Повышение эффективности деятельности на основе внедрения инновационных технологий
Выпускная квалификационная работа
(дипломный проект)
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
НА ОСНОВЕ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Пропустин В.С.
Аннотация
Предметом исследования являются проблемы повышения эффективности
деятельности на основе внедрения инновационных технологий.
Объектом исследования является ОАО «Гусиноозерская ГРЭС»
Цель дипломного проекта: обосновать эффективность внедрения новой
технологии в деятельность ОАО «ОГК-3», с целью повышения эффективности его
деятельности и улучшения экологического состояния окружающей среды.
Результаты работы: В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы
внедрения и оптимизации плазменных технологий, позволяющих исключить из
технологического процесса использование достаточно дорогостоящего мазута,
повысить коэффициент использования установок за счет более полного сгорания
угольной пыли.
Анализ деятельности предприятия ОАО «Гусиноозёрская ГРЭС» за 2006-2008
г., показал, что при нестабильности динамики развития возрастают издержки, влияющие
в конечном итоге на показатели эффективности производства.
Выполнено обоснование внедрения новой плазменной технологии переработки
угля, обусловленной высокой концентрацией в плазме энергии и химически активных
атомов. Расчеты показали экономическую целесообразность введения проекта, что
подтверждается показателями годового экономического и экологического эффекта.
Содержание
Введение
Глава 1. Теоретические основы повышения эффективности
деятельности предприятия энергетики
.1 Современное состояние развития отрасли энергетики
.2 Основные направления повышения эффективности деятельности
предприятий энергетики
.3 Сравнительный анализ различных методик определения
эффективности новых технологий в энергетике
Глава 2. Анализ финансово-экономической деятельности филиала
ОАО «ОГК-3» «Гусиноозёрская ГРЭС»
.1 Краткая характеристика предприятия, основные
технико-экономические показатели
.2 Анализ использования основных производственных фондов и
производственных мощностей предприятия
.3 Анализ затрат на производство продукции
.4 Анализ деловой активности деятельности предприятия
Глава 3. Экономическое обоснование эффективности внедрения
новой технологии переработки твердого топлива
.1 Экономическое обоснование перспектив использования
плазменно-энергетических технологий
.2 Оценка эффективности внедрения проекта
Заключение
Список использованных источников
Введение
В настоящее время в мире нарастает противоречие между обеспечением
увеличивающегося энергопотребления для промышленных и коммунальных нужд и
сокращением запасов качественного топлива (газа и нефтепродуктов), являющихся к
тому же ценным сырьем для химической промышленности. Непосредственное же
сжигание твердого топлива, запасы которого практически неограниченны, приводит
к сильному загрязнению окружающей среды. Электростанции выбрасывают в атмосферу
в больших количествах пыль, оксиды серы и азота и другие вредные вещества.
Много проблем возникает со складированием и утилизацией твердых отходов: шламы
очистительных установок, зола из топок, котельные шлаки, летучая зола и др.
Решение экологической проблемы в энергетике возможно в трех направлениях:
Разработка более совершенного с экологической точки зрения оборудования и
установка на действующих объектах различного рода очистных сооружений.
Создание правовых основ в области охраны окружающей среды.
Внедрение экономических методов защиты окружающей среды.
В частности остра проблема загрязнения окружающей среды объектами
энергетики для экологически ранимых районов Республики Бурятия, на территории
которой расположена уникальная заповедная зона - озеро Байкал предъявляющая
повышенные требования к схемам энергоснабжения этого региона, которые в
настоящее время обеспечиваются путем прямого сжигания угля и мазута на
Гусиноозерской ГРЭС, ТЭЦ г. Улан-Удэ и котельными мелких населенных пунктов.
Воздействие на экосистему озера Байкал происходит воздушным, водным и
биологическим путями.
В результате этого воздействия в озере образовались зоны загрязнения,
который носят пока локальный характер и приурочены к местам интенсивных
выбросов и сбросов (юг Байкала, дельта реки Селенги, северное побережье).
Актуальность проблемы ориентирована на то, чтобы не допускать ухудшения
экологической обстановки в городе и регионе. Экономический эффект достигается
за счет исключения из технологического процесса использования мазута и
внедрения плазменных технологий.
В дипломном проекте приведены методики расчёта и анализа
технико-экономической эффективности новых технологий с учетом экологического
фактора для оценки перспективности плазменных технологий переработки твердого
топлива (угля). Результаты эколого-экономического обоснования перспектив
внедрения плазменных технологий в энергетику Республики Бурятии.
Цель дипломного проекта - обосновать эффективность внедрения новой
технологии в деятельность ОАО «ОГК-3», с целью повышения эффективности его
деятельности и улучшения экологического состояния окружающей среды.
Глава 1. Теоретические основы повышения эффективности деятельности
предприятия энергетики
.1 Современное состояние развития отрасли энергетики
Основным производителем электрической энергии в Бурятии является ОАО
«ОГК-3» - «Гусиноозерская ГРЭС» (мощность 915 МВт), поставляющая около 55% от
всей электроэнергии, потребляемой в Бурятии; доля ОАО "Бурятэнерго"
на рынке электроэнергии составляет около 10%. Основным производителем
электроэнергии в ОАО "Бурятэнерго" является Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (95
МВт), блок - станция Селенгинского ЦКК (30 МВт). Потребляемая мощность по
Республике Бурятия составляет 1050 МВт, где 870 МВт - это максимальная нагрузка
и 210 МВт резерв мощности. С учетом экспорта в Монголию (100 МВт) и передачи
электроэнергии в Читинскую область (300 МВт) полная потребность составляет 1480
МВт. Недостающее количество электроэнергии закупается на оптовом рынке РАО
"ЕЭС России" по ЛЭП 220 кВ ОЭС Сибири. Дефицит установленной мощности
по Бурятской энергосистеме в 2006 г., в соответствии с балансом мощности
Бурятской энергосистемы, составляет 565 МВт и покрывается за счет перетока из
ОЭС Сибири. На расчетный период 2006 г. дефицит составит 606 МВт.
В настоящее время все районы Республики Бурятия обеспечены
централизованным электроснабжением. Однако ряд районов обеспечиваются
радиальными линиями электропередач без необходимого резервирования. К ним
относятся Тункинский, Окинский, Баргузинский, Курумканский и Баунтовский районы
Республики Бурятия. Для обеспечения надежности электроснабжения этих районов
необходимо строительство вторых линий электропередач, либо строительство
автономных источников электроэнергии: дизельных электростанций, малых ГЭС и
т.д. Для увеличения надежности электроснабжения республики необходимо
обеспечить перевод построенной ЛЭП 500 кВ Иркутск - Гусиноозерск на номинальное
напряжение. Кроме того, в связи с отсутствием на протяжении длительного периода
времени (1993-2002 гг.) финансовых средств, не проводились в необходимом объеме
профилактические и ремонтно-восстановительные работы в распределительных сетях
энергосистемы. В связи с этим возникает необходимость увеличения объема
капиталовложений в строительство новых ЛЭП и восстановление существующих
распределительных сетей. Крайне напряженным остается баланс тепловой мощности
по г. Улан-Удэ. Суммарная потребность в тепловой энергии в зоне
централизованного теплоснабжения составляет более 1050 Гкал/час. Недоотпуск
тепла от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в зимний максимум составляет более 300 Гкал/час,в том
числе от котельных муниципальной собственности около 150 Гкал/час. Рост
производства тепловой энергии за последние годы обусловлен в основном за счет
дополнительной выработки тепла на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 и перевода котлов
Улан-Удэнской ТЭЦ-1 на сжигание каменного угля Тугнуйского месторождения,
вместо ранее использовавшихся бурых углей. Кроме проблемы физического и
морального износа оборудования, в отрасли существуют проблемы:
отсутствия оборотных средств для проведения программы текущих и
капитальных ремонтов, на оплату топлива, запасных частей и материалов;
отсутствия средств для осуществления капитального строительства для ввода
нового оборудования взамен выбывающего.
С экологической точки зрения ГРЭС представляют собой непрерывно
действующий (десятки лет) источник выбросов в окружающую среду продуктов
сгорания топлива и солевых стоков, а также сбросов большого количества тепла.
Дальнейшее развитие энергетики существенно зависит от гарантированного
обеспечения допустимого уровня экологического воздействия ГРЭС на окружающую
среду. Уровень, до которого необходимо снижать вредные газовые выбросы, а также
жидкие стоки, устанавливаются директивно государственными стандартами. При разработке
и согласовании их учитываются затраты на природоохранные мероприятия,
достаточные для сохранения окружающей среды, здоровья людей и относимые к
бюджетным средствам экономики России и субъектов федерации.
Допустимый уровень вредных выбросов определяется индивидуально для
каждого источника и каждого предприятия на основании санитарно-гигиенических
норм, при этом руководствуются следующим положением. При рассеивании в
атмосфере выбросы не должны создавать загрязнения выше предельно допустимой
концентрации (ПДК мр) их в приземном слое воздуха населенных мест с учетом
фонового загрязнения, обусловленного выбросами других предприятий данного
региона. Исходя из ПДК, для каждого предприятия устанавливаются нормативы
предельно допустимого выброса (ПДВ) загрязняющих веществ в атмосферу. Для
достижения ПДВ намечаются мероприятия поэтапного снижения выбросов загрязняющих
веществ.
На Гусиноозёрской ГРЭС расположенной в районе с фоновой концентрацией
загрязняющего вещества, равной (большей) ПДК, должны проводиться мероприятия по
сокращению выбросов (для получения категории ПДВ) даже в тех случаях, когда
собственные выбросы предприятия не превышают десятых долей ПДК. Для ГРЭС и ТЭС,
расположенных в экологически чистых регионах, необходимость в таких
мероприятиях отпадает, поскольку из-за низкого фонового загрязнения, как
правило, их выбросы не превышают ПДВ. Таким образом, реальное фоновое
загрязнение практически определяет ту долю ПДК в атмосферном воздухе, которую
должна обеспечивать природоохранная деятельность данного предприятия.
В настоящее время для большинства предприятий истек пятилетний срок, в
течение которого они должны были провести предусмотренные мероприятия для
соблюдения ПДВ.
За этот период снижение выбросов оксидов азота на Гусиноозёрской ГРЭС
было достигнуто в результате внедрения малозатратных технологических методов
подавления их образования в топках котлов. Выбросы оксидов серы снижены, в
незначительной степени путем улавливания диоксида серы в мокрых аппаратах с
помощью интенсивного орошения. Сокращению выбросов твердых частиц
способствовало снижение доли твердого топлива в структуре топливного баланса и
повышение эффективности золоулавливающего оборудования.
При существующей системе лимитирования выбросов предприятий энергетики,
когда нормативы не увязаны с экологическими показателями работы оборудования,
то есть не установлены минимальные технически достижимые удельные выбросы
загрязняющих веществ, следующий этап нормирования ПДВ (с тенденцией ужесточения
"от достигнутого") может привести к тому, что при существенно
возросших материальных затратах будет получен незначительный экологический
эффект, т.е. действующая система нормирования становится неэффективной. Так, ни
в одном городе России не удалось реализовать главное условие, определяющее ПДВ,
согласно которому суммарный выброс каждого загрязняющего атмосферу вещества от
всех источников должен быть меньше ПДК.
Поскольку дальнейшее снижение выбросов загрязняющих веществ может быть
достигнуто путем внедрения мероприятий, требующих больших капитальных затрат,
то руководящим принципом государственной, а также отраслевой природоохранной
деятельности должен стать критерий максимального экологического эффекта на
единицу капитальных вложений в мероприятия по сокращению вредных выбросов.
Иными словами, все усилия отрасли должны быть направлены на решение
первоочередных экологических проблем, но это требует других подходов к
нормированию ПДВ.
В частности, в правила установления допустимых выбросов должны быть
включены экологические требования к функционированию оборудования, являющегося
непосредственным источником выделения загрязняющих веществ.
Такие требования, выраженные в форме удельных выбросов загрязняющих
веществ, действуют во всех промышленно развитых странах (ФРГ, Япония, США и
др.).
Удельный выброс представляет собой массовый выброс загрязняющего
вещества, приходящийся на единицу подводимой к топке котла энергии или на
единицу сожженного условного топлива при номинальной мощности котла. Этот
показатель служит критерием экологического совершенства энергетической
установки и его рекомендуется использовать в качестве основного параметра,
регламентирующего выбросы вредных веществ в атмосферу в технологическом
процессе получения электрической и тепловой энергии.
Такой подход дает возможность максимально использовать готовые к
внедрению технологии по снижению выбросов, поэтапно ужесточать нормативы по
мере готовности, новых технологий очистки дымовых газов и более рационально (с
большим экологическим эффектом) расходовать средства как в отрасли в целом, так
и на отдельно взятых предприятиях региона.
Переход на нормирование по удельным выбросам в перспективе даст
возможность:
- четко определить на региональном и ведомственном уровнях приоритетность
планов воздухоохранных мероприятий, обеспечивающих максимальный экологический
эффект на единицу инвестиций;
- отказаться от громоздкой системы нормирования с неоднократным
проведением расчетов рассеивания, фонового загрязнения и пересмотром квоты ПДК,
выделенной предприятию;
- ввести простую и эффективную систему контроля за выполнением
установленных удельных нормативов.
В Российской Федерации нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу для вновь создаваемых котельных установок разработаны во
Всероссийском теплотехническом институте и Центральном котлотурбинном
институте, согласованы с заводами-изготовителями оборудования и утверждены
Госкомприроды РФ.
При разработке нормативов удельных выбросов исходили из того, что
основной стратегической путь повышения экологической чистоты предприятий
отрасли - это создание энергоблоков, реализующих передовые технологии сжигания
топлива с минимальным образованием вредных веществ, и оснащенных системами
очистки дымовых газов и малосточными системами водоподготовки.
В новых стандартах предусмотрены два уровня нормативов, лимитирующих
содержание загрязняющих веществ в атмосфере при строительстве новых ГРЭС и при
техническом перевооружении и расширении действующих станций (табл. 1.1-1.3).
"Технические требования к вновь создаваемым котельным установкам" и
сориентированные тогда на наиболее жесткие нормативы, действующие в странах
Западной Европы. Хотя эти требования не были реализованы из-за отсутствия
отечественного газоочистного оборудования и по экономическим соображениям, но
они сыграли прогрессивную роль и послужили основанием для развития работ по
созданию необходимого оборудования и совершенствованию технологий сжигания.
