■ индекс прибыльности (доходности) — PI;
■ внутренняя норма рентабельности (доходности) — IRR.
Анализ коммерческой эффективности реконструкции выполнен с использованием компьютерной программы «ProjectExpert 7.O3», разработанной компанией «Про-Инвест-ИТ».
Все виды интегральных результатов и затрат выражались и сопоставлялись в дисконтированной форме. Ставка дисконтирования принята равной 10%. Расчеты выполнены в ценах по состоянию на 1-й квартал 2001 г. с учетом платежей в бюджетные и внебюджетные фонды и с учетом НДС. Продолжительность реконструкции, включая проектирование и пусконаладочные работы, - 18 месяцев. Основные исходные данные, принятые при расчетах эффективности инвестиционного проекта, приведены в табл. 2. В расчетах были заданы переменные значения уровня инфляции с тенденцией снижения годовых темпов инфляции — после 2004 г. годовой уровень инфляции принят постоянным и равным 10%.
При расчете учитывались следующие издержки, связанные с эксплуатацией вновь устанавливаемого оборудования ПГУ-КЭС:
■ топливо на технологические цели (в камеры дожигания котлов-утилизаторов);
■ вода на технологические цели (подпитка контуров котлов-утилизаторов и контура оборотного водоснабжения);
■ заработная плата персонала (дополнительный штат, связанный с вводом нового оборудования);
■ расходы на содержание и эксплуатацию оборудования ;
■ ремонт основного оборудования.
Нормы амортизационных отчислений по всем активам (оборудование, здания и сооружения, другие активы) приняты в соответствии с «Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы» от 1 января 2002 г.
Затраты на все виды ремонтных работ для паросилового оборудования приняты на базе проектов аналогов из расчета $4 МВт»ч выработанной электроэнергии.
Основные интегральные показатели эффективности инвестиционного проекта, определенные без учета схемы финансирования, приведены в табл. 3.
Анализ полученных результатов указывает на экономическую эффективность проекта реконструкции для всех рассматриваемых вариантов. Показателем эффективности является тот факт, что срок окупаемости меньше принятого для расчета (15 лет) и внутренняя норма рентабельности превышает принятую ставку дисконтирования. Учитывая, что инвестирование в энергетику в современных условиях характеризуется достаточно продолжительными сроками окупаемости, полученные абсолютные значения DPB (с начала проекта 10,3-12,7 лет) могут быть привлекательными для потенциального инвестора.
Сравнение результатов, полученных для вариантов 1 и 2, демонстрирует экономическую эффективность перехода к оптимальным начальным параметрам пара ПГУ-КЭС. Это проявляется в снижении дисконтированного срока окупаемости DPB практически на один год и увеличении внутренней нормы доходности проекта на 0,92% (абс). Как отмечено выше, капитальные вложения, принятые для варианта 2, в действительности могут быть снижены за счет увеличения единичной мощности паротурбинного оборудования и уменьшения количества вспомогательного оборудования — в этом случае возможно повышение экономической эффективности.
Несмотря на некоторое снижение показателей тепловой экономичности при дожигании топлива в схеме ПГУ-КЭС (табл. 1), вариант 3 при указанных условиях расчета обладает наибольшей экономической эффективностью (табл. 3). Это связано с тем, что рассматривается не ПГУ в целом, а только вновь сооружаемая часть и все, что с ней связано. И если при дожигании производство электроэнергии (нетто) для ПГУ-КЭС в целом увеличивается примерно на 10% (табл. 1, вар. 1 и 3), то с точки зрения паротурбинной «пристройки» прирост годового отпуска электрической энергии для варианта 3 составляет на 48,7% больше, чем в варианте 1 (табл. 2). Именно этот прирост определяет экономическую эффективность варианта реконструкции и при определенном соотношении цены топлива и тарифа на электроэнергию вызывает более интенсивный приток наличных средств. В итоге, несмотря на увеличенные капитальные вложения и дополнительные затраты на дожигаемое топливо (табл. 2), данный вариант имеет лучшие экономические показатели. В зависимости от ситуации на рынке выходные показатели эффективности инвестиционного проекта могут существенно изменяться. Был проведен анализ изменения эффективности в зависимости от тарифов на отпущенную электроэнергию, при этом в качестве основного критерия был принят дисконтированный срок окупаемости (ВРВ) с начала реализации проекта (рис. 2). Из анализа результатов видно, что изменение тарифа на электроэнергию достаточно интенсивно влияет на величину ВРВ. Так, рост текущих тарифов на 30% приведет к уменьшению дисконтированного срока окупаемости на 32-37 мес. (большая величина соответствует варианту 1). Одним из важнейших параметров, определяющих экономическую эффективность проектов создания и реконструкции энергетических объектов, является цена топлива. Особенность рассматриваемой реконструкции заключается в том, что для вариантов 1 и 2, вследствие использования для выработки дополнительной электроэнергии только утилизируемого тепла газов ГТУ, топливная составляющая затрат отсутствует. Поэтому экономическая эффективность данных вариантов не зависит от цены топлива. При рассмотрении эксплуатационных затрат, связанных с работой вновь сооружаемой (надстраиваемой) части ПГУ, для варианта З топливная компонента составляет около 26,5%. Было исследовано, как влияет изменение тарифа на электроэнергию и цены топлива (природного газа) на дисконтированный срок окупаемости. Результаты показали, что изменение тарифов на электроэнергию имеет более существенное значение, чем на топливо. Так, рост цены на отпускаемую электроэнергию на 30% при одновременном увеличении стоимости природного газа на 75% снизит срок окупаемости на 26 месяцев. Это объясняется, прежде всего, малой величиной топливной составляющей в составе общих издержек эксплуатации, а также относительно низкой ценой природного газа на внутреннем рынке.
ВЫВОДЫ: • создание парогазовых установок на базе ГГУ малой и средней мощности — достаточно эффективный способ производства электроэнергии. Все предложенные варианты реконструкции ГТЭС являются экономически эффективными с точки зрения полученных сроков окупаемости и интегральных показателей; • выбор оптимальных начальных параметров паротурбинной части ПГУ экономически оправдан; • при имеющемся на данный момент уровне соотношения цены природного газа и тарифа на электроэнергию использование дополнительного сжигания топлива в схемах ПГУ-КЭС может быть экономически оправдано.
Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций
Наибольшего снижения удельных расходов топлива при обновлении ТЭС можно достичь за счет внедрения прогрессивных технологий производства электроэнергии: для ТЭС на газе - это парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС на угле - экологически чистые технологии его сжигания в паротурбинном цикле.
Е. Волкова, Т. Новикова, В. Шульгина - ИНЭИ РАН
Старение оборудования электростанций и связанная с этим необходимость полной или частичной его замены -одна из основных проблем развития электроэнергетики в ближайшие годы. Обновление позволяет не только сохранить и даже несколько увеличить мощность действующих станций, но также повысить эффективность использования органического топлива.
В настоящее время инвестиции в разработку новых типов оборудования ограничены, поэтому предлагаются менее капиталоемкие способы обновления — восстановление ресурса и модернизация оборудования на действующих электростанциях.
В рамках работы над «Концепцией технического перевооружения...» ИНЭИ РАН провел экономический анализ трех предлагаемых в настоящее время способов обновления устаревшего оборудования ТЭС: восстановление ресурса, установка модернизированного оборудования и внедрение новой техники. Сравнение проводилось для типовых групп (так называемых «технологий»), классифицированных по принципу относительной близости технико-экономических показателей - тип блока (ТЭЦ или КЭС), начальные параметры пара и вид используемого топлива (табл. 1).
Таким образом, в одну группу попали, например, конденсационные энергоблоки разной единичной мощности с начальным давлением пара 240 ата.
При первом способе обновления — восстановлении ресурса -мощность оборудования не меняется. При замене этих блоков модернизированными происходит некоторое увеличение их мощности (например, К-330-240 и К-850-240 вместо К-300-240 и К-800-240). При замене старого оборудования прогрессивным на действующих площадках устанавливаются ПГУ примерно такой же мощности (например, ПГУ-325 вместо К-300-240). Для всех типовых групп были приняты укрупненные технико-экономические показатели, прогнозируемые для каждого способа обновления. Ранжирование «технологий» по минимуму удельных приведенных затрат позволило выбрать наиболее эффективные способы обновления: для ТЭС на угле — это установка модернизированного оборудования, для ТЭС на газе — замена паротурбинных блоков парогазовыми установками и ГТУ с котлами-утилизаторами. В рамках «Программы обновления ТЭС...» ИНЭИ РАН определил коммерческую эффективность трех вариантов обновления конкретных тепловых электростанций в период до 2010 года. Варианты были разработаны институтом «Теплоэлектропроект» с учетом динамики выбытия оборудования в результате старения и на основе рекомендованных выше способов обновления для каждой типовой группы. По существу, проводилось сравнение двух путей обновления ТЭС. Один из них - малозатратный, но в то же время топливоемкий, технически отсталый путь, связанный с восстановлением ресурса оборудования. Другой — прогрессивный, обеспечивающий снижение потребности в топливе, но капиталоемкий, требующий внедрения модернизированной и новой техники. Вариант 1 представляет собой реализацию первого пути. т.е. оборудование всех ТЭС. по мере достижения турбинами индивидуального ресурса подлежит восстановлению (табл. 2).