Анализ чувствительности

Эффективность любого инвестиционного проекта зависит от большого количества входных технико-экономических параметров анализируемого объекта.

Обязательным условием проведения расчетов по оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта является оценка чувствительности показателей экономической эффективности проектов энергообъектов. В качестве факторов, отражающих изменение внешних условий реализации и способных оказать наиболее существенное влияние на эффективность проекта рассматриваются инвестиционные затраты, тарифы на электрическую энергию и мощность, и стоимость топлива. Изменение указанных параметров рассматривается в диапазоне «плюс», «минус» 30% с шагом 10%.

Анализ чувствительности проводится для проекта, имеющего наилучшие показатели окупаемости.

Результаты анализа чувствительности по основным анализируемым параметрам для проекта установки турбины Т-60 представлены в таблицах 7.24 - 7.27.

Таблица 7.24 – Влияние изменения стоимости строительства на показатели эффективности проекта Т-60

Изменение стоимости строительства	-30%	-20%	-10%		+10%	+20%	+30%
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб.	1 568,2	1 458,1	1 348,1	1 239,2	1 131,9	1 024,9	919,4
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	30,7	27,8	25,5	23,7	22,1	20,7	19,6
Простой срок окупаемости, лет	5,2	5,5	5,9	6,2	6,5	6,8	7,2
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет	6,6	7,4	8,2	9,0	9,9	10,9	12,0

Таблица 7.25 – Влияние изменения стоимости топлива на показатели эффективности проекта Т-60

Изменение цены топлива	-30%	-20%	-10%		+10%	+20%	+30%
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб.	1 328,0	1 298,4	1 268,8	1 239,2	1 209,9	1 180,5	1 151,1
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	24,3	24,1	23,9	23,7	23,4	23,2	23,0
Простой срок окупаемости, лет	6,1	6,1	6,1	6,2	6,2	6,3	6,3
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет	8,7	8,8	8,9	9,0	9,2	9,3	9,4

Таблица 7.26 – Влияние изменения цен на электроэнергию на показатели эффективности проекта Т-60

Изменение стоимости электроэнергии	-30%	-20%	-10%		+10%	+20%	+30%
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб.	1 036,9	1 104,3	1 171,8	1 239,2	1 307,1	1 375,0	1 442,9
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	22,1	22,7	23,2	23,7	24,2	24,6	25,1
Простой срок окупаемости, лет	6,5	6,4	6,3	6,2	6,1	6,0	5,9
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет	9,9	9,6	9,3	9,0	8,8	8,6	8,4

Таблица 7.27 – Влияние изменения цены на мощность на показатели эффективности проекта Т-60

Изменение стоимости мощности	-30%	-20%	-10%		+10%	+20%	+30%
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб.	616,7	822,5	1 030,5	1 239,2	1 449,3	1 659,9	1 871,1
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	18,8	20,5	22,1	23,7	25,2	26,7	28,2
Простой срок окупаемости, лет	7,4	6,9	6,5	6,2	5,9	5,7	5,4
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет	12,8	11,2	10,0	9,0	8,3	7,7	7,3

Проект устойчив к изменению всех основных внешних условий. Анализ чувствительности показал, что наибольшее влияние на показатели эффективности проекта оказывает стоимость мощности.

Заключение

1. В соответствии с договором № 86ЭА-09 на оказание услуг по «Разработке концепции развития энергетических мощностей ОАО «ТГК-11» выполнена проработка следующих вариантов развития Томской ТЭЦ-3 и ПРК:

В работе выполнен анализ реализации следующих инвестиционных проектов развития Томской ТЭЦ-3:

- Строительство турбины Т-60-130;

- Строительство оборудования в составе Т-185-130 + Е-500-140 и тепловой магистрали ТМ №13;

- Строительство блока ПГУ-220;

- Строительство ГТУ-ТЭЦ 110 МВт;

- Строительство 2-х ГТУ-ТЭЦ по 110 МВт и тепловой магистрали ТМ №13;

- Перевод станции на сжигание угля.