Таблица 1.1. Нормативы удельных выбросов твердых частиц для котельных
установок
|
Тепловая мощность котлов,
МВт (паропроизводительность, т/ч)
|
Приведенное содержание золы
% кг/МДж
|
Ввод котельных установок на
предприятиях
|
|
|
до 31.12.2000 г.
|
с 1.1.2001 г.
|
|
|
ПДВ твердых частиц
|
Содержание частиц в дымовых
газах, мг/мз
|
ПДВ твердых частиц
|
Содержание частиц в дымовых
газах мг/мз
|
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
|
До 299
|
Менее 0,6
|
0,06
|
1,76
|
150
|
0,06
|
1,76
|
150
|
|
(до 420)
|
0,6-2,5
|
0,06-0,20
|
1,76-5,586
|
150-500
|
0,06-0,10
|
1,76-2,93
|
150-250
|
|
Более 2,5
|
0,20
|
5,86
|
500
|
0,10
|
2,93
|
250
|
|
300 и более
|
Менее 0,6
|
0,04
|
1,18
|
100
|
0,02
|
0,59
|
50
|
|
(420 и более)
|
0,6-2,5
|
0,04-0,16
|
1,18-4,70
|
100-400
|
0,02-0,06
|
0,59-1,76
|
50
|
|
Более 2,5
|
0,16
|
4,70
|
400
|
0,06
|
1,78
|
50-150
|
Таблица 1.2. Нормативы удельных выбросов оксидов азота для котельных
установок (ГОСТ Р50831-95)
|
Тепловая мощность котла,
МВт (паропроизводительность, т/ч)
|
Топливо, вид шлакоудаление
|
Ввод котельных установок на
предприятиях
|
|
|
до 31.12.2000 г.
|
с 1.1.2001 г.
|
|
|
ПДВ NOx
|
содержание NOx в дымовых
газах мг/мз
|
ПДВ NOx
|
Содержание NOx в дымовых
газах, мг/мз
|
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
|
До 299 (до 420)
|
Газ
|
0,043
|
1,26
|
125
|
0,043
|
1,26
|
125
|
|
мазут
|
0,086
|
2,52
|
250
|
0,086
|
2,52
|
250
|
|
Бурый уголь
|
|
|
твердые шлаки
|
0,12
|
3,50
|
320
|
0,11
|
3,20
|
300
|
|
жидкие шлаки
|
0,13
|
3,81
|
350
|
0,11
|
3,20
|
300
|
|
Каменный уголь
|
|
|
твердые шлаки
|
0,17
|
4,98
|
470
|
0,17
|
4,98
|
470
|
|
жидкие шлаки
|
0,23
|
6,75
|
640
|
0,23
|
6,75
|
640
|
|
300 и более
|
Газ
|
0,043
|
1,26
|
125
|
0,43
|
1,26
|
125
|
|
Мазут
|
0,086
|
2,52
|
250
|
0,86
|
2,52
|
250
|
|
Бурый уголь
|
|
|
твердые шлаки
|
0,14
|
3,95
|
30
|
0,11
|
3,20
|
300
|
|
жидкие шлаки
|
|
|
|
|
|
|
|
(420 и более)
|
Каменный уголь
|
|
|
твердые шлаки
|
0,20
|
5,86
|
540
|
0,13
|
3,81
|
350
|
|
жидкие шлаки
|
0,25
|
7,83
|
700
|
0,21
|
6,16
|
570
|
Таблица 1.3. Нормативы удельных выбросов оксидов серы для котельных
установок, работающих на твердых и жидких топливах (ГОСТ Р50831-95)
|
Тепловая мощность котлов,
МВт (паропроизводительность, т/ч)
|
Приведенное содержание
серы, % кг/МДж
|
Ввод котельных установок на
ТЭС
|
|
|
до 31.12.2000 г.
|
с 1.1.2001 г.
|
|
|
ПДВ SOx
|
содержание SOx в дымовых
газах, мг/мз
|
ПДВ SOx
|
Содержание SOx в дымовых
газах, мг/мз
|
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
г/МДж
|
кг/т.у.т
|
|
|
До 199
|
0,45 и менее
|
0,875
|
25,7
|
2000
|
0,5
|
14,7
|
1200
|
|
(до 320)
|
Более 0,045
|
1,5
|
44,0
|
3400
|
0,6
|
17,6
|
1400
|
|
200-249
|
0,045 и менее
|
0,875
|
25,7
|
2000
|
0,4
|
11,7
|
950
|
|
(320-400)
|
Более 0,045
|
1,5
|
44,0
|
3400
|
0,45
|
13,1
|
1050
|
|
250-299
|
0,045 и менее
|
0,875
|
25,7
|
2000
|
0,3
|
8,8
|
700
|
|
(400-420)
|
Более 0,045
|
1,5
|
44,0
|
3400
|
0,3
|
8,8
|
700
|
|
300 и более
|
0,045 и менее
|
0,875
|
25,7
|
2000
|
0,3
|
8,8
|
700
|
|
(420 и более)
|
Более 0,045
|
1,3
|
38,0
|
3000
|
0,3
|
8,8
|
700
|
Сближение нормативных требований с реальными возможностями позволит
достичь необходимых результатов при приемлемом уровне затрат. Нормативы будут пересматриваться
по мере развития новых технологий сжигания топлив и методов предотвращения
образования или удаления образовавшихся вредных веществ, а также методов
улучшения качества топлива (обогащение углей, уменьшение серосодержания мазутов
и др.).
Разрабатываемые нормативы удельных выбросов для эксплуатируемых станций
должны соответствовать требованиям к оборудованию, действовавшими на момент его
поставки в зависимости от типа и мощности котлов и вида очистного оборудования.
Это условие в полной мере относится к выбросам оксидов азота и твердых частиц.
По оксидам серы и монооксиду углерода норматив удельных выбросов предполагается
установить с частичным использованием ГОСТ Р5083-95 с дифференциацией по видам
топлива и с учетом обязательств РФ по Международной конвенции по сокращению
трансграничных загрязнений воздуха оксидами серы.
Приведенные выше нормативы удельных выбросов лимитируют содержание в
продуктах сгорания трех вредных компонентов: твердых частиц, оксидов азота и
серы. Однако нельзя не учитывать возможность появления в газовых выбросах ТЭС
при сжигании некоторых сортов топлива таких весьма опасных веществ, как
бензопирен и тяжелые металлы.
Бензопирен обнаруживается в продуктах неполного сгорания угля и мазута.
Установленная санитарными органами среднесуточная предельно допустимая
концентрация бензопирена в приземном слое атмосферного воздуха (ПДК сс) равна
0,001 мг/мз.
Как правило, измеренные и рассчитанные значения концентрации этого
соединения в газовых выбросах предприятий оборудованных котлотурбинным
оборудованием не превышают установленной нормы. Кроме того, следует учесть тот
факт, что значительная высота дымовых труб создает такие условия рассеивания
бензопирена в атмосфере, при которых его концентрация в приземном слое воздуха
при сжигании любого вида топлива не превышает 0,05 ПДК.
Что касается тяжелых металлов, то они могут содержаться в летучей золе
(входят в кристаллическую матрицу золы и в покрывающую ее стекловидную
оболочку). Доля тяжелых металлов в общих выбросах золы ТЭК крайне незначительна.
Среднее содержание тяжелых металлов в граммах на 1 т летучей золы сопоставимо
таковы: кадмия - 15,3, кобальта - 33,24, меди - 24,9, никеля - 59,8, свинца -
149,6, цинка - 124,6.
Установленные среднесуточные предельно допустимые концентрации тяжелых
металлов в атмосферном воздухе населенных мест составляют (расчет на их оксиды
в мг/мз): кадмия - 0,0003, кобальта - 0,001, меди - 0,002, никеля - 0,001,
свинца - 0,0003, цинка - 0,05. Легко подсчитать, что в случае возникновения
максимальных разовых концентраций летучей золы в атмосферном воздухе (на уровне
0,3-0,5 мг/ мз) содержание в газовых выбросах тяжелых металлов в долях от их
индивидуальных ПДК составит: кадмия - 0,004, кобальта - 0,0043, меди - 0,004,
никеля - 0,03, свинца - 0,04, цинка - 0,0007 ПДКмр (для перечисленных веществ
принято ПДКмр= 10 ПДКсс). Таким образом, при рассеивании выбросов, содержащих
тяжелые металлы, загрязнение ими приземного слоя воздуха не должно превышать
0,05 ПДКмр, а в некоторых случаях оно будет и менее 0,01 ПДКмр.
Реализация описанного выше подхода к нормированию газовых выбросов на
предприятиях теплоэнергетики требует создания новой нормативно-технической
базы, разработки соответствующих методов и оборудования.
.2 Основные направления повышения эффективности деятельности предприятий
энергетики
В условиях современной цивилизации с присущим ей высоким уровнем
техногенного воздействия на природу человек является не только пассивным
наблюдателем, но и активным участником процесса развития окружающей среды.
Природные циклы и экосистемы, с одной стороны, циклы в обществе и техносистемы,
с другой стороны, стали несовместимы, а «трещины» в техносфере носят все более
глобальный характер. Необходимо использовать весь арсенал средств, включая
различные законодательные меры регулирования хозяйственной деятельности и
поведения людей, с тем, чтобы сделать их экологически корректными.
Общенациональный характер экологической безопасности заставляет искать
конкретные меры поддержания стабильности экологических систем. Защита природы от
вредного антропогенного воздействия предполагает два главных направления
деятельности - контроль и управление. Выполнение первой из этих задач должен
обеспечить мониторинг - организация постоянного наблюдения за состоянием
природы. Под управлением понимается применение мер природоохранного
регулирования. Данные, полученные благодаря мониторингу и анализу воздействия
загрязнения на здоровье человека и окружающую среду, создают основу для
разработки законодательных актов по охране окружающей среды, содержащих
конкретные меры по предупреждению антропогенного воздействия.
Особенность природоохранных отношений в современном мире заключается в
том, что законодательные органы, государственные учреждения и частные фирмы
должны найти компромиссное решение, учитывающее как перспективы развития
экономики, так и насущную необходимость в здоровой окружающей среде.
Огромное значение имеет региональная экологическая политика, т.е.
зонирование территории государства для более полного отражения территориальных
особенностей среды в природоохранных мероприятиях, обеспечения управления и
контроля над средой. Законодательно регионализация закрепляется в
многочисленных нормативных актах, касающихся отдельных территорий и издающихся
вслед за общим законом об охране природы.
Главная цель эколого-экономического районирования - выявление территорий,
отличающихся управлением эколого-экономическими процессами. Для таких
территорий создаются специальные органы управления, которые разрабатывают
критерии качества объектов окружающей среды в зависимости от концентрации
промышленных предприятий, численности населения, климатических условий и др.
Роль энергетики в загрязнении окружающей среды Восточной Сибири
достаточно велика. Эмиссия вредных веществ в атмосферу этого региона от
объектов электроэнергетики к концу 80-х годов достигла 4,4 млн. тонн в год, что
составляло около 18% всего объема выбросов в России. С учетом выбросов вредных
веществ, поступающих в атмосферу от других отраслей промышленности, доля
энергетики на территории Восточной Сибири составляет 85% против 77% по Сибири в
целом и 70% по всей России.
Наиболее сложной является экологическая обстановка вокруг промышленных
центров, где сосредоточено основное потребление топлива и проживает 73%
населения Восточной Сибири.
Количественный и качественный состав выбросов от объектов энергетики
зависит от свойств топлива, типа топки, эффективности работы котлов, способов
сжигания и очистки дымовых газов.
Особенности топливоснабжения многих районов региона и в том числе
Республики Бурятия, которые в наибольшей степени негативно влияют на окружающую
среду, заключаются в следующем:
Восточная Сибирь располагает уникальными запасами органического топлива.
Но стратегия его использования пока мало учитывает природоохранные аспекты, как
следствие этого - высокая доля в балансе котельно-печного топлива твердых
топлив, достигающая 77,3%, из которых 70,5% - угли и 6,8% - дрова и древесные
отходы. В продуктах сгорания твердого топлива содержатся вредные вещества 1-3
класса экологической опасности (канцерогены, тяжелые металлы, полициклические
ароматические углеводороды, окислы серы, азота, углерода, естественные
радионуклиды). Практически все жидкое топливо - это мазут с высоким содержанием
серы.
Нестабильность поставок топлива. Угли поступают из разных месторождений,
что существенно затрудняет природоохранные мероприятия у потребителей. В
частности для производственного цикла Гусиноозерской ГРЭС используются угли
Переясловского, Тугнуйского и Черемховского месторождений. При транспортировке,
перевалке и длительном хранении угли (особенно бурые), загрязняют окружающую
среду летучими веществами и угольной пылью, заметно теряя при этом в качестве.
Энергетические установки в Гусиноозёрской ГРЭС характеризуются
значительным экологическим несовершенством процессов сжигания топлива и низким
качеством управления процессами горения (из-за "непроектных" топлив),
отсутствием средств контроля и автоматического регулирования.
Степень очистки дымовых газов от золы на ГРЭС заметно меньше, чем за
рубежом, в массовом масштабе дымовые газы не очищаются от оксидов серы и азота,
практически отсутствуют приборы непрерывного контроля за выбросами. Средства
для реализации природоохранных мероприятий выделяются в недостаточном
количестве. На рассматриваемом предприятии очистка дымовых газов осуществляется
только от золы, при этом КПД составляет 75 - 85 %. Выброс золы от ГРЭС
составляет 4 - 6 кг/Гкал и более (почти на два порядка выше, чем в США), при
этом из общей массы золошлаковых отходов используется не более 5%.
Наибольшее экологическое воздействие в республике оказывает энергетика,
работающая на твердом топливе (таблица 1.4). Так, в 2005 г. выбросы вредных
веществ на электростанциях составили 53 071 тонн, а сброс загрязненных стоков в
водоемы - 926 тыс. куб.м. Ежегодно на ОАО Гусиноозёрская ГРЭС отвал золы и
шлака составляет порядка 500 тонн.
Таблица 1.4. Эмиссия вредных веществ в атмосферу Бурятии (%)
|
Показатели
|
ТЭС
|
Котельные
|
Другие отрасли.
|
Всего
|
|
Производство э/энергии, %
|
100
|
-
|
-
|
100
|
|
Производство тепла, %
|
45
|
29
|
-
|
74
|
|
Использование топлива, %
|
51
|
26
|
24
|
100
|
|
в т.ч. уголь, %
|
56
|
24
|
21
|
100
|
|
Выбросы: пыль
неорганическая, тыс.т/год
|
65
|
80
|
152
|
|
окислы серы, тыс. тонн/год
|
33
|
2
|
5
|
40
|
|
окислы азота, тыс. тонн/год
|
19
|
3
|
3
|
25
|
|
Окись углерода, тыс.
тонн/год
|
9
|
87
|
-
|
96
|
|
Всего: тыс.тонн/год
|
126
|
172
|
15
|
313
|
|
%
|
40
|
55
|
5
|
100
|
Структура энергетики в экологическом смысле нерациональна: ГРЭС и ТЭС
производя 100% электроэнергии и 45% тепловой энергии, выбрасывают в атмосферу
около 40% вредных веществ.
Природные условия в Бурятии и на ОАО Гусиноозёрская ГРЭС в частности,
определяют необходимость вытеснения устаревших энергетических установок либо их
оснащением существующих прогрессивными технологиями переработки твёрдых топлив.
Средние годовые уровни загрязнения воздуха неорганической пылью (золой)
превышают ПДК в 2-8 раз (Гусиноозерск, Кяхта, Муя, Нижнеангарск, Селенгинск,
Улан-Удэ, и др.). Окислы серы, азота и углерода находятся в пределах допустимых
норм, однако, разовые концентрации превышают соответствующие нормы в 3-10 раз.
.3 Сравнительный анализ различных методик определения эффективности новых
технологий в энергетике
Проблема всесторонней оценки эффективности инвестиций в новую технику
постоянно была и до сих пор находится в центре внимания ученых-экономистов и
руководителей практиков различных уровней. За последние десятилетия издано
большое число научных работ, посвященных этой проблеме и разработано множество
различных вариантов методических указаний и рекомендаций в области
экономического обоснования капитальных вложений в различные объекты
инвестирования.
В России вопросам измерения эффективности инвестиционных проектов стали
уделять особенно большое внимание с конца 50-х годов. В 1960 г. в свет вышла
"Типовая методика определения эффективности капитальных вложений, новой
техники в народном хозяйстве СССР". Важнейшие, принципиальные положения,
сформулированные в Типовой методике, сводятся к следующему.
Различаются два основных подхода к оценке экономической эффективности
капитальных вложений. Выражение " эти капитальные затраты эффективнее, чем
те" может означать:
что одно из сравниваемых направлений вложений позволяет получить более
важную или необходимую продукцию;
что сопоставляемые назначения вложений - альтернативные варианты
достижения одной и той же цели, причем одна из конкурирующих возможностей
требует больших капитальных затрат, однако эта переплата на вложениях
компенсируется удешевлением продукции.
