Geum.ru
Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Исследование эффективности обновления оборудования ТЭС с учетом неопределенности производственных и экономических факторов тема диссертации по экономике, полный текст автореферата



Автореферат



Ученая степень кандидат экономических наук
Автор Новикова, Татьяна Владимировна
Место защиты Москва
Год 2004
Шифр ВАК РФ 08.00.05
Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Исследование эффективности обновления оборудования ТЭС с учетом неопределенности производственных и экономических факторов"

На правах рукописи

НОВИКОВА ТАТЬЯНА ВЛАДИМИРОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБНОВЛЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС С УЧЕТОМ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ЭКОНОМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством

(экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2004

Работа выпонена в Институте энергетических исследований Российской Академии Наук (ИНЭИ РАН)

Научный руководитель:

кандидат экономических наук, заведующая лабораторией ИНЭИ РАН Макарова Ала Семеновна

Официальные оппоненты:

доктор экономических наук,

Денисов Валентин Иванович

кандидат экономических наук, Автономов Александр Борисович

Ведущая организация:

ОАО ПИ и НИИ ЭНЕРГОСЕТЫ1РОЕКТ, г. Москва

Защита состоится 17 июня 2004 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212.049.10 при Государственном университете управления по адресу 109542, Москва, Рязанский проспект, 99, зал заседаний Ученого Совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного университета управления.

Автореферат разос^^н __<А^2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, Д212.049.10 кандидат экономических наук, Доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. В соответствии с основными положениями Энергетической стратегии России на период до 2020 г. основой электроэнергетики России в длительной перспективе останутся тепловые электростанции (ТЭС), удельный вес которых в суммарной установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%.

К началу XXI века в электроэнергетике сложилась предкризисная ситуация, главная причина которой - высокий физический износ и интенсивное моральное старение оборудования действующих ТЭС, обусловленные дефицитом инвестиции и неготовностью энергомашиностроения обеспечить теплоэнергетику современной прогрессивной техникой в требуемом объеме.

Эффективное и своевременное решение проблемы обновления оборудования действующих ТЭС позволило бы не только сохранить, но и несколько увеличить их мощность относительно сегодняшнего уровня и тем самым сократить потребность в мощности новых электростанций, а также качественно повысить производственный потенциал ТЭС. Однако, к решению этой проблемы в нашей стране приступили лишь в последние годы и разработка методических подходов к обоснованию выбора предпочтительных способов обновления оборудования действующих ТЭС и исследование их эффективности в условиях высокой неопределенности основных внешних факторов (в первую очередь, цен топлива и электроэнергии) и собственно технико-экономических показателей (капиталовложения, сроки строительства, удельные расходы топлива и др.) разных способов их обновления представляется особенно актуальной.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является исследование эффективности обновления устаревшего оборудования действующих ТЭС в европейской части ЕЭС России (ЕЕЭС) с разработкой соответствующих методических подходов к оценке эффективности разных способов и вариантов их обновления с учетом неопределенности производственных и экономических факторов. Для достижения указанной цели решены следующие конкретные задачи:

РОС. И А " М'ЪЫ А II Л О I

Х изучение состава и возрастной структуры оборудования действующих ТЭС, оценка потенциальных объемов выбытия из эксплуатации оборудования действующих ТЭС в результате его физического старения;

Х исследование технических особенностей предлагаемых в настоящее время способов обновления оборудования ТЭС;

Х агрегирование многообразных типов действующих ТЭС в небольшое число типовых групп ТЭС и формирование для каждой из них укрупненных и сопоставимых технико-экономических показателей применительно ко всем способам их обновления;

Х выявление степени влияния неопределенности на эффективность разных способов обновления каждой типовой группы ТЭС и выбор наиболее предпочтительных из них;

Х формирование и экономическая оценка разных вариантов обновления ТЭС в ЕЕЭС России, анализ последствий их реализации для электроэнергетики страны и ТЭКа;

Х выявление основных факторов риска, в наибольшей степени влияющих на эффективность обновления устаревшего оборудования конкретных действующих ТЭС, и разработка методики обоснования инвестиционной привлекательности обновления конкретных действующих ТЭС с учетом факторов риска.

Предметом исследования являются три предлагаемых в настоящее время способа обновления оборудования действующих ТЭС: работы по восстановлению его ресурса (РВР), замена устаревшего оборудования модернизированной (МО) или новой техникой (НТ).

Объектами исследования являются типовые группы оборудования действующих ТЭС в Европейской части ЕЭС России.

Методологической и теоретической основой исследования являются основные положения системного анализа и методические разработки по догосрочному проектированию и планированию развития электроэнергетики, содержащиеся в работах Л.А. Мелентьева, А.А. Макарова, А. С. Некрасова, Е.А. Воковой, А.С. Макаровой и других специалистов; методическая база по оценке эффективности инвестиционных проектов в электроэнергетике, сформированная в работах В.И. Денисова, В.П. Браилова, А.Г. Захарина, П.В. Горюнова; совре-

менная инвестиционная теория, изложенная в работах В.П. Виленского, В.Н. Лившица, С.А. Смоляка, Е.Р. Орловой; нормативная база по проектированию ТЭС и формированию их укрупненных технико-экономических показателей, разработанная В.Г. Жилиным, И.М. Петровым, И.С. Шапиро; основные направления научно-технической политики при техническом перевооружении ТЭС, сформулированные в публикациях А.А. Романова, А.С. Земцова, В.Ф. Резин-ских; разработки Г. Г. Ольховского, А.Г. Тумановского и других специалистов в области создания и внедрения новой прогрессивной техники на тепловых электростанциях; методы риск-менеджмента, изложенные в работах В. Беренса, П. Хавранека, В.Д. Шапиро, М.В. Грачевой.

Информационной базой исследования являются:

Х отчетные данные о технико-экономических показателях действующих ТЭС;

Х данные специализированных организаций (ОРГРЭС, ВТИ и др.) о состоянии турбинного оборудования действующих ТЭС, на основе анализа которого оценен срок достижения турбинами действующих ТЭС предельного состояния: паркового (ПР) и индивидуального (ИР) ресурса;

Х прогнозные технико-экономические показатели новых прогрессивных типов оборудования ТЭС и выпоненные проектными организациями технико-экономические обоснования (ТЭО) обновления конкретных действующих тепловых электростанций;

Х догосрочный прогноз динамики электропотребления и потребности в установленной мощности, прогноз цен и ресурсов топлива для ТЭС, тарифов электроэнергии, соответствующих основным положениям Энергетической стратегии России на период до 2020 г., утвержденной Правительством РФ в 2003 г.;

Х состав предлагаемых вводов мощности ТЭС и прогнозируемые режимы их использования в соответствии со Схемой развития ЕЭС-ОЭС до 2015 г..

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором: 1. Обоснована необходимость выделения задачи оценки эффективности обновления действующих ТЭС из более общей и масштабной проблемы прогнозирования развития ЕЭС и предложен трехэтапный методический подход к ее решению.

2. На основе обобщения отечественного и зарубежного опыта прогнозирования технико-экономических показателей ТЭС с использованием выявленных соотношений доли стоимости оборудования и поной стоимости ТЭС получены значения укрупненных удельных капиталовложений по типовым группам новых и обновляемых ТЭС с традиционными и прогрессивными технологиями производства электроэнергии.

3. Разработана система основных технико-экономических показателей (удельный расход топлива, условно-постоянные затраты, коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды и др.) для всех типовых групп ТЭС при разных способах их обновления.

4. Апробирована методика оценки инвестиционной привлекательности обновления конкретных действующих ТЭС с использованием риск-анализа.

5. Получена количественная оценка эффективности разных способов обновления типовых групп ТЭС в условиях высокой неопределенности внешних (цены топлива и электроэнергии, норма дисконта) и внутренних (удельные капиталовложения, сроки строительства, удельные расходы топлива и др.) факторов.

6. Оценена эффективность принципиально различающихся вариантов обновления действующих ТЭС в ЕЕЭС, сформированных с учетом основных системных факторов развития ЕЕЭС до 2015 г. и ограниченных возможностей отечественного энергомашиностроения по поставке новой техники.

