Диссертация (1152477), страница 11
Текст из файла (страница 11)
Это подвергает критике использование традиционного подхода коценке эффективности инвестиционного проекта, ограничиваясь расчетом NPV,IRR и других показателей.А. Борлакова считает, что в ситуации ограниченной, неточной и неполнойинформации об инвестиционном проекте неуместно использовать стандартныеподходы к оценке эффективности, а наиболее подходящими являются методытеории нечетких множеств, которые позволяют формализовать и должнымобразом учесть факторы неопределенности [125].Зачастую неопределенности параметров не могут быть адекватно описаны врамках теории вероятностей из-за отсутствия объективной информации овероятности реализации будущих событий. В таких случаях возможнымвариантом описания неопределенностей является использование экспертныхоценок.
В реальных ситуациях эксперты уверенно могут предсказать толькоинтервалы возможных значений параметров и иногда наиболее ожидаемыезначения внутри соответствующих интервалов. На протяжении последнихнескольких десятилетий наблюдается возрастающий интерес к применениюинтервальной арифметики и методов теории нечетких множеств в планировании,бюджетировании и т.д.Аппарат теории нечетких множеств является инструментом, которыйпозволяетизмерятьвозможности(ожидания)[79].Ееприменениекинвестиционному анализу встречается в трудах профессоров A.
Kaufman [134] иJ. Gil Aluja [130]. Используя предложенный в этих работах подход,67А.О. Недосекин разработал метод оценки инвестиционного риска как на стадиипроекта, так и в ходе инвестиционного процесса [77, 79].Такимобразом,наосновепроведенногоанализапреимуществинедостатков количественных методов оценки рисков и, учитывая спецификуинвестиционного моделирования в сфере электроэнергетики, оценку рисканеэффективности инвестиций в создание собственных источников энергии напромышленном предприятии, по нашему мнению, целесообразно провести,используя аппарат теории нечетких множеств.2.3 Разработка экономико-математической модели оценки эффективностисобственного источника энергии на промышленном предприятииНа основе результатов проведенного анализа применяемых моделей оценкиэкономической эффективности использования собственных источников энергии(параграф 2.1) с учетом выявленных преимуществ и недостатков разработаеммодель оценки экономической эффективности внедрения собственной генерацииэнергии на промышленном предприятии, предполагая при этом частичное илиполное замещение энергии из единой энергетической системы энергией,вырабатываемой на собственной энергоустановке.К основным типам собственных энергоустановок, используемых дляэнергоснабжения промышленных предприятий, относят дизель-генераторные,парогазовые, газотурбинные установки и др.Выбор типа генерирующего оборудования зависит от таких факторов какналичие потребности в тепловой энергии, характер нагрузок (электрических итепловых), требуемые сроки реализации и т.д.
[89]. Таким образом, типгенерирующего оборудования определяется в каждом случае индивидуально. Привысокой потребности предприятия в тепловой энергии целесообразным являетсясозданиесобственныхТЭЦ,вкоторыхпредусмотренавозможностьиспользования тепла уходящих газов газовых турбин в котлах-утилизаторах длявыработки тепловой энергии.68Технологические и инженерные особенности выбора того или иного типагенерирующего оборудования в настоящем исследовании не приводятся, арассматриваются только экономические аспекты данного процесса.На крупных предприятиях преимущественное применение получилигазотурбинные установки (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ) [48].В рамках данного исследования в качестве собственных генерирующихустановок будем рассматривать газотурбинные установки с утилизацией тепла.Согласнометодическомупринципуоценкиэффективностиинвестиционного проекта, обозначенному П.Л.
Виленским [19], этот показательопределяется на основе сопоставления последствий реализации инвестиционногопроекта с последствиями отказа от него, т.е. сравнения ситуаций «с проектом» и«без проекта». В качестве одного из возможных методов осуществления такогосравнения П.Л. Виленский предлагает сопоставление издержек, возникающих приреализации инвестиционного проекта, с издержками, которые могли бывозникнуть, если бы инвестиционный проект не был реализован.Наоснованииуказанногопринципаразработаеммодельоценкиэффективности инвестиций в создание системы собственного энергообеспеченияна промышленном предприятии, подразумевая, что ситуации «без проекта»соответствует централизованное энергоснабжение предприятия (вариант 1), аситуации «с проектом» – энергоснабжение с использованием собственнойгенерации (вариант 2).Горизонт планирования (расчетный период) в обоих вариантах принятравным сроку эксплуатации собственной энергоустановки (Т лет).Вариант 1.
Централизованное энергоснабжениеБудем считать, что при централизованном энергоснабжении промышленноепредприятие оплачивает электроэнергию по двухставочному тарифу. В этомслучае связанные с электроснабжением дисконтированные денежные потокипромышленногопредприятияпредставляютсобойиздержкинаоплатузаявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимальной69нагрузке энергосистемы, и оплату фактически потребленной электроэнергии,учтенной счетчиком.Тепловую энергию предприятие оплачивает по тарифу, установленномуорганом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в областигосударственного регулирования цен (тарифов).Таким образом, годовые затраты , , тыс.
