Моделирование продления сроков службы оборудования (на примере электрических мощностей) (стр. 3 )

Возможны и другие вариантные расчеты по данной модели.

Рассмотрим варианты решения задачи продления сроков службы энергетических мощностей.

Как было сказано выше, парковый ресурс энергетического оборудования определяется в пределах 20 – 25 лет. Вместе с тем опыт эксплуатации оборудования в условиях кризисной экономики и при отсутствии необходимого финансирования показал, что отечественное оборудование способно достаточно надежно работать до 40 – 60 лет. Безусловно, при этом увеличиваются потери, вызванные снижением надежности работы оборудования, ухудшением его технологических, а, следовательно, и экономических характеристик.

Реальное состояние дел в национальной экономике в целом и в энергетике, в частности, выдвигает задачу разработки механизмов поиска оптимальных или, по крайней мере, приемлемых по экономической эффективности решений относительно замены и продления сроков службы ранее установленного оборудования.

Нормативные сроки в отечественной промышленности устанавливались явно заниженными. Это стимулировало технический прогресс в отраслях реального сектора, но требовало дополнительных финансовых ресурсов, обоснование которых в плановой экономике было неубедительным.

Опыт работы энергетических компаний показал, что продление сроков службы оборудования дешевле ввода нового оборудования той же мощности в 1,5, а иногда в 2 раза и более. Безусловно, старое оборудование даже после его реконструкции уступает по экономичности и надежности новому, но эффект установки нового оборудования проявляется не сразу, а в течение достаточно продолжительного периода времени. Другими словами, при реконструкции старого оборудования компания выигрывает на капитальных затратах, обеспечивая увеличение объемов в сжатые сроки, а при установке нового оборудования проигрывает на текущих затратах, эффект от которых накапливается относительно малыми порциями.

В этой связи очевидна актуальность поиска оптимальных или, по крайней мере, приемлемых по экономической эффективности решений замены и продления сроков службы ранее установленного оборудования. Возникает типичная задача выбора оптимальных сроков замены оборудования. Теоретические модели и подходы к решению данной проблемы базируются на методах линейного, динамического программирования, массового обслуживания и др. Практическое использование теоретических моделей оптимизации сроков замены оборудования связано со сложными вычислениями по причине больших размерностей и сложных алгоритмов оптимизации расчетов.

Ниже дается описание одного из возможных подходов к экономико-математическому моделированию задач продления сроков службы оборудования. В основе предлагаемого подхода лежит интерактивный обмен информацией между экспертом (проектировщиком) и моделью (генератором вариантов продления сроков службы оборудования). Каждый из вариантов характеризуется технико-экономическими показателями той или иной стратегии продления сроков службы.

Модель представлена в виде системы расчетов технико-экономических показателей, базирующихся на конкретных исходных данных, включая такие нормативы как:

– установленные мощности, время их установки и нормативные сроки службы;

– исходные на начало планового периода тарифы на электрическую и тепловую энергию, а также темпы их изменения;

– себестоимость единицы производства каждого из этих продуктов;

– минимальные уровни установленных мощностей для каждого отрезка планового периода;

– динамика курса доллара по отношению к рублю;

– лимиты на инвестиции по каждому периоду и др.

Основными искомыми (управляющими) параметрами модели являются сроки продления по каждой ранее установленной мощности, доля сохраняемой мощности по каждому из этапов продления (их может быть несколько). При этом доля продлеваемой мощности может быть как меньше, так и больше 100 %. Формально продлением может считаться ввод нового оборудования. В этом случае мощность ранее установленного оборудования считается равной нулю.

Расчетными показателями, в принципе, являются все показатели инвестиционного проекта, выполненного по международным стандартам. К их числу относятся:

– денежные потоки (приток, отток, чистый денежный поток);

– чистая приведенная стоимость;

– показатели прибыли;

– показатели рентабельности, в том числе внутренняя норма рентабельности (доходности);

– динамика требуемых инвестиций по периодам и в целом;

– динамика (календарный график) ввода установленных электрических мощностей;

– динамика (календарный график) ввода тепловых мощностей;

– удельная стоимость одного кВт установленной мощности;

– удельная стоимость одной Гкал тепловой мощности и др.

