Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

При этом считается, что если вероятность получения убытков:

■ не превышает 25%, то проект обновления ТЭС характеризуется минимальной степенью риска;

■ 25-50% — проект обновления ТЭС обладает повышенной рискованностью;

■ 50-75% — проект обновления ТЭС имеет критический риск;

■ превышает 75% — реализация проекта обновления ТЭС недопустима.

Ниже приводится иллюстрация применения данного методического инструментария для оценки коммерческой привлекательности для инвесторов проектов по замене паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ. Следует отметить, что описываемые в примерах объекты являются условными, то есть сформированные для них широкие диапазоны значений факторов риска должны рассматриваться только как иллюстративные.

На основе результатов многочисленных исследований ИНЭИ РАН для анализа выявлены основные факторы риска, влияющие на коммерческую привлекательность обновления ТЭС. Этими факторами являются:

1) превышение сметной стоимости  работ по обновлению устаревшего  оборудования ТЭС;

2) колебание цен на топливо;

3) изменение спроса на продукцию ТЭС;

4) увеличение продолжительности работ по замене оборудования;

5) изменение технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ (расход топлива, условно-постоянные затраты).

Именно для этих факторов риска были сформированы возможные диапазоны их значений. При этом для ценовых показателей (цена топлива, электроэнергии и тепла) рассмотрены две динамики в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.», утвержденной Правительством РФ 28.08.03. Диапазоны технико-экономических показателей ПГУ и ГТУ приняты на основе анализа инвестиционных предложений, представленных энергокомпаниями в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. (табл. 1).

 

Диапазоны факторов риска
	ПГЭС		ГТ-ТЭЦ		ПГУ-ТЭЦ
	мин.	макс.	мин.	макс.	мин.	макс.
Тип оборудования	ПГУ-325		НК-37+КУ		ПГУ-325
Электрическая мощность блока, МВт	325		25		325
Тепловая мощность блока, Гкал/час			50		50
Расход энергии на собственные нужды в конд. цикле, %	2,0	4,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Расход энергии на собственные нужды в тепл. цикле, %			2,1	10,0	2,0	4,5
Удельный расход топлива на отпуск э/э в конд. цикле, гут/Вт	210	250	280	340	255	280
Удельный расход топлива на отпуск э/э в тепл. цикле, гут/Вт			180	280	175	190
Удельный расход топлива на отпуск тепла,  гут/Вт			155	170	155	170
Число часов работы в году, в т.ч. в теплофикационном цикле	4000	7000	3000	7800	3500	6500
			2800	7300	2500	4700
Удельные постоянные затраты, $/кВт	10	30	15	40	20	35
Удельные капитальные затраты, $/кВт	110	600	230	720	175	890

 

Безусловно, при анализе инвестиционной привлекательности обновления конкретных объектов, когда максимально учитываются все индивидуальные особенности эксплуатации ТЭС, диапазоны варьирования значений ряда факторов риска будут значительно сужены и даже могут быть заданы детерминированно.

Для каждого из рассматриваемых объектов с использованием метода Монте-Карло было сформировано 250 различных сочетаний факторов риска (сценариев) и оценена коммерческая эффективность установки ПГУ и ГТУ, результаты которой представлены на рис. 3. Отсюда видно, что инвестиционная привлекательность обновления ТЭС зависит от типа оборудования, устанавливаемого при замене.

Практически безрисковой (т. е. коммерчески привлекательной) считается установка ПГЭС — вероятность получения отрицательного ЧДД при этом составляет лишь 5%. Это означает, что из 250 различных сценариев факторов риска, сформированных случайным образом, лишь в 13 сценариях замены оборудования на ПГЭС возможно получение убытков, величина которых не превысит 50 млн долл. Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ПГЭС, составит 100-150 млн долл. Причем достаточно высока вероятность и того, что доход превысит 150 млн долл.

С небольшой натяжкой можно считать безрисковой установку ГТ-ТЭЦ — вероятность получения отрицательного ЧДД при этом составляет 28%, т.е. лишь на 3% превышает верхнюю границу безрискового интервала (что можно принять за погрешность расчетов).

Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ГТУ-ТЭЦ, составит 5-10 млн долл., что на порядок ниже по сравнению с ПГЭС.

Самой рискованной считается установка ПГУ-ТЭЦ — вероятность получения убытков при этом составляет 40%. Такая степень рискованности не считается критической, поэтому установка ПГУ-ТЭЦ наряду с предыдущими объектами также считается коммерчески привлекательной. Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ПГУ-ТЭЦ, составит 50 млн долл., что сопоставимо с ПГЭС.

