1. Экономический эффект
Экономический эффект складывается из ряда планируемых результирующих показателей: 1) стоимости объёма замещённого топлива (ресурсный эффект); 2) прибыли, полученной от реализации потребителям электроэнергии, выработанной альтернативными электростанциями; 3) экономии затрат в сравнении с планируемыми результатами реализации стратегии и программы традиционной энергетики за тот же период.
1.
Суммарный годовой объём замещаемого топлива всем комплексом альтернативных преобразователей энергии, начиная с 2020 г., составит величину, равную: 2,213 млн т у.т./год + 287 706 т у.т./год — = 2,50 млн т у.т./год, что в сегодняшних ценах на нефть (25,5 дол ./баррель) эквивалентно 262,6 млн дол ./год. Безусловно, цены на органическое топливо до 2020 г. возрастут многократно, что сделает ещё более значимым полученный годовой эффект замещения топлива.Суммарный же объём замещённого топлива за время работы всего комплекса АПЭ составит величину: 9,79 млн т у.т. + (287 700-12 ) т у.т. = -= 13,24 млн т у.т., что сегодня эквивалентно экономии 1,39 млрд дол. (в ценах 2020 г. эта величина будет гораздо внушительнее), что уже (без других видов эффекта) сопоставимо с суммой инвестиций.
Экономический эффект (при принятом среднем тарифе) от реализации электроэнергии (формула (43)), рассчитанный для программы, составляет 2Д млрд дол. В сумме со стоимостью замещённого топлива эффект достигнет 3,5 млрд дол., что в 2,6 раза превышает сумму инвестиций. Сюда можно было бы добавить эффект, получаемый за счёт компенсации энергодефицита и перерывов в электроснабжении региона, однако из-за отсутствия статистических данных сделать это трудно.
Следующими показателями экономического эффекта, наряду с балансовой прибылью, дающей оценку в первом приближении, должны служить: внутренняя норма доходности, рентабельность, срок окупаемости инвестиций, удельные капитальные вложения [117,118].
Срок окупаемости инвестиций на программу определим по формуле (39), принимая среднее значение совокупного налога п = 0,4. Тогда
Т0 = 1,323/0,6/2,89 + AT = 0,76 + AT. (42)
Учитывая, что среднее значение ДТ = 2,5 года (см.
табл. 5), из выражения (42) получим среднюю величину срока окупаемости инвестиций в программу, равную 3,3 года.Интерес представляет зависимость срока окупаемости от изменения величины тарифа на электроэнергию (получается после подставления в формулу (39) выражений (31) и (33)). Такая зависимость для инвестиций в геотермальную электтзостанцию мощностью 1,2 МВт изображена на рис. 14. Как видно из рис. 14, эта зависимость близка к гиперболической, причём величина срока окупаемости особенно быстро уменьшается при первоначальном удвоении размера тарифа, что и прогнозируется в ближайшие 4-5лет, т.е. к моменту начала строительства альтернатив-ной ЭС срок окупаемости заведомо будет приемлем.
Рис. 14. Зависимость величины срока окупаемости инвестиций в создание альтернативной ЭС от изменения размера тарифа на электроэнергию
(в традиционной энергетике)
Из выражения (40) получим величину коэффициента эффективности инвестиций Ео = 0,30. Учитывая, что банковская ставка для валютных сбережений порядка 6%, т.е. Е„ = 0,06, то при Ер не более ОД (см. выражение (40)) имеем: Е„ + Ер = 0,16, что почти в 2 раза меньше Ео. Рентабельность штаестиций определим из формулы (41): R, - 1,31.
По формуле (42) рассчитаем удельные капитальные вложения (коэффициент использования инвестшдий): Kw = 1,323/7,214 = 0,18 дол./кВт-ч.
Отсюда следует, что инвестиции используются в рассматриваемой программе почти в 2 раза эффективнее, чем инвестиции минимального уровня по Энергетической стратегии России (0,35 дол./кВт*ч).