Степень обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации, базируется, с одной стороны, на глубоком анализе существующей теоретической и методологической базы по догосрочному проектированию и планированию развития электроэнергетики, накопленного отечественного и зарубежного опыта проектирования и строительства тепловых электростанций, и, с другой стороны, на использовании разработанных методических подходов для оценки эффективности действующих ТЭС в ЕЕЭС.

Научная новизна исследования состоит в разработке комплексного методического подхода к выбору инвестиционных решений по обновлению устаревшего оборудования действующих ТЭС, основанного на интеграции современных методов и средств оценки системных и корпоративных эффектов от их pea-

лизации, а также в разработке системы сопоставимых стоимостных показателей сооружения и обновления разного типа ТЭС.

Значение полученных результатов для теории и практики. В теоретическом аспекте предложенный инструментарий обоснования эффективности разных способов обновления ТЭС вносит существенный вклад в развитие системного подхода к исследованию сложных систем в условиях неопределенности, в особенности, с учетом финансовых рисков. Методическая и информационная база диссертационного исследования проблемы обновления конкретных действующих ТЭС имеет важное практическое значение для энергокомпаний и проектных организаций на предынвестиционной стадии исследования, то есть при составлении Ходатайства о намерениях, Обоснования инвестиций и бизнес-планов.

Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Результаты диссертационной работы были использованы при формировании Концепции технического перевооружения тепловых электростанций РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2015 г. и Программы обновления тепловых электростанций РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2010 г. (далее Программа обновления), выпоненных в 2000-2002 гг. по заданию Департамента технического перевооружения и совершенствования и энергоремонта РАО ЕЭС России.

Результаты диссертации могут быть использованы в работе энергетических и коммерческих (РАО ЕЭС России, АО-энерго, инвестиционные компании) и проектных (ОАО Теплоэлектропроект и др.) организаций, занимающихся вопросами прогнозирования развития электроэнергетики, стратегического планирования и инвестиционного проектирования в отрасли.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на научных конференциях: ХЬУ научная конференция МФТИ Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук (Москва, 2002); ХЫХ научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной теплоэнергетики (Москва, 2002); Ь научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин Использование послед-

них достижений науки и техники при проектировании, освоении и эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок большой мощности (Санкт-Петербург, 2003).

Публикации. По теме диссертационного исследования автором опубликовано 6 статей и тезисов докладов, общим объемом 2,6 п.л., в том числе лично автору принадлежит 2 п.л.

Структура и содержание диссертации. В содержании представляемой работы выделено: введение, четыре главы, заключение, список использованной литературы и приложения. Работа содержит 122 страницы основного машинописного текста, включает 19 рисунков, 38 таблиц. Список литературы включает 95 наименований трудов отечественных и зарубежных авторов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, дана ее структура.

В первой главе Проблема обновления оборудования ТЭС и ее роль в развитии электроэнергетики выпонен анализ существующей структуры генерирующих мощностей ЕЭС России и показано, что доминирующим типом электростанций являются тепловые электростанции (примерно 70%), из которых около 80 % расположены в Европейской части ЕЭС России. Это и обусловило выбор объекта исследования.

Исследован возрастной состав турбинного оборудования всех действующих ТЭС с детализацией в территориальном разрезе (по ОЭС); во временном разрезе (по пятилетним периодам); по типам агрегатов ТЭС. На этой основе оценены объемы его потенциального выбытия из эксплуатации в результате физического старения.

Выявлены негативные последствия сохранения в эксплуатации постоянно нарастающей мощности устаревшего оборудования ТЭС: увеличение продожительности его простоя в ремонте и интенсивный рост ремонтных затрат, снижения надежности и эффективности (то есть КПД) работы оборудования.

Сформулированы основные причины торможения процесса обновления ТЭС: дефицит инвестиций, неготовность энергомашиностроения и предприятий

стройиндустрии к пономасштабному обновлению действующих ТЭС на базе современных технологий.

В результате анализа выявлено, что в отличие от работ по восстановлению ресурса морально устаревшего паротурбинного оборудования действующих ТЭС его замена модернизированным или новым прогрессивным оборудованием (ПГУ, энергоблоками на суперкритические параметры пара) позволяет повысить его экономичность (например, до соответствующих мировому уровню КПД ПГУ 49-52%) при одновременном увеличении в ряде случаев его единичной мощности.

Исследование эффективности разных способов обновления ТЭС в условиях высокой неопределенности внешних и внутренних факторов потребовало выделения двух типов задач по оценке эффективности обновления ТЭС> возникающих на разных этапах исследования перспектив развития энергосистем с последующей разработкой соответствующих методических подходов к их решению. Задача 1 - технико-экономическое обоснование предпочтительной технической политики обновления действующих ТЭС, являющейся частью более общей и масштабной задачи обоснования выбора структуры генерирующих мощностей в ЕЭС; задача 2 - оценка эффективности инвестиций в обновление конкретных действующих ТЭС в условиях рынка.

Рассмотрение проблемы обновления устаревшего оборудования ТЭС с учетом создания в электроэнергетике рыночной среды позволяет решать ее с позиций коммерческой эффективности. Поэтому для обоих типов задач в качестве главного критерия выбора наиболее эффективного решения использован максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД), что соответствует Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденным Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21 июня 1999 г.

Для решения задачи 1 предложен комплексный методический подход, включающий следующие три этапа.

Этап 1. Агрегирование множества действующих ТЭС в типовые группы и разработка для каждой из них укрупненных и сопоставимых технике-

экономических показателей по каждому из предлагаемых способов их обновления. Ограниченность проектной технико-экономической информации (удельных капиталовложений, сроков строительства, расходов топлива и т.д.) вынуждает прогнозировать ее по каждому способу обновления ТЭС лишь для типовых групп действующих ТЭС, агрегированных по ряду признаков, в наибольшей мере характеризующих их технико-экономические показатели: тип станции (КЭС, ТЭЦ)> начальные параметры пара (24, 13, 9 МПа и ниже), вид топлива (газ, уголь). При этом требуется привести в сопоставимый вид технико-экономические показатели типовых групп ТЭС. Сформированная таким образом технико-экономическая информация является укрупненной (усредненной для всех типов оборудования в рамках одной типовой группы), сопоставимой (сформированной по единой методике) и неопределенной.

Этап 2. Оценка эффективности разных способов обновления для каждой типовой группы ТЭС с учетом неопределенности основных внешних факторов (цен топлива и электроэнергии, нормы дисконта) и технико-экономических показателей (капиталовложений, удельных расходов топлива, годового числа часов использования установленной мощности ТЭС) разных способов их обновления, на основе которой осуществляется выбор наиболее эффективных способов обновления для каждой типовой группы ТЭС.

Этап 3. Обоснование выбора предпочтительной политики обновления действующих ТЭС на основе сравнения нескольких вариантов их обновления, сформированных с учетом рекомендаций предыдущего этапа, а также с учетом системных последствий их реализации для электроэнергетики страны.

Для решения задачи 2 в допонение к традиционной методике оценки коммерческой эффективности в условиях неопределенности рекомендовано использование риск-анализа инвестирования в обновление ТЭС, позволяющего обоснованно ответить на ключевые для инвестора вопросы: какой доход он получит в результате инвестирования, какова вероятность и возможный размер собственных убытков. Данный метод предполагает формирование достаточно большого числа сочетаний значений факторов риска (например, колебание цен топлива, колебание спроса на электроэнергию, изменение действующих налоговых ставок и др.), которые задаются случайно на основе использования

датчика случайных чисел в границах заданных диапазонов и в соответствии с принятыми законами их распределения. Для каждого такого сочетания факторов риска (сценария) оценивается коммерческая эффективность обновления ТЭС. На основе статистической обработки результатов расчета эффективности обновления ТЭС строится распределение вероятностей возможной величины ЧДЦ и находится доля сценариев, которые соответствуют его отрицательному значению. Отношение числа таких сценариев к общему количеству сценариев и дает оценку риска инвестиций в обновление ТЭС.

Во второй главе Выбор эффективных путей обновления устаревшего оборудования ТЭС в европейской части ЕЭС России все множество действующих ТЭС, подлежащих обновлению, агрегировано в девять типовых групп (табл. 1) по следующим признакам: тип оборудования (конденсационное, теплофикационное); начальные параметры пара, в значительной степени определяющие тепловую экономичность оборудования; вид сжигаемого топлива (газомазутное или твердое).

