Анализ экономической эффективности строительства мини-ТЭЦ с учетом возможностей Киотского протокола Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»



АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКОМ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА МИНИ-ТЭЦ С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОСТЕЙ КИОТСКОГО ПРОТОКОЛА

н. н. ГОЛОВКИН,

кандидат, технических наук, доцент кафедры экономики и управления E-mail: [email protected] Нижегородский государственный лингвистическийуниверситет им. H.A. Добролюбова

Статья посвящена выбору оптимальной мощности и анализу экономической эффективности газо-поршневой мини-ТЭЦ. Киотский протокол предполагает создание углеродных фондов, которые готовы профинансировать энергоэффективные проекты в объеме сокращенных выбросов углекислого газа. За базовый вариант принято питание потребителей от энергосистемы.

Ключевые слова: газопоршневая мини-ТЭЦ, Киотский протокол, Углеродный фонд, инвестиции, эксплуатационные затраты, область Парето, оптимизация.

Внедрение энергоэффективного проекта позволяет снизить выбросы парниковых газов в результате работы тепловых электростанций. Если выполнять условия Киотского протокола, то это является предпосылкой для отыскания оптимальной мощности строящихся мини-теплоэлектроцентралей (мини-ТЭЦ).

Рассматриваемый проект предполагает расширение промышленной ТЭЦ мощностью 4 МВт, работающей на природном газе на территории объединения ОАО «Павловский автобус» (далее — ОАО «ПАЗ»),

Предприятие покупает электроэнергию у ОАО «Нижновэнерго» по ценам, утвержденным региональной службой по тарифам (РСТ), и производит тепло в собственной котельной для покрытия нужд предприятия, а также для продажи коммунальной службе г. Павлово. Сейчас на территории ОАО «ПАЗ» внедряется проект по строительству промышленной ТЭЦ мощностью 4 МВт, но объем электроэнергии, вырабатываемой этой установкой, не покрывает потребности предприятия в электроэнергии. В связи с этим предполагается увеличение мощности до оптимального размера путем установ-

ки второго блока. Установка собственных генерирующих мощностей вблизи производственных корпусов предприятия позволит обеспечить стабильное снабжение электроэнергией по тарифам, на 15% ниже действующих, а также тепловой энергией по тарифам на 50% ниже расчетной себестоимости тепла, производимого в собственной котельной.

В качестве генерирующих мощностей предполагается использование газопоршневых агрегатов (ГПА) российского производства (НГ-8ДГ22Г2) или американского («Катерпиллер»),

Исполнителем проекта является ЗАО «Промышленная энергетика» (ЗАО «ПЭ»), осуществляющее проектные, строительные работы, ввод объекта в эксплуатацию, а также выполняющее функции энергоснабжающей организации.

Срок реализации проекта —15 лет. По истечении этого срока инвестор может выйти из проекта через продажу своей доли оборудования по остаточной стоимости ОАО «ПАЗ» или осуществляется выкуп оборудования инициатором проекта ЗАО «ПЭ».

Задачей проектаявляется определение оптимального варианта расширения мощности мини-ТЭЦ. При оценке альтернативных вариантов принималось во внимание, что Россия является участником Киотского протокола, который предполагает создание на территории России углеродных фондов (УФ), т. е. организаций, которые должны финансировать энергоэффективные проекты, в результате внедрения которых происходит снижение выбросов парниковых газов, в частности, углекислого газа (С02).

В этом проекте предполагается, что фонд платит по 10 долл. за тонну сокращенных выбросов С02. За счет этих средств осуществляется возврат заемных средств.

В качестве альтернативных вариантов рассматривались:

- подключение к энергосистеме — базовый вариант, является точкой отсчета при определении снижения выбросов парниковых газов;

- установка мини-ТЭЦ на базе ГПА «РУМО», г. Н. Новгород;

- установка мини-ТЭЦ на базе ГПА «Катерпил-лер» (США).

Участники проекта: ОАО «ПАЗ», ЗАО «ПЭ» и УФ.

В отечественной и зарубежной промышленной и коммунальной энергетике широкое распространение получили ТЭЦ, использующие в качестве электрогенерирующего оборудования противодав-ленческие и конденсационные паровые турбины, в том числе с отборами пара, газовые поршневые электрогенераторы, газотурбинные установки.

Применение паровых турбин целесообразно при реконструкции существующих промышленных и районных котельных с паровыми котлами, имеющими значительные тепловые нагрузки. Для выработки электроэнергии при отсутствии существенных тепловых нагрузок промышленного предприятия используются газопоршневые электрогенераторы с утилизацией тепла двигателей или без нее. Электрический кпд таких двигателей находится на уровне 31—42%, коэффициент использования тепла достигает 55—87 %. Ресурс этих двигателей до капремонта, как и паровых турбогенераторов, достигает 100 ООО ч.