Расчеты основываются на информации о сроках ввода оборудования в условной энергосистеме, а также на дополнительной исходной информации (табл. 4), включающей нормативные сроки эксплуатации введенного оборудования по пяти периодам (десятилеткам), лимиты инвестиций, данные по себестоимости производства электроэнергии на начало 2001 г. Такие же данные приведены по тепловым мощностям. Кроме того, учтены предполагаемая динамика курса рубля к доллару и задание по вводу электрических и тепловых мощностей.

Таблица 4

Исходные показатели и параметры введенных мощностей*

Показатели	До 1960 г.	1960 – 1970 гг.	1971 – 1980 гг.	1981 – 1990 гг.	1991 – 2000 гг.
Введенные начальные УЭМ0, МВт	200,0	600,0	1000,0	400,0	200,0
Нормативный срок эксплуатации, лет	50	40	30	20	10
Себестоимость Э/Э на начало 2001 г., руб. / кВт ∙ ч	0,60	0,59	0,58	0,56	0,55
Себестоимость Т/Э на начало 2001 г., руб. / Гкал	190,0	188,1	186,2	184,4	182,5
Тариф на Э/Э на начало 2001 г., руб. / кВт ∙ ч	0,65	0,64	0,62	0,61	0,60
Тариф на Т/Э на начало 2001 г., руб. / Гкал	225,0	222,8	220,5	218,3	216,1
Постоянные затраты на первое продление, $ тыс.	1200,0	1140,0	1026,0	974,7	926,0
Постоянные затраты на второе продление, $ тыс.	1100,0	1045,0	992,8	943,1	896,0
Удельные затраты на первое продление, $ тыс. / Мвт	350,0	339,5	329,3	319,4	309,9
Удельные затраты на второе продление, $ тыс. / Мвт	290,0	281,3	272,9	264,7	256,7
Производство Э/Э за 10 лет, млн кВт ∙ ч / МВт УМ	55,0	57,8	60,6	63,7	66,9
Производство Т/Э, тыс. Гкал / МВт	32,31	33,3	34,3	35,3	36,4
Расходы Э/Э на себя, в том числе на отпуск тепла, %	12,0	11,9	11,8	11,6	11,5

Примечание. Расчет показателей на перспективу при итоге по введенным начальным УЭМ 2400 МВт:

Показатели	2001 – 2010 гг.	2011 – 2020 гг.	2021 – 2030 гг.	2031 – 2040 гг.	2041 – 2050 гг.	ИТОГО
Лимит инвестиций в продление УЭМ, $ млн	600,0	300,0	400,0	450,0	200,0	1950,0
Условие по УЭМ: не менее чем, МВт	250,0	250,0	250,0	250,0	250,0	1250,0
Условие по теплу: не менее чем, млн Гкал	60,0	65,0	60,0	10,0	30,0	225,0
Курс, руб. / $	28,0	30,8	33,9	37,3	41,0

В табл. 5 – 6 приводятся результаты расчетов по варианту 1 агрегированной интерактивной модели продления сроков службы оборудования. Здесь же показаны постоянные и переменные (в зависимости от величины вводимой электрической мощности) затраты.

Предполагается, что постоянные затраты тем выше, чем дольше продлевается срок службы оборудования. Удельные же затраты на один МВт мощности тем ниже, чем новее введенное ранее оборудование. Так, для оборудования, введенного до 1960 г., переменные затраты на единицу мощности приняты равными 260 $ / кВт, а для мощностей, введенных в период с 1991 по 2000 г., они составляют 180 $ / кВт.

В табл. 5 приведены решения экспертов, касающиеся сроков первого продления УЭМ (установленных электрических мощностей) по каждому виду мощностей, характеризуемому сроком ввода, и заданы тарифы на электрическую и тепловую энергию в рублях. При «неразумно» высоких тарифах моделью предусматривается сокращение реальных платежей за отпущенную энергию, а также сужение ее рынка. Это должно препятствовать неоправданному завышению тарифов.

Таблица 5

Искомые показатели и параметры продления мощностей по варианту 1

Показатели	До 1960 гг.	1960 – 1970 гг.	1971 – 1980 гг.	1981 – 1990 гг.	1991 – 2000 гг.
Срок первого продления УЭМ0, лет	30	30	30	30	30
Доля УЭМ1 от УЭМ0 при первом продлении, %	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0
Срок второго продления УЭМ0, лет	0	20	20	20	20
Доля УЭМ2 от УЭМ0 при втором продлении, %	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0
Искомый тариф на Э/Э на 2001 – 2010 гг., руб. / кВт ∙ ч	0,65	0,64	0,62	0,61	0,60

Таблица 6