Таблица 1.

Типовые группы ТЭС и предлагаемые способы их обновления

Типо- Действующие ТЭС Способы обновления ТЭС

вые группы Тип ТЭС Вид топлива Тип существующего оборудования Работы по восстановлению ресурса (РВР) Установка модернизированного оборудования (МО) Замена оборудования прогрессивным (НТ)

1 ЮС Газ, мазут К-300-240. К-800-240 К-300-240, К-800-240 МК-330-240, МК-850-240 ПГУ-325, ПГУ-450, ПГУ-540

2 Газ, мазут К-200-130, К-150-130 К-200-130, К-150-130 МК-225-130 ПГУ-170

3 1аз, мазут Мекое конденсационное оборудование 90 ата и ниже К-100-90, К-50-90 МК-225-130 ПГ У-70

4 Уголь К-300-240, К-500-240 К-300-240, К-500-240 МК-330-240, МК-525-240 К-330-300, МК-330-240 с ИКС

5 Уголь К-200-130, К-150-130 К-200-130 МК-225-130 МК-225-130 с ЦКС

6 Уголь Мекое конденсационное оборудование 90 ата и ниже К-100-90 МК-225-130 МК-225-130 с ЦКС

7 ТЭЦ 1аз, мазут Т-100.50-130И ПТ-80.60-130 Т-100-130 ММ 15-130 11ГУ-170(1), ГТУ-ИО+КУ

8 Газ, мазут Мекое теплофикационное оборудование 90 8та и ниже Т-25-90 М11Г-25-130 НК-37+КУ, ГТУ-16+КУ -

9 Уголь Т-100.50-130И ПТ-80,60-130 Т-100-130 МГ-115-130 Т-115-130 с ЦКС

Выделенные шесть типовых групп электростанций с конденсационным

оборудованием адекватно описывают все множество реальных действующих

КЭС, а три типовые группы с теплофикационным оборудованием не исчерпывают все множество реальных действующих ТЭЦ: во-первых, по ряду причин из рассмотрения исключены теплофикационные агрегаты типа Р, ПР и агрегаты Т-250-240; во-вторых, из-за отсутствия технико-экономической информации не удалось отдельно выделить агрегаты типа Т и ПТ.

Для каждой типовой группы ТЭС рассмотрены три способа их обновления: работы по восстановлению ресурса (РВР), замена устаревшего оборудования модернизированным оборудованием (МО) или новой прогрессивной техникой (НТ). Для всех типовых групп ТЭС при каждом способе их обновления спрогнозированы укрупненные и сопоставимые основные технико-экономические показатели (удельные капиталовложения и их распределение по годам строительства, удельный расход топлива, условно-постоянные затраты, коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды).

Анализ отечественного и зарубежного опыта проектирования новых электростанций, структуризация и сопоставление основных составляющих капитальных вложений в России и за рубежом позволили сформировать укрупненные и сопоставимые значения удельных капиталовложений в новые ТЭС. Капиталовложения в обновление разных типов ТЭС оценены как некая обоснованная доля (%) от капиталовложений в строительство новой ТЭС с аналогичным (паротурбинным), либо с прогрессивным оборудованием (ПГУ, ГТ-ТЭЦ, КЭС с суперкритическими параметрами).

Себестоимость производства электроэнергии при разных способах обновления ТЭС прогнозируется как сумма двух основных составляющих: переменных затрат (затрат на топливо) и условно-постоянных затрат (всех остальных текущих затрат на ТЭС). При этом условно-постоянные затраты в обновление каждой типовой группы ТЭС оценены в долях от удельных капиталовложений в сооружение новой ТЭС с аналогичным оборудованием; прочие технико-экономические показатели для соответствующих типовых групп ТЭС (удельный расход топлива, расход электроэнергии на собственные нужды и др.) оценены следующим образом: для РВР - на базе экстраполяции отчетных данных, для модернизированной и новой прогрессивной техники - с использованием предварительных разработок проектных институтов.

При разработанной системе технико-экономических показателей разных способов обновления всех типовых групп ТЭС выпонена оценка их коммерческой эффективности с учетом неопределенности основных факторов. С этой целью из широкого диапазона внешних и внутренних факторов неопределенности выделены основные из них, в наибольшей степени влияющие на эффективность обновления типовых групп ТЭС: удельные капиталовложения в разные способы обновления ТЭС, цены топлива и электроэнергии, число часов использования установленной мощности ТЭС, норма дисконта. Применительно к этому составу проведен факторный анализ степени их влияния на эффективность разных способов обновления каждой типовой группы ТЭС.

При всех возможных сочетаниях факторов неопределенности для каждой типовой группы ТЭС в двух наиболее представительных энергообъединениях ЕЕЭС (ОЭС Центра и Урала) оценена коммерческая эффективность всех способов их обновления. На этой основе выпонено ранжирование по мере снижения их эффективности в соответствии с принятым критерием.

В качестве примера на рис. 1 показано ранжирование всех способов обновления типовых групп КЭС в ОЭС Центра.

Норма дисконта = 5

1 Замена КЭС 24 МП (газ) - ПГУ-325 8 Модернизация КЭС 13 МПа (гю) - К-225-130

2 Замена КЭС 13 МП (гю) - ПТУ-170 9 Модернизация КЭС 24 МПа (уголь) - К-330-2-40

3 РВР КЭС 24 МПа (газ) 10 Замена КЭС 24 МПа (уголь) - К-330-240+ЦКС А РВР КЭС 24 МПа (уголь) 11 Модернизация КЭС 13 МПа (уголь) - К-225-130

5 РВР КЭС 13 МПа (гаэ) 12 Замена КЭС 24 МПа (уголь) - КЭС 30 МПа

6 РВР КЭС 13 МПа (уголь) 13 Замена КЭС 13 МПа (уголь) - К-225-130+ЦКС

7 Модернизация КЭС 24 МПа (газ) - К-330-240

_миннмапьные кагапаповлоушшя

ВВЯШ М'1КС1мяльные каш иаловлоукеш [Я

Рис. 1. Ранжирование ршных способов обновления КЭС в ОЭС Центра при средних иенпх топлива и электроэнергии и годовом числе использования их установленной мощности 4500 чтод

На основе выпоненной оценки и подобного ранжирования сформулированы выводы о предпочтительных способах обновления каждой типовой группы ТЭС (табл. 2). Однако следует подчеркнуть, что полученные выводы являются предварительными и действительны только в рамках рассмотренных диапазонов значений основных факторов неопределенности.

Таблица 2.

Предпочтительные способы обновления типовых групп ТЭС

Тип ТЭС Действующие ТЭС Рекомендуемый способ обновления

Типовые группы Вид топлива Тип существующего оборудования

кэс 1 газ, мазут К-300-240, К-800-240 Замена на ПГУ-325

2 газ, мазут К-200-130, К-150-130 Замена на ПГУ-170

3 газ, мазут Мекое конденсационное оборудование 90 ата и ниже Замена наПГУ-70

4 >голь К-300-240, К-500-240 Установка модернизированного оборудования К-525-240, К-330-240

5 уголь К-200-130, К-150-130 Установка модернизированного оборудования К-225-130

6 уголь Мекое конденсационное оборудование 90 ата и ниже Установка модернизированного оборудования К-225-130

ТЭЦ 7 газ, малут Т-100,50-130 и ПТ-80,60-130 Замена на ПГУ-170(1) или на ГТЭ-11О+КУ

8 газ, мазут Мекое теплофикационное оборудование 90 ата и ниже Замена на ГТУ+КУ

9 уголь Т-100,50-130 и 11Т-80.60-130 Установка модернизированного оборудования Т-115-130

В третьей главе Обоснование выбора наиболее предпочтительного варианта обновления действующих ТЭС в европейской части ЕЭС России на основе полученных выводов о предпочтительных способах обновления каждой типовой группы ТЭС сформированы три варианта их обновления, что позволило учесть особенности технологической структуры генерирующих мощностей и режимов их эксплуатации в каждой ОЭС, а также ограничения на возможности энергомашиностроительных заводов по поставке отдельных типов оборудования.

