Диссертация (1152477), страница 21

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 21)

руб.);, – количество потребленной электрической энергии за год t (тыс. кВт∙ч);, – среднегодовая ставка за каждый потребленный кВт∙ч электроэнергии в годуt (руб./кВт∙ч);, – максимальная мощность, потребляемая предприятием в год t (МВт);, – среднемесячная плата за МВт заявленной максимальной мощности,участвующей в максимальной нагрузке энергосистемы, в год t;ℎ, – количество потребленной тепловой энергии за год t (тыс.

Гкал);ℎ, – среднегодовой тариф за каждую потребленную Гкал тепловой энергии вгоду t (руб./Гкал);, – число часов использования максимальной мощности предприятием в годt;,0 – среднегодовая ставка за каждый потребленный кВт ∙ ч электроэнергии вначале расчетного периода (t=0) (руб./кВт∙ч);,0 – среднемесячная плата за МВт заявленной максимальной мощности,участвующей в максимальной нагрузке энергосистемы, в начале расчетногопериода (t=0) (тыс. руб./МВт);ℎ,0 – среднегодовой тариф за каждую потребленную Гкал тепловой энергии вначале расчетного периода (t=0) (руб./Гкал);E – ставка дисконтирования; – темп роста цен (тарифов) на электрическую, тепловую энергию иэлектрическую мощность;150̂∗ – коэффициент, равный сумме коэффициентов дисконтирования затрат наоплату электрической энергии, мощности и тепловой энергии за весь периодреализации проекта T, рассчитан по формуле суммы геометрической прогрессии:̂∗ = ∑(1 + ∗ )−=1, = = {1 − (1 + ∗ )− , ≠ ∗ – значение инвестиционного потока в год t; – величина капитальных вложений, осуществленных в год t; – оборотный капитал в год t;С – стоимость установки; – доля капитальных вложений, осуществляемых в год t, от всего объемакапитальных вложений; – номер года, в котором заканчивается осуществление капитальных вложений;–коэффициентрасходаэлектроэнергиинасобственныенуждыэлектростанции;We – потребность в электроэнергии предприятия;FF (Flow of Funds) – финансовый поток;Т – налог на добавленную стоимость;+1 − – прирост оборотного капитала;OCF (Operating Cash Flow) – операционный поток;CVC(ConditionallyVariableCosts)–условно-переменныезатратынапроизводство энергии на собственной энергоустановке; – условно-переменные затраты в год t (тыс.

руб.); – число часов использования максимальной электрической мощности (ч); – расход газа на выработку 1 кВт∙ч электроэнергии (м3/ кВт∙ч);,0 – цена на газ в начале расчетного периода (t=0) (руб./м3);, – цена на газ в год t (руб./м3);ℎ′–количествотепловойэнергии,выработаннойнаэнергоустановке (Гкал);ℎ – расход газа на выработку 1 Гкал тепловой энергии (м3/ Гкал);собственной151′ℎ,– величина выработанной на собственной энергоустановке тепловой энергии;ℎ – коэффициент, отражающий долю выработанной тепловой энергии отвыработанной электрической энергии (тыс.ГкалМВт∙ч); – расход условного топлива на отпуск 1 кВт∙ч электроэнергии (кг/кВт∙ч);ℎ – теплота сгорания (теплотворная способность) условного топлива (ккал/кг);ℎ – теплота сгорания (теплотворная способность) газа (ккал/м3);ℎ – расход условного топлива на отпуск 1 Гкал тепловой энергии (кг/Гкал);ℎ – теплота сгорания (теплотворная способность) условного топлива (ккал/кг);ℎ – теплота сгорания (теплотворная способность) газа (ккал/м3);CFC (Conditionally Fixed Costs) – условно-постоянные затраты на производствоэнергии на собственной энергоустановке;′ – число часов использования максимальной мощности собственнойэнергоустановки в год (ч);′ℎ,–количествотепловойэнергии,выработаннойнасобственнойэнергоустановке в год (тыс.