Увеличение электрической мощности ТЭЦ возможно также за счет использования газотурбинных установок (ГТУ), имеющих в блоке утилизационные теплообменники. Однако в сравнении с паровыми турбинами и газопоршневыми электрогенераторами ГТУимеютряд недостатков. Ресурс газопоршневых электрогенераторов достигает 20 лет, период между капитальными ремонтами — 5 лет. Для ГТУ аналогичные показатели не превышают 12 лет и 3 года соответственно. Удельная стоимость установленного киловатта электрической мощности для отечественных газопоршневых электрогенераторов составляет 500—600 долл. /кВт, для отечественных ГТУ — 700—800 долл. /кВт. По данным ООО «Волготрансгаз», эксплуатирующему ГТУ в качестве приводов, затраты на ремонты ГТУ достигают 40 % в себестоимости продукции, в отличие от 2—5 % при применении ГПА. Существенным недостатком ГТУ является необходимость использовать дожимающий компрессор природного газа до рабочего давления 12—16 ата, а рабочее давление

ГПА соответствует средним промышленным значениям 3—6 ата.

Для производства электроэнергии в отсутствие значительных тепловых нагрузок целесообразно применение газопоршневых электрогенераторов, которые обладают рядом преимуществ перед газотурбинными установками. В связи с этим при создании ТЭЦ для ОАО «ПАЗ» предлагается использовать в качестве электрогенерирующего оборудования газопоршневые электрогенераторы с утилизацией тепла.

Оценка капитальных вложений происходит на основании:

- данных проекта по составу оборудования, объему строительных и монтажных работ;

- смет затрат на строительные работы, оборудование, монтажные работы, предоставляемые подрядчиком;

- прейскурантов цен на оборудование и материалы, предоставляемые поставщиками оборудования и комплектующих;

- тарифов на транспорт и прочие услуги сторонних организаций.

Капитальные затраты по проекту. Структура суммы капитальных затрат на мини-ТЭЦ представлена в табл. 1и2.

Структура себестоимости. Затраты на выработку электроэнергии включают в себя прямые (топливо, масло) и переменные (персонал, ремонтный фонд).

На рис. 1 и 2 показана структура эксплуатационных затрат при комплектации мини-ТЭЦ

Таблица 1

Структура капитальных вложений для ГПА мощностью 12 МВт

Наименование статьи Импортное оборудование Российское оборудование

Ткс. руб % Ткс. руб %

Предпроектные и 7 000 3 7 000 4

проектные работы

Строительная часть 8 000 4 8 000 4

Комплектация 8 424 4 8 424 4

электросилового

оборудования

ГПА 158 040 75 144 000 74

Монтаж ГПА 15 804 8 14 400 7

Комплектация обо- 8 400 4 8 400 4

рудования тепломе-

ханической части

Монтаж оборудо- 2 940 1 2 940 2

вания тепломеха-

нической и газовой

части

Прочее 1991 1 1991 1

Итого... 210 599 100 195 155 100

Таблица 2

Структура капитальных вложений для ГПА мощностью 8 МВт

Импортное обо- Российское

Наименование статьи рудование оборудование

Ткс. руб % Ткс. руб %

Предпроектные и 7 000 5 7 000 5

проектные работы

Строительная часть 8 000 5 8 000 6

Комплектация 8 424 6 8 424 6

электросилового

оборудования

ГПА 105 360 68 96 000 67

Монтаж ГПА 10 536 7 10 536 7

Комплектация обо- 8 400 6 8 400 6

рудования тепломе-

ханической части

Монтаж оборудо- 2 940 2 2 940 2

вания тепломеха-

нической и газовой

части

Прочее 1991 1 1 991 1

Итого... 152 651 100 143 291 100

Административные расходы 2%

Ремонтный фонд, 19%

Персонал,

8%

Рис. 1. Структура эксплуатационныхзатрат при комплектации мини-ТЭЦ оборудованием импортного производства

Административные

расходы, 3%

Масло, 13%

Ремонтный фонд, 4%

Персонал

9%

Топливо 84%

Масло, 3%

Рис. 2. Структура эксплуатационных затрат при комплектации мини-ТЭЦ оборудованием российского производства

оборудованием импортного и отечественного производства.

Ценообразование и тарифная политика. Принцип ценообразования зафиксирован в пакете договоров.

По электроэнергии, тарифная сетка двухставоч-ная (за заявленную мощность и за потребленную энергию), являющаяся в условиях колебания нагрузки более выгодной, чем одноставочная тарифная сетка; предельные тарифы устанавливаются в настоящее время РСТ Нижегородской области для гарантированного источника; скидка от предельного тарифа составляет 15 %.