Вариант 1 составлен в соответствии с балансом мощности, разработанным ЭСПом в Схеме развития ЕЭС-ОЭС и предполагает, что вплоть до 2010 г. на действующих ТЭС по мере достижения их оборудованием индивидуального ресурса (ИР) будут проводиться только работы по его восстановлению (РВР) (табл. 3). При разработке Программы обновления этот вариант был включен в сравнение с целью экономической оценки последствий реализации прогрессив-

ных способов обновления устаревшего оборудования ТЭС (его замены модернизированной и новой техникой) для энергетики страны и ТЭКа..

В меру прогрессивный и наиболее реалистичный вариант 2 соответствует умеренным масштабам развития отечественного энергомашиностроения и энер-гостройиндустрии.

С учетом ограниченных возможностей машиностроения на поставку крупных ПГУ для замены оборудования энергоблоков 800 МВт и теплофикационного оборудования 13 МПа на газе в данном варианте предусматривается их замена, соответственно, модернизированными энергоблоками К-850-240 и теплофикационными турбинами Т-115-130, Т-60-130, ПТ-65-130.

Для остальных типовых групп ТЭС в варианте 2 предусматриваются способы их обновления, соответствующие рекомендациям предыдущего этапа. Таким образом, при этом варианте обновления оборудование всех ТЭС на угле по мере достижения ИР заменяется модернизированным с некоторым увеличением его мощности, а из общего объема оборудования ТЭС на газе, подлежащего обновлению, 75% заменяется модернизированным оборудованием и лишь 25% -парогазовыми и газотурбинными установками.

Таблица 3.

Структура установленной мощности ТЭС в ЕЕЭС при трех вариантах их обновления,

мн. кВт

Варианты

Способы обновления разных типовых групп ТЭС

1 11 111

1 РВР паротурбинных ТЭС на газе 11 0 - -

2 РВР паротурбинных ТЭС на угле 8 1 - -

3 Модернизированное оборудование ТЭС на газе - 86 86

4 Модернизированное оборудование ТЭС на угле - 90 104

5 Замена на ПГУ и ГТУ - 29 74

ИТОГО обновляемая мощность 91 20.5 26 4

Выравнивающая мощность всего 72 9

6 Втч паротурбинные ТЭС", не достигшие ИР 53 53 -

7 Новая КЭС на угле 1 9 06

Суммарна* мощность ТЭС 26.4 26.4 26.4

Примечание:

'- В варианте 3 обновляемая мощность включает паротурбинные ТЭС, достигающие индивидуального ресурса за пределами 2010 г (в период 2010-2015 гт)

В самом прогрессивном и оптимистичном с точки зрения возможностей энергомашиностроения варианте 3 предусматривается более масштабное внедрение прогрессивной техники на действующих ТЭС за счет лопережающе-

го обновления некоторых ТЭС, оборудование которых в период до 2010 г. достигает только паркового ресурса. Вариант 3 является модификацией предыдущего варианта обновления, поскольку сверх осуществляемого в варианте 2 объема обновления ТЭС он предусматривает допонительную установку ПГУ и ГТУ на паротурбинных ТЭС на газе и модернизированного оборудования на угольных ТЭС, оборудование которых достигнет ИР лишь за пределами 2010 г.

Так как при разных вариантах обновления ТЭС различается суммарная мощность обновляемого оборудования, для обеспечения сопоставимости вариантов выпонено их выравнивание по мощности через допонительную мощность новой замыкающей КЭС на угле, сооружение которой необходимо в вариантах 1 и 2.

По каждому варианту обновления действующих ТЭС (табл.4) количественно оценены энергетические и экономические последствия его реализации (величина требуемых для обновления инвестиций, интегральный расход топлива и достигаемая в результате обновления его экономия, остающийся в распоряжении ТЭС объем нераспределенной прибыли), а также исследовано влияние разных схем и условий финансирования на эффективность сравниваемых вариантов обновления ТЭС.

Таблица 4.

Интегральные показатели трех вариантов обновления ТЭС в ЕЕЭС

Показатели Единицы измерения Варианты

1 II III

Расход топлива всего мн. тут 1523 1425 1213

в т.ч. газ мн. тут 906 856 722

уголь мн. тут 617 569 491

Экономил топлива по сравнению с вариантом 1 (РВР) шн. тут - 7% 26%

Инвестиции всего мрд. дол. 6.2 11.2 13.5

Допонительная потребность в инвестициях по сравнению с вариантом / (РВР) мдрд. дол. - 1.8 раза 2 2 раза

Нераспределенная прибыль мрд. дол. 15.0 -2.5 10.7

чад мрд. дол. -5.7 -1.8 3.9

При принятой динамике цен топлива и тарифов электроэнергии и в соответствии с принятым критерием (максимумом ЧДД) эффективным является только вариант 3; реализация же вариантов 1 и 2 неэффективна, так как их ЧДД отри цател ьны й.

Так как прогноз цены электроэнергии представляется сложной задачей, в диссертационной работе допонительно определена величина предельных тарифов, при которой реализация сравниваемых вариантов обновления ТЭС в ЕЕЭС становится эффективной, то есть достигается неотрицательное значение ЧДЦ (рис.2).

5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5

Рис. 2. Предельные тарифы электроэнергии, при которых реализация каждого варианта обновления ТЭС становится эффективной (на примере Европейских регионов)

Для того, чтобы реализация варианта 1 стала эффективной, необходим значительный рост тарифов по сравнению с принятой в этих расчетах их динамикой: к 2010 г. - примерно в 1.2 раза, а к 2020 гг. - в 1.3 раза. В варианте 2 требуется меньший рост тарифов электроэнергии: к 2010 г. Ч 1.1 раза, причем за рамками 2015 г. в этом варианте обновления динамика предельных тарифов практически совпадает с их прогнозным уровнем.

При самом эффективном варианте обновления ТЭС (вариант 3) допустима даже более низкая динамика тарифа (примерно в 1.3 раза) по сравнению с его прогнозным уровнем.

В результате сравнения вариантов. выявлено, что при экономическом обосновании стратегических приоритетов обновления физически и морально устаревшего оборудования действующих ТЭС следует стремиться к наибольшему объему внедрения новой прогрессивной техники. Этому соответствует реализация варианта 3, который является не только самым эффективным с экономической точки зрения, но и единственным вариантом обновления ТЭС, в котором достигается положительный ЧДД при всех схемах его финансирования. Реали-

- --Вариант 1

1 I-Вариант 2

гк-Вариант 3

Х Прогнозная величина тарифа

зация данного варианта позволяет не только максимизировать экономию топлива (17-26% по сравнению с другими вариантами), но и снизить затраты на ремонт и обслуживание оборудования ТЭС, тем самым повысив конкурентоспособность ТЭС при их функционировании в рыночных условиях. Однако, потребность в инвестициях в этом варианте максимальная и это является главным препятствием для его реализации.

Из-за нехватки инвестиционных средств и ограниченных возможностей масштабной поставки оборудования (главным образом, газовых турбин) для обновления ТЭС в ближайшие годы в качестве вынужденной меры могут быть осуществлены мероприятия по восстановлению ресурса у относительно небольшого числа ТЭС. С экономической точки зрения принятие данного способа обновления в качестве стратегического невыгодно и на догие годы продлевает отставание в развитии российской электроэнергетики.

В четвертой главе Оценка инвестиционной привлекательности обновления тепловой электростанции с учетом неопределенности и рисков обоснована актуальность разработки инструментария экономической оценки эффективности обновления конкретных действующих ТЭС с учетом рисков.

Выпонена классификация основных факторов риска, возникающих на всех стадиях процесса обновления ТЭС; описаны процедуры анализа рисков и дана обобщенная характеристика методов их количественной оценки, применяемых как в отечественной, так и в зарубежной практике инвестиционного проектирования.

Для учета неопределенности и риска при оценке эффективности обновления конкретных действующих ТЭС (риск-анализ) рекомендовано использовать имитационное моделирование по методу Монте-Карло. В качестве критерия рискованности инвестиций в обновление ТЭС предложено использовать минимум вероятности получения отрицательного значения ЧДД.