Первый подход предполагает определение значений показателей общей
(абсолютной) эффективности. В ходе дискуссий для расчета эффективности
капиталовложений предлагалось использовать различные показатели: минимум
капиталовложений, себестоимости, приведенных затрат; максимум
производительности труда, прибыли, сверхприбыли; отношение прироста
национального дохода, чистого продукта, снижения себестоимости, прибыли к
капиталовложениям.
В соответствии с Типовой методикой общая (абсолютная) эффективность
капитальных вложений рассчитывается как отношение эффекта к капиталовложениям в
данное мероприятие. В расчетах абсолютной эффективности капиталовложений по
вновь строящимся предприятиям и отдельным мероприятиям определяется показатель
рентабельности, как отношение прибыли к капитальным вложениям, которое
исчисляется по выражению:
(1)
где К - сметная стоимость строящегося объекта (капиталовложения по
осуществлению мероприятия);
Ц - годовой выпуск продукции в оптовых ценах предприятия;
С - себестоимость годового выпуска продукции.
Получающиеся в результате расчетов показатели общей (абсолютной эффективности)
сравниваются с нормативными или предельно допустимыми значениями. В последнем
издании Типовой методики норматив общей (абсолютной) эффективности для
промышленности устанавливался на уровне 0.16, а для народного хозяйства в целом
- на уровне 0.14.
Если значения показателей эффективности проекта оказываются не хуже
нормативных или предельно допустимых, то делается вывод о целесообразности его
реализации. При наличии нескольких вариантов предпочтение отдается тому,
который имеет либо лучшие показатели во всей их совокупности либо имеет лучшие
значения показателей, считающихся в данном случае наиболее важными.
В Типовой методике устанавливался нормативный коэффициент сравнительной
эффективности по народному хозяйству в целом на уровне не ниже 0.12 и допускались
при необходимости (по соображениям стимулирования технического прогресса, учета
неодинаковых уровней заработной платы, различия уровня цен, долговременности
строительных программ и районных различий) для отдельных отраслей и районов
отклонения от него, так чтобы он не был ниже 0.08 и не превышал 0.25. Решения о
величине отклонения принимались министерствами по согласованию с Госпланом
СССР.
Важнейшим требованием к определению сравнительной
эффективности является правило тождества эффекта, сформулированное В.В.
Новожиловым.
Сравниваемые проектные варианты должны выполнять тождественные
народнохозяйственные задачи, т.е. тождественные по объему, составу, месту и
времени потребности и служить тождественным по характеру, объему, месту и
времени целям экономической политики.
К сожалению, на практике сравниваемые варианты, как правило, различаются
по кругу объектов и отраслей производства, количеству, качеству и условиям
дефицитности производимой продукции, что затрудняет приведение проектных
вариантов в сопоставимый вид. Так, например, сложно привести к сопоставимому
виду даже варианты развития объектов, производящих такую однородную продукцию
как электроэнергия, поскольку и здесь существуют проблемы выбора типовых
мощностей, времени использования мощностей, выдачи энергии и др.
Следует отметить, что обоснование экономической
эффективности локальных объектов на основе действовавшей в нашей стране Типовой
методики определения эффективности капитальных вложений вызывало существенные
затруднения. Использование рекомендованных Типовой методикой показателей общей
(абсолютной) эффективности капитальных вложений, рассчитываемых как отношение
эффекта к капиталовложениям в данное мероприятие, не проходило, т.к. система
цен в условиях командной экономики не отражала подлинную стоимость продукции. В
частности, искусственно занижались цены на сырьевые и энергетические виды
продукции.
При сравнении вариантов развития объектов по минимуму приведенных затрат
удавалось в некоторой степени избежать недостатков, связанных с несовершенством
ценообразования, поскольку цена продукции в явном виде в расчетах не
участвовала. Но компоненты приведенных затрат (капитальные вложения и текущие
издержки) также рассчитывались в принятой системе цен, что не оправдано
различало эффективность вложений в объекты, неодинаковые по структуре основных
и оборотных фондов.
Позднее, в 1977 г., на основе "Типовой методики определения
эффективности капитальных вложений" и ее модификаций была разработана и
введена в действие "Методика (основные положения) определения
экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники,
изобретений и рационализаторских предложений", применяемая также для
оценки инвестиционных проектов. Расчет годового экономического эффекта от
производства и использования новых средств труда долговременного применения
(машин, оборудования. приборов и т.д.) с улучшенными качественными
характеристиками (производительность, долговечность и т.д.) согласно этой
методике производится по формуле:
(2)
где К1, К2 - сопутствующие капитальные вложения
потребителя (капитальные вложения без учета стоимости рассматриваемых средств
труда) при использовании им базового и нового средства труда в расчете на объем
продукции (работы), производимой с помощью нового средства труда;
И1, И2 - годовые эксплуатационные издержки
потребителя при использовании базового и нового средства труда в расчете на
объем продукции (работы), производимой с помощью нового средства труда.
Особенности и достоинства этой методики заключается, во-первых, в
установлении единых методических принципов определения экономической
эффективности капиталовложений, новой техники, изобретений и рационализаторских
предложений. Это вполне обоснованно, так как все они являются частью единой
экономической системы и направлены на достижение одной цели - повышение
эффективности производства. Во-вторых, более точном учете фактора времени в
связи с определением интегрального экономического эффекта (за весь срок службы
средств труда), а также учетом фактора времени путем приведения к одному
моменту времени (началу расчетного года) единовременных и текущих затрат на
создание и внедрение новой и базовой техники и результатов их применения. Такое
приведение выполняется умножением (делением) затрат и результатов
соответствующего года на коэффициент приведения, определяемой по формуле:
, (3)
где
t -
коэффициент приведения;
Е
- норматив приведения (0,1);
- число
лет, отделяющее затраты и результаты данного года от начала расчетного года.
В-третьих,
применение единого коэффициента эффективности для всех отраслей народного
хозяйства и промышленности. Это обеспечивает адекватный в масштабе всего
общественного производства подход к оценке эффективности. Коэффициент был
установлен на уровне 0,15 и определялся на основе отношения совокупного
прибавочного продукта к суммарным в масштабе общества основным и оборотным фондам,
то есть рентабельности общественного производства.
Недостатками
рассматриваемой методики являются:
а)
отрыв от методов оценки эффективности производства, фактически применяемых на
практике. Нужно иметь в виду, что разработка и реализация инвестиционного
проекта - это не самоцель, а в конечном счете (с экономической точки зрения)
развитие, повышение эффективности производства. Поэтому об эффективности
капитальных вложений, новой техники, разнообразных мероприятиях
научно-технического прогресса следует судить по степени ее изменения. На
практике нередко возникали ситуации, когда реальная (фактическая) эффективность
инвестиционного проекта существенно отличалась от ожидаемой - была, как
правило, намного меньше;
б)
разнобой в определении базы сравнения по стадиям жизненного цикла новой техники
и ее оторванность от реальных условий осуществления инвестиционного проекта. В
рассматриваемой методике указывается, что за базу сравнения принимаются:
- на этапе формирования планов
научно-исследовательских работ (в процессе выбора варианта создания новой
техники) при принятии решения о постановке на производство новой техники -
показатели лучшей техники, спроектированной в стране (или зарубежной техники,
которая может быть закуплена в необходимом количестве или разработана внутри
страны на основе приобретения лицензии), имеющей наименьшие приведенные затраты
в расчете на единицу продукции (работы), выпускаемой с помощью этой техники. В
случае отсутствия проектных разработок внутри страны и невозможности
использования зарубежного опыта в качестве базы сравнения принимаются
показатели лучшей техники, имеющейся в стране;
на этапе формирования планов по освоению первых
промышленных серий, внедрения прогрессивной технологии, новых способов
организации производства и труда, а также на этапе внедрения и эксплуатации
новой техники - показатели заменяемой техники;
- неясный экономический смысл суммирования доли отчислений от балансовой
стоимости на полное восстановление (реновацию) базового и нового средства труда
с нормативным коэффициентом эффективности при определении коэффициента учета
изменения срока службы нового средства труда по сравнению со старым;
в рассматриваемой методике правильно поставлен вопрос о необходимости
учета социальных факторов производства и влияния средств труда на окружающую
среду, но не раскрыты способы этого учета.
Для устранения имеющихся в действующих методических документов
существенных различий в способах определения экономической эффективности при
выборе вариантов капитального строительства, в хозрасчетной деятельности,
ценообразования и при разработке плановых экономических нормативов, а также с
целью обеспечения единого методического подхода при решении этих вопросов
несколько лет назад сделана попытка подготовить Комплексную методику оценки эффективности
хозяйственных мероприятий. Она предназначена для технико-экономических
обоснований (ТЭО) мероприятий, направленных на повышения эффективности
производства. По этой методике экономический эффект предлагается рассчитывать
по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам
расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:
Э = Р - З, (4)
где Э - экономический эффект за расчетный период;
Р - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный
период;
З - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный
период.
Расчет экономического эффекта проводится с обязательным приведением
разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия
моменту времени - расчетному году t путем умножения их величины за каждый год
на коэффициент приведения.
Стоимостная оценка результатов за расчетный период осуществляется
следующим образом:
, (5)
где Рt - стоимостная оценка результатов в t-м году расчетного
периода;
t - коэффициент дисконтирования для года t;
В качестве начального года расчетного периода
принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия,
включая проведение научных исследований.
Социальные и экологические результаты осуществления мероприятия НТП
определяются при его оценке по степени отклонения социальных и экологических
показателей от целевых нормативов, установленных в централизованном порядке, и
с учетом масштабов воздействия на окружающую среду и социальную сферу.
Нарушение целевых нормативов при этом не допускается. Стоимостная оценка
указанных результатов может приводиться с использованием формулы:
Pt
= 
, (6)
где Рt - стоимостная оценка социальных и экологических
результатов осуществления мероприятия в году t;
Рjt - величина отдельного результата j (в натуральном
измерении) с учетом масштаба его внедрения в году t;jt - стоимостная
оценка единицы отдельного результата j в году t.
Затраты на реализацию проекта за расчетный период включают затраты при
производстве и при использовании продукции:
Зt = Зп + Зи,, (7)
где Зп - затраты при производстве продукции за расчетный
период;
Зи - затраты при использовании продукции (без учета затрат на
приобретение самой продукции) за расчетный период.
Затраты при производстве (использовании) продукции рассчитываются
единообразно:
Зt = (Иt+Кt - Лt), (8)
где Зt - величина затрат всех ресурсов в году t (включая
затраты на получение сопутствующих результатов);
Иt - текущие издержки при производстве (использовании)
продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;
Кt - единовременные затраты при производстве (использовании)
продукции в году t;
Лt - остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных
фондов, выбывающих в году t. В тех случаях, когда на конец расчетного периода
остаются основные фонды, которые можно использовать еще ряд лет, величина Лt
определяется как остаточная стоимость указанных фондов.
Использование разности результатов и затрат в качестве критерия для
оценки эффективности вариантов проекта и выбора лучшего из них имеет ряд
положительных моментов.
. Устраняется условность, которая возникла при приведении рассматриваемых
вариантов к сопоставимому виду. При таком подходе удается избежать
возникновения "промежуточных" вариантов. При использовании критерия
абсолютного интегрального экономического эффекта в число рассматриваемых
включаются все представленные проекты, в том числе и обеспечивающие
тождественный экономический результат, но с учетом специфики каждого проекта,
включая реальные затраты на достижение сопутствующего результата, а не путем
перерасчета затрат на тождественный результат.
. Использование для экономической оценки критерия абсолютного
экономического эффекта дает возможность сравнивать проекты, различающиеся не
только затратами, но и результатами от их реализации, то есть появляется
возможность сравнения проектов по степени удовлетворения определенного рода потребностей.
В этой связи, к финансированию может быть принят проект с большими удельными
затратами, но обеспечивающий при этом большие результаты и дающий большую массу
прибыли за период его существования.
. Проводимая в соответствии с предлагаемым методическим подходом оценка
эффективности альтернативных проектов в целях принятия решения по их
финансированию носит комплексный характер, поскольку позволяет учесть всю
совокупность факторов, определяющих формирование и величину как стоимостной
оценки результатов реализации проекта, так и стоимостной оценки затрат на их
достижение.
Отмечая определенное продвижение в методах измерения эффективности и
ориентацию на комплексный подход, следует одновременно отметить и недостатки
рассматриваемой методики. В ней по прежнему приоритет при принятии
инвестиционных решений для проектов любого уровня однозначно отдавался
народнохозяйственному интересу. Тем самым продолжалась политика, сохраняющая
невосприимчивость экономики к научно-техническому прогрессу, поскольку положение
«все, что выгодно для государства выгодно и для любого из хозяйствующих
субъектов» не срабатывало. Экономические интересы предприятий
противодействовали нововведениям, нарушающим стабильность производства,
требующим дополнительных затрат и переподготовки кадров, временно нарушающим
показатели хозяйственной деятельности.
В рассмотренных методиках сложности вызывала и оценка эффективности
комплексных технологий, в результате реализации которых получается широкий
ассортимент продуктов. Затраты на разработку и освоение этих технологий
осуществляются, как правило, в одних отраслях, а эффект от реализации
проявляется в других.
Так, например, эффект от более полного использования заключенного в угле
потенциала проявляется не только в энергетике, но и в металлургии, химии,
промышленности строительных материалов и других отраслях.
В основе традиционных методов оценки комплексных производств лежит
стремление распределить производственные затраты между отдельными продуктами и
далее по каждому отдельному продукту выявлять сравнительную эффективность.
Для распределения затрат используют многие методические приемы, которые,
несмотря на их многообразие, базируются на принципе либо деления, либо
отключения. При реализации весового метода общие затраты по комплексной переработке
угля распределяются между всеми получаемыми продуктами пропорционально либо их
массе, либо количеству перешедшего в них тепла. В первом случае удельные
затраты на производство продукции каждого вида будут одинаковыми в расчете на 1
т натурального топлива, во втором - на 1 т условного топлива.
Весовой метод применим для тех видов продукции, которые имеют примерно
одинаковые свойства и характеризуются одинаковым производственным назначением.
Но получаемые в результате процессов глубокой переработки угля продукты весьма
различаются по свойствам, лишь частично взаимозаменяемы и обладают различной
потребительской стоимостью.
Метод отключения предусматривает классификацию получаемой продукции на
основную (ради которой организовано производство) и попутную (всю остальную). В
соответствии с этим, некоторую часть общих затрат исключают на попутную
продукцию. При этом попутную продукцию оценивают, как правило, по отпускаемым
ценам или себестоимости аналогичной продукции, вырабатываемой в индивидуальных
(некомплексных) производствах. Положительной стороной рассматриваемого метода
является простота его применения, отрицательной - недостаточная обоснованность.
Себестоимость основной продукции во многом зависит от принятого уровня затрат
на попутную продукцию, поэтому надо быть уверенным в том, что они в полной мере
отражают общественно необходимые затраты, в противном случае себестоимость
основной продукции может оказаться завышенной, либо наоборот - отрицательной
величиной.
Методологически более правомерным представляется подход к оценке
комплексных технологий с системных позиций, когда рассматривается вся
совокупность условий производства, распределения и использования продуктов
переработки сырья. Адекватным инструментарием для отображения этой совокупности
условий является система экономико-математических моделей различного типа и
назначения.
В ИЭ и ОПП СО РАН в начале 90-х годов была предложена принципиальная
структура системы моделей для оценки эффективности новых комплексных
технологий.