Изменение тарифов происходит без согласия потребителя с момента выпуска распоряжения РСТ Нижегородской области. Тарифы на электроэнергию и тепло, приведенные к одноставочному, составляют: за электроэнергию — 2,84 руб. /кВт • ч; за тепловую энергию — 0,72 руб. /ккал.

По тепловой энергии: тариф определяется по цене среднегодовой себестоимости тепловой энергии, вырабатываемой в производственно-отопительной котельной № 1 ОАО «ПАЗ», сниженной не менее чем на 50% от ее фактической величины; изменение тарифов происходит по предоставлению потребителем акта о себестоимости тепловой энергии за период (ежегодно); поскольку условия контракта привязывают доходы от реализации произведенной тепловой энергии к себестоимости производства тепла на котельной ОАО «ПАЗ» (с 50% скидкой), то при прогнозировании цен на тепло проект исходит из структуры себестоимости тепловой энергии и темпов роста цен на ее составляющие.

Алгоритм расчета вариантов проекта. Инвестиционные возможности ограничены, следовательно, требуется поиск оптимальных вариантов капитальных вложений, которые определяются различными изначальными интересами заинтересованных сторон. Каждая из них преследует свои цели от реализации проекта. Это могут быть экономические, социальные, экологические или какие-то другие цели.

К экономическим целям можно отнести: максимизацию прибыли, увеличение уровня рентабельности продаж, создание имиджа, формирование бюджета страны, области, города; повышение уровня доходов населения и др.

К социальным целям относятся: снижение уровня безработицы, повышение профессионального и культурного уровня населения, снижение уровня заболеваемости и т. п.

К экологическим целям относятся: снижение уровня загрязнения воздушного и водного бассейна, улучшение качества питьевой воды, улучшение состояния почвы и т. п.

Эти цели могут быть сформулированы на федеральном или региональном уровне. Между целями участников проекта, как правило, возникают противоречия.

В качестве критериев оптимизации были приняты интегральные показатели достоинства проектов: чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности (ВНД), индекс доходности (ИД) и срок окупаемости проекта.

Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:

цдд = у _у_А_, Г (1 + г) Г(1 + г)"

где Т— срок жизни проекта;

Р — суммарные выгоды по проекту в год Р, 31 — эксплуатационные затраты по проекту в год Р,

г — реальная ставка дисконтирования; К( — инвестиционные затраты по проекту в год I Реальная ставка дисконтирования рассчитывается по формуле:

Е,, - Ъ

г = -

1 + Ъ '

где Ен — номинальная процентная ставка; Ь — средний уровень инфляции. Внутренняя норма доходности — это такая реальная процентная ставка, при которой ЧДД= 0. Индекс доходности равен:

т" т Ь - ^ ■

Срок окупаемости рассчитывался на основании графика окупаемости проекта с учетом инвестиционного периода.

Отличие проектов заключается в различных объемах выбросов С02, следовательно, и в различных формах финансирования проектов.

При решении этой задачи возможны следующие виды компромиссов:

- между показателями отдельного проекта;

- между показателями каждой заинтересованной стороны;

- между всеми заинтересованными сторонами.

В инвестиционном процессе при определении эффективности инвестиционных проектов и выбора предпочтительных решений с позиций двух участников возможны следующие ситуации:

- когда интересы участников полностью совпадают;

- когда интересы будут совпадать частично;

- когда интересы участников будут полностью противоположными.

При полном совпадении интересов итоговое эффективное множество полностью совпадает с индивидуальным эффективным множеством каждого участника. Эта ситуация в дальнейшем не рассматривается.

При несовпадении интересов итоговые решения определяются в результате пересечения индивидуальных областей допустимых значений показателей на всех возможных стадиях итерации.

В табл. 3 приведена сравнительная оценка вариантов проектов.

Выбор эффективного инвестиционного проекта заинтересованными сторонами. Необходимо определить наиболее эффективный проект, удовлетворяющий каждого из участников.

Применим принцип Парето для выбора эффективных решений, изначально определив предпочтительные направления изменения показателей.

На первом этапе рассмотрим в качестве участников, с одной стороны, ЗАО «ПЭ» как собственник проекта, с другой — ОАО «ПАЗ».

Первый участник (ЗАО «ПЭ») будет заинтересован в наибольшем индексе доходности проекта и в наименьших инвестициях. Проиллюстрируем данную ситуацию с помощью рис. 3. Как видно, только проект 3 попадает в область компромиссного решения.

Второй участник (ОАО «ПАЗ») будет заинтересован в максимизации индекса доходности и суммы инвестиций, так как это связано с увеличением мощности станции. Ситуация представлена на рис. 4.

