднего бизнеса, причем предприятия крупного бизнеса чаще существуют в форме открытых акционерных обществ, предприятия среднего бизнеса — в форме закрытых акционерных обществ (ЗАО). АО — одна из разновидностей хозяйственных обществ. Акционерным обществом признается коммерческая организация, уставный капитал которой разделён на определённое число акций. В зависимости от вида собственников среди крупных АО выделяют: - Частные АО. К их числу относятся тепловые ОГК и ТГК, Инжиниринговые компании названия, - АО с большей долей государственной собственности. К их числу относятся: 190 сетевые компании: ОАО «ФСК ЕЭС»; Холдинг МРСК; ОАО «РАО Энергетические системы Востока»; -генерирующие компании: ОАО «РусГидро», ОАО «ИНТЕРРАО»; -энергосервисная компания ОАО «СО ЦДУ». Средний и малый бизнес функционирует в виде различных хозяйственных обществ АО и Товариществ различного типа. Помимо коммерческих организаций типа АО и др, в электроэнергетике имеются некоммерческие организации различного типа:. Крупнейшей из них по масштабам и значимости является Государственная Корпорация (ГК) Росатом. - ГК – организационно-правовая форма некоммерческих организаций в России. Государственной корпорацией признаётся не имеющая членства некоммерческая организация, учрежденная Российской Федерацией на основе имущественного взноса и созданная для осуществления социальных, управленческих или иных общественно полезных функций. В Росатом входят АЭС, инжиниринговые компании, проектные, научноисследовательские, строительные организации, машиностроительные предприятия. - Некомме́рческое партнёрство (НП) — в российском законодательстве основанная на членстве некоммерческая организация, учрежденная гражданами и (или) юридическими лицами для содействия ее членам в осуществлении деятельности, направленной на достижение социальных, благотворительных, культурных, образовательных, научных и управленческих целей.. В электроэнергетике НП АТС создано для оказания услуг, субъектам Энергорынка связанных с функционированием рынка. Электроэнергетическая отрасль динамично развивается в технологическом и хозяйственном отношении: создаются и внедряются инновационные технологии, совершенствуются рыночные механизмы. Все это является причиной постоянной трансформации организационных структур в отрасли, появляющихся в результате различных форм объединений действующих энергопредприятий и создания новых. 13.3. Технический уровень и новые технологии в теплоэнергетике Технический уровень энергетики характеризуется способностью его генерирующих объектов (ТЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС и других электростанций) и электрических сетей обеспечить потребителей в любой момент времени требуемым количеством электрической и тепловой энергий, требуемого качества (нормированных частоты и напряжения для электроэнергии и нормированных температуры и давления для сетевой воды) при обеспечении высокой экономичности, надежности производства и максимальной безопасности работы оборудования с минимальным вредным влиянием на людей и окружающую среду. Потребителю необходима не просто электрическая и тепловая энергия вообще, а энергия вполне определенного качества. Ни один из видов генерирующих источников не является универсальным, ни один из них не способен работать экономично и надежно в любых режимах. Например, гидротурбины ГЭС способны быстро изменять свою нагрузку, но вынуждены работать при максимальной и постоянной нагрузке весной (при переполняемых паводковыми водами водохранилищах). Энергоблоки АЭС не могут разгружаться без резкого снижения экономичности и надежности ниже 60 % номинальной мощности. Автономные ГТУ способны быстро и сравнительно безопасно для себя изменять электрическую нагрузку, но не должны долго работать из-за сравнительно низкой экономичности. ТЭЦ способны участвовать в регулировании электрической нагрузки лишь в узком диапазоне, который определяется графиком тепловой нагрузки. Мощные паротурбинные энергоблоки не могут работать с частыми и быстрыми остановами, которые приводят к появлению трещин в основных деталях, что приводит к снижению надежности и увеличению затрат на ремонты. 