Себестоимости электроэнергии

Способ накопления инвестиций путем включения их в себестоимость производства электроэнергии представляется в условиях экономического спада наиболее целесообразным, поскольку, как указывалось, не приводит к значительному росту тарифов. Обязательным же условием получения иностранных инвестиций является возврат капитала с процентами и выплата дивидендов, что потребует увеличения тарифов на электроэнергию в несколько раз (до мировых цен). Использование заемного капитала ляжет тяжелым бременем на тарифы в будущем, так как при среднем сроке возврата капитала около 20 лет (10 лет занимает строительство, 10 уйдет на возврат кредита и процентов за кредит) стоимость первоначального капитала возрастет в несколько раз.

В условиях, когда государственный бюджет уже не мог финансировать в нужных объемах строительство электростанций и ЛЭП, был принят порядок, при котором развитие отрасли стало финансироваться в основном за счет амортизации и целевых инвестиционных средств, включаемых в себестоимость производства электроэнергии. С 1991 по 1997 гг. формирование инвестиций осуществлялось за счет включения соответствующих составляющих в состав себестоимости производства электроэнергии в объемах, достаточных для поддержания нормального технического состояния электроэнергетического комплекса.

С тем чтобы избежать «скрытой формы налогообложения, неоправданной нагрузки на тариф и повысить ответственность производителей энергии за принимаемые инвестиционные решения», основным источником инвестиций с 1997 г. стала прибыль предприятий. Получение инвестиций на развитие энергоснабжения за счет включения их в себестоимость производства электроэнергии было сохранено только для обеспечения безопасности функционирования АЭС. Предложенный новый подход к формированию инвестиционных фондов оказался еще менее реальным, так как прибыль предприятий электроэнергетики незначи-

Средняя себестоимость производства электроэнергии, коп/(кВт-ч), вырабатываемой электростанциями СССР

Себестоимость производства электроэнергии на гидроэлектростанциях, коп/(кВт-ч)

Опыт эксплуатации АЭС показывает, что при единичной мощности реакторов более 500 МВт себестоимость производства электроэнергии на АЭС ниже, чем на ГРЭС, использующей любой вид органического топлива. Предполагается, что к 1980 г. в мире будут работать АЭС мощностью примерно 340 ГВт, что составит 14% от общей установленной мощности электростанций. В 1968 г. в мире работали АЭС общей мощностью 10 ГВт.

Достижения в области внедрения электрохимического преобразования энергии сильно зависят от себестоимости выработки электроэнергии этим способом по сравнению с другими методами. Оценить ее довольно сложно, во-первых, потому, что никто не задумывается об истинной цене, в которую обходится окружающей среде производство электроэнергии, во-вторых, себестоимость производства электроэнергии из органических топлив в ближайшие несколько лет может сильно возрасти. При прочих равных условиях, чем выше КПД электрохимического преобразования энергии, тем больше вероятность того, что оно станет экономически выгодным.

Следовательно, лишь 12,9% теплоты, содержащейся в топливе, преобразуется в электроэнергию; около 32 % остающейся теплоты, или около 29 % общего ее количества, составляют теплопотери в процессе транспортировки пара. На выходе теплопровода будет получено около 60 % первоначальной теплоты. При КПД=32 % себестоимость производства электроэнергии на АЭС составляет около 1 цент/ /(кВт-ч). Чтобы возместить эти производственные издержки и одновременно обеспечить необходимую теплоту на выходе теплопровода, необходимо назначить цену на теплоту в размере 0,6 цент/(кВт-ч). При этом предполагается, что потребитель использует всю'теп-лоту, на самом же деле ему удастся использовать, пожалуй, менее 50%. Значит, фактическая стоимость теплоты для потребителя превысила бы 3,3 долл/Гдж, или 1,2 цент/(кВт-'ч). В большинстве случаев передача теплоты по теплопроводам обошлась бы намного дороже, чем ее производство непосредственно на уест? потребления.