На верхнем уровне в моделях межотраслевого типа для описания
взаимозаменяемости технологий выделяются прямоугольные
продуктивно-технологические подматрицы и используется народнохозяйственный
критерий (фонд потребления в национальном доходе), который отражает конечные
цели социально-экономического развития. В результате решения по межотраслевой
модели получается множество технологий, которые войдут в оптимальный план, и
максимальное значение критерия. Если один и базовых параметров сменит свое
значение, то новое решение по модели может привести к другому множеству
технологий и к новому значению критерия. Если рассмотреть все возможные
изменения базовых параметров, порождаемые технологиями, то можно в линейном
приближении найти относительное изменение критерия, вызываемое данной технологией.
Если изменение критерия меньше нуля, то технология не полезна; в иных же
случаях технология перспективна для более углубленного анализа.
В данной модели приходится иметь дело с укрупненными способами
производства, в которых заданы пропорции использования конкретных технологий.
Если эти технологии (новые и традиционные) могут быть в модели однозначно
идентифицированы, то использование такой модели для оценки технологий
достаточно. Чтобы избавиться от необходимости априорного задания пропорций в производственных
способах, расчеты по моделям межотраслевого типа должны дополняться расчетами
по моделям следующего уровня.
В моделях сравнения технологий дается детализированное описание новых
технологий (предварительная оценка которых показала перспективность их
использования или дала неопределенный исход), старых технологий (конкурирующих
с новыми), а также ряд других технологий, связанных с рассматриваемыми по
производству или потреблению продуктов. Модели этого типа выражаются в
экономических переменных (производственных мощностях, затратах ресурсов и
выпусках продуктов, перевозках и объемах конечного потребления), содержат
балансы распределения ресурсов и продуктов и отражают производственные и
экономические связи испытуемых технологий. Это могут быть модели
производственного, транспортно-производственного и
территориально-производственного типа с критериями в виде минимизации затрат,
выраженных в денежной форме, или максимизации прибыли (экономии для народного
хозяйства) от производства и использования продукции рассматриваемой системы.
В моделях сравнения технологий определяются рациональные направления
использования новых технологий при конкуренции с другими технологиями (при
изменении соотношений в технико-экономических показателях сопоставляемых процессов,
потребностей в конечных продуктах, ограничений на используемые ресурсы и т.д.).
На нижнем уровне для прогнозирования технико-экономических характеристик
технологий используются специальные "внутренние" модели технологий,
раскрывающие внутренние закономерности процессов преобразования предметов труда
(иногда их называют еще модели-генераторы). Эти модели оперируют с такими
переменными, как температура и давление, составы исходных веществ и их
концентрации, объемы и весогабаритные характеристики, скорости загрузки
исходных компонентов и интенсивности отбора результирующих продуктов и т.д.,
т.е. со всеми теми переменными, которые определяют режимы физических,
химических, биологических и прочих процессов. Применение моделей-генераторов
технологий можно рассматривать как вычислительный эксперимент, заменяющих
эксперимент физический. С помощью моделей этого типа изучаются зависимости
показателей эффективности процессов (удельные капитальные вложения,
себестоимость, выход товарных продуктов, расход материальных ресурсов,
энергозатраты, выброс различных загрязнителей) от физико-технических, схемных и
конструкционных решений по рассматриваемой технологии. Естественно, что
важнейшие выводы, получаемые на основе расчетно-теоретических исследований,
должны проверяться на опытных установках.
К моделям-генераторам вариантов предъявляются следующие требования:
широкое использование аппроксимации различных сложных эмпирических
зависимостей элементарными формулами; сокращение числа факторов, в виде функции
которых представляются затраты в технологию;
возможность варьирования важнейших параметров и схемных решений в
достаточно широких диапазонах;
модульность структуры модели, ее перестройка для анализа других
технологий, основанных на том же исходном физико-химическом процессе;
относительно небольшое время счета, приемлемое для проведения
многовариантных исследований.
Состав, тип и структура моделей-генераторов определяются спецификой
изучаемой технологии, количеством и степенью новизны элементов в ней, их
функциональном назначении.
Таким образом, суть данного подхода состоит в том, что эффективность
новой технологии оценивается как с позиций внутренних условий, так и с позиций
системы. Межотраслевая модель позволяет получить народнохозяйственную оценку
технологий, а важнейшие параметры производственных способов в этой модели
формируются с помощью моделей более низких уровней. Модели сравнения технологий
и модели-генераторы обеспечивают технологическую допустимость рассматриваемых
производственных способов и отражают специфику зависимостей экономических
показателей от факторов производства.
На основе этого подхода в ИЭ И ОПП СО РАН совместно с институтом
Теплофизики СО РАН и НЭТИ в 1991-1992 гг. проводились системные расчеты по
определению рациональных направлений переработки и использования
канско-ачинских углей, которые показали работоспособность разработанного
инструментария и позволили ранжировать рассмотренные технологии по
эффективности. Но в настоящее время в связи со сменой поколений вычислительных
средств и отсутствием в необходимом объеме информации модельный комплекс
находится в нерабочем состоянии.
С переходом нашей страны к рыночной экономике в связи с либерализацией
цен, появлением платности финансовых ресурсов, необходимостью учета интересов
всех участников инвестиционного процесса, потребовался новый взгляд на оценку
эффективности инвестиционных решений.
В утвержденных Правительством РФ «Методических рекомендациях по оценке
инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» сделана попытка учесть
мировой опыт оценки эффективности хозяйственных решений с поправкой на реалии
сегодняшней экономики России.
Но при определении эффективности новых технологий в
энергетике нельзя ограничиваться расчетами только коммерческой эффективности.
Энергетика отличается, прежде всего, своим системным характером. Благодаря
своему межотраслевому характеру воздействия на развитие национальной экономики
она относится к тем отраслям инфраструктуры, эффективное развитие которых может
быть осуществлено только в масштабах страны в целом или, по крайней мере, в
крупных экономических районах, регионах. При этом следует иметь в виду, что
сооружение новых энергетических объектов требует значительных сроков,
достигающих 5-7 лет и более, и весьма крупных капитальных вложений, а также
согласованного с этим развития энергомашиностроительной и электротехнической
отраслей промышленности и соответствующей топливной базы. Кроме того,
развивающиеся энергосистемы должны быть уверены в наличии к сроку ввода новых
энергетических мощностей гарантированного рынка сбыта энергетической продукции
(электрической и тепловой энергии).
На определение чистых выгод с общественной точки зрения (анализ
социальных выгод и издержек) путем рассмотрения внешних эффектов -
экологических издержек, теневых цен используемых факторов производства, таких
как труд, сырье и т.д. - нацелен экономический анализ. Задачей экономического
анализа является максимизация выигрыша в общественном благосостоянии при
условии выполнения ряда социальных целей.
Теневое ценообразование - это термин, применяемый для описания процесса,
посредством которого экономисты, там, где это возможно, выражают в денежных
единицах полную оценку обществом выгод или издержек. К сожалению, в
опубликованных методических материалах ничего не говорится о том, как определяются
теневые цены в международной практике. С другой стороны, в отечественной
экономической науке эта проблема была достаточно серьезно изучена. В трудах
В.В. Новожилова, В.С. Немчинова и Л.В. Канторовича было показано, что
«общественно необходимые» или «полные народнохозяйственные» затраты на данный
продукт слагаются из прямых затрат в отрасли его производства и «затрат
обратной связи» - суммы произведений затрат ограниченных ресурсов на нормативы
эффективности использования этих ресурсов в народном хозяйстве. Численные
значения этих норм представляют собой оценки соответствующих ресурсов,
получаемые при оптимизации хозяйственных планов.
Оценивание выгод и издержек в финансовом или экономическом анализе носит
совершенно различный характер. Некоторые важные отличия между финансовым и
экономическим анализом, проявляющиеся в оценках выгод и издержек состоят в
следующем:
а) Финансовый анализ:
используются только цены частного рынка в отношении выгод и издержек;
включаются налоги и другие односторонние платежи между группами;
используется частная ставка дисконта.
б) Экономический анализ:
- используются общественные альтернативные ценности (теневые цены) в
отношении выгод и издержек, таких как
- труд (ставка теневой заработной платы из-за безработицы или неполной
занятости);
экологические выгоды и издержки (например, эрозия почвы, загрязнение);
неиспользуемые или недоиспользованные факторы производства (например,
недогруженные производственные мощности).
- внутренние налоги не включаются, поскольку они
представляют собой трансфертные платежи внутри общества;
- используется общественная ставка дисконта.
Глава 2 Анализ финансово-экономической деятельности филиала ОАО «ОГК-3»
«Гусиноозёрская ГРЭС»
.1 Краткая характеристика предприятия, основные технико-экономические
показатели
На территории Бурятии создана мощнейшая энергетическая компания
"ОГК-З", имеющая все шансы дать толчок развитию отрасли. 1 апреля
2006 г. завершена реорганизация крупнейшей энергетической компании Бурятии ОАО
"Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии"
(ОАО"ОГК-3"). К ней присоединены шесть тепловых электростанций по
всей стране - ОАО "Костромская ГРЭС", "Черепетская ГРЭС",
"Печорская ГРЭС", "Южноуральская ГРЭС", "Харанорская
ГРЭС" и "Гусиноозерская ГРЭС". Они получили статус филиалов. В
жизни "ОГК-3" начался новый этап - компания приступила к единой
операционной деятельности.
Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" - одна из крупнейших
электростанций Сибири, обеспечивающая энергетическими нагрузками Республику Бурятия,
а также играющая большую роль в транзите электрической энергии через
распредустройство станции на Читинскую область и частично Монголию. Филиал ОАО
«ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" всю производимую электрическую энергию
поставляет на оптовый рынок электроэнергии и является монополистом по
производству тепловой энергии в городе Гусиноозерске. "ОГК-3"
официально зарегистрирована в Улан-Удэ и юридически является бурятским
предприятием. Это, пожалуй, самое крупное предприятие Бурятии - его уставной
капитал составляет более одного миллиарда долларов. Установленная мощность
шести тепловых электростанций, вошедших в состав ОАО "ОГК-3",
составляет около шести процентов всех генерирующих мощностей РАО "ЕЭС
России". Рыночная капитализация компании достигает 52,7 млрд. рублей. На
предприятиях ОАО "ОГК-3" трудятся более пяти с половиной тысяч
человек. По своей производственной мощи Гусиноозерская ГРЭС является третьей в
"ОГК-3".
Возможности ГРЭС таковы, что, если понадобится, то она в одиночку сможет
обеспечить 99 процентов потребности РБ в электричестве (4 млрд. кВт/ч из
требуемых 4,2 млрд. кВт/ч). В прошлом году станция (еще будучи самостоятельной)
перечислила в бюджеты всех уровней около полумиллиарда рублей (в т.ч. в
республиканский - 162 млн. рублей). Гусиноозерская ГРЭС - стратегическое
предприятие для республики. Несмотря на трудности, гигант бурятской
промышленности идет вперед. За 2008 год на семь процентов возросла выработка
электричества.
Задача на этот год - дать "электрический" прирост еще минимум
два процента. В этом году запланировано провести ремонтных работ на 230 млн.
рублей. В связи с истощением Холбольджинского разреза в основном ГРЭС
использует красноярский уголь. Но в марте было проведено экспериментальное
сжигание 40 тысяч тонн угля с бурятского разреза "Баян-Зурхэ". Филиал
ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" стремится к повышению эффективности
и прозрачности своей деятельности.
Миссия Филиала ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" заключается в
обеспечении бесперебойной поставки электроэнергии на оптовый рынок
электроэнергии и тепла потребителям. Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская
ГРЭС" видит свою цель в достижении максимальной экономической
эффективности, прибыльности, инвестиционной привлекательности. Стремясь к
максимальной открытости и информационной прозрачности своего бизнеса, Филиал
ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" строго придерживается в своей
деятельности основных принципов корпоративной политики. Основными элементами
стратегии Гусиноозерской ГРЭС являются:
первоочередное внимание менеджмента предприятия к реформированию и
конкретным шагам по его осуществлению;
совершенствование принципов корпоративного управления;
сохранение и развитие позиций предприятия на рынках тепла и
электроэнергии;
оптимизация структуры затрат предприятия;
совершенствование инвестиционной политики предприятия;
повышение профессионального уровня сотрудников и улучшение
социально-трудовых отношений.
Деятельность предприятия за три последних года представлена следующими
технико-экономическими показателями (табл. 2.1).
Таблица 2.1. Технико-экономические показатели за 2006-2008 гг.
|
№
|
Показатели
|
Ед. изм
|
Факт 2006 г.
|
2007 г.
|
2008 г.
|
|
|
|
|
Факт
|
Откл. от 2006 г.
|
Факт
|
Откл от 2007 г.
|
Откл от 2006 г.(%)
|
|
1.
|
Выработка электроэнергии
|
Млн. кВтч
|
2519
|
2935
|
416
|
4006
|
1071
|
59
|
|
2.
|
Полезный отпуск
электроэнергии
|
Млн. кВтч
|
2211
|
2589
|
378
|
3601
|
1012
|
62,7
|
|
3.
|
Отпуск тепловой энергии
|
Тыс. Гкал
|
471
|
434
|
-37
|
315
|
-119
|
-33,1
|
|
4.
|
Товарная продукция (всего)
|
Млн. руб.
|
882
|
1298
|
416
|
2018
|
720
|
128,7
|
|
В том числе:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1
|
Электроэнергии
|
Млн. руб.
|
834
|
1232
|
398
|
1933
|
701
|
131,7
|
|
4.2
|
Теплоэнергии
|
Млн. руб.
|
44,0
|
61,6
|
17,6
|
80,1
|
18,5
|
82
|
|
4.3
|
Прочая продукция
(химочищенная вода, невозврат конденсата)
|
Млн. руб.
|
3,856
|
4,727
|
0,87
|
4,294
|
-0,43
|
19,7
|
|
5.
|
Среднеотпускной тариф на
эл./ эн.
|
Руб./т кВтч
|
377,17
|
475,7
|
98,5
|
536,95
|
61,25
|
42,1
|
|
6.
|
Себестоимость единицы
продукции
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1
|
Электроэнергии
|
Руб./т кВтч
|
324,01
|
4437,8
|
113,8
|
618,44
|
180,64
|
90,8
|
|
6.2
|
Теплоэнергии
|
Руб./ Гкал
|
139,12
|
1164,6
|
25,5
|
315,09
|
150,49
|
126,4
|
|
7.
|
Рентабельность производства
|
%
|
6,8
|
7,3
|
0,5
|
18,67
|
11,37
|
175
|
|
8.
|
Численность ППП
|
Чел
|
1786
|
11642
|
-144
|
1068
|
-574
|
-40,2
|
|
9.
|
Фонд оплаты труда
|
Млн. руб.
|
134,6
|
1172
|
37,4
|
229
|
57
|
70,1
|
|
10.
|
Среднемес. з/пл.
|
Тыс. руб.
|
5,93
|
7,77
|
1,84
|
10,2
|
2,43
|
72
|
|
11.
|
Прибыль от реализации
|
Млн. руб.
|
320
|
267,3
|
-52,7
|
235,4
|
-31,9
|
-26,4
|
|
12.
|
Стоимость ОФ
|
Млн. руб.
|
1960,9
|
11912,6
|
-48,3
|
3174
|
1261,4
|
61,8
|
|
13.
|
Фондоотдача
|
%
|
0,54
|
00,45
|
-0,09
|
0,64
|
0,19
|
18,5
|
По данным таблицы 2.1, видно, что выработка электрической энергии
увеличилась на 416 млн. кВтч с 2006 г. по 2007 г. Но уже в 2008 г. предприятие
выработало электроэнергии более чем в два раза больше 2007 г. (на 1071 млн.
кВтч.) и составила 4006 млн. кВтч. Увеличение выработки электроэнергии
обусловлено повышенной загрузкой станции.