191 Учитывая, что теплоэнергетика на органическом топливе обеспечивает более 60 % выработки электроэнергии, технический уровень энергетики в основном определяется техническим уровнем ТЭС. Основными показателями, характеризующими технический уровень энергооборудования, являются: энергоэффективность и надежность и безопасность. Энергоэффективность — эффективное (рациональное, полезное) использование энергетических ресурсов; достижение экономически оправданной эффективности использования ТЭР при существующем уровне развития техники и технологии и соблюдении требований к охране окружающей среды. Повышение энергоэффективности означает, что можно удовлетворить потребность в электроэнергии и тепле, используя меньшее количество ТЭР. Энергоэффективность, в свою очередь, определяет экономичность производства электроэнергии и тепла. Связано это с тем, что в себестоимости электрической и тепловой энергии топливная составляющая может составлять от 50 до 75 %. Любые неполадки, вынужденные простои оборудования, технические ограничения мощности, старение и аварии существенно сказываются на экономичности теплоэнергетических установок. Энергоэффективность ТЭС определяется в основном технологическим фактором. Так, максимальное значение КПД традиционных паротурбинных установок (ПТУ) не превышает 42 %, КПД лучших образцов пылеугольных блоков на Западе составляет 45 %, а КПД парогазовых установок (ПГУ) может достигать 60 %, и это не предел. Основными факторами, определяющими энергоэффективность ПТУ, являются: начальные параметры пара – давление и температура, мощность и тепловая схема(наличие промежуточного и регенеративного перегрева пара) . Повышение начальных параметров пара р0 = 13 МПа и Т = 540 °С до р0 = 24 МПа, Т = 540 °С обеспечивает повышение КПД от 15 до 20%. Увеличение единичной мощности энергоблоков также может обеспечить повышение КПД от 5- до 10%. В зависимости от параметров свежего пара можно выделить две представительные группы оборудования блоков КЭС. Первая группа — оборудование с начальными параметрами пара с р0 = 13 МПа и Т = 540 °С, к которым относятся К-100-130; К-150-130; К-200-130. Доля таких блоков в установленной мощности КЭС составляет менее 30% и постоянно сокращается в процессе модернизации отрасли, т.к. это оборудование устарело не только морально, но и физически. Удельный расход топлива на производство электроэнергии оборудованием 13 МПа составляет 350—360 гут/(кВт⋅ч). Вторую группу оборудования представляют энергоблоки с начальными параметрами пара р0 = 24 МПа, Т = 540 °С. Представителями указанной группы являются блоки К-300-240; К-500240; К-800-240; К-1200-240. Удельный вес этих блоков в установленной мощности КЭС составляет более 50%. Третья группа оборудования – инновационная разработка угольного энергоблока на суперкритические параметры пара р0 = 30 МПа, Т = 600°/600 °С, имеющего КПД около 47%. Четвертую группу оборудования представляют газотурбинные (ГТУ) и парогазовые установки ( ПГУ). В ГТУ в качестве рабочего тела используется газ, ПГУ предназначена для одновременного преобразования двух рабочих тел – пара и газа в механическую энергию. Эти установки могут использоваться как в конденсационном режиме, так и теплофикационном. Мощность этих установок меняется в широком диапазоне: ГТУ от десятков кВт до 200 МВт: ПГУ от 20 – 500 МВт. Современные газовые турбины работают при Т = 1500-1700 °С. КПД современных ГТУ колеблется в пределах от 33-39 °С, КПД современных ПГУ может достигать 60%. Высокий уровень энергоэффективности и хорошие маневренные характеристики этого оборудования определили выбор в качестве основного направления модернизации в теплоэнергетике развитие газовых технологий. 192 В табл. 12.4 приведены среднемировые и российские показатели технического уровня теплоэнергетики. Таблица 13.4 Средневзвешенные показатели технического уровня ТЭС мировые и российские. Показатели Мировой уровень Россия КПД ,% 39 – 41,5 З6,6 Давление пара, МПа 30 - 35 25 Температура пара, °С 600-650 545-550 Одной из причин существенно более низкого технического уровня отечественной электроэнергетики по сравнению с зарубежной является использование оборудования, отслужившего свой расчетный срок службы, морально и физически устаревшего. Высокая степень изношенности оборудования приводит к снижению энергоэффективности. Технологическая отсталость российской электроэнергетики в большой степени определяется неудовлетворительной возрастной структуры оборудования для всех видов генерации (см. рис. 13.3). Оборудование ТЭС Средний возраст оборудования ТЭС – 30 лет 1,0 2,0 Оборудование ГЭС ,0 Средний возраст оборудования ГЭС – 35 лет 2,3 до 30 лет 31-50 лет Оборудование АЭС 0,4 6,8 0,9 более 50 лет Средний возраст оборудования АЭС – 24 года 9,6 до 20 лет 20-40 лет Рис. 13.3 Возрастная структура генерирующего оборудования ОГК и ТГК (% от установленной мощности) Высокая степень изношенности оборудования приводит к снижению энергоэффективности. Только 