Практическое применение методики риск-анализа илюстрируется на примере оценки инвестиционной привлекательности обновления двух условных ГРЭС, различающихся типом оборудования, технико-экономическими и финансовыми показателями. Данные условные объекты достаточно адекватно отражают сегодняшний технико-экономический потенциал большинства действующих ТЭС в ЕЕЭС.

Исследовано влияние на коммерческую привлекательность обновления этих ГРЭС следующих факторов риска: 1) колебания цен на топливо, приводящие к недостатку оборотных средств для бесперебойного функционирования ГРЭС; 2) колебания спроса на электроэнергию и, как следствие, изменение спроса на продукцию этих ГРЭС; 3) колебания цен электроэнергии; 4) изменение действующих налоговых ставок НДС и налога на прибыль; 5) превышение сметной стоимости работ по обновлению устаревшего оборудования ГРЭС. Для всех рассматриваемых факторов риска экспертно оценены диапазоны их возможных значений.

Исследованы два способа формирования комбинаций значений факторов риска:

1) сценарный подход, когда факторы риска принимают крайние значения, что отражает благоприятные (низкие цены топлива, минимальный объем капиталовложений, высокий тариф электроэнергии, снижение налоговых ставок) и неблагоприятные (высокие цены топлива, высокая стоимость работ по обновлению, низкий тариф электроэнергии, сохранение текущих ставок налогов) экономические условия их функционирования.

2) имитационное моделирование множества комбинаций значений факторов риска по методу Монте-Карло с помощью датчика случайных чисел в пределах сформированных диапазонов значений факторов риска.

Выявлено, что решение инвестора относительно инвестиционной привлекательности ГРЭС при первом способе очень затруднено (рис. 3), так как в зависимости от экономической ситуации обе станции либо эффективны, либо неэффективны.

Рис. 3. Эффективность ГРЭС при благоприятной и неблагоприятной экономической ситуации .

Использование же имитационного моделирования по методу Монте-Карло позволило определить не только величину прибыли/убытков для каждой ГРЭС, но и оценить вероятность получения этих результатов. Для этого при каждой из сформированных комбинаций значений факторов риска была оценена коммерческая эффективность обновления обеих ГРЭС и построено распределение вероятностей (гистограммы) возможных экономических результатов их функционирования (рис. 4).

ЕрОЯ1ЯВСТЬ

получения убнсп 2+10 [IV.

ГРЭС-2 , 39%

получппм убытка* | 1 29%

5 3^14% 16%

змм 1 1 - 2% ............1

<-50 -50-0

01рЦ9ТСЛЬ1Ы1

0-50 50-100 100-150 150-200

<-50 -50-0

иоложпслышИ ЧДД

отрицательный

0-50 50-100 100-150 150-200

положнтелыыв

Интервалы ЧДД, мн. дол.

Рис. 4. Гистограмма чистого дисконтированного дохода (ЧДД) ГРЭС-1 и ГРЭС-2

Анализ полученных результатов позволил подготовить предварительные рекомендации для инвестора: обе ГРЭС обладают коммерческой привлекательностью, так как вероятность получения отрицательного ЧДД незначительна и составляет 12-16%. С точки зрения доходности приобретение ГРЭС-1 более выгодно, так как в этом случае наиболее вероятный чистый доход инвестора составит 100-150 мн. дол. и при этом равновероятно получение как большей прибыли (свыше 150 мн. дол.), так и ее минимального уровня (менее 50 мн. дол.). В случае приобретения ГРЭС-2 наиболее вероятно, что доход инвестора не превысит 50 мн. дол., хотя возможно получение и большей прибыли (свыше 50 мн. дол.).

Многофакторный анализ и ранжирование факторов риска по степени их влияния на затраты и доходы обеих ГРЭС позволили сформулировать предложения по снижению вероятности возникновения наиболее значимых из них.

Оценка коммерческой эффективности функционирования обеих ГРЭС с учетом предлагаемых мер по снижению рисков сделала возможным повысить качественный уровень рекомендаций для инвестора (рис. 5): например, для ГРЭС-1 принятие мер по управлению рисками позволило значительно (с 29 до 37%) увеличить вероятность получения чистого дохода 150-200 мн. дол., а вероятность получения чистой прибыли свыше 200 мн. дол. - до 23%.

Сравнительный анализ результатов оценки коммерческой привлекательности обновления конкретных действующих ТЭС с использованием сценарного подхода или имитационного моделирования по методу Монте-Карло показал, что с помощью последнего получено более обоснованное решение.

Рис. 5. Гистограмма чистого дисконтированного дохода (ЧДД) ГРЭС-1 и ГРЭС-2

В заключении обобщены основные результаты, полученные в ходе исследования и практического применения разработанных методических подходов:

1. Исследовано современное состояние теплоэнергетики России, выявлены и проанализированы причины и негативные последствия сохранения в эксплуатации физически и морально устаревшего оборудования действующих ТЭС.

ГРЭС-2 иц

-50-0 0-50 50-100 100-150 150-200 более -50-0 0-50 50-100 100-150 150-200 более 200

I } с учетом мер аосвкивкю рвска - бе] учета мер по сввжевию

Интервалы ЧДД, мн. дол.

Оценены потенциальные объемы выбытия из эксплуатации оборудования действующих ТЭС в результате его физического старения с детализацией в территориальном разрезе (по ОЭС); во временном разрезе (по пятилетним периодам); по типам агрегатов ТЭС.

2. Выпонен анализ предлагаемых в настоящее время способов обновления ТЭС; дана краткая характеристика типов модернизированного или прогрессивного оборудования, предлагаемого для замещения устаревшего оборудования действующих ТЭС.

3. Предложен трехэтапный методический подход к оценке эффективности обновления действующих ТЭС как самостоятельной задачи в рамках более общей и масштабной проблемы прогнозирования развития ЕЭС.

4. Предложен методический подход к прогнозированию укрупненных и сопоставимых значений удельных капиталовложений при разных способах обновления ТЭС.

5. Выпонено агрегирование всех действующих ТЭС в типовые группы и сформирована для них система технико-экономических показателей при разных способах их обновления.

6. Выпонена оценка влияния основных факторов неопределенности на эффективность разных способов обновления, на основе которой выбраны наиболее предпочтительные из них для каждой типовой группы ТЭС.

7. Оценена эффективность трех вариантов обновления ТЭС в Европейской части ЕЭС России, различающихся способами и масштабами обновления, и исследовано влияние на их эффективность разных схем и способов финансирования.

8. Апробирована методика риск-анализа применительно к обоснованию эффективности конкретных инвестиционных проектов обновления действующих ТЭС.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

1. Вокова Е.А., Новикова Т.В., Шульгина B.C. Экономическая целесообразность широкого использования ПГУ и ГТУ для технического перевооружения электростанций. /Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной теплоэнергетики. XLIX. научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин: тезисы докладов. - М: ОАО ВТИ, 2002; (0,2 п.л., в т.ч. принадлежит лично автору 0,1 п.л.)

2. Новикова Т. В. Риск-анализ корпоративных бизнес-стратегий в электроэнергетике. Труды > XLV научной конференции МФТИ. Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук. Часть III. Прикладная физика и энергетика. М, 2002. (0,1 п.л.)

3. Веселое Ф. В., Новикова Т. В. Повышение потенциала амортизационных отчислений как источника инвестиций в электроэнергетике. ТЭК, №1, 2002. (0,3 п.л., в т.ч. принадлежит лично автору 0,1 п.л.)

4. Вокова Е.А., Новикова Т.В., Шульгина B.C. Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении оборудования тепловых электростанций. /Использование последних достижений науки и техники при проектировании, освоении и эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок большой мощности. L научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин: тезисы докладов. - СПб.: ОАО МЗ, 2003. (0,2 п.л., в т.ч. принадлежит лично автору 0,1 п.л.)

5. Вокова Е.А., Новикова Т.В., Шульгина B.C. Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций. //Газотурбинные технологии, 2004, №1. (0,5 п.л., в т.ч. принадлежит лично автору 0,3 п.л.)

6. Новикова Т.В. Оценка инвестиционной привлекательности тепловых электростанций в условиях реформирования отрасли. //Энергетик, 2004, №1. (1,3 п.л.)