Производство тепловой энергии 2007 г. по сравнению с 2006 годом снизилось
на 37 тыс. Гкал по причине ограничения параметров теплосети и отключения в
летний период неплатежеспособных потребителей. Невыполнение рабочей мощности
связано с недостаточными поставками топлива в первом квартале. Выработка
тепловой энергии в 2008 г. составила 315 тыс. Гкал, и наблюдается снижение к
2006 г. на 156 тыс. Гкал (на 33,1%).
Снижение отпуска тепла по сравнению произошло в связи с заявкой ГС ТВС на
отпуск тепла пониженных параметров и отключением потребителей на летний период
по причине высокой дебиторской задолженности.
Товарная продукция увеличилась на 1136 млн.руб. с 2006 по 2008 год (или
на 128,7%).
Себестоимость единицы продукции: электроэнергии в 2006 году составляла
324,01 руб./т, в 2007 и 2008 годах соответственно 437,8 руб./т и 618,44 руб./т;
теплоэнергии в 2006 году составляла 139,12 руб./Гкал, в 2007 и 2008 годах 164,6
и 315,09 руб./Гкал.
Рентабельность производства изменяется с 7,3 % (2007
г.) до 18,7% (2008 г.) необходимо отметить, что рентабельность производства в
2008 году, равная 18,7% является высокой по отношению к 2006 году - 6,8%.
Динамика рентабельности говорит о положительных тенденциях на предприятии в
2008 году.
Численность работающих с 2006 по 2008 год сократилась
с 1786 до 1068 человек.
Средняя заработная плата работающего в 2006 и 2008
годах составляла 5,93 тыс.рублей и 7,77 тыс.рублей. В 2008 году наблюдается ее
заметное увеличение на 2,43 тыс. рублей, и достигла уровня 10,2 тыс. рублей.
Средняя заработная плата за период 2006-2008 года увеличилась на 72%.
В результате роста заработной платы был увеличен фонд
оплаты труда с 134,6 млн. рублей (2006 г.) до 229 млн. рублей (2008 г.). В 2006
году стоимость основных средств составляла 1960,9 млн. рублей, в 2007 году
произошло ее снижение на 48,3 млн. рублей.
Снижение фондоотдачи в 2007 году по отношению к 2006
году (с 0,54 до 0,45) свидетельствует о том, что ОПФ (производственные здания,
сооружения, силовые и рабочие машины и др.) используются не совсем эффективно.
Хотя за счет более эффективной воспроизводительной политики 2008 года
показатель фондоотдачи увеличился на 0,19% с 2007 года и составил в 2008 году
0,64%.
Прибыль от реализации продукции снизилась на 84,6 млн.
рублей с 2006 по 2008 год (или на 26,4 %).
.2 Анализ использования основных производственных фондов и
производственных мощностей предприятия
Имея ясное представление о каждом элементе основных фондов в
производственном процессе, о их физическом и моральном износе, о факторах,
которые влияют на использование основных фондов, можно выявить методы, при
помощи которых повышается эффективность использования основных фондов и
производственных мощностей предприятия, обеспечивающая снижение издержек
производства и, конечно, рост производительности труда.
Основные фонды промышленного предприятия представляют собой совокупность
материально-вещественных ценностей, созданных общественным трудом, длительно
участвующих в процессе производства в неизменной натуральной форме и
переносящие свою стоимость на изготовленную продукцию по частям по мере износа.
Структура основных фондов в целом за 2008 год не изменилась. Основную
долю в структуре основных фондов занимают машины и оборудование - 59,5%; далее
следуют здания - 23,6%; сооружения - 16% и прочие основные фонды - 1%
На начало 2007 года балансовая стоимость основных фондов станции
составляла 4 613 523 тыс. рублей на конец 2008 года - 4 721 658 тысяч. рублей.
Среднегодовая стоимость основных фондов составила 2 654 646 тыс. рублей.
За 2008 г. поступило в эксплуатацию новых объектов основных средств - 25
931 тыс. рублей. Увеличение стоимости основных средств в результате довода,
реконструкции и модернизации на сумму 126 719 тыс.рублей.
Выбыло за 2008 год основных средств на сумму 44 515 тыс. рублей, в том
числе:
Списано - 13 181 тыс. рублей, в том числе: здания и сооружения - 33
тыс.руб., машины и оборудование - 9 105 тыс. руб., прочие объекты основных
средств - 4 043 тыс.руб.;
Реализовано - 5 005 тыс. рублей, в том числе: здания и сооружения - 2 145
тыс.руб., машины и оборудование - 2 295 тыс.руб., прочие объекты основных
средств - 565 тыс.руб.
В 2008 году в качестве взноса в уставной капитал дочерних обществ, после
регистрации прав собственности, были переданы объекты недвижимости на сумму 26
329 тыс. рублей, в том числе: ОАО «Транссервис» - 21 486 тыс.руб.; ОАО
«Энергосервис» - 4 843 тыс.рублей (остаточная стоимость 10 668 тыс.рублей и 3
128 тыс.рублей соответственно).
Первоначальная балансовая стоимость основных производственных фондов ОАО
«Гусиноозерская ГРЭС» на 01.01.2009 года составила 4 708 054 тыс.рублей. По
сравнению с 2007 годом стоимость увеличилась на 113 907 тысяч рублей.
Увеличение балансовой стоимости произошло за счет ввода в эксплуатацию новых
машин и оборудования в сумме 15 311 тыс. руб., проведения вводов новых объектов
из строительства в сумме 10 620 тыс.руб., проведение доводов и реконструктивных
работ на объектах станции в сумме 126 719 тыс.руб.. Балансовая первоначальная
стоимость сооружений составила 758 136 тысяч рублей, машин и оборудования - 2
828 738 тыс.рублей.
Накопленный износ за весь период эксплуатации составил 2 060 483
тыс.рублей, в том числе по производственным основным фондам - 2 051 781 тысяч
рублей. Начисленный износ за 2008 год по производственным фондам составил 161
503 тысяч рублей, в том числе по производственному оборудованию 101 206
тыс.рублей.
Таблица 2.2. Движение основных фондов
|
Наименование показателей
|
Ед. изм.
|
Всего
|
в том числе
|
|
|
|
производственные фонды
|
из них
|
|
|
|
|
сооружения
|
машины и оборудование
|
|
Наличие основных фондов по
полной учетной стоимости на конец года
|
тыс. руб.
|
4708054
|
773562
|
2810363
|
|
Степень износа основных
фондов на конец года, всего
|
%
|
43,6
|
43,6
|
43,0
|
51,2
|
|
в том числе машины и
оборудование
|
%
|
69,86
|
70,15
|
|
|
|
доля полностью изношенных
основных фондов на конец года, всего
|
%
|
3,25
|
2,92
|
4,60
|
3,62
|
|
в том числе машины и
оборудование
|
%
|
2,15
|
2,16
|
|
|
|
Справочно:
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент обновления
основных фондов(отношение ввода основных фондов к наличию на
|
%
|
3,23
|
3,24
|
2,5
|
3,78
|
|
Коэффициент выбытия
основных фондов (отношение ликвидации основных фондов к наличию на конец года
в фактических ценах)
|
%
|
0,96
|
0,80
|
0
|
0,33
|
В 2008 году ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» переоценку производственных фондов
станции не проводило.
Основным видом деятельности ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» является
производство и поставка электрической энергии на Федеральный оптовый рынок
энергии и мощности (ФОРЭМ) и тепловой энергии потребителям г. Гусиноозерска,
численностью более 30 тыс. чел.
Проект Гусиноозерской ГРЭС разработан Томским отделением института
«Теплоэлектропроект» по плановому заданию, утвержденному Министерством
энергетики и электрификации СССР 27 февраля 1967 г. и письмом Госплана СССР №
22-908 от 22 ноября 1966 г. и утвержден Советом Министров СССР распоряжением от
8 декабря 1968 г. За № 1335 на базе Гусиноозерских бурых углей. Пуск первого
энергоблока Гусинозерской ГРЭС осуществлен 22 декабря 1976 г. Последующие три
энергоблока введены в декабре 1977, 1978, 1979 годов.
В 1988 г. был введен в эксплуатацию головной энергоблок второй очереди
станционный № 5. Энергоблок № 6 введен в эксплуатацию в 1993 г. Проектная
мощность установленных энергоблоков Гусиноозерской ГРЭС составляет 1260 МВт.
В процессе работы станции, из-за недостаточных поставок проектных топлив
тугнуйского угля и ухудшения качественных характеристик холбольджинского угля
сжигались разносортные угли, поставляемые на ГРЭС из различных регионов, что
сказалось на надежной эксплуатации котлов. В 2000 г. перемаркировано основное
оборудование станции со снижением
установленной мощности до 1100 МВт. На протяжении 1999-2002 г.
Сибтехэнерго и СибВТИ проводили на энергоблоках Гусиноозерской ГРЭС испытания
по пробному сжиганию непроектных углей. Утверждена документация по закреплению
углей Переясловского разреза как основного вида топлива первой очереди
Гусиноозерской ГРЭС. Проектная мощность станции по отпуску тепловой
энергии предусматривала отпуск тепла бойлерными группами, с использованием пара
нерегулируемых отборов турбин, в количестве 194 Гкал/час. В процессе
эксплуатации, с ростом потребности в тепловой энергии на г. Гусиноозерск
выполнена реконструкция бойлерных установок на энергоблоке № 1, 4 с увеличением
их производительности до 38 Гкал/час и 43 Гкал/час против проектной 27
Гкал/час. После реконструкции с 1992 г. установленная мощность отпуска тепловой
энергии составляет 221 Гкал/час.
На ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» установлено шесть энергоблоков суммарной
проектной мощностью 1260 МВт. В 2000 году из-за использования непроектных углей
была выполнена перемаркировка основного оборудования, в результате чего
установленная мощность снижена до 1100 МВт. Состав основного оборудования
энергоблоков:
Энергоблок № 1:
Генератор ТГВ-200М; турбина К-170(200)200-130; котел БКЗ-640-140
производительностью 520 т/час;
Энергоблок № 2:
Генератор ТГВ-200М-2МУЗ; турбина К-180(210)200-130; котел БКЗ-640-140
производительностью 540 т/час
Энергоблок № 3:
Генератор ТГВ-200М; турбина К-170(210)200-130; котел БКЗ-640-140
производительностью 520 т/час
Энергоблок № 4:
Турбина К-180(210)200-130; котел БКЗ-640-140 производительностью 540
т/час
Энергоблок № 5:
Генератор ТГВ-200М-2МУЗ турбина К-200(215)200-130; котел ТПЕ-215
производительностью 650 т/час
Энергоблок № 6:
Генератор ТГВ-200М-2МУЗ; турбина К-200(215)200-130; котел ТПЕ-215
производительностью 650 т/час
Коэффициент эффективности использования установленной мощности зависит в
основном от загрузки станции и за 2005 г. составил -35,2%, что выше уровня 2004
года на 3,74%, в том числе по блокам:
Таблица 2.3. Показатели коэффициентов эффективности использования
мощности
|
Станционный номер блока
|
Установленная мощность
(перемаркированная), МВт
|
Коэффициент эффективности
использования установленной мощности, %
|
|
|
2008 г
|
2007 г
|
+- 2008/2007
г.
|
|
№ 1
|
170
|
27,2
|
14,3
|
+12,9
|
|
№ 2
|
180
|
57,1
|
46,9
|
+10,2
|
|
№ 3
|
170
|
35,3
|
30,6
|
+4,7
|
|
№ 4
|
180
|
0
|
0
|
-
|
|
№ 5
|
200
|
44,6
|
30,7
|
+13,9
|
|
№ 6
|
200
|
44,5
|
62,0
|
-17,5
|
|
по станции
|
1100
|
35,2
|
31,46
|
+3,74
|
Рабочая мощность в отчетном году составила - 753,7 МВт, что выше уровня
2007 года на 62,1 МВт за счет снижения ремонтов (число часов ремонта 2007 г -
6129,61, 2008 г - 2260,71 час.).
План по производству электрической энергии выполнен на 105,5%. По
производству тепловой энергии на 104,0% к плановому заданию.
Таблица 2.4. Сравнение уровня производства с предыдущим годом
|
Электроэнергия, млн. кВтч.
|
Теплоэнергия, тыс. Гкал.
|
|
2007 год
|
2008 год
|
2007 год
|
2008 год
|
|
Всего
|
2935
|
4006
|
434
|
315
|
|
в том числе ТЭС
|
2935
|
4006
|
434
|
315
|
|
ГЭС
|
|
|
|
|
|
котельные
|
|
|
|
1,861
|
|
бойлерные
|
|
|
|
|
Производство электроэнергии выше уровня 2007 года на 1071 млн. кВтч. и
объясняется загрузкой станции в летний период в связи с выводом в ремонт ВЛ
Иркутской энергосистемы.
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды на производство
электроэнергии за отчетный год составил 8,89 %, при нормативном 9,08 % и выше
уровня предыдущего года на 0,19%. Удельный расход электроэнергии на производство
тепловой энергии в пределах нормативного и составляет 61,0 квт/Гкал, что ниже
уровня предыдущего года на 5,1 квтч/Гкал. Повышение расхода электроэнергии на
собственные нужды на производство электрической энергии объясняется снижением
средней нагрузки станции на 9 МВт по отношению к предыдущему году (2008 г. -
157,7 МВт, 2007 г. - 166,7 МВт) и объясняется загрузкой станции по
диспетчерскому графику на уровне минимума нагрузки, обеспечивающей режим
теплоснабжения г. Гусиноозерска
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии составил 361,2
г/кВтч, при нормативном на фактический отпуск 361,3 г/кВтч. и выше уровня 2007
года на 1,2 г/кВтч. Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой
энергии в пределах нормативного и составил 176,3кг/Гкал, что ниже уровня 2007
года на 2,1 кг/Гкал. Увеличение удельного расхода условного топлива на
отпущенную электроэнергию обусловлено работой станции с более низкой средней
нагрузкой по сравнению с предыдущим годом.
Средняя электрическая нагрузка 2008 г - 157,7 МВт, 2007 - 166,7 МВт.
2.3 Анализ затрат на производство продукции
По содержанию и назначению затраты группируются по экономическим
элементам и калькуляционным статьям. Группировка затрат по экономическим
элементам отражает их распределение по экономическому содержанию независимо от
формы использования в производстве того или иного вида продукции и место
осуществления этих затрат. Эта группировка применяется при составлении сметы
затрат на производства всей выпускаемой продукции.
Классификация затрат по экономическим элементам дает возможность знать
структуру себестоимости и позволяет проводить целенаправленную политику по
улучшению экономики предприятия.
Таблица 2.5. Структура себестоимости продукции
|
№ п/п
|
Показатель
|
Ед. изм.
|
Факт 2007 г.
|
План 2008 г. (операционный)
|
Факт 2008 г.
|
Отклонение факт 2008/ факт
2007, %
|
Отклонение факт 2008/ план
2008, %
|
|
1.
|
Затраты на производство и
реализацию продукции по основному виду деятельности
|
т. руб.
|
1679812
|
1802143
|
1779952
|
106,0
|
98,8
|
|
11.
|
в т.ч. по видам расходов
|
|
|
|
|
|
|
|
11.1.
|
Производственные издержки
(расходы)
|
т. руб.
|
1679812
|
1802143
|
1779952
|
106,0
|
98,8
|
|
11.1.1
|
в т.ч. управленческие
расходы
|
т. руб.
|
|
|
|
|
|
|
11.2.
|
Коммерческие расходы
|
т. руб.
|
|
|
|
|
|
|
12
|
в т.ч. по основным
элементам затрат
|
|
|
|
|
|
|
|
12.1.
|
Материальные затраты
|
т. руб.
|
1184192
|
1339378
|
1307500
|
110,4
|
97,6
|
|
в т.ч.
|
|
|
|
|
|
|
|
12.1.1
|
Топливо
|
т. руб.
|
812767
|
900325
|
883792
|
108,7
|
98,2
|
|
12.1.2.
|
Энергия
|
т. руб
|
34
|
16
|
32
|
94,1
|
200,0
|
|
12.2.
|
Затраты на оплату труда
|
т. руб.
|
238097
|
201403
|
199647
|
83,9
|
99,1
|
|
12.3.
|
Отчисления на социальные
нужды
|
т. руб.
|
69348
|
52809
|
52129
|
75,2
|
114,4
|
|
12.4.
|
Амортизация основных
средств
|
т. руб.
|
147797
|
153707
|
161521
|
109,3
|
105,1
|
|
12.5.
|
Прочие затраты
|
т. руб.
|
40377
|
62070
|
59309
|
146,9
|
95,6
|
|
12.5.1
|
Отчисления в ремонтный фонд
|
т. руб.