руб., на приобретенную увнешнего поставщика энергию в текущем году t рассчитываются по формуле:, = , , + 12, , + ℎ, ℎ, ,(2.15)где , – количество потребленной электрической энергии за год t(тыс. кВт∙ч);, – среднегодовая ставка за каждый потребленный кВт∙ч электроэнергии вгоду t (руб./кВт∙ч);, – максимальная мощность, потребляемая предприятием в год t (МВт);, – среднемесячная плата за 1 МВт заявленной максимальной мощности,участвующей в максимальной нагрузке энергосистемы, в год t (тыс. руб.);ℎ, – количество потребленной тепловой энергии за год t (тыс. Гкал);ℎ, – среднегодовой тариф за каждую потребленную 1 Гкал тепловойэнергии в году t (руб./Гкал).Количество потребленной электрической энергии , за год t определяетсякак произведение максимальной мощности, потребляемой предприятием в год t(, ), и числа часов использования максимальной мощности предприятием в годt (, ):, = , ∙ ,(2.16)В связи с тем, что производственная программа предприятия на протяжениивсего расчетного периода предполагается неизменной, величины , , , иℎ, будем считать условно постоянными в расчетном периоде, поэтому индекс tв дальнейшем не указывается.70Сучетомизложенного,суммарноезначениезатратнаоплатуэлектроэнергии и тепловой энергии за расчетный период T, приведенных к началурасчетного периода, можно определить по формуле:1 = − ∑( , + 12 , + ℎ ℎ, ) ,(2.17)=0где Т – длина расчетного периода (лет); – коэффициент дисконтирования.Рассмотренные в параграфе 2.1 модели оценки эффективности собственнойгенерации основаны на грубом предположении о том, что каждый ежегодныйплатеж осуществляется единовременно в конце года.Мы считаем, что при моделировании затрат на оплату энергии корректнееговорить не о дискретном (один раз в год), а о непрерывном потоке платежей.
Этообеспечивает более точную оценку суммарных дисконтированных затрат. Такимобразом, коэффициент дисконтирования будем оценивать по формуле (1.6).Еслипринятьдопущение,чтоставкидвухставочноготарифанаэлектроэнергию и тарифа на тепловую энергию меняются во времениприблизительно с постоянным темпом роста , то с учетом формулы (1.6)формулу (2.17) можно представить в виде:1 − (1 + )−1 1 + −1 = − ∑( ,0 + 12 ,0 + ℎ ℎ,0 )() , (2.18)ln(1 + )1 + =0где – максимальная мощность, потребляемая предприятием (тыс.
кВт); – число часов использования максимальной мощности предприятием;,0 – среднегодовая ставка за каждый потребленный кВт∙ч электроэнергиив начале расчетного периода (t=0) (руб./кВт∙ч);,0 – среднемесячная плата за 1 МВт заявленной максимальной мощности,участвующей в максимальной нагрузке энергосистемы, в начале расчетногопериода (t=0) (тыс. руб./МВт);ℎ – количество потребленной тепловой энергии (тыс.
Гкал);ℎ,0 – среднегодовой тариф за каждую потребленную Гкал тепловой энергиив начале расчетного периода (t=0) (руб./Гкал);71E – ставка дисконтирования; – темп роста тарифов на электрическую, тепловую энергию иэлектрическую мощность;t – индекс, обозначающий номер года;T – длина расчетного периода (лет).Поскольку значения всех параметров в формуле (2.18) принимаютсяпостоянными на протяжении всего расчетного периода, для вычисления реальныхкоэффициентов дисконтирования предлагается использовать формулу ИрвингаФишера [14, 85]:1+ − =1+= 1 + ∗ .1 + 1 + (2.19)С учетом (2.16) и (2.19) запишем формулу (2.18) в виде:1 − (1 + )−11 = −( ,0 + 12 ,0 + ℎ ℎ,0 )∑(1 + ∗ )− =ln(1 + )=01 − (1 + )−1= −( ,0 + 12 ,0 + ℎ ℎ,0 )−ln(1 + )(2.20)1 − (1 + )−1 ∗̂ ,−( ,0 + 12 ,0 + ℎ ℎ,0 )ln(1 + )̂∗ , равный сумме коэффициентов дисконтирования затратгде коэффициент на оплату электрической энергии, мощности и тепловой энергии за весь периодреализации проекта T, рассчитан по формуле суммы геометрической прогрессии:̂∗ = ∑(1 + ∗ )−=1, = = {1 − (1 + ∗ )− , ≠ ,∗(2.21)где ∗ – реальный коэффициент дисконтирования затрат на оплатуэлектрической энергии, мощности и тепловой энергии, рассчитываемый поформуле (2.9).Вариант 2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