Подп. в печ. 29.04.2004. Формат 60x90/16. Объем 1,5 печ.л. Бумага офисная. Печать цифровая.

Тираж 50 экз. Заказ № 636.

ГОУВПО Государственный университет управления Издательский центр ГОУВПО ГУУ

109542, Москва, Рязанский проспект, 99, Учебный корпус, ауд. 106

Тел./факс: (095) 371-95-10, e-mail: ic@guu.ru

www.guu.ru

- 1 46 5 4

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Новикова, Татьяна Владимировна

Введение .Д.Дл.ДДДДДДД.ûДДД.лûД.ДДДДДДДДДДДД..

Глава 1. Проблема обновления оборудования ТЭС и ее роль в развитии электроэнергетики.

1.1. Анализ существующего состояния производственной базы электроэнергетики страны.

1.2. Характеристика возможных способов использования устаревшего оборудования ТЭС и его обновления.

1.3. Проблема обновления оборудования ТЭС и ее роль в развитии электроэнергетики.

1.4. Методические подходы к обоснованию эффективности обновления действующих ТЭС.

Глава 2. Выбор эффективных путей обновления устаревшего оборудования ТЭС в Европейской части ЕЭС России.

2.1. Формирование типовых групп оборудования ТЭС и прогноз их сопоставимых технико-экономических показателей.

2.2. Оценка эффективности обновления разных типовых групп оборудования ТЭС с учетом неопределенности условий их функционирования.

2.3. Предварительные рекомендации о предпочтительности разных способов обновления ТЭС в Европейской части ЕЭС России.

Глава 3. Оценка предпочтительности разных вариантов обновления действующих ТЭС в Европейской части ЕЭС России.

3.1. Основные варианты обновления ТЭС в ЕЕЭС. Энергетические и экономические последствия их реализации.

3.2. Исследование влияния условий финансирования на эффективность разных вариантов обновления ТЭС в ЕЕЭС.

3.3. Обоснование выбора наиболее эффективного варианта обновления ТЭС в

Глава 4. Оценка инвестиционной привлекательности обновления ТЭС в условиях неопределенности и рисков.

4.1. Виды рисков в электроэнергетике.

4.2. Анализ подходов к количественной оценке неопределенности и рисков.

4.3. Пример оценки коммерческой привлекательности ТЭС, подлежащих обновлению.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Исследование эффективности обновления оборудования ТЭС с учетом неопределенности производственных и экономических факторов"

Актуальность темы исследования. Как в настоящее время, так и в длительной перспективе основой электроэнергетики России останутся тепловые электростанции (ТЭС), удельный вес которых в суммарной установленной мощности отрасли в период до 2020 г. сохранится на уровне 60-70%.

К началу XXI века в электроэнергетике сложилась предкризисная ситуация, главная причина которой - высокий физический износ и интенсивное моральное старение оборудования действующих ТЭС, обусловленные дефицитом инвестиции и неготовностью энергомашиностроения обеспечить теплоэнергетику современной прогрессивной техникой в требуемом объеме.

Эффективное и своевременное решение проблемы обновления оборудования действующих ТЭС позволило бы не только сохранить, но и несколько увеличить их мощность относительно сегодняшнего уровня и тем самым сократить потребность в мощности новых электростанций, а также качественно повысить производственный потенциал ТЭС. Однако, к решению этой проблемы в нашей стране приступили лишь в последние годы и разработка методических подходов к обоснованию выбора предпочтительных способов обновления оборудования действующих ТЭС и исследование их эффективности в условиях высокой неопределенности основных внешних факторов (в первую очередь, цен топлива и электроэнергии): и собственно :технико-экономических показате- лей (капиталовложения, сроки строительства, удельные расходы топлива и др.) разных способов их обновления представляется особенно актуальной.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является исследование эффективности обновления устаревшего оборудования действующих ТЭС в европейской части Роо^ии (ЕЕЭС) с разработкой соответствующих методических подходов к оценке эффективности разных способов и вариантов их обновления с учетом неопределенности производственных и экономических факторов. Для достижения указанной цели решены следующие конкретные задачи:

Х изучение состава и возрастной структуры оборудования действующих ТЭС, оценка потенциальных объемов выбытия из эксплуатации оборудования действующих ТЭС в результате его физического старения;

Х исследование технических особенностей предлагаемых в настоящее время способов обновления оборудования ТЭС;

Х агрегирование многообразных типов оборудования действующих ТЭС в небольшое число типовых групп ТЭС и формирование для каждой из них укрупненных и сопоставимых технико-экономических показателей применительно ко всем способам их обновления;

Х выявление степени влияния неопределенности на эффективность разных способов обновления каждой типовой группы ТЭС и выбор наиболее предпочтительных из них;

Х формирование и экономическая оценка разных вариантов обновления ТЭС в ЕЕЭС России, анализ последствий их реализации для электроэнергетики страны и ТЭКа;

Х выявление основных факторов риска, в наибольшей степени влияющих на эффективность обновления устаревшего оборудования конкретных действующих ТЭС, и разработка методики обоснования инвестиционной привлекательности обновления конкретных действующих ТЭС с учетом факторов риска.

Предметом исследования являются три предлагаемых в настоящее время способа обновления оборудования действующих ТЭС: работы по восстановлению его ресурса (РВР), замена устаревшего оборудования модернизированной

МО) или новой техникой (НТХЧ - ----- .

Объектами исследования являются типовые группы оборудования действующих ТЭС в Европейской части ЕЭС России (ЕЕЭС).

Методологической и теоретической основой исследования являются основные положения системного анализа и методические разработки по догосрочному проектированию и планированию развития электроэнергетики, содержащиеся в работах Л.А. Мелентьева, А.А. Макарова, А.С. Некрасова, Е.А. Воковой, А.С. Макаровой и других специалистов; методическая база по оценке эффективности инвестиционных проектов в электроэнергетике, сформированная в работах В.И. Денисова, В.П. Браилова, А.Г. Захарина, П.В. Горюнова; современная инвестиционная теория, изложенная в работах В.П. Виленского, В.Н. Лившица, С.А. Смоляка, Е.Р. Орловой; нормативная база по проектированию ТЭС и формированию их укрупненных технико-экономических показателей, разработанная В.Г. Жилиным, И.М. Петровым, И.С. Шапиро; основные направления научно-технической политики при техническом перевооружении ТЭС, сформулированные в публикациях А.А. Романова, А.С. Земцова, В.Ф. Резинских; разработки Г. Г. Ольховского, А.Г. Тумановского и других специалистов в области создания и внедрения новой прогрессивной техники на тепловых электростанциях; методы риск-менеджмента, изложенные в работах В. Беренса, П. Хавранека, В.Д. Шапиро, М.В. Грачевой. Информационной базой исследования являются:

Х отчетные данные о технико-экономических показателях действующих ТЭС;

Х данные специализированных организаций (ОРГРЭС, ВТИ и др.) о состоянии турбинного оборудования действующих ТЭС, на основе анализа которого оценен срок достижения турбинами действующих ТЭС предельного состояния: паркового (ПР) и индивидуального (ИР) ресурса;

Х прогнозные технико-экономические показатели новых прогрессивных типов оборудования ТЭС и выпоненные проектными организациями технико-экономические обоснования (ТЭО) обновления конкретных действующих тепловых электростанций;

Х догосрочный прогноз динамики электропотребления и потребности в установленной мощности, прогноз цен и ресурсов топлива для ТЭС, тарифов электроэнергии, соответствующих основным положениям Энергетической страте- v: гии России на период до 2020 г., утвержденной Правительством РФ в 2003 г.;

Х состав предлагаемых вводов мощности ТЭС и прогнозируемые режимы их использования в соответствии со Схемой развития ЕЭС-ОЭС до 2015 г..

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором:

1. Обоснована необходимость выделения задачи оценки эффективности обновления действующих ТЭС из более общей и масштабной проблемы прогнозирования развития ЕЭС и предложен трехэтапный методический подход к ее решению.

2. На основе обобщения отечественного и зарубежного опыта прогнозирования технико-экономических показателей ТЭС с использованием выявленных соотношений доли стоимости оборудования и поной стоимости ТЭС впервые получены значения укрупненных удельных капиталовложений по типовым группам новых и обновляемых ТЭС с традиционными и прогрессивными технологиями производства электроэнергии.