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Затраты на производство и
реализацию продукции без снятия планируемой экономии
|
т. руб.
|
1679812
|
1802143
|
1779952
|
106,0
|
98,8
|
|
3
|
Сокращение издержек в
соответствии с Программой управления издержками**)
|
т. руб.
|
133288,5
|
101790
|
144039
|
108,1
|
141,5
|
|
То же в процентах от п.2
|
%
|
7,9
|
5,6
|
8,1
|
102,5
|
144,6
|
|
в т.ч.
|
|
|
|
|
|
|
|
31.
|
Затраты на топливо и
энергию**)
|
т. руб.
|
63829,2
|
12500
|
23363
|
36,6
|
186,9
|
|
32.
|
Затраты на сырье и
материалы**)
|
т. руб.
|
18433,8
|
1150
|
18664
|
101,2
|
1623,0
|
|
33.
|
Затраты на ремонты**)
|
т. руб.
|
14094,1
|
8088
|
26453
|
187,7
|
327,1
|
|
34.
|
Затраты на оплату труда**)
|
т. руб.
|
0
|
9856
|
3881
|
|
39,4
|
|
35.
|
Затраты на оплату услуг
непроизводственного характера сторонним организациям**)
|
т. руб.
|
35685,5
|
69198
|
71060
|
199,1
|
102,7
|
|
3.6.
|
Управленческие Расходы**)
|
т. руб.
|
549,3
|
998
|
169
|
30,8
|
16,9
|
|
3.7.
|
Прочие**)
|
т. руб.
|
696,5
|
0
|
449
|
|
64,4
|
|
4.
|
Уровень выполнения заданий
по основным направлениям Программы управления издержками**)
|
%
|
106,3
|
|
141,5
|
|
133,1
|
|
5.
|
Затраты на ед. товарной
продукции
|
руб./ руб.
|
0,86
|
0,88
|
0,85
|
98,8
|
96,6
|
|
51.
|
Себестоимость 1квт.ч
|
коп./ квт.ч
|
59,979
|
62,28
|
61,844
|
103,1
|
99,3
|
|
52.
|
Себестоимость 1Гкал
|
руб./ Гкал
|
266,58
|
311,82
|
315,09
|
118,2
|
101,0
|
|
6.
|
Средняя рентабельность
затрат на производство и реализацию продукции
|
%
|
15,7
|
13,8
|
17,6
|
112,1
|
127,5
|
Затраты на производство основной продукции за 2008 года составили 1780
млн. руб., что на 22 млн. руб. ниже плана и составляет 98,7% от плана.
Фактическая себестоимость единицы продукции за 2008 г. составила:
электроэнергии - 618,44 руб./тквтч. (на 4,36 рубля или 0,7 % ниже плановой),
тепловой энергии - 315,09 руб./Гкал (на 3,27 рубля или 1 % выше плановой).
Превышение фактической себестоимости 1 Гкал. над плановой за 2008 год
объясняется невыполнением плана отпуска тепловой энергии. Рост себестоимости
единицы продукции электроэнергии за 2008 год к факту 2007 года составил 3,1 %,
тепловой энергии - 18,2 %.
Программа управления издержками предусматривала снижение в 2007 году
затрат на производство и реализацию продукции на 101790 тыс. рублей.
Фактическое снижение затрат за отчетный период по программе управления
издержками сложилось в размере 144039 тыс. рублей. Наибольший удельный вес в
структуре сокращения издержек составили снижение затрат на услуги
непроизводственного характера 49,3%, ремонты - 18,4%, топливо - 16,2 %, сырье,
материалы - 13 %, оплата труда - 2,7 %, прочие- 0,4%.
Реализация мероприятий Программы управления издержками позволила снизить
расход топлива на 1260 тут или на 0,05 г/кВтч к плану, а затраты на топливо
соответственно на 2,6 процента. Все вышеуказанное позволило достичь планового
уровня эксплуатационных расходов по контролируемому блоку за 2007 год.
Таблица 2.6. Структура производственных затрат ОАО «Гусиноозерская ГРЭС»
|
№
|
Статьи затрат
|
Ед. изм.
|
2007 г. факт
|
2008 г. план
|
2008 г. факт
|
|
1
|
%
|
57,1
|
58,3
|
58,0
|
|
2
|
Из них топливо
|
%
|
48,4
|
49,9
|
49,7
|
|
3
|
Затраты на оплату труда с
отчислениями ЕСН
|
%
|
18,3
|
14,3
|
14,1
|
|
4
|
Амортизация
|
%
|
8,8
|
8,5
|
9,1
|
|
5
|
Ремонтные затраты без ФОТ
собственного персонала
|
%
|
13,4
|
15,9
|
14,5
|
|
6
|
Прочие расходы
|
%
|
2,4
|
3
|
4,3
|
|
7
|
Итого
|
%
|
100
|
100
|
100
|
В структуре производственных затрат произошли значительные изменения.
Процесс реформирования привел к сокращению численности собственного персонала и
появлению двух крупных подрядчиков, выполняющих ремонтные и автотранспортные
услуги, что привело к перераспределению структуры затрат. Возросли
производственные услуги, выполняемые сторонними организациями, при этом
сократились затраты, связанные с содержанием собственного персонала. Затраты на
ремонт без фонда оплаты труда собственного персонала за 2008 год возросли на
1,1 % по сравнению с соответствующим периодом прошлого года, затраты на оплату
труда с отчислениями снизились на 4,2 %.
.4 Анализ деловой активности деятельности предприятия
Финансовый анализ представляет собой метод оценки ретроспективного и
перспективного финансового состояния предприятия. Финансовый анализ в условиях
рынка из рядового звена экономического анализа превратился в главный метод
оценки новой экономики.
Любая деятельность предприятия начинается с вложения денег, протекает
через движение денег и заканчивается результатами, имеющими денежную, анализ в
табл. 2.7 (Приложение 5)
За 2008 год Обществом получены внереализационные доходы в сумме 122842
тыс. рублей. Использование прибыли ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» с отражением во
внереализационных расходах составило 150425 тыс. рублей при плане 172315 тыс.
рублей. Получено 88709 тыс. руб. чистой прибыли.
По итогам
работы за 2008 год Обществом получена прибыль от реализации в сумме 267300 тыс.
руб. С учетом результатов от операционной и внереализационной деятельности,
после уплаты налога на прибыль и иных обязательных платежей, чистая прибыль
Общества составила 3 257 тыс. руб.
По сравнению с 2007 годом чистая прибыль возросла на 6 588 тыс. руб. (в 2
раза).
Положительно на формирование финансового результата повлияло снижение
операционных и внереализационных расходов.
Негативное влияние на чистую прибыль отчетного года оказал отрицательный
результат от операционной и внереализационной деятельности, вызванный
превышением расходов над доходами.
По операционной деятельности Обществом произведены следующие расходы:
оплачен налог на имущество и иные налоговые платежи 26 550 тыс. руб., проценты
по кредитам и займам 31 407 тыс. руб., расходы от реализации квартир 366 тыс.
руб.
Внереализационные расходы превысили доходы в результате: списания
основных средств - 19 522 тыс. руб., убытков прошлых лет, выявленных в отчетном
периоде - 7 281 тыс. руб., передачи основных средств в уставный капитал ОАО
«Транссервис» - 5 981 тыс. руб., в уставный капитал ОАО «Энергосервис» - 1 587
тыс. руб., произведенных расходов на содержания социальной сферы - 7 590 тыс.
руб., списания дебиторской задолженности более трех лет 85 543 тыс. руб. Кроме
того, были профинансированы следующие внереализационные расходы:
пени, штрафы - 6 271 тыс. руб.;
на благотворительность 829 тыс. руб.;
судебные издержки - 432 тыс. руб.;
простои ВСЖД - 384 тыс. руб.
отчисления профсоюзному комитету - 756 тыс. руб.,
выплаты членам совета директоров - 1010 тыс. руб.,
расходы на подготовку кадров - 543 тыс. руб.,
компенсационные выплаты в связи с оптимизацией численности - 4627 тыс.
руб.,
командировочные расходы - 491 тыс. руб.
списано незавершенное строительство - 6 567 тыс. руб.
суммовая разница по «Фрегату» - 8529 тыс. руб.
НДС от списания кредиторской задолженности - 12 153 тыс. руб.
Таблица 2.7. Показатели рентабельности
|
Наименование показателя
|
Ед. измер.
|
Порядок расчета
|
На 01.01.09
|
На 01.01.06
|
отклонение
|
|
Рентабельность продаж
|
%
|
(с.050 ф. 2/ 010 ф.) 2 *
100
|
13,57
|
15,71
|
+ 2,14
|
|
Рентабельность продаж по
чистой прибыли
|
%
|
(с.190 ф2 / 010 ф2)*100
|
0,2
|
-0,2
|
+0,4
|
|
Экономическая
рентабельность (рентабельность активов)
|
%
|
с. 190 ф.2/ с. 300 ф. 1
*100
|
0,08
|
-0,08
|
+0,16
|
|
Рентабельность внеоборотных
активов
|
%
|
(с.140 ф.2/ с. 190 ф.
1)*100
|
2,72
|
0,82
|
+1,9
|
|
Рентабельность собственного
капитала
|
%
|
(с. 190 ф2/ 490 ф.1)*100
|
0,1
|
-0,1
|
+0,2
|
Сравнительный анализ показателей рентабельности показывает, что значение
показателей не велики. Рентабельность продаж по сравнению с 2007 годом
снизилась на 2,14 %, но эффективность деятельности за 2007 год в целом
возросла. Все коэффициенты имеют положительную динамику.
Значительные внереализационные и прочие затраты не позволили получить
достаточный объем прибыли для покрытия всех расходов. Это отражает коэффициент
экономической рентабельности, но, учитывая рост данного коэффициента можно
судить о некотором увеличении эффекта от использования средств, вложенных в
имущество организации. В тоже время уровень коэффициента в отчетном периоде
0,08 % свидетельствует о том, что на каждый рубль вложенных средств было
получено всего 0,08 копейки чистой прибыли. Это низкая эффективность
использования имущества. Повышение рентабельности активов возможно за счет
проведения мероприятий, направленных на сокращение производственных и прочих
издержек, а также оптимизацию имущества станции.
Рентабельность внеоборотных активов отражает эффективность использования
всего основного капитала. Его повышение положительно характеризует финансовый
результат, так как он показывает величину прибыли, приходящуюся на единицу
стоимости внеоборотных средств. В отчетном периоде рентабельность внеоборотных
активов увеличилась на 1,9 % и составила 2,7 %., те есть на 1 рубль вложенных в
основные фонды средств было получено 2,7 копейки прибыли до налогообложения.
Рентабельность собственного капитала ГРЭС, определяющая эффективность
вложений средств собственников за 2008 год составила 0,1 %, то есть с каждого
рубля собственных средств было получено 0,1 копейки прибыли, по сравнению с
2007 годом инвестиционная привлекательность ГРЭС увеличилась.
Глава 3 Экономическое обоснование эффективности внедрения новой
технологии переработки твердого топлива
.1 Экономическое обоснование перспектив использования
плазменно-энергетических технологий
Определение точечной оценки ущерба.
Предварительная технико-экономическая и экологическая оценки
энерготехнологий по информации, представленной в таблице 3.1 (приложении 1),
позволяет сформировать набор технологий, по которым можно осуществить прямой
расчет экономического ущерба по типовой методике, поскольку для них существует
информация, как о количественном, так и о качественном составе вредных
выбросов. К таким технологиям относятся:
Переработка углей на ГРЭС для получения электроэнергии и тепловой энергии
в виде горячей воды, как заменяемая энерготехнология
Плазменная газификация угля в алло-автотермическом газификаторе с
последующим сжиганием синтез-газа в котлах (ААГ)
Комбинирование газификации угля в алло-автотермическом газификаторе с
абсорбционным тепловым насосом (Комби)
Ниже дан расчет ущерба на примере котельных на угле, действующих в
Бурятии.
Исходные данные.
1. Структура вредных выбросов
(фактические данные на основе характеристик Тугнуйских углей взяты из отчета
СЭИ, кг/т.у.т. угля) mi: зола - 81, SOx - 27,8, NOx - 7, CO - 34,2,
всего - 150.
Относительная агрессивность вредных веществ (взяты из типовой методики,
усл т/т)
Ai: Азолы - 31,67, АSOx - 48,9, ANOx
- 41,1, АCO - 1.
Средний показатель относительной опасности загрязнения атмосферного
воздуха над территорией Бурятии (по данным "Бурятэнерго") b
(безразмерная): b=3,5.
. Поправка на характер рассеивания примесей в атмосфере - f
(безразмерная): f=5,43 (рассчитано, исходя из удельного веса зольных частиц на
уровне 50% в общей массе выбросов, оседающих со скоростью выше 20 см/с, для которых максимальное значение
f=10, и удельного веса газообразных частиц, для которых по данным
"Бурятэнерго" f=0,86.
. Удельный ущерб у = 2,4 рубля на условную тонну вредных выбросов 6.
Индекс цен - Ицен = 7.
Экономический ущерб, причиняемый установками ГРЭС при сжигании бурых
углей типа Тугнуйских (мугунских), рассчитывается по формуле:
У = у*b*f*Ицен*SAimi, (9)
и составляет У = 2,4*3,5*5,43* 7* 4,246 = 1355,1 руб./т.у.т.
Рассчитанный аналогичным образом ущерб по технологиям, где возможен
прямой расчет по типовой методике, равен (руб./т.у.т. угля): для ААГ и Комби -
13,7.
По остальным технологиям, для которых отсутствуют данные о качественном
составе вредных выбросов, используется косвенный расчет. Здесь приведем
количественные оценки ущерба. Исходными данными для их получения служат:
1. Показатель удельного ущерба на килограмм вредных веществ для ГРЭС на
угле, равный:
(1355,1 руб./т.у.т.) / (150 кг в.в. /т.у.т.) = 9,034 руб./кг в.в.
2. Количество вредных веществ по технологиям (кг/т.у.т.):
- ААГ - газификация по технологии синтез-газ - 13,7
Комби - ААГ + тепловой насос (ААГ+ТН) - 13,7
Условно принимая, что структура вредных выбросов по
перечисленным в п.2 технологиям, аналогична структуре выбросов ГРЭС на угле,
получаем искомые ущербы умножением удельного ущерба (9,034 руб./кг в.в.) на
данные п.2.
Сводка ранжированных искомых ущербов по технологиям приводится ниже в
табл. 3.1
Таблица 3.1. Величина наиболее вероятного экономического ущерба по
сравниваемым технологиям
|
Технологии
|
Количество вредных выбросов
кг/т.у.т. угля
|
Ущерб руб./т.у.т. угля
|
Ранг
|
|
ГРЭС на угле
|
150
|
1355,1
|
1
|
|
Газификатор (ААГ)
|
13,7
|
123,8
|
2
|
|
Комби (ААГ+ТН)
|
13,7
|
123,8
|
3
|
Определение интервальной оценки ущерба.