Дальнейшим этапом исследования было количественное определение степени влияния каждого фактора риска на эффективность установки ПГЭС, ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ, осуществляемое по специальной процедуре, созданной на основе факторного анализа. Был рассчитан ЧДД каждого способа замены на ТЭС при последовательном изменении значений каждого из факторов риска и фиксированных значениях оставшихся факторов. Ранжирование факторов риска по степени влияния на величину ЧДД показано на рис. 4.

Данный этап исследования является важным. Он позволяет выявить «критические» факторы риска и при оценке инвестиционной привлекательности конкретных объектов разработать комплекс мер по ликвидации этих рисков или минимизации возможного ущерба от их проявления (например, посредством страхования, создания резервных фондов, подписания долгосрочных контрактов на поставку топлива и т.д.).

В иллюстрируемом примере самыми «критичными» для всех способов замены являются показатели: удельные капиталовложения и годовое число часов использования установленной мощности ТЭС. Наиболее значимо фактор удельных капиталовложений проявляется при установке ПГУ-ТЭЦ: при неизменных «благоприятных» значениях прочих факторов риска рост удельных капиталовложений в замену с 175 долл./кВт до 890 долл./кВт более чем на 95% снижает значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации. Аналогичный рост удельных капиталовложений в замену на ПГЭС (с ПО долл./кВт до 600 долл./кВт) влияет на ее эффективность в меньшей степени — значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации, снижается на 60%. Самым «критичным» фактором при установке ГТУ-ТЭЦ является годовое число часов использования их установленной мощности: при неизменных «благоприятных» значениях прочих факторов риска сокращение годового графика их работы с 7800 до 3000 часов/год значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации, снижается более чем на 70%.

Таким образом, уже в ближайшей перспективе складываются достаточно благоприятные условия для широкомасштабного внедрения ПГУ и ГТУ не только при новом строительстве, но и при замене паротурбинного оборудования действующих ТЭС. Наряду с технологической базой разработана адекватная методологическая база, позволяющая повысить обоснованность экономических оценок и качество принимаемых инвестором решений относительно инвестиционной привлекательности действующих ТЭС, и таким образом способствовать активизации инвестиционной деятельности в отрасли.

 

Список использованной литературы

 

1.Цанев С.В. Буров В.Д., Ремезов  А.Н. Газотурбинные и парогазовые  установки тепловых электротанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева- М.: Издательство МЭИ, 2002.- 584 с.

2. Паровые и газовые турбины: Уебник для вузов / М.А. Трубилов, Г.В. Арсеньев, В.В., В.В. Фролов и др.; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова  – М.: Энергоатомиздат, 1985.- 352 с.

3.Попырин Л.С., Штромберг Ю.Ю., Дильман М.Д. Надежность парогазовых установок//Теплоэнергетика, № 7, 1999.

4.Попырин Л.С., Волков Г.А., Дильман  М.Д. Обоснование вида структурной  схемы конденсационных парогазовых  установок с учетом надежности //Известия РАН. Энергетика, № 3, 2000.

5. А. Виноградов, А. Григорьев Оценка  технико-экономической эффективности  модернизации ГТУ-ТЭС с использованием  парогазовой технологии.// Газотурбинные  технологии. 2004 №1

6. Е. Волкова, Т. Новикова Экономическая  целесообразность форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций // Газотурбинные технологии. 2004 №1

7. С. Костин, А. Пак Комплексный подход  к строительству и реконструкции  электростанций с применением  ПУ и ПГУ.// Газотурбинные технологии. 2004 №1

8. Ю.С. Бухолдин, В.М. Олефиренко Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

9.А.И. Виноградов, Н.Р. Джапаридзе Конденсационная  парогазовая электростанция для  надежного энергоснабжения промышленных потребителей.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

10. Ю.И. Шаповалов Реконструкция  паротурбинных электростанций - эффективный  путь перевооружения энергетики.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

11. Ю.Н. Бондин, В.А. Кривуца, С.Н. Мовчан, В.И. Романов Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

12. B. Безлепкин Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» .// Газотурбинные технологии. 2004 №2

13. Михаил Коробицын Повышение  эксплуатационных характеристик  энергетических установок.// Газотурбинные  технологии. 2004 №3

14. И. Долинин, А. Иванов Сравнение  паросилового блока с Т-265 и  энергоблока с двумя ПГУ-170Т.// Газотурбинные технологии. 2004 №2

15. Т.В. Новикова, И.В. Ерохина Масштабы  внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной  перспективе.// Газотурбинные технологии. 2004 №5