3. Впервые сформирована система основных технико-экономических показателей для всех типовых групп ТЭС при разных способах их обновления.

4. Апробирована методика оценки инвестиционной привлекательности обновления конкретных действующих ТЭС с использованием риск-анализа.

5. Получена количественная оценка эффективности разных способов обновления типовых групп ТЭС в условиях высокой неопределенности внешних (цены топлива и электроэнергии, норма дисконта) и внутренних (удельные капиталовложения, сроки строительства, удельные расходы топлива и др.) факторов.

6. Оценена эффективность нескольких принципиально различающихся вариантов обновления действующих ТЭС в ЕЕЭС, сформированных с учетом основных системных факторов развития ЕЕЭС до 2015 г. и ограничений по возможностям отечественного энергомашиностроения по поставке новой техники.

Степень обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации, базируется, с одной стороны, на глубоком анализе существующей теоретической и методологической базы по догосрочному проектированию и планированию развития электроэнергетики, накопленного отечественного и зарубежного опыта проектирования и строительства тепло-, т . вых электростанций^ и, е другой стороны, на проверке разработанных метода^-ческих подходов при оценке эффективности обновления реальных действующих ТЭС в ЕЕЭС.

Научная новизна исследования состоит в разработке комплексного методического подхода к выбору инвестиционных решений по обновлению устаревшего оборудования действующих ТЭС, основанного на интеграции современных методов и средств оценки системных и корпоративных эффектов от их реализации, а также в разработке системы сопоставимых стоимостных показателей сооружения и обновления разного типа ТЭС.

Значение полученных результатов для теории и практики. В теоретическом аспекте предложенный инструментарий обоснования эффективности разных способов обновления ТЭС вносит существенный вклад в развитие системного подхода к исследованию сложных систем в условиях неопределенности, в особенности, с учетом финансовых рисков. Методическая и информационная база диссертационного исследования проблемы обновления конкретных действующих ТЭС имеет важное практическое значение для энергокомпаний и проектных организаций на предынвестиционной стадии исследования, то есть при составлении Ходатайства о намерениях, Обоснования инвестиций и бизнес-планов.

Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Результаты диссертационной работы были использованы при формировании Концепции технического перевооружения тепловых электростанций РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2015 г. и Программы обновления тепловых электростанций РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2010 г. (далее Программа обновления), выпоненных в 2000-2002 гг. по заданию Департамента технического перевооружения и совершенствования и энергоремонта РАО ЕЭС России.

Результаты диссертации могут быть эффективно использованы в работе коммерческих (РАО ЕЭС России, АО-энерго, инвестиционные компании) и проектных (ОАО Теплоэлектропроект и др.) организаций, занимающихся вопросами прогнозирования развития электроэнергетики, стратегического планирования и инвестиционного проектирования в отрасли.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на научных конференциях: XLV научная конференция МФТИ Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук (Москва, 2002); XLIX научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной теплоэнергетики (Москва, 2002); L научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин Использование последних достижений науки и техники при проектировании, освоении и эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок большой мощности (Санкт-Петербург, 2003).

Публикации. По теме диссертационного исследования автором опубликовано 6 статей и тезисов докладов, общим объемом 2,5 п.л., в том числе лично автору принадлежит 2 п.л.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Новикова, Татьяна Владимировна

Заключение

В работе получены следующие результаты:

1. Исследовано современное состояние теплоэнергетики России, выявлены и проанализированы причины и негативные последствия сохранения в эксплуатации физически и морально устаревшего оборудования действующих ТЭС. Оценены потенциальные объемы выбытия из эксплуатации оборудования действующих ТЭС в результате его физического старения с детализацией в территориальном разрезе (по ОЭС); во временном разрезе (по пятилетним периодам); по типам агрегатов ТЭС.

2. Выпонен анализ предлагаемых в настоящее время способов обновления ТЭС; дана краткая характеристика типов модернизированного или прогрессивного оборудования, предлагаемого для замещения устаревшего оборудо- вания действующих ТЭС.

3. Предложен трех этапный методический подход к оценке эффективности обновления действующих ТЭС как самостоятельной задачи в рамках более общей и масштабной проблемы прогнозирования развития ЕЭС.

4. Предложен методический подход к прогнозированию укрупненных и сопоставимых значений удельных капиталовложений при разных способах обновления ТЭС.

5. Выпонено агрегирование всех действующих ТЭС в типовые группы и сформирована для них система технико-экономических показателей при разных способах их обновления.

6. Выпонена оценка влияния основных факторов неопределенности на эффективность разных способов обновления, на основе которой выбраны наиболее предпочтительные из них для каждой типовой группы ТЭС.

7. Оценена эффективность трех вариантов обновления ТЭС в Европейской части ЕЭС России, различающихся способами и масштабами обновления, и исследовано влияние на их эффективность разных схем и способов финансирования.

8. Апробирована методика риск-анализа применительно к обоснованию эффективности конкретных инвестиционных проектов обновления действующих ТЭС.

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Новикова, Татьяна Владимировна, Москва

1. Электроэнергетика России, ее современное состояние и проблемы. Ссыка на домен более не работаетlibeItarium/lenergykг02/defreply

2. Годовой отчет РАО "ЕЭС России", 2002.

3. Топливно-энергетический комплекс. 1999-2000. Электроэнергетика России. Федеральный справочник, Ссыка на домен более не работает

4. Электроэнергетика России. Бизнес-справочник. Рейтинговое агентство Эксперт РА. Выпуск III, ч. 1,2. М., 2002.

5. Годовой отчет ЦДУ. Итоги производственно-хозяйственной деятельности за 1996-2001 гг.

6. Программа обновления объектов электроэнергетики РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г. Этап 5, том 1. Сводный отчет по тепловым электростанциям. ТЭП, М., 2002.

7. Романов А.А. Необходимость технического перевооружения электроэнергетики России. / Эффективное оборудование и новые технологии Ч в российскую тепловую энергетику: Сб. докладов. М., АООТ ВТИ, 2001.

8. Земцов А.С. Техническое перевооружение путь к интенсификации экономики. // Промышленная энергетика. №3, 2002.

9. РДПР 34-38-030-92. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций.

10. Постановление Правительства РФ №390 от 3 апреля 1997 г. О мерах по совершенствованию порядка формирования инвестиционных ресурсов в электроэнергетике и государственному контролю за их использованием.12. http:/www.rao-ees.ru

11. Протокол НТС РАО ЕЭС России по теме О методике, структуре и результатах переоценки основных средств РАО ЕЭС России и ДЗАО и их влиянии на тарифную и инвестиционную политику в электроэнергетике от 20 марта 2002 г.

12. Неуймин В. М. Состояние энергетического оборудования ТЭС и возможг ные направления его обновления. // Новое в российской электроэнергетике, 2003, №9.

13. Сорокин Н. Будущее энергетики зависит от машиностроителей. Ссыка на домен более не работаетp>

14. РД 10-262-98, РД 153-34.1-17.421-98. Типовая инструкция по контролю метала и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.

15. Резинских В.Ф. и др. Концепция продления ресурса метала оборудования ТЭС. Эффективное оборудование и новые технологии Ч в российскую тепловую энергетику: Сб. докладов. М., АООТ ВТИ, 2001.

16. Неуймин В. М. О ресурсе энергетических объектов. //Электрические станции, 2002, №6.

17. Отделение металов Всероссийского Теплотехнического научно-исследовательского Института (ВТИ). Надежность теплосилового оборудования электростанций.Ыт. Ссыка на домен более не работает

18. Тумановский А. Г., Резинских В. Ф. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций. // Теплоэнергетика, 2001, №6.

19. Концепция технического перевооружения электростанций, электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и выше РАО ЕЭС России и АО-энерго на период до 2015 г. Сводный том. Раздел: Тепловые электростанции. М.: ТЭП, 2000.

20. Стратегия развития электроэнергетики России на период до 2020 г. Основные положения. ИНЭИ РАН, М., 2002.у23. www.mosenergo.ru

21. Чубарь JI. С., Гордеев В. В., Петров Ю. В. Котлы-утилизаторы для парогазовых установок. //Теплоэнергетика, 1999, №9.