В соответствии с методикой, приведенной в, расчет интервальной оценки
ущерба состоит из 5 этапов.
-й этап. Определение вредного воздействия сравниваемых энерготехнологий в
форме концентрации ингредиентов вредных выбросов в приземном слое воздуха.
С этой целью определяется переводной коэффициент для перехода от массного
показателя вредных выбросов (кг в.в. /т.у.т. угля) к показателю концентрации
(мг/м3) вредных выбросов по технологиям "ГРЭС на угле с
модернизированной системой очистки" и "ААГ + труба 120 м":
ГРЭС на угле - (1,694 мг/м3)/(150 кг в.в. /т.у.т.) = 0,0113.
ААГ (Комби) - (0,00915 мг/м3)/(1,1 кг в.в. /т.у.т.) = 0,0083
В качестве переводного коэффициента берем среднее значение этих двух
коэффициентов, равное 0,01.
Расчетное значение среднегодовой концентрации, исходя из количества
вредных веществ по энерготехнологиям приведено в таблице 3.1.2.
Таблица
3.1.2. Концентрация вредных веществ
|
Технологии
|
Концентрация, мг/м3
|
|
ГРЭС на угле
|
16,15
|
|
ГРЭС на угле с
модернизированной системой очистки
|
1,69
|
|
ААГ с низкой трубой
|
0,07
|
|
ААГ с трубой 120 м
|
0,009
|
|
ААГ+ТН
|
0,07
|
-й этап. Размах среднегодовых концентраций, в зависимости от которых даны
удельные ущербы по основным объектам народного хозяйства (сельское, лесное и
коммунальное хозяйства, население), в методике составляет: по золе -
0,05..1,65, по окислам серы - 0,02..0.55 и окислам азота - 0,05..0,935.
Очевидно, что для тех технологий, по которым величина среднегодовых
концентраций существенно меньше нижней границы указанного вариационного размаха
концентраций в методике, дальнейший анализ не имеет смысла. К таким технологиям
относятся: ААГ и ААГ+ТН суммарная концентрация вредных веществ по которой в 100
раз меньше чем в нормативных материалах методики.
-й этап. Выбор диапазонов варьирования концентрации, в соответствии с
которыми будет определяться интервальная оценка народно-хозяйственного ущерба.
В выборе диапазона основываемся на различиях среднесуточной и
максимальной разовой концентрации, которые составляют: по окислам азота - 2
раза (0,04..0,085), по золе - 3 раза (0,15..0,5), по окислам серы - 10 раз
(0,05..0,5). Выбираем 2 диапазона - 2-х и 5-ти кратное превышение
среднесуточной концентрации вредных выбросов.
-й этап. Построение регрессионной зависимости удельного ущерба от уровня
концентрации вредных выбросов по данным табл. 2.3 - 2.6.
Необходимость получения этой зависимости обусловлена
тем, что принятые 2-х и 5-ти кратные диапазоны превышения концентрации
перекрывают диапазоны в методических материалах. Полученные уравнения регрессии
по отдельным ингредиентам вредных выбросов приводятся в приложении 3.
Графическая иллюстрация регрессионной зависимости ущерба от окислов азота для
линейной и логарифмической аппроксимации дана на рисунке 1.
Рисунок
1 Зависимость суммарного ущерба от концентрации вредных выбросов
5-й этап. Расчет по регрессионным зависимостям величины
народно-хозяйственного ущерба по всем ингредиентам и сферам народного хозяйства
при 2 и 5 кратных превышениях среднегодовых концентраций вредных выбросов.
Обобщенные результаты расчетов приведены в таблице 3.3
Таблица 3.3. Экономический ущерб по сравниваемым энерготехнологиям,
руб./т.у.т. угля
|
Технология
|
Среднегодовая концентрация,
мг/м3
|
Ущерб по линейной
зависимости от концентрации:
|
Ущерб по логарифмической
зависимости от концентрации
|
|
|
разовой
|
2-х кратной
|
5-ти кратной
|
2-х кратной
|
5-ти кратной
|
|
ГРЭС на угле
|
1,694
|
1355,10
|
2710,21
|
6775,52
|
1451,17
|
1849,38
|
Учет ущерба при выборе ставки дисконтирования.
Во второй главе при рассмотрении методологических основ
эколого-экономической оценки инвестиционных проектов констатировалось отсутствие
единой точки зрения на проблему учета экологического ущерба при выборе ставки
дисконтирования. Весь спектр мнений можно свести к четырем точкам зрения:
- Первая. Экологические соображения не влияют на величину ставки
дисконтирования (СД).
Вторая. СД следует понижать с учетом экологических требований. В этом
долгосрочный ущерб окружающей среде замедляется, так как выгодными оказываются
капиталовложения в дорогостоящие природоохранные проекты.
Третья. Нет однозначной связи между высокими ставками дисконтирования и
ухудшением окружающей среды, ибо высокая ставка может привести к падению общего
уровня инвестиций, снижению спроса на природные ресурсы, замедлению
экономического развития и, следовательно, сохранению природной среды.
Четвертая. Ущерб от экономического развития необратим. Снизить величину
выгод от развития можно через учет ставки технологической амортизации, k,
прибавляя ее к СД, не учитывающей экологические соображения, r, (r+k)%.
В нашем исследовании имеет смысл учесть этот спектр мнений через
вариантные расчеты для трех уровней СД:
1. Нейтральный, не учитывающий
экологические соображения (r = 10%);
2. Выше нейтрального (r+k = 22%);
3. Ниже нейтрального.
Уровень СД ниже нейтрального можно определить, воспользовавшись описанным
во второй главе приемом Мирового Банка расчета УСП - учетной ставки процента,
как средневзвешенной величины из альтернативной стоимости капитала (в нашем
случае - r = 10%) и социальной ставки предпочтения (m%). Весовыми
коэффициентами рекомендуется брать те части поступлений от проекта, которые
реинвестируются. В нашем исследовании весовым коэффициентом для r может служить
величина удельных капвложений в энерготехнологии, а для m - удельный ущерб
окружающей среде, как та часть поступлений от проекта, которой компенсируется
населению ухудшение окружающей среды от реализации проекта. Сама же величина m
задается на уровне процентов по вкладам населения в Сбербанк России "до
востребования", т.е. m = 2%.
Расчетные значения УСП для сравниваемых энерготехнологий даны в таблице
3.4
Таблица 3.4.
Учетная ставка процента по технологиям
|
Технологии
|
Удельные капвложения,
руб./т.у.т.
|
Ущерб, руб./т.у.т.
|
УСП, %
|
|
ГРЭС на угле
|
240
|
1355,1
|
3,2
|
|
ААГ
|
325
|
13,7
|
9,6
|
|
Комби
|
|
13,7
|
|
Анализ экономической эффективности энерготехнологий на основе модели
оптимизации баланса переработки твёрдого топлива на ОАО Гусиноозёрская ГРЭС.
Исходные позиции этого сценария формулируются следующим образом:
Умеренный рост экспорта энергоресурсов в страны Ближнего и Дальнего
зарубежья.
В целом изменение внутренних цен на электроэнергию в России будет
стремиться за мировыми ценами, однако сроки и течение этого процесса будут
дифференцироваться по регионам страны.
Сохранение верхней границы возможных объемов производства мазута на
современном уровне.
Для того чтобы определить потенциальную потребность Республики Бурятии в
освоении энерготехнологий рассматривался максимальный сценарий развития
экономики и энергетики республики, который предполагает, что электропотребление
составит в 2010 году 9,4 млрд. кВтч, а централизованное теплопотребление - 12
млн. Гкал.
Опираясь на результаты рассмотрения возможных процессов комплексной
переработки угля и направлений нетрадиционных источников энергии и исходя из
наличия технико-экономической информации, в модель были введены технологические
способы, описывающие следующие энерготехнологии:
- Плазменно-энергетические технологии - система плазменного воспламенения
и подсветки пылеугольного топлива и алло-автотермический газификатор “ААГ”,
производящий синтез-газ. Рассматриваются две схемы использования
алло-автотермического газификатора для децентрализованного теплоснабжения. По
первой схеме от мощного «ААГ» газ подается на локальные теплофикационные
установки (тепловые насосы или водогрейные котлы),
По второй схеме ААГ малой мощности комбинируются с абсорбционными
тепловыми насосами в локальных установках на месте потребления тепла -
технология «Комби».
Для обеспечения сопоставимости вариантов для всех энерготехнологий,
использующих в качестве сырья уголь, устанавливается верхняя граница
интенсивности использования 200 тыс. тут угля, а тепловых насосов и КТУ верхней
границей использования технологических способов является 0,5 млн. Гкал.
Анализ результатов по исходному и внедряемому вариантам приведены в
таблице 3.5
Таблица 3.5. Прогноз топливно-энергетического баланса ОАО Гусиноозёрская
ГРЭС после внедрения плазменных технологий 2010 год
|
Показатели
|
к 2010 году
|
|
Производство
|
Базовый вариант 2006 г.
|
После внедрения плазменных
технологий
|
|
Энерготехнологии, млрд.
кВтч
|
3,574
|
7,5 - 7,2
|
|
Тепла, млн. Гкал
|
0,334
|
0,9 - 1,9
|
|
В том числе:
|
|
|
|
ГО ГРЭС
|
0,9
|
0,1 - 0,2
|
|
АГГ
|
0
|
0,8 - 0,7
|
|
Комби (ААГ + тепловые
насосы)
|
0
|
1,9
|
Республика не только полностью удовлетворяет свою потребность в
электроэнергии, но и может поставлять ее в другие районы страны и на экспорт
(порядка 1,5 млрд. кВтч). Производственные мощности Гусиноозёрской ГРЭС будут
производить три четверти электроэнергии необходимой потребляемой Энергоёмкими
предприятиями Республики Бурятия.
Структура используемого топлива, по-прежнему будет приходиться на уголь -
93 %, повысится доля использования каменного (Тугнуйского) угля.
Учет возможности использования новых энерготехнологий существенно меняет
структуру производства электрической и тепловой энергии Гусиноозёрской ГРЭС за
счет освоения тепловых насосов и алло-автотермических газификаторов.
В структуре котельно-печного топлива Бурятии появляется газ, доля
которого составляет от 6,5 до 8 %, сокращая тем самым долю угля - до 90 - 88% и
мазута - до 1,6 - 0,7%, т.е. практически до нуля (таблица 3.6).
Таблица 3.6. Прогнозная структура использования энергоресурсов в балансе
котельно-печного топлива Бурятии в целом и по отдельным категориям потребителей
|
Потребители
|
Топливо всего, млн. т
|
Уголь %
|
Мазут %
|
Газ %
|
Прочие %
|
|
ТЭС
|
3,2-3,8
|
97,8-100
|
|
|
0-2,2
|
|
Котельные
|
0,5-0,8
|
|
|
87,0-100
|
0-13,0
|
|
Коммунально- бытовое
хозяйство
|
0,4
|
80,8-100
|
0-19,2
|
|
|
|
Прочие
|
2,0
|
88,3
|
2,5
|
|
9,2
|
|
Переработка топлива
|
0,7-1,1
|
100,0
|
|
|
|
|
Итого
|
7,1-7,5
|
84,5-89,6
|
0,7-1,6
|
6,4-10,5
|
3,3-3,5
|
Такие изменения в структуре производства электроэнергии и тепла
предприятия позволяют сократить общий расход топлива на 0.4 млн.тут и
сэкономить от 1440 до 1520 млн. руб. приведенных затрат по сравнению с базовым
вариантом.
В таблице 3.7 приведены оценки - данные, характеризующие эффективность
энерготехнологий. Эти оценки представляют собой приведенные градиенты,
полученные при оптимизации баланса топлива и показывающие, на сколько
увеличится (положительные значения оценок) или уменьшится (отрицательные
значения оценок) функциональные задачи при изменении на 1 интенсивности
использования данного технологического способа.
Таблица 3.7. Ранжирование энерготехнологий на основе вариантных расчетов
по БКПТ
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
Средний
|
|
Технологии
|
Оценка
|
Оценка
|
Оценка
|
Оценка
|
Ранг
|
|
КТУ
|
90
|
86
|
37
|
45
|
6
|
|
ААГ
|
-107
|
-6
|
-493
|
-986
|
12,2
|
|
КОМБИ
|
-454
|
-280
|
-1170
|
-2050
|
13,8
|
Из данных таблицы 3.7 видно, что технология производства при
использовании КТУ значительно проигрывают по эффективности технологиям с
использованием плазменных газификаторов. Во всех вариантах расчетов
эффективными являются технологии «ААГ» и особенно «Комби» (комбинирование ААГ с
тепловыми насосами).
Расчеты показывают, что учет экономического ущерба от загрязнения
окружающей среды в целом ранжировка технологий меняется незначительно.
Из рассмотрения в таблице 3.7 усредненных по вариантам расчетов рангов
энерготехнологий (меньшие ранги у худших технологий) безусловное предпочтение
следует отдать технологиям «ААГ» и «Комби» (средние ранги 12,2 - 13,8).
Из анализа результатов расчетов возможные масштабы освоения плазменных
энерготехнологий на период до 2010 года оцениваются следующим образом:
На основе использования алло-автотермических газификаторов и тепловых
насосов максимально можно производить до 3 млн. Гкал (58% от общего производства
тепла в республике), полностью заменяя действующее котлотурбинное оборудование
и обеспечивая прирост потребности в тепле. Потенциальный экономический эффект
составит при этом от 135 до 220 млн. руб. приведенных затрат.
В силу того, что ОАО Гусиноозёрская ГРЭС является предприятием,
ориентированным на производство в первую очередь электроэнергии, менее
вероятным выглядит использование алло-автотермических газификаторов и тепловых
насосов только для удовлетворения прироста потребности в тепле. В этом случае
объем производства тепла на основе плазменных технологий будет на уровне 1 млн.
Гкал (50 % от общего производства тепла), а потенциальный экономический эффект
составит от 65 до 100 млн. руб. приведенных затрат. В тоже время мощности
предприятия по производству электроэнергии не будут задействованы.
Учитывая структуру топливно-энергетического баланса и условий
производства электроэнергии и тепла в Республике Бурятия следует стремиться к
максимально возможному освоению алло-автотермических газификаторов и тепловых
насосов для производства тепла и парогазовых установок с внутрицикловой
газификацией угля для производства электроэнергии.
.2 Оценка эффективности внедрения проекта
При оценке экономической эффективности энерготехнологий использовались
технико-экономические характеристики. Стоимостные показатели альтернативных
энергоносителей (тарифы на электроэнергию и тепло, цены на уголь, газ и мазут)
принимались на основании прогнозов, сделанных в ИНЭИ и СЭИ РАН.
Ожидается, что при всех условиях внутренние цены на топливо в России к
2010 году придут в соответствие с мировыми ценами. Для такого крупного
экспортера энергоресурсов, как Россия, верхняя граница цен на топливо и энергию
не может превышать цены мирового рынка и должна формироваться по ценам основных
для нас рынков - освоенного европейского рынка нефти и газа и перспективного
азиатско-тихоокеанского рынка газа - за вычетом всех экспортных затрат, включая
таможенные пошлины и транспортные издержки.
Нижняя граница цен на топливо и энергию не может быть меньше цен
самофинансирования топливно-энергетических отраслей при условии включения в
состав цены текущих издержек производства и стоимости обслуживания необходимых
инвестиций, выплаты всех налогов и получения приемлемой прибыли хозяйствующих
субъектов.
Прогнозируется, что при разрешении проблемы неплатежей и возвращении от
бартерной схемы расчетов к денежной форме возможно снижение внутренних цен на
топливо и энергию на 25 - 50% по отношению к современному уровню.
