- Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
- Снижение себестоимости производства электроэнергии за счет внедрения новейших парогазовых технологий с КПД не менее 58%
- Повышение энергобезопасностиУральского региона
- Снижение выбросов парниковых газов
- Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс
Глава 3 Оценка эффективности инвестиционного проекта
3.1 Общая информация по проекту
Срок эксплуатации ПГУ - 25 лет. Начало строительства январь 2007 года, ввод в эксплуатацию 1 июля 2010 года. Полная ликвидация оборудования 31 декабря 2035 года.
Цели и задачи проекта
Основная цель проекта - расширение «Среднеуральской ГРЭС» с созданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблока ПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособности станции за счет роста эффективности производства и увеличения выработки электроэнергии.
Цели Проекта:
• Повышение энерговооруженности городов и предприятий Свердловской области на основе использования современных парогазовых установок;
• Создание первого крупного высокоэффективного энергетического блока ПГУ, соответствующего современному мировому уровню. Это должно явиться началом строительства серии высокоэффективных и надежных ПГУ в России.
• Надежное и эффективное обеспечение электричеством и теплом г. Екатеринбурга на период до 2035 г.;
• Полное обеспечение электроэнергией возрастающих потребностей новых крупных промышленных предприятий и, в первую очередь, металлургических предприятий по производству алюминия, ванадия, завода по производству труб и др.;
• Улучшение экологической обстановки в центре Свердловской области за счет внедрения новых эффективных парогазовых установок.
Задачи Проекта:
• Впервые в России организовать на Среднеуральской ГРЭС строительство и эксплуатацию ПГУ мощностью 410 МВт с к.п.д. не менее 58%;
• Создать условия для широкомасштабного внедрения подобных ПГУ в России;
• Обеспечить поочередный ввод энергоблока в эксплуатацию в 2010г.;
• Реализовать строительство на основе современных финансовых схем с использованием собственного капитала, кредитов зарубежных частных банков, облигационного займа и углеродных кредитов;
• Осуществить замену старого неэкономичного энергетического оборудования, срок службы которого превысил 40 лет, на новые ПГУ, к.п.д. которых на 70-80% (относительных) выше;
• Оптимально использовать при создании новых ПГУ существующую строительную площадку и инфраструктуру СУ ГРЭС.[17]
Сильные стороны Проекта:
• Востребованность Проекта в связи с дефицитом электрической мощности в регионе;
• Наивысшая эффективность производства электроэнергии и тепла. Снижение потребления топлива почти в два раза по сравнению с существующими энергоблоками СУ ГРЭС, в условиях растущих цен на газ.
• Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ и СО2 почти в два раза.
• Высокая степень готовности строительной площадки и инфраструктуры;
• Ввод блока не требует дополнительного сетевого строительства;
• Высокая квалификация и заинтересованность персонала станции;
• Поддержка региональных властей. [17]
Слабые стороны и риски Проекта:
• Длительный срок окупаемости проекта при существующем низком тарифе на электроэнергию и тепло;
• Высокая стоимость проекта;
• Вероятность удорожания проекта;
•Высокие требования к качеству эксплуатации и к уровню эксплуатационного персонала.
Стратегия реализации Проекта
· Разработка Бизнес-плана по внедрению ПГУ-410.
· Научно-техническое обоснование проекта и его сопровождение
· Разработка Feasibility Study и концептуального проекта 4-ой очереди СУ ГРЭС.
· Разработка ТЭО (Проекта) на создание ПГУ и его утверждение.
· Проведение конкурсных торгов (тендеров) для выбора:
o поставщиков основного оборудования;
o генпроектировщика;
o генподрядчика.
· Заключение необходимых договоров и контрактов.
· Изготовление и поставка оборудования.
· Разработка рабочей документации
· Строительно-монтажные работы
· Обучение эксплуатационного персонала
· Пусконаладочные работы и гарантийные испытания.
· Пуск в эксплуатацию
Таблица 3.1 - Основные статьи затрат по проекту
| Статьи расходов | Млн. руб. |
| Разработка предпроектной документации и проектно-изыскательские работы | 1067 |
| Управление Проектом и его техническое сопровождение | 845 |
| Закупка оборудования, строительно-монтажные работы и прочие затраты в | 8955 |
| Итого | 10 867 |
Таблица 3.2 - Суммарные капиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работы
| Наименование затрат | Млн.руб. |
| Строительно-монтажные работы | 2165 |
| Оборудование | 5205 |
| Вспомогательное оборудование и прочие затраты | 1585 |
| Итого | 8955 |
Капитальные вложения (без НДС):
1год (2007 г) - 2 100 млн. руб.