22. Неуймин В. М, Короткое В. А., Кондратьев В. Н. и др. Возможные перспективы использования газовых турбин при техническом перевооружении и реконструкции тепловых электростанций. // Новое в российской электроэнергетике, 2002, №3.

23. Саламов А. А. Развитие ТЭС, работающих на угле.//Теплоэнергетика, 2000, №8.

24. Ольховский Г. Г. Тумановский А. Г. и др. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС. / Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику. Сб. докладов^. М.: АООТ ВТИ, 2001.

25. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ №1234-р от 28 августа 2003 г.

26. Виленский В. П., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. М.: Дело, 2001. - 832 с.

27. СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. Утвержден постановлением Минстроя РФ от 30 июня 1995 г. N 18-63.

28. Пособие по подготовке промышленных технико-экономических исследований. Организация объединенных наций по промышленному развитию. ЮНИДО, 1978.

29. Орлова Е. Р. Инвестиции: Курс лекций. М.: ИКФ Омега-Л, 2003. - 192 с.

30. Марголин А. М. Быстряков А. Я. Экономическая оценка инвестиций. Ч М.: ЭКМОС, 2001.-240 с.

31. Анализ конкурентоспособности атомных энергоблоков большой мощности и возможные масштабы сооружения АЭС на Европейской территории России после 2010 года. ИНЭИ РАН, М., 1997.

32. Анализ применяемых в мировой практике методологий экономического анализа и адаптация их к российским условиям. Этап 2. Адаптация применяемых в мировой практике методологий экономического анализа к российским условиям. ИНЭИ РАН, М., 2000.

33. Оказание информационно-консультационных услуг по разработке комплексной методики планирования в атомной энергетике. 2 этап. Разработка комплексной методики планирования в атомной энергетике. ИНЭИ РАН, М., 2001.

34. Захарин А. Г., Браилов В. П., Денисов В. И. Методы экономического сравнения вариантов в энергетике по принципу минимума приведенных затрат, М.: Наука, 1971. 172 с.

35. Денисов В. И. Технико-экономические расчеты в энергетике: методы экономического вариантов. М.: Энергоатомиздат, 1985. -215 с.,

36. СН 423-71. Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в строительстве. Утверждена Постановлением Государственного Комитета СССР по делам строительства от 31 мая 1971 г.

37. Technical Assessment Guide (TAG Щ), Vol. 3, Rev. 6, 1991. Electric Power Research Institute.

38. Риск-анализ инвестиционного проекта. Под ред. Грачевой М.В.Ч М.: ЮНИТА-ДАНА, 2001.-351 с.

39. Абрамов С. И. Инвестирование М.: Центр экономики и маркетинга, 2000.-440 с.

40. Вернер Беренс, Питер М. Хавранек. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М.: ИНФРА-М, 1995. - 527 с.

41. Клиффорд Ф. Грей, Эрик У. Ларсон. Управление проектами: Практ. рук. -М.: Дело и Сервис (ДИС) , 2003. 527 с.

42. Шапиро В. Д., Мазур И. И. Управление проектами: Справ, для профессионалов. М.: Высшая школа, 2001. - 874 с.

43. СП 81-01-94. Свод правил по определению стоимости строительства в составе предпроектной и проектно-сметной документации. Принят и введен в действие письмом Минстроя России от 29 декабря 1994 г. N ВБ-12-276.

44. Влияние инфраструктурных требований на конкурентоспособность ядерной энергии в России. Окончательный отчет. ИНЭИ РАН, М., 2002.

45. Новикова Т.В. Оценка инвестиционной привлекательности тепловых электростанций в условиях реформирования отрасли. //Энергетик, 2004, №1.

46. Прогноз сопоставимых показателей сооружения и технического перевооружения ТЭС и АЭС с учетом экологических факторов. ИНЭИ РАН, М., 1996.

47. Жилин В. Г. Проектирование тепловых электростанций большой мощности. М.: Энергия, 1964. - 376 с.

48. Программа обновления объектов электроэнергетики РАО "ЕЭС России" и АО-энерго на период до 2010 г. и прогнозной оценки до 2015 г. Этап 5, сводный отчет. Оценка коммерческой эффективности программы обновления ТЭС. ИНЭИ РАН, М., 2002.

49. Постановление Правительства РФ N 552 от 2 августа 1992 г. "О составе затрат, включаемых в себестоимость продукции, и о порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли".

50. Методические рекомендации по прогнозированию себестоимости электроэнергии и тепла в условиях рынка. М.: ТЭП, 1994.

51. Горшков А. С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 1984.

52. Шляхин П. Н., Бершадский М. JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М.: Энергия, 1970.

53. Налоговый кодекс РФ. Ч. I и II.

54. Федеральный закон № 164-ФЗ от 29.10.98. О лизинге.

55. Постановление Правительства РФ № 526 от 11 июля 2001г. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации

56. Биржевые ведомости, 2002, №3.

57. Аринин С. Частная электрификация России, Ссыка на домен более не работает

58. Москвин В. Основы теории риска для реализации инвестиционных проектов. Ссыка на домен более не работает2001/rus/p0108/p010800.htm

59. Кошечкин С. Развитие экономического инструментария учёта риска в инвестиционном проектировании. Диссертация. Ссыка на домен более не работаетdissertation

60. Инвестиции в России и зарубежных странах. Под ред. Комарова И. К. М., РАУ-Университет, 2001. 359 с.

61. A Guide to the Project Management Body of Knowledge (PMBOK Guide). PMI Standards Committee. USA, 1996.

62. Lemma Senbet, Alexander Triantis. Strategies for Risk Management and Financial Contract Design. Prepared for the Word Bank Institute's "Building Knowledge and Expertise in Infrastructure Finance" Program. November, 1997

63. Ендовицкий Д., Коменденко С. Систематизация методов анализа и оценка инвестиционного риска, Ссыка на домен более не работает2002/rus/p020600.htm

64. Указ Президента РФ N 922 от 14 августа 1992 г. "Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений, организаций.топлив- : . но-энергетического комплекса в акционерные общества" . : :

65. Указ Президента РФ N 923 от 15 августа 1992 г. "Об организации управ- -ления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации"

66. Указ Президента РФ N 1392 от 16 ноября 1992 г. "О мерах по реализации промышленной политики при приватизации государственных предприятий"

67. Распоряжение Госкомимущества РФ N 1013-р от 3 декабря 1992 г. .

68. Федеральный закон от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации"

69. Постановление Правительства РФ от 2 апреля 2002 г. №226 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии"

70. Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 г. №793 "О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)"

71. Постановление ФЭК России от 7 сентября 2000 г. N 47/1 "Об утверждении порядка вывода на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций Ч потребителей"

72. Федеральный закон от 17 августа 1995 г. N 147-ФЗ "О естественных монополиях"

73. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике, утвержденные распоряжением РАО ЕЭС России от 04.02.97 №3р.

74. Распоряжение Правительства РФ № 1254-р от 01.09.03.

75. Веселов Ф. В., Новикова Т. В. Повышение потенциала амортизационных отчислений как источника инвестиций в электроэнергетике; ТЭК,№1, 2002. . Т'~

76. Половинкин П. Зозулюк А. Предпринимательские риски и: управление \ ими. // Российский экономический журнал.: №9, 1997. г : : ;

77. Корпорация ОКО. Ссыка на домен более не работаетokorus/publications/articles.html

78. Смоляк С. А. О норме дисконта для оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях риска, Ссыка на домен более не работаетanalit/ :

79. Инвестиционно-финансовая компания Солид. Ссыка на домен более не работаетsolid/

80. Ковалева А. И. Технологические инновации и особенности оценки их экономической эффективности в вертикально j интегрированных нефтяных компаниях, Ссыка на домен более не работает2kovaleva03.htm

81. Вокова Е.А., Новикова Т.В., Шульгина B.C. Экономическая целесообразность формированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций. // Газотурбинные технологии, 2004, №1.

82. Новикова Т. В. Риск-анализ корпоративных бизнес-стратегий в электроэнергетике. Труды XLV научной конференции МФТИ. Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук. Часть III. Прикладная физика и энергетика. М., 2002.

Похожие диссертации