Гкал);OC (Owned Capital) – собственный капитал;2′ – cуммарное значение дисконтированных денежных потоков за расчетныйпериод Т, возникающих при реализации инвестиционного проекта по установкесобственного источника энергии в целях полного замещения энергии из единойэнергетической системы;′ – затраты на оплату приобретаемой электроэнергии и тепловой энергиипосле введения в эксплуатацию собственной энергоустановки;∆ = ( − (1 − ) ) – объем приобретаемой электрической энергии увнешнего поставщика после установки собственного генератора;∆ = − (1 − ) –объем оплачиваемоймощностипослеустановкисобственного генератора;′∆ℎ, = ℎ, − ℎ,– объем приобретаемой тепловой энергии у внешнегопоставщика после установки собственного генератора;152∗,−1̂– коэффициент, представляющий собой сумму коэффициентовдисконтирования затрат на электрическую энергию, мощность и тепловуюэнергию за период −1 :−1∗,−1̂= ∑ (1 + ∗ )−=1−1 , = = {1 − (1 + ∗ )−−1 , ≠ ∗∗,̂– коэффициент, равный сумме коэффициентов дисконтирования затратна оплату газа за период : , = −−∗,̂= ∑(1 + ∗ ) = {1 − (1 + ∗ ) , ≠ =1∗ – обобщенный коэффициент дисконтирования, рассчитываемый по выражению: = 2 ∑ (∑ = 1)=0=0 – множитель, представляющий собой сумму удельных в расчете на единицуустановленноймощностиэнергоустановкиэлементовденежныхпотоков,включающих в себя:1 − (1 + )−1 ′−=− ,0 (1 + ∗ )−ln(1 + )1 − (1 + )−1−−ℎ ′ ℎ ,0 (1 + ∗ )+ln(1 + )1 − (1 + )−1+ℎ ′ ℎ,0 (1 + ∗ )− −ln(1 + )1 − (1 + )−1∗,̂̂∗ − − ,0 ( )−ln(1 + )−1−1 − (1 + )ln(1 + )∗,̂̂∗ − ℎ ℎ ,0 ( )+Затраты на топливо в годзавершения строительстваэлектростанции Экономия затрат на оплатутепловой энергии в год Затраты на топливо впериод эксплуатацииэнергоустановки1531 − (1 + )−1∗,̂̂∗ − (1 − ) ,0 (+ )+ln(1 + )1 − (1 + )−1∗,̂̂∗ − +12(1 − ),0 ( )+ln(1 + )1 − (1 + )−1∗,̂̂∗ − +ℎ ℎ,0 ( )−ln(1 + )Экономия затрат на оплатуэлектроэнергии, мощности итепловой энергии внешнемупоставщику за счет выработкиэнергии на собственнойэнергоустановке в периодэксплуатации энергоустановки− ′ −Удельное значениедисконтированного оборотногокапитала накопленным итогомза расчетный период− ′ ,Удельное значение условнопостоянных затрат напроизводство энергии насобственной электростанциинакопленным итогом – параметр, характеризующий экономию затрат на оплату электрическойэнергии и мощности внешнему поставщику в год завершения строительстваэлектростанции , определяемый по формуле:1 − (1 + )−1=( ′ ,0 (1 + ∗ )− + 12 ,0 (1 + ∗ )− )ln(1 + )– оптимальная мощность собственной энергоустановки;G – значение приемлемого экономического эффекта, установленное инвестором;1 – ордината точки пересечения функций принадлежности и (верхняяграница зоны риска);–показательNPVввидетреугольногонечеткого( , , ); – минимальное значение показателя NPV; – наиболее вероятное значение показателя NPV; – максимальное значение показателя NPV;Risk(G) – степень риска неэффективности инвестиционного проекта; – значение показателя , взятое со знаком «минус» ( = − );числа154 – разность между и ( = − ); – разность между и ( = − ).

– темп роста цены на электроэнергию в виде треугольного нечеткого числа( , ̅̅̅, ); – темп роста цены на газ в виде треугольного нечеткого числа(, ̅̅̅, ); – экономический эффект F в виде треугольного нечеткого числа ( , , ); – минимальное значение показателя F; – наиболее вероятное значение показателя F; – максимальное значение показателя F; () – функция принадлежности треугольного числа .155Список литературы1.Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническомрегулировании»[Электронныйресурс].–Режимhttp://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_40241/(датадоступа:обращения:08.02.2016).2.Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»[Электронныйресурс].–Режимhttp://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_41502/доступа:(датаобращения:03.12.2016).3.Сценарные условия, основные параметры прогноза социально-экономического развития Российской Федерации и предельные уровни цен(тарифов) на услуги компаний инфраструктурного сектора на 2017 год и наплановый период 2018 и 2019 годов [Электронный ресурс]: МинистерствоэкономическогоразвитияРоссийскойФедерации.–Режимдоступа:http://economy.gov.ru/minec/about/structure/depmacro/20160506 (дата обращения:10.03.2017).4.Постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2000№ 1021 (ред.

от 17.05.2016) «О государственном регулировании цен на газ,тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическоеприсоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетямна территории Российской Федерации (вместе с «Основными положениямиформирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услугипоеготранспортировкеиплатызатехнологическоеприсоединениегазоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территорииРоссийскойФедерации»)»[Электронныйресурс].http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_29748/10.01.2017).–Режим(датадоступа:обращения:1565.Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2010№ 1172 (ред. от 10.11.2015) «Об утверждении Правил оптового рынкаэлектрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые актыПравительстваРоссийскойФедерацииповопросаморганизациифункционирования оптового рынка электрической энергии и мощности»[Электронныйресурс].–Режимдоступа:http://www.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc;base=LAW;n=209747#0(датаобращения: 10.12.2015).6.Pаспоряжение Правительства Российской Федерации от 3.04.2013№ 511-р.

(ред. от 18 июля 2015 г. № 1399-р) «Об утверждении Стратегии развитияэлектросетевого комплекса Российской Федерации» [Электронный ресурс]. –Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_144676/ (датаобращения: 02.01.2017).7.ГОСТ Р 51897 – 2011/Руководство ИСО 73:2009 Менеджмент риска.Термины и определения.

Характеристики

Список файлов диссертации