Проектные проработки и опыт эксплуатации первых АЭС показывают, что несмотря на то, что удельная стоимость строительства атомных электростанций выше удельной стоимости крупных конденсационных тепловых электростанций в 1,5—2,5 раза, себестоимость производства электроэнергии на АЭС практически одинакова или даже ниже, чем на обычных ГРЭС, расположенных в центральных районах европейской части СССР. Это объясняется тем, что топливная составляющая в себестоимости электроэнергии при ядерном горючем более чем в 2 раза ниже по сравнению с тепловой электростанцией на органиче-

В настоящее время многие трудности в создании АЭС уже преодолены. Ввод в действие Ленинградской и Нововоронежокой АЭС с реакторами на тепловых нейтронах мощностью по 1 млн. кВт открывает широкие перспективы строительства в СССР типовых АЭС, удельные капитальные вложения в которых значительно снизятся, а себестоимость производства электроэнергии будет ниже по сравнению с крупными тепловыми электростанциями с энергетическими блоками мощностью 300 тыс. кВт.

Вместе с тем энергетическим блокам с канальными уран-графитовыми реакторами этого типа присущи недостатки. В активной зоне этих реакторов имеются конструкционные элементы из нержавеющей стали, которая сильно поглощает нейтроны. Это обстоятельство ухудшает физические характеристики реактора и в результате приводит к существенному перерасходу урана-235. Вследствие этого себестоимость производства электроэнергии БАЭС соответственно повышается.

где с = U /Эн — топливная составляющая себестоимости электроэнергии; с = UK/3" - составляющая капита!ьных затрат себестоимости электроэнергии; сэкс = ^ЭКС/Э" - эксплуатационная составляющая себестоимости электроэнергии.

Как видно из (2.53), удельные приведенные затраты выше себестоимости электроэнергии сэ на величину Рякст/"Псятуст-

Как известно, коэффициент амортизации р обычно не превышает 10%. Так как нормативный коэффициент рн Е теплоэнергетике принимается равным 12%, то очевидно, что зк всегда по абсолютному значению намного выше капитальной составляющей себестоимости электроэнергии с .

Эксплуатационные составляющие себестоимости сэкс и удельных приведенных затрат з кс обычно не превышают 10% сэ(зд) и, следовательно, с и з определяются в основном значениями топливных составляющих CT и зт и составляющих капитальны к затрат ск и зк. Очевидно, что чем ниже значения стоимости топлив! и 1 кВт установленной мощности, тем ниже себестоимости электроэнергии и удельные приведенные затраты.

Таким образом, укрупнение блоков и электростанций (так же как повышение начальных параметров) приводит к уменьшению себестоимости электроэнергии с и удельных приведенных затрат зэ. Однако это снижение происходит главным образом за счет уменьшения амортизационных отчислений, расходов на текущий ршонт и зарплату, так как при постоянных параметрах топливная составляющая себестоимости и удельных приведенных затрат для крупных блоков меняется незначительно, а для одновальных паротурбинных агрегатов мощностью более 800 МВт остается почти неизменной.

На ТЭС, работающей на органическом топливе, основной составляющей себестоимости электроэнергии является топливная составляющая. Обычно с составляет от 50 до 70% общей себес'хэимости электроэнергии.

Большое влияние на показатели общей экономичности блоков оказывает коэффициент использования установленной мощности д Капитальная составляющая себестоимости электроэнергии изменяется практически обратно пропорционально изменению Муст. Кроме того, при уменьшении Муст обычно понижается средняя нагрузка блока, в связи с чем удельный расход условного топлива возрастает.

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций (см. [2.1]).

Анализ структуры себестоимости электроэнергии на ГЭС показывает, что наибольший удельный вес в ней составляет амортизация основных фондов — около 85%.

Отношение себестоимости электроэнергии на ТЭС и ГЭС 3,8 6,3 5,8 5,4 5,0

Изменение сметной стоимости электростанции (капитальных вложений) Кэ и себестоимости электроэнергии (эксплуатационных затрат) Сэ. При сравнении вариантов электростанций по их сметной стоимости должно учитываться изменение величины Ка не только вследствие изменения объемно-планировочных или конструктивных решений, но и в результате изменения: продолжительности строительства, расчетного максимального количества рабочих (в результате изменения трудоемкости или продолжительности строительства), расчетных потоков физических объемов основных видов работ (в результате изменения :их сметных объемов или продолжительности строительства) .