41 % установленного оборудования в теплоэнергетике имеет возраст не более 30 лет, В гидроэнергетике – 22,3%, атомной энергетике – 20,4%. Возможность продолжения эксплуатации устаревшего оборудования действующих ТЭС с разными начальными параметрами пара и единичными мощностями агрегатов устанавливается по результатам систематически проводимого технического диагностирования состояния 193 каждого агрегата. В зависимости от результатов технического диагностирования либо устанавливается дополнительный срок его надежной эксплуатации (индивидуальный ресурс), либо принимается решение о замене отдельных элементов или оборудования в целом. Технически допустимые сроки эксплуатации, масштабы замены оборудования и, соответственно, необходимые затраты определяются только при диагностировании конкретных агрегатов. Технически по тепловым электростанциям может быть обеспечено практически непрерывное продление сроков эксплуатации за счет замены отдельных узлов и элементов оборудования. Однако экономически это мероприятие для ТЭС на угле и газе с разными начальными параметрами пара и типами оборудования далеко не всегда эффективно. Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточение экологических требований требуют скорейшего внедрения достижений научно-технического прогресса и новых технологий в электроэнергетике. Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; на электростанциях, работающих на твердом топливе, – экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже – газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Необходимость повышения тепловой эффективности отечественной энергетики обусловливает значимость и актуальность задачи обоснования применения суперкритических параметров пара для энергоблоков, использующих угольное топливо, выбора их единичной мощности. По оценкам удельный расход топлива на производство электроэнергии этими блоками составляет 275 г у.т./(кВт·ч). Таким образом, по энергоэффективности эти технологии сопоставимы с парогазовыми. В настоящее время реализуется пилотный проект по разработке и внедрению энергоблока на суперкритические параметры пара — давление 30 МПа, температуры свежего и перегретого пара — 610/610 °С на Томь-Усинской ГРЭС в Кузбассе. В перспективе до 2030 г. предполагается перевод на парогазовое оборудование действующих КЭС и ТЭС Потребление газа в России уже достигло уровня, намеченного Энергетической стратегией к 2020 г. Вопреки принятым ориентирам на понижение доли природного газа в топливноэнергетическом балансе страны (ТЭБ) она продолжает расти, в 2005 г. превысила 52 %, а в генерации РАО «ЕЭС России» и вовсе занимает 70 %. В европейской части России на газе вырабатывается более 80% электроэнергии. В связи с этим особую актуальность приобретает внедрение современных технологий на угольных ТЭС. Формирование оптимальной структуры ТБ в электроэнергетике - многоаспектная проблема. Основными направлениями в решении этой проблемы являются: • ускоренное развитие атомной энергетики: к 2030 г. намечено удвоение мощности АЭС; • расширение масштабов и повышение эффективности использования нетрадиционных и возобновляемых энергоресурсов; • вовлечение в ТБ водородного топлива. В настоящее время научнообоснована концепция будущего развития мировой энергетики на базе применения экологически чистого водородного топлива, запасы сырья для производства которого практически не ограничены. Уже созданы промышленные установки для генерации электроэнергии мощностью 10 МВт (США), в которых используются топливные элементы на водороде. Одним из способов получения водорода для топливных элементов является электролиз воды. Препятствием для широкомасштабного внедрения водородных технологий в сферу автономного энергоснабжения в настоящее время является высокая стоимость производимой электроэнергии. На современном уровне технологического развития технически реализуемо создание ТЭС и АЭС на основе использования гибридного топлива: органического или ядерного как базового в сочетании с водородным, использующимся для перегрева пара. Такие технологии могут 194 обеспечить повышение КПД до 50—55 % при одновременном снижении капиталовложений более, чем в два раза за счет увеличения установленной мощности энергоблоков. 13. 