2год (2008 г) - 1 562 млн. руб.
3год (2009 г) - 4 780 млн. руб.
4год (2010 г) - 2 425 млн. руб.[17]
Итого: 10 867 млн. руб.
3.2 Оценка эффективности инвестиционного проекта
Ниже представлены основные показатели проекта ПГУ-410 , такие как: установленная мощность, число часов использования установленной мощности, а так же остальные основные показатели проекта.
Таблица 3.3 - Основные показатели проекта
| Наименование показателя | Единица измерения | Величина |
| Установленная мощность | МВт | 410 |
| Число часов использования установленной мощности | часы | 2010год - 22922011год и далее - 5500 |
| Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию | гр/кВтч | 220 |
| Расход электроэнергии на собственные нужды | % | 2,2 |
| Низшая теплота сгорания газа | ккал/м3 | 8248 |
| Низшая теплота условного топлива | ккал/м3 | 7000 |
| Цена природного газа ФСТ | руб/тыс. м3 | 3335 |
| Цена на мощность (2007 г) | руб/МВт мес | 550 000 |
| Налоговые ставки | ||
| Ставка налога на имущество | % | 2,2 |
| Ставка НДС | % | 18,0 |
| Ставка налога на прибыль | % | 24,0 . |
| ЕСН | % | 26,0 |
Выработка электроэнергии на ПГУ-410
Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:
Эгпгу=Ny*hy(3.1)
Где Ny - установленная мощность ПГУ, hy - число часов использования электрической мощности.
В 2010 году: Эгпгу=410* 2292 = 939 720 МВт • ч,
Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:
Эг,опгу=Эгпгу*(1-Эсн)(3.2)
В 2010 году: Эг,опгу=939720*(1-0,022)=919046,16 МВтч
Таблица 3.4 - Выработка и отпуск электрической энергии
| Год | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | … | 2035 |
| Выработка эл. энергии,ГВт | 939,7 | 2 255,0 | 2 255,0 | 2 255,0 | 2 255,0 | 2 255,0 |
| Отпуск эл. энергии, ГВт | 919,0 | 2 205,4 | 2 205,4 | 2 205,4 | 2 205,4 | 2 205,4 |
Расчет себестоимости электроэнергии
Себестоимость производства электроэнергии на ПГУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:
Sээпгу= Ипгу*108/ Эг,опгу(3.3)
Где Ипгу - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:
Ипгу = Ит + Иам + Ирем+ Изп| + Ипр(3.4)
Где Ит - годовые затраты на топливо, млн. руб./год
Иам- годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год
Ирем- годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год
Изп - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год
Ипр - прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год[17]
Годовые затраты на топливо
Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:
Ит=(Вутпгу*7000/QHP)*(1+λп/100)*Цт*10-6(3.5)
Где Вутпгу - расход условного топлива на ПГУ, тут/год
QHP = 8248 ккал/м3 - низшая теплота сгорания газа
λп = 0,1% - потери топлива при транспортировке
Цт - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ
Расход условного топлива на парогазовой установке рассчитывается
по следующей формуле:
Вутпгу=bут*Эгпгу(3.6)
Где bут= 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПГУ, тут/год
Эгпгу - годовая выработка электроэнергии.
В 2010 году: Вутпгу=220*939,720=206738,4 тут
Таблица 3.5 - Расход условного топлива
| Год | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | … | 2035 |
| Расход условного топлива, тут | - | - | - | 206 738,4 | 496 100 | 496 100 | 496 100 |
Цена природного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены на последующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:
Таблица 3.6 - Прогнозные цены на природный газ
| Год | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| Цена природного газа, руб./тыс.м3 | 3 335,0 | 4 168.8 | 5 313.5 | 6 501,8 | 6 950,4 | 7 325,7 | 7 684 |
| Год | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| Цена природного газа, руб./тыс.м3 | 8 021,6 | 8 359,0 | 8 697,0 | 9 035,4 | 9 351,6 | 9 678,9 | 10017 |
| Год | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 |
| Цена природного газа, руб./тыс.м3 | 10 368,3 | 10 731,2 | 11 106,8 | 11 495 | 11 897,8 | 12314,3 | 12 745 |
| Год | 2028 | 2029 | 2030 | 2031 | 2032 | 2033 | 2034 | 2035 |
| Цена природного газа, руб./тыс.м3 | 13 191 | 13 653 | 14 130.9 | 14 625,5 | 15 137 | 15 667,2 | 16215 | 16 783 |
В итоге получаем годовые затраты на топливо в 2010 году: