Технически прогрессивным является вариант 2. В этом случае оборудование всех ТЭС, работающих на угле, заменяется новым, с некоторым увеличением его мощности. На ТЭС, работающих на газе, оборудование частично модернизируется, а частично заменяется парогазовыми и газотурбинными установками.
Вариант 3, самый оптимистичный, является некоторой модификацией 2-го. В этом варианте осуществляется форсированное внедрение ПГУ и ГТУ, в том числе на некоторых ТЭС, где ресурс агрегатов заканчивается после 2010 года.
Для сопоставимости все варианты были приведены к одинаковому энергетическому эффекту (по мощности и полезному отпуску электроэнергии). Выравнивание по мощности условно выполнено через новую замыкающую КЭС, работающую на угле. В качестве расчетного принят период 2003-2030 гг.
Безусловно, при формировании технико-экономических показателей был принят ряд допущений. Например предполагалось, что при восстановлении ресурса экономичность действующего оборудования не повышается, поэтому удельный расход топлива был принят на уровне усредненных отчетных данных за 2001 год для соответствующих групп оборудования. При модернизации и внедрении новой техники этот показатель принимался в соответствии с ожидаемым проектным.
При определении удельных капиталовложений было принято, что при обновлении полностью или частично заменяется оборудование электростанции. Причем его стоимость составляет 50% капиталовложений в новую паротурбинную ТЭС на газе, 60% — в ТЭС на угле и около 70% — в новую парогазовую или газотурбинную ТЭС.
В качестве основного критерия при сравнении вариантов был принят максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД).
Для определения коммерческой эффективности ежегодно на протяжении всего расчетного периода проводилось сопоставление двух финансовых потоков: дохода от реализации электроэнергии и всех затрат. Затем ежегодные сальдовые потоки с помощью коэффициента дисконтирования приводились к сегодняшнему уровню цен и суммировались за весь расчетный период. Эта итоговая сумма и отражала ЧДД, получаемый в результате реализации каждого из вариантов обновления.
Расчет коммерческой эффективности осуществлялся при прогнозируемых ценах на топливо и электроэнергию. При этом были рассмотрены связанные между собой изменения цен на топливо и электроэнергию, характеризующие их умеренный интенсивный рост. Кроме того, были определены предельные тарифы электроэнергии, при которых будет достигнута самоокупаемость в каждом из трех вариантов обновления.
Результаты расчетов показали, что максимальный расход топлива наблюдается в варианте 1 (табл. 3),
| Результаты оценки коммерческой эффективности трех вариантов обновления ТЭС ЕЭС России Таблица 3 | |||
| Вариант | |||
| 1 | 2 | 3 | |
| Расход топлива по варианту, млн т. у.т. в т.ч. газ/уголь Экономия топлива по сравнению с вариантом 1, % | 1646 918/728- | 1539 868/671 7 | 1321 735/586 25 |
| Потребность в инвестициях по варианту, млрд дол. Дополнительный объем инвестиций по сравнению с вариантом 1, % | 8,3- | 9,6 16 | 12,5 51 |
| Чистый дисконтированный доход по варианту, млрд дол. | -14,7 | -1,2 | 7,1 |
при котором работы по восстановлению ресурса оборудования не обеспечивают повышение его тепловой экономичности. Самым экономичным с точки зрения расхода топлива является вариант 3 с максимальным объемом внедрения новой техники. За счет экономии газа, достигаемой при обновлении действующих паротурбинных ТЭС и составляющей около 7 млн т у.т. в год, можно обеспечить этим топливом как модернизированные ТЭС, так и новые парогазовые электростанции. В результате этого мощность ПГУ и ГТУ к 2010 году можно довести до 12...13млнкВт.
Безусловно, столь значительная экономия топлива в варианте 3 достигается за счет дополнительных инвестиций, в 1,5 раза больших по сравнению с вариантом 1. Это существенно осложняет возможность реализации прогрессивного варианта обновления. В соответствии с принятым критерием (максимум ЧДД) именно вариант 3 с максимальным внедрением технически нового и модернизированного оборудования является самым эффективным, в то время как реализация варианта 1 неэффективна вообще (ЧДД<0).