4. Стратегия инновационного развития в электроэнергетике Современное состояние электроэнергетики России характеризуется значительным технологическим отставанием от достигнутых в мире результатов, существенно снижающим технический уровень и эффективность отрасли. Главной целью развития электроэнергетики на временном интервале до 2030 года является ликвидация этого отставания, что потребует проведения интенсивной системной работы государства и бизнеса при реализации на инновационной и инвестиционной основе Энергетической стратегии и Генеральной схемы размещения электростанций. В период до 2030г намечается провести модернизацию технологической базы электроэнергетики путем реализации инвестиционной программы ввода нового оборудования и демонтажа устаревшего. Динамика изменения установленной мощности для отдельных видов генерации приведена на рис. 13.4. Рис.13.4 Динамика изменения генерации. установленной мощности для отдельных видов 195 Основными задачами инновационного развития в прогнозируемый период являются: • формирование и разработка технологических платформ, создание в сжатые сроки новейших технологий и оборудования, обеспечение условий для долгосрочного инновационного развития и модернизации электроэнергетики и вывод отрасли к концу периода на передовой мировой уровень; • существенное повышение технического уровня электроэнергетики, совершенствование структуры производства, транспорта и распределения электрической и тепловой энергии, улучшение показателей энергоэффективности в генерации, электрических и тепловых сетях; • максимальное снижение экологического воздействия электроэнергетики на окружающую среду и климат планеты, развитие и широкое вовлечение в производство возобновляемых источников энергии, утилизация отходов производства и потребления электроэнергии и тепла; • создание и широкое применение интеллектуальных (Smart) систем в генерации, электрических сетях, диспетчерско-технологическом управлении и теплоснабжении. Повышение на этой основе надёжности и эффективности энергоснабжения потребителей; • создание условий для развития отечественного энергомашиностроения и электроаппаратостроения с целью сокращения импорта и полного обеспечения потребности электроэнергетики в новом оборудовании и технологиях. Государственная техническая политика в электроэнергетике формируется Минэнерго России, Минобрнауки России, Федеральным агентством по науке и инновациям, другими министерствами и ведомствами, Российской академией/ наук, инфраструктурными акционерными компаниями с высокой долей государственной собственности - ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «РусГидро». Частные генерирующие, электросетевые и сбытовые компании осуществляют техническую политику в рамках своих границ. Государство осуществляет в прогнозируемый период программно-целевое планирование, нормативно-правовое, нормативно-техническое, организационное и финансовое обеспечение разработки и создания новых технологий в электроэнергетике. Ключевым моментом в достижении поставленной выше цели и решении перечисленных задач является эффективная совместная работа государства и бизнеса по технологическому обеспечению отрасли на основе государственно-частного партнёрства в стартовый период 20112015 годов, готовность отечественных или лицензионных технологий на стадии демонстрационных проектов, их унификация и типизация. Временной интервал, в рамках которого должна быть обеспечена готовность подавляющего большинства новых технологий для широкого внедрения, не должен выходить за рамки 2015 года и лишь для особо сложных перспективных технологий, требующих длительных исследований и создания новых материалов, может быть установлен индивидуальный более поздний срок. Обязательный перевод на парогазовый цикл действующих КЭС и ТЭЦ России является важной и сложной технологической задачей, выполнение которой потребует мобилизации значительных объёмов финансовых и материальных ресурсов, развития отечественного энергомашиностроения, усиления проектных институтов, научного сопровождения, нормативноправового и организационного обеспечения, участия электросетевых и топливных инфраструктурных организаций. Эта стратегическая задача должна быть решена в течение предстоящих двух десятилетий до 2030 года. Поскольку переход на парогазовый цикл, как правило, будет сопровождаться увеличением мощности действующих электростанций, переводимых на ПГУ, и производства на них высокоэффективной электроэнергии, потребуется проведение дополнительных балансовых проработок, учитывающих постанционные эффекты на интервалах 2011-2030 годов. При этом должна повыситься степень сбалансированности по мощности регионов за счёт первоочередного перевода на ПГУ действующих ТЭЦ. 196 Одновременно необходимо учитывать изменение (уменьшение) в балансах тепловой мощности доли теплофикационных отборов турбин в составе ПГУ-ТЭЦ, величина которого должна быть нормативно обоснована (показатель альфа-ТЭЦ), а дефицит скомпенсирован эффективными источниками тепла, например, тепловыми насосами и пиковыми котельными. Важной задачей в области научно-технической политики должно стать достижение целевых показателей технического уровня электроэнергетики, определенных проектом Энергетической стратегии, важнейшие из которых приведены в таблице 12.5. Таблица 12.5 Показатели технического уровня электроэнергетики № Наименование показателей п/п 1 2 3 1 этап 2015 гг.) (2010- 2 этап (2016- 3 этап (20212020 гг.) 2030 гг.) Эффективность топливоиспользования, наилучший*) термический КПД, %: -ТЭС на газе 57 44 32 (ПГУ); - ТЭС на твёрдом топливе; АЭС; Средний эксплуатационный удельный расход топлива на отпуск до 315 (94%) электроэнергии от ТЭС: -г у.т./кВтч, (% к уровню 2005 г.); Потери в электрических сетях, % от ДО 12 отпуска электроэнергии в сеть; 60 50 34 68 60 36 До 300 (90%) до 270 (81%) до 10 до 8 Для реализации приведенных в таблице 12.5 перспективных показателей технического уровня необходимо в предстоящие годы выполнить крупномасштабные работы по освоению новых технологий во всех секторах электроэнергетики и обеспечить их широкое промышленное внедрение при новом строительстве и техническом перевооружении энергообъектов. В предстоящие годы должны быть освоены на стадии демонстрационных проектов и подготовлены к внедрению на последующих этапах следующие технологии, которые необходимо учитывать при подготовке предложений по вводам генерирующих мощностей: в теплоэнергетике: • отечественные ГТУ в широком диапазоне мощности (65—350 МВт), одновальные и многовальные парогазовые установки на их основе с термическим КПД до 60%; • экологически чистые угольные технологии на основе газификации (КПД до 50%), циркулирующего кипящего слоя и пылевидного сжигания твёрдого топлива в энергоустановках на суперсверхкритические параметры пара с термическим КПД 45,0%; • высокоэффективные гибридные ПТУ на природном газе (КПД 70%) и ПТУ с внутрицикловой газификацией угля (КПД 60%) с блоками предвключённых батарей топливных элементов и ТЭС на их основе и близкими к нулевым выбросами вредных веществ, включая двуокись углерода (в период до 2020 г.); в теплоснабжении: • модульные одновальные ПГУ-ТЭЦ мощностью 40—100—170 МВт и удельной выработкой на тепловом потреблении 1200—1500 кВтч/Гкал для технического перевооружения действующих, строительства новых теплоэлектроцентралей и последовательного сокращения котельных в крупных городах и муниципальных образованиях; • тепловые насосы и типовые технические решения по использованию возобновляемых источников низкопотенциального тепла с коэффициентом преобразования 4—6 в системах теплоснабжения, а также для холодоснабжения (тригенерация) в крупных городах и муниципальных образованиях; 197 • телекоммуникационные IТ-системы централизованного технологического управления системами теплоснабжения и другие; в гидроэнергетике: • экологически чистое силовое оборудования для гидроагрегатов крупных высоконапорных ГЭС единичной мощностью 1000 МВт, обратимые гидроагрегаты ГАЭС с переменной скоростью вращения единичной мощностью 250—350 МВт, гидроагрегаты для приливных электростанций (ПЭС) и средства их сооружения с помощью наплавных блоков; • многофункциональные комплексные АСУ ТП и централизованные системы контроля безопасности напорных сооружений ГЭС и каскадов ГЭС, обеспечивающих их работу без постоянного присутствия эксплуатационного персонала; • экологически чистое силовое гидроэнергетическое оборудование, системы регулирования и автоматического управления для модернизации и реконструкции действующих ГЭС; в электрических сетях: • интеллектуальные, в том числе самовосстанавливающиеся, с использованием цифровых систем противоаварийного управления, системообразующие и распределительные сети постоянного и оснащённые устройствами FАСТS* сети переменного тока; • сети большой пропускной способности на базе ВТСП** кабелей, трансформаторов, синхронных компенсаторов, ограничителей тока, СПИНЭ*** до 2020 г.; в оперативно-диспетчерском управлении: • управляющий комплекс оперативно-диспетчерского управления и оперативного планирования в режиме реального времени, включая подсистемы технологической автоматики; • иерархическая система противоаварийного управления с использованием надёжных магистральных каналов связи между уровнями диспетчерского управления и глубокая координации управляющих воздействий, охватывающих все уровни ЕНЭС, и другие; в области возобновляемых