Процедура нахождения компромиссного решения заключается в следующем:

- определяются проекты, имеющие наилучшие значения по каждому показателю (для ЗАО «ПЭ» по показателю ИД и суммы инвестиций наилучшим является проект 3, для ОАО «ПАЗ» по показателю ИД лучшим является проект 3, а по сумме инвестиций — проект 4);

- формируется область эффективных решений (для всех участников в данной ситуации она будет представлена проектами Зи4);

Таблица 3

Показатели достоинства проектов

8 МВт 12 МВт

Показатель Энергосистема + Мини-ТЭЦ Мини-ТЭЦ Энергосистема + Мини-ТЭЦ Мини-ТЭЦ

котельная «РУМО» «Катерпиллер» котельная «РУМО» «Катерпиллер»

Номер проекта 1 2 3 4 5 6

Стоимость строительства 200 152,65 142,355 300 210,599 195,155

(подключения), млнруб.

Время использования 7 329 7 329 7 329 6 372 6 372 6 372

установленной мощности,

час/год

Годовая выработка 58 632 58 632 58 632 76 467 76 467 76 467

электроэнергии, тыс. кВт • ч

Годовая выработка 58 642 58642 81 144,93 65 761,6 76 467 105 823,88

теплоэнергии, тыс. кВт • ч

Эмиссия всего, т СО, 65 857,33 29 430,685 26 113,045 85 886,8 38 381,565 34 054,916

Инвестиции углеродного - 8,742 9,539 - 11,401 12,439

фонда, млн руб. /год

ЧДД, млнруб. 595,851 554,742 639,267 725,179 706,518 826,309

Срок окупаемости, мес. 37 40 35 44 42 37

Индекс доходности 3,98 4,45 5,26 3,42 4,11 4,95

Внутренняя норма доход- 41,85 45,06 54,08 33,77 41,18 50,76

ности, %

о

-60-

2°

ь

о

50

300

100 150 200 250 Сумма инвестиций, млн руб Рис. 3. Определение эффективных проектов ЗАО «ПЭ» номер проекта

6

350

1-6-

Рис.

100 150 200 250 300 350 Сумма инвестиций, млн руб

4. Определение эффективных проектов ОАО «ПАЗ» 1 — 6 — номер проекта

На втором этапе рассмотрим в качестве участников ЗАО «ПЭ» и УФ.

Первый участник заинтересован в увеличении ИД и оптимальном значении инвестиций УФ (рис. 5). Второй участник заинтересован в увеличении индекса доходности и инвестиций УФ. В этом случае рассматриваются только проекты 2, 3, 5, 6, так как проекты 1 и 2 являются базой для расчета эмиссии парниковых газов. Эта ситуация показана на рис. 6.

Поиск компромиссного решения заключается в следующем:

- выявляются проекты, имеющие наилучшие значения по каждому показателю (для первого участника по показателю ИД наилучшим является проект 3, а по инвестициям УФ оптималь-

6 п

5

- проекты, попавшие в обе области, будут представлять итоговое компромиссное решение, удовлетворяющее всех участников (проект 3 попал в обе области, следовательно, он и будет представлять итоговое компромиссное решение).

4 6 8 10

Инвестиции УФ, млн руб./год

Рис. 5. Определение эффективных проектов ЗАО «ПЭ» 2, 3,5,6 — номер проекта

28

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ: жебРЪЯ 'Н'ПРАХЖ'НХА

4

3

2

2

0

2

0

4 6 8 10

Инвестиции УФ, млн руб./год

12

14

Рис. 6. Определение эффективных проектов УФ 2, 3,5,6 — номер проекта

ный, т.е. соответствующий максимальному ИД; для УФ наилучшим проектом по ИД будет проект 3,апо инвестициям УФ проект 6);

- формируется область эффективных решений (для ЗАО «ПЭ» она будет представлена проектом 3, адля УФ проектами Зиб);

- проекты, попавшие в обе области, будут представлять итоговое компромиссное решение, удовлетворяющее всех участников (проект 3 попал в обе области, следовательно, он будет представлять итоговое компромиссное решение). Из приведенного анализа видно, что проект 3

входит во всех ситуациях во все области эффективных решений, следовательно, он и будет представлять итоговое компромиссное решение, удовлетворяющее всех участников инвестиционного процесса.

Применение предложенной методики позволяет определить область эффективных решений для каждого участника и найти итоговое компромиссное решение.

2

0

Список литературы

1. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Головкин Н. Н., Солнцев Е. Б., Мамонов А. М. Технические и экономические критерии выбора мощности мини-ТЭЦ на промышленных предприятиях // Промышленная энергетика, 2006. № 4.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000.