Для финансирования обновления ТЭС полностью за счет собственных средств наименьший рост тарифов предполагается в варианте 3: по сравнению с уровнем 2002 года он увеличится к 2010 году примерно в 2 раза (рис. 1). При менее эффективных вариантах обновления самоокупаемость возможна лишь за счет более интенсивного роста тарифов — в 3-3,5 раза. Как известно, основными источниками собственных инвестиционных средств являются нераспределенная прибыль и амортизация. Прибыль как источник инвестиционных средств возможна лишь в прогрессивных вариантах 2 и 3 (рис. 2). Амортизационных средств в этом случае явно недостаточно. Поэтому в совокупности за счет собственных источников можно профинансировать лишь около 30% инвестиций в варианте 1 и значительно больше в прогрессивных вариантах 2иЗ — 44и61% соответственно. Ввиду недостатка собственных средств для финансирования обновления, ИНЭИ РАН были рассмотрены и другие схемы инвестирования (рис. 3):
■ обновление на 30% финансируется за счет собственных средств РАО «ЕЭС России», 70% - за счет привлечения долгосрочных банковских кредитов, при этом срок погашения кредита составляет 10 лет, а процентная ставка за кредит-5 и 10%;
■ оборудование для обновления приобретается на условиях лизинга, а строительно-монтажные работы либо полностью финансируются за счет собственных средств, либо 30% — за счет собственных средств и70% — за счет заемного капитала. Анализ схем финансирования показал, что реализовать прогрессивные варианты обновления 2 и З можно лишь при льготных условиях привлечения заемных средств (сроки возврата капитала более 10 лет и процентные ставки 5—10%). В варианте 1 из—за роста топливных затрат себестоимость производства электроэнергии превышает выручку от ее продажи. Поэтому погашение обязательств даже по льготным кредитам проблематично. Таким образом, результаты сравнения вариантов обновления ТЭС, ресурс которых будет выработан к 2010 г., показывают, что для оборудования на газе самым эффективным является его замена парогазовыми или газотурбинными установками, а для оборудования на угле — замена модернизированным. При восстановлении ресурса преимуществом являются относительно низкие затраты и короткие сроки обновления. Но с экономической точки зрения реализация такого варианта неэффективна и способствует отставанию в развитии электроэнергетики. Поэтому на паротурбинных КЭС на газе рекомендуется установка крупных ПГУ единичной мощностью 325...540 МВт, на мелких ТЭЦ (с параметрами пара 90 ата и ниже) — установка ГТУ с котлами-утилизаторами. Однако замена оборудования мелких ТЭЦ на ГТУ эффективна только в том случае, если их стоимость не превысит стоимость крупных газовых турбин более чем в 1,5 раза. При выборе способов обновления крупных ТЭЦ (130 ата) существует большая неопределенность. Это связано как с трудностью прогнозирования тепловых нагрузок на перспективу, так и с необходимостью оценки технических возможностей по размещению нового оборудования на старых площадках ТЭЦ. Замена крупных теплофикационных агрегатов, работающих на газе, на ПГУ более эффективна, чем установка их на паротурбинных КЭС, лишь в том случае, если загрузка ПГУ по тепловому графику составляет более 60%.
Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ
Разработанный 000 «АГРИ-Консалтинг» подход при реализации инвестиционных проектов строительства газотурбинных электростанций позволяет решить все организационно-правовые вопросы, а также вопросы, связанные с информационно-технологическим обеспечением проекта с минимизацией административных и финансовых затрат.
С. Костин, А. Пак - 000 «АГРИ-Консалтинг»
В последние десятилетия в России наблюдается существенное увеличение спроса на энергетические ресурсы, особенно в Центральной части. Это связано с ростом темпов производства и увеличением потребления электроэнергии (рис. 1).
Сооружение новых электростанций с комбинированным циклом производства тепловой и электрической энергии, а также техническое перевооружение и реконструкция существующих весьма актуальны в настоящее время. Особенно это касается малых городов России.
Строительство новых электростанций на основе газотурбинных установок (ГТУ) — одно из приоритетных направлений развития систем энергогенерации мощностью от 4 до 90 МВт. Это позволяет обеспечить экономию топлива, решить проблемы теплоснабжения, экологии и сохранения водных ресурсов. Производство основной доли тепловой энергии осуществляется без затрат топлива — за счет утилизации тепла уходящих газов, отработавших в газотурбинных установках при производстве электроэнергии. Стоимость газотурбинного оборудования, по сравнению с другими технологиями (рис. 2), относительно невелика. Его применение позволяет построить и ввести в эксплуатацию объект за 1-2 года.