источников энергии: полностью автоматизированные автономные и работающие параллельно с системой малые и микроГЭС, геотермальные электростанции (ГЕОЭС) на основе бинарного цикла; мощные ветроэлектрические установки (ВЭУ), в том числе в составе ветродизельных электростанций, технологии и оборудование для использования энергии биомассы и другие. Важнейшая роль в реализации масштабных задач по созданию и промышленному освоению производства новых технологий отводится отечественным предприятиям энергомашиностроения, электроаппаратостроения и приборостроения, которые в сжатые сроки должны обновить и расширить собственную производственно-технологическую базу и обеспечить необходимый кадровый потенциал. Потенциальные возможности отечественной промышленности также необходимо учитывать при разработке инвестиционных планов генерирующих и электросетевых компаний. В электротехнической промышленности в предстоящие годы должно быть освоено производство: ______________________________________________________ * FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems): автоматические устройства регулирования напряжения в узлах нагрузки сетей переменного тока — устройств компенсации реактивной мощности. FACTS обеспечивает повышение пропускной способности линий электропередач, устойчивость работы энергосистемы при изменении нагрузки и снижение потерь в электрических сетях. Применение FACTS превращает электрическую сеть из «пассивного» устройства транспорта электроэнергии в «активный» элемент управления режимами работы. ВТСП**-кабели – это кабели, в которых токонесущим элементом является вещество, переходящее в сверхпроводящее состояние при температурах 105-120К и 90-92К. На протяжении последних лет находят всё большее применение в мировой электроэнергетике. ВТСП-кабели по сравнению с обычными обладают уменьшенными потерями, большей пропускной способностью даже при снижении класса напряжения. СПИНЭ*** - сверхпроводящий индуктивный накопитель энергии, позволяет хранить электрическую энергию в течение достаточно длительного времени при относительно малых затратах электрической мощности. 198 • синхронных турбогенераторов с воздушным и водяным охлаждением большой мощности для ТЭС и АЭС, расширение шкалы мощностей асинхронизированных • турбогенераторов для ТЭС, гидрогенератор-двигателей для ГАЭС и компенсаторов для электрических сетей, генераторов небольшой мощности 1000—5000 кВт для ВЭУ, ПЭС и других электростанций на возобновляемых источниках энергии; • нового поколения электрооборудования на базе ВТСП: генераторов, трансформаторов, мощных электродвигателей и компенсаторов, кабельных линий большой пропускной способности, сверхпроводниковых индукционных НТСП* накопителей энергии для электрических сетей и гарантированно надёжного энергоснабжения ответственных потребителей; • нового поколения комплектных распределительных устройств на базе полупроводниковых выключателей с управляемой коммутацией ВТСП-ограничителей тока с использованием новых диэлектрических материалов для изоляции и дугогашения; • гаммы проводов повышенной пропускной способности и рабочей температурой, низкими коэффициентами линейного расширения и встроенными ВОЛС** для высоковольтных линий системообразующих и распределительных электрических сетей, • силовых полупроводниковых приборов (СПП) на основе нанотехнологий на токи 6—7 кА и напряжения 10—12 кВ, переход на SiC-технологии производства СПП всех назначений. Для разработки или лицензионного освоения и последующего внедрения новых энергетических технологий потребуются значительные объёмы финансирования для решения поставленных задач. Основной схемой должно стать частно-государственное партнёрство с мобилизацией всех источников финансирования: федерального и региональных бюджетов, прибыли генерирующих и электросетевых компаний, включения затрат в тарифы на электро- и теплоэнергию, привлечения банковских кредитов, участия в пулах иных неэнергетических организаций. Для ускорения ликвидации существующего технологического отставания должны быть использованы все возможности международного сотрудничества от приобретения лицензий и организации производства нового оборудования на территории России до полномасштабного участия российских организаций в наиболее важных международных и национальных проектах других стран. Для ускорения ликвидации существующего технологического отставания должны быть использованы все возможности международного сотрудничества от приобретения лицензий и организации производства нового оборудования на территории России до полномасштабного участия российских организаций в наиболее важных международных и национальных проектах других стран. Реализация инновационной стратегии в электроэнергетике потребует преодоления системной проблемы энергомашиностроения, которая заключается в разомкнутости цикла инновационного развития отрасли, включающего научные разработки, опытноконструкторские работы, опытно-промышленную эксплуатацию, серийное производство, реализацию и поддержку эксплуатации продукции потребителями, что не обеспечивает возврат достаточного количества полученных при реализации и поддержке эксплуатации средств для финансирования предыдущих этапов развития и прежде всего научных разработок. В настоящее время этот цикл по ряду причин разомкнут, причем основной причиной этого является резкое сокращение взаимодействия электроэнергетики и энергомашиностроения в части постановки целевых ориентиров развития отрасли, создания нового энергетического оборудования и серийного тиражирования электростанций на его основе, а также недостаточный уровень ___________________________________________________________ *) НТСП - низкотемпературные сверхпроводники, их рабочие температуры сверхпроводящих материалов не превышали 10К и хладагентом может служить только жидкий гелий. **)Волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) - это вид системы передачи, при котором информация передается по оптическим диэлектрическим волноводам, известным под названием "оптическое волокно". 199 государственной поддержки отрасли, включая участие в софинансировании важных проектов. Отсутствие новых разработок и технологическое отставание производства, основанного на устаревшем оборудовании и технологиях, привели к снижению конкурентоспособности. Это привело к снижению спроса на продукцию отрасли, ухудшению финансового состояния предприятий отрасли, снижению уровня финансирования НИОКР и программ технического перевооружения. Это уже привело к отставанию российского энергомашиностроения от мирового уровня по ряду направлений. Необходимо возобновить согласованную работу по всем этапам инновационного цикла. Указанная проблема не может быть самостоятельно решена силами производителей энергетического оборудования. В концепции технической политики признано целесообразным максимально унифицировать создаваемые энергоблоки, что позволит повысить серийность их строительства, а следовательно – серийность производства оборудования для таких энергоблоков. Для тепловых станций предусматривается всего 12 типов энергоблоков Использование типовых проектов, особенно в условиях массированных закупок, предусмотренных Генсхемой размещения объектов электроэнергетики, позволит за счет организации серийного производства сократить сроки изготовления основного энергетического оборудования на 30%, а его стоимость – на 20%, что в масштабах всей энергосистемы позволит сэкономить значительные средства, исчисляемые сотнями миллиардов рублей. На этапе внедрения результатов таких разработок в промышленность, потребуется создание высокотехнологичных комплектующих производств для нужд энергетического машиностроения, в частности: • новых металлургических производств с высокотехнологичным литьевым оборудованием для нужд энергетического машиностроения; • технологических комплексов кузнечно-прессовой обработки металлических заготовок, в том числе корпусных и фланцевых горяче-штампованных заготовок больших размеров. Для обеспечения развития энергетического машиностроения темпами, адекватными запросам внутренних и внешних потребителей, необходимо устранить или максимально сократить либо скомпенсировать основные составляющие системной проблемы. Принципиально важным является добиться коренного перелома в области проектной деятельности. Это касается восстановления и развития системы типового проектирования в генерации и электрических сетях, организационно-финансового обеспечения работ; применения в проектах новейших технологий, минимизации, модульных поставок и унификации совместно с заводами-изготовителями типоразмерного ряда оборудования и проектов на его основе. Необходимо реализовать опережающее задельное проектирование новых и действующих энергообъектов, подлежащих модернизации, техническому перевооружению и реконструкции; проектное обоснование программы поставок основного и вспомогательного отечественного и зарубежного оборудования на период до 2020 года; обоснование прогрессивной динамики показателей энергоэффективности электроэнергетики с учётом индикаторов Энергетической стратегии России до 2030 года и другие задачи. 200