Диапазоны возможных уровней цен на топливо и энергию для Восточной Сибири
для 2010 года представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8. Прогнозные цены на топливо и энергию в Восточной Сибири в
2010 году
|
Энергоносители
|
Уровни цен
|
|
нижний
|
средний
|
Верхний
|
|
Уголь, руб./тут
|
180
|
265
|
340
|
|
Газ, руб./тут
|
290
|
325
|
500
|
|
Мазут, руб./тут
|
460
|
600
|
|
Метанол, руб./тут
|
440
|
600
|
810
|
|
Электроэнергия, руб./кВтч
|
0,15
|
0,18
|
0,21
|
|
Тепловая энергия, руб./Гкал
|
120
|
176
|
220
|
Ниже приводится финансово-экономический анализ
инвестиционных проектов энерготехнологий соответственно их среднему рангу,
выведенному на предыдущем этапе исследований. Учитывая высокую неопределенность
исходной информации для рассматриваемых проектов, результаты даются для трех
вариантов - «оптимистического», «пессимистического» и «вероятного».
Таблица 3.9. Основные показатели коммерческой эффективности вариантов
инвестиционных проектов освоения новых энерготехнологий в Республике Бурятия
|
Энерготехнологии, Варианты
|
Показатели
|
|
ЧДД, млн. руб.
|
ИД
|
ВНД, %
|
Т, лет
|
|
ААГ
|
|
|
|
|
|
Пессимистический
|
-66,8
|
0,14
|
х
|
х
|
|
Вероятный
|
-13,1
|
0,82
|
х
|
5,2
|
|
Оптимистический
|
93,9
|
2,45
|
103
|
1,1
|
|
КОМБИ
|
|
|
|
|
|
Пессимистический
|
0,37
|
1,46
|
33
|
1,8
|
|
Вероятный
|
2,7
|
2,54
|
89
|
0,91
|
|
Оптимистический
|
4,5
|
4,4
|
207
|
0,49
|
. Алло-автотермический газификатор (ААГ).
Основной разработчик. Отраслевой центр плазменно-энергетических
технологий РАО ЕЭС России при Гусиноозерской ГРЭС.
Назначение объекта. Газификация угольной пыли с использованием в качестве
инициатора процесса плазменной ступени, основной продукт - синтез-газ.
Мощность установки: 140 тыс. тут/год перерабатываемого угля.
Капитальные вложения: 65 - 80 млн. руб. (с затратами на котельное
оборудование).
Себестоимость переработки (без стоимости угля). 79 - 120 руб./тут угля.
Проект имеет хорошие показатели коммерческой эффективности по
оптимистическому варианту (ЧДД - 93,9 млн. руб., ИД - 2,5, ВНД - 103 %, срок
окупаемости - 1,1 года). По вероятному варианту показатели немного не
дотягивают до приемлемого уровня (ИД - 0,82, срок окупаемости - 5,2 года).
. Комбинирование алло-автотермического газификатора с абсорбционным
тепловым насосом (КОМБИ).
Основной разработчик. Отраслевой центр плазменно-энергетических
технологий РАО ЕЭС при Гусиноозерской ГРЭС с институтом Теплофизики СО РАН.
Назначение объекта. Производство тепла
Мощность установки. 13,6 тыс. Гкал. год
Капитальные вложения. 1,3 - 4,5 млн.руб.
Себестоимость переработки (без стоимости угля). 180-271 руб./тут угля.
Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.2. Этот проект имеет
наилучшие из рассматриваемых проектов показатели коммерческой эффективности
показатели (по вариантам ЧДД - от 867 до 4500 тыс. руб., ИД - от 1,46 до 4,42,
ВНД - от 33 до 207%, срок окупаемости - от 4,5 до 0,49 года).
В энергетических проектах при недостаточности надежных исходных
технико-экономических данных и отсутствии аналогичных проектов, способных
служить образцом для оценки проекта экспертами риск инвестиций может быть
охарактеризован количественно с помощью определения стандартного отклонения
значений возможной ценности проекта, выраженной в Чистом Денежном Доходе (ЧДД).
Эта методика дает картину проекта по следующим параметрам: - P
(пессимистическая оценка с минимальными вероятными значениями ЧДД); - M
(прогноз, отражающий наиболее реальные значения ЧДД); - O (оптимистическая
оценка с максимальными вероятными значениями ЧДД).
Данный метод позволяет получить набор величин, характеризующих риск
проекта:
, (9)
где C - среднее значение ЧДД.
, (10)
где SD - стандартное отклонение.
Если мы хотим определить кумулятивную вероятность R получения значения
ЧДД ниже V, то для V < M она рассчитывается по формуле:
R=A2/B, где A=(V-P)/(O-P); B=(M-P)/(O-P); (11)
а для значений V > M:
= 1 - ((1 - A)2 / (1 - B)). (17)
Оценим по данной методике риск реализации рассмотренных выше
энерготехнологий при изменении значений параметров инвестиционных проектов в
диапазонах, приведенных в таблице 3.9. Показатели риска для проектов,
измеренные в «Чистом дисконтированном доходе» представлены в таблице 3.10.
Таблица 3.10. Ранжировка энерготехнологий по рискам инвестиций
|
Технологии
|
Средние значения ЧДД
|
Стандартные отклонения
|
Вероятности неудач
|
Ранги
|
|
ААГ
|
4
|
68
|
0,5
|
7
|
|
КОМБИ
|
2,8
|
1,5
|
0
|
9,5
|
Данные таблицы 3.10 показывают, что технология внедрения «ААГ»
характеризуются высокими значениями вариационного размаха. Для технологии
«Комби» величины стандартных отклонений меньше среднего значения ЧДД.
Для технологии «Комби» кумулятивная вероятность неудачи равна нулю. Ниже
50% вероятность неудачи составляет для плазменной энерготехнологии «ААГ».
Естественно, что для инвесторов интерес могут представлять только
технологии с низким риском реализации, для финансирования же проектов, по которым
кумулятивная вероятность неудачи превышает 50%, требуется привлечение
государственных источников финансирования.
Влияние учета ущерба при установлении ставки дисконтирования на
коммерческую эффективность энерготехнологий. В принципе, должна была проводиться
новая серия расчетов по определению показателей коммерческой эффективности с
новыми ставками дисконтирования, установленными в параграфе 3.1:
а) выше нейтрального (r+k = 22%), которые будут ухудшать значения
показателей эффективности ЧДД и ИД;
б) ниже нейтрального, на уровне учетной ставки процента (значения УСП
приведены в таблице 3.5), которые будут улучшать значения этих показателей.
Сопоставление новых ставок дисконтирования со значениями ВНД вариантов
инвестиционных проектов из таблицы 3.9 в сравнении с базовым вариантом
показывает, что изменение знака ЧДД варьируется незначительно.
Таким образом, можно сделать вывод, что для рассматриваемых условий учет
экономического ущерба от выброса загрязнений при установлении размера ставки
дисконтирования практически не влияет на результаты оценки коммерческой
эффективности энерготехнологий, в следствии чего этап проведения системных
расчетов можно опустить.
Заключение
Результаты проведенных расчётов могут быть сформулированы следующим
образом.
1. На основе изучения научных и
проектных материалов проведен технико-экономический анализ преимуществ и
недостатков плазменных технологий переработки твердых топлив. По результатам
анализа определёно, что дальнейший прогресс в глубокой переработке угля
связывается с плазменными технологиями, освоение которых означает начало нового
долговременного технологического периода.
2. Сформулированы основные преимущества
плазменных технологий, обусловленные высокой концентрацией в плазме энергии и
химически активных атомов, по сравнению с традиционными технологиями
переработки угля:
- многократное ускорение химических реакций и повышение энергетической
эффективности процесса превращения угля;
снижение вредных газовых выбросов;
сокращение условно-постоянных расходов в связи с высокой
производительностью плазменно-энергетических установок.
3. На основании имеющейся информационной
базы, разработана предположительная схема для проведения системных расчетов по
эколого-экономической оценке эффективности энерготехнологий:
- осуществлена поставка задачи вероятностной оценки ущерба природной
среде в зависимости от вида энергоносителя, технологии его переработки,
изменения ценовой политики в энергетике;
4. В результате проведенных вариантных
расчетов при изменении физико-технических, экологических и стоимостных
характеристик энерготехнологий, а также параметров, характеризующих их внешние
связи, показана работоспособность предложенных схемы и инструментария для
системной эколого-экономической оценки энерготехнологий.
5. Рассчитаны значения точечной и
интервальной оценок народнохозяйственного ущерба для сравниваемых
энерготехнологий при различных уровнях превышения среднегодовых концентраций
вредных выбросов, согласно которым использование алло-автотермического
газификатора (ААГ) снижает экономический ущерб - примерно в 100 раз по
сравнению с используемым в настоящее время на предприятии котлотурбинным
оборудованием (использующем в качестве сырья уголь, мазут).
6. Анализ экономической эффективности
энерготехнологий на основе модели оптимизации баланса котельного топлива страны
показал, что во всех вариантах расчетов эффективными являются технологии “ААГ”
и особенно “Комби” (комбинирование ААГ с тепловыми насосами). При необходимости
и удовлетворении прироста потребности Республики Бурятии в тепле на период до
2010 года плазменные газификаторы и тепловые насосы могут заместить ТЭС (на
уровне 3 млн. Гкал или 25% от общего объема потребности). Потенциальный
экономический эффект от этого составит от 65 до 100 млн. руб. приведенных
затрат.
7. Финансово-экономическая оценка
эффективности инвестиций также показала неоспоримое преимущество плазменного
газификатора и тепловых насосов перед другими энерготехнологиями: в следствии
чего они имеют высокую привлекательность для инвесторов (Индекс доходности от
1,8 до 4,4, Внутренняя норма доходности от 56 до 207%) и низкий уровень риска
инвестиций (кумулятивная вероятность неудачи не более 50%).
8. В результате проведенных исследований
установлено, что учет экономического ущерба от загрязнения окружающей среды в
некоторых случаях влияет на сравнительную экономическую эффективность но в
целом ранжировка технологий меняется незначительно. Учет же экологического
фактора при установлении размера ставки дисконтирования в рассматриваемых
условиях практически не влияет на результаты оценки коммерческой эффективности
энерготехнологий, и этот этап проведения системных расчетов в дальнейших
исследованиях энерготехнологий не учитывался.
В достаточной мере обоснованным выглядит перспектива внедрения плазменных
технологий на Гусиноозёрской ГРЭС с учётом проведения анализа эффективности и
более глубокой, комплексной переработки угля за счет освоения технологий
извлечения ценных компонентов из зольной части угля. Внедрение прогрессивных
схем финансирования инвестиционных проектов, реализации энерготехнологий,
решения организационно-экономических вопросов при освоении новых
энерготехнологий.
энергетика экономический технология топливо
Список использованных источников
1. Андреев П.А. Развитие инновационных процессов в
условиях рынка. //АПК: экономика, управление. - 1993 г. - №6.
2. Байков Н. Инвестиции в отрасли ТЭК и естественные
монополии. //Мировая экономика и международные отношения. - 2003 г. - №1.
3. Бжилянская Л.М. Инновационная деятельность:
тенденции развития и меры государственного регулирования. //Экономист. - 1996
г. - №3.
4. Буянтуев С.Л., Мессерле В.Е., Пичугина Т.А.,
Карпенко Ю.Е. Удельные энергозатраты при плазменной растопке котлов и
газификации углей. //Теплоэнергетика: Новые технологии. Технико-экономическая
эффективность. Сборник научных трудов. Вып.3. Под редакцией академика В.Е.
Накорякова. Новосибирск: НГТУ, 1999, 0,4 п.л. (в печати).
. Валдайцев С.В. Оценка бизнеса и инноваций.
Москва, 2002
6. Викторов А., Румянцев А. Стратегия инновационного
развития региона. //Экономист. - 2002 г. - №6.
7. Воронин В.Г. Экономико-математические методы
планирования и управления в пищевой промышленности. Москва: Агропромиздат, 1986
г.
8. Воронов К. Стандартные методы анализа для оценки
инвестиционных проектов. //Экономика и управление. - 1996г. - №1.
9. Гремингер Р. Стратегические разработки нуждаются в
инновациях. //Проблемы теории практики и управления. - 2003 г. - №6.
. Дедов Л.А. О характеристике общих предпосылок
инновационного процесса. //Проблемы региональной экономики-2003г.-№№3,4.
11. Журавель Н.М., Мессерле В.Е., Карпенко Ю.Е.
Направления и перспективы научно-технических разработок по комплексной
переработке угля. // Экономические аспекты развития энергетики Сибири. Под
редакцией к.э.н. В.Н. Чурашева. Новосибирск: ИЭ и ОПП СО РАН, 1997, с. 101-130.
. Иванилов Ю.П., Лотов Л.В. Математические модели
в экономике. Москва: Наука, 1977 г.
13. Карпенко Е.И., Буянтуев С.Л., Ибраев Ш.Ш., Мессерле
В.Е. Плазмоэнергетические процессы в решении природоохранных задач. Российская
академия наук, Улан-Удэ, 1992 г.
. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е. Введение в
плазменно-энергетические технологии использования твердых топлив. Новосибирск,
“Наука”: 2003 г.
. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е.
Плазменно-энергетические технологии топливоиспользования, Новосибирск, “Наука”:
2002 г.
. Клейнер Г.Б., Тамбовцев В.Л. Предприятие в
нестабильной экономической среде: риски, стратегия, безопасность. Москва:
Инфра-М, 2002 г.
17. Кузнецов А.М. Методология анализа и оценки
инновационных проектов. //Известия вузов. Машиностроение. - 1996 г. - №№4,5,6.
18. Латыпов Р.Р. Исследования по инновации: есть серьезные
проблемы, требующие своего решения. //Экономика и управление. - 2003 г. - №4.
. Логинов В., КулагинА. Инновационная политика: меры
по активизации. //Экономист. - 1994 г. - №9.
. Львов Д.С., Медницкий В.Г. Методологические проблемы
оценивания эффективности инвестиционных проектов. //Экономика и математические
методы. - 1995г. том 3 выпуск 1.
. Медведев А.Г. Особенности оценки и отбора
инновационных проектов. //Мировая экономика и международные отношения. - 1993
г. - №7.
22. Мессерле В.Е., Чурашев В.Н., Зубарев Н.М.,
Карпенко Ю.Е. Методика оценки технико-экономической эффективности плазменной
системы безмазутного воспламенения углей. // Препринт. Улан-Удэ: ВСТГУ, 1998,
35 с.
23. Мессерле В.Е., Чурашев В.Н., Карпенко Ю.Е.
Технико-экономические характеристики алло-автотермического газификатора
энергетических углей. // Труды научной конференции преподавателей, научных
сотрудников и аспирантов, посвященной 35-летию ВСГТУ. Улан-Удэ: ВСТГУ-ОЦПЭТ,
1997, с. 39-46.
24. Молодцова Р.Г. Тенденции
организационно-экономического развития инвестиционно-инновационной сферы.
/Российская экономическая академия им. Г.В. Плеханова - Москва: Издательство
Российской экономической академии,2003г.
25. Оппенлендер К.Х. Необходимость и предпосылка новой
инновационной политики. //Вопросы экономики. - 1996 г. - №10.
26. Патент № 9794 Республики Казахстан, МПК с10
F11/00 Электродуговой плазменный реактор / Ибраев Ш.Ш., (РК), Карпенко Ю.Е. (РФ),
1996.
. Саати Томас Л. Целочисленные методы оптимизации
и связанные с ними экстремальные проблемы. Москва: “Мир”, 1973г.
28. Смоляк С.А. Оценка эффективности проектов в
условиях интервально-вероятностной неопределенности. //Экономика и
математические методы. - 2002 г., том 34 выпуск 3.
29. Шаборкина Л.В. Выбор инновационной стратегии
предприятия. //Российский экономический журнал. - 2004. - №7.