Также выполнен анализ реализации проекта на ПРК:

- Строительство ГТУ-ТЭЦ 16 МВт.

Исходя из выполненного анализа можно сделать следующие выводы:

1. Все инвестиционные проекты могут быть реализованы исходя из технических условий, существующих на Томской ТЭЦ-3 и ПРК.

2. Строительство турбины Т-60-130

a. Из выполненной компоновки размещения Т-60-130 можно сделать вывод о возможности размещения турбины на ТЭЦ-3 путем расширения турбинного отделения существующего главного корпуса на две оси.

b. Анализ баланса паровой мощности существующих двух котлов показал возможность обеспечения требуемого расхода острого пара для работы паротурбинного оборудования на номинальном режиме.

c. Проект строительства турбоагрегата Т-60-130 из рассмотренных инвестиционных проектов имеет наибольшее значение внутренней нормы доходности, наименьшие сроки окупаемости, а также наилучшее соотношение «выгоды-затраты».

3. Строительство оборудования в составе Т-185-130 + Е-500-140 и тепловой магистрали ТМ № 13

a. Показана техническая возможность размещения нового турбоагрегата, путем расширения турбинного отделения существующего главного корпуса на три оси.

b. Анализ баланса паровой мощности вновь устанавливаемого котла типа Е-500-140 и существующих двух котлов показал возможность обеспечения требуемого расхода острого пара для работы паротурбинного оборудования на номинальном режиме.

c. Для выдачи тепловой мощности от существующей паровой турбины и вновь устанавливаемой достаточно производительности существующих сетевых насосов, но требуется строительство тепловой магистрали № 13.

d. Проект строительства нового оборудования в составе турбины Т-185 и котла Е-500 из рассмотренных инвестиционных проектов имеет наименьший чистый дисконтированный доход и наибольшие сроки окупаемости, и может считаться наименее предпочтительным для реализации среди рассматриваемых мероприятий.

4. Строительство ПГУ-220

a. Представлен вариант компоновки ПГУ-220. Данный моноблок может быть размещен как со стороны временного торца существующего главного корпуса, так и отдельностоящим с необходимыми технологическими связями с существующим главным корпусом.

b. Основное оборудование ПГУ-220 является отработанным и обладает достаточным списком референции.

c. При строительстве ПГУ-220 потребуется строительство пункта подготовки газа (в том числе газодожимной станции), строительство хозяйства аварийного топлива (дизельное топливо).

5. Строительство ГТУ-ТЭЦ 110 МВт

a. Представлен вариант компоновки ГТУ-ТЭЦ 110 МВт. Данный энергоблок может быть размещен как со стороны временного торца существующего главного корпуса, так и отдельностоящим с необходимыми технологическими связями с существующим главным корпусом.

b. Основное оборудование ГТУ-ТЭЦ является отработанным и обладает достаточным списком референции.

c. При строительстве ГТУ-ТЭЦ потребуется строительство пункта подготовки газа (в том числе газодожимной станции), строительство хозяйства аварийного топлива (дизельное топливо).

6. Строительство двух ГТУ-ТЭЦ 110 МВт

a. При строительстве двух ГТУ-ТЭЦ потребуется строительство пункта подготовки газа (в том числе газодожимной станции), строительство хозяйства аварийного топлива (дизельное топливо).

b. Для выдачи тепловой мощности от существующей паровой турбины и вновь устанавливаемой ГТУ-ТЭЦ достаточно производительности существующих сетевых насосов, но требуется строительство тепловой магистрали № 13.

7. Перевод станции на сжигание угля

a. В результате проведенных расчетов сделан выводы о нецелесообразности перевода котла Е-500-140 для сжигания каменного угля марок Г и Д, так как на существующем котле не удастся организовать эффективный и экономичный процесс сжигания топлива, при этом объем реконструкции требуется значительный.

b. Перевод котла Е-500-140 для сжигания березовского бурого угля возможен с учетом реконструкции котельного цеха путем установки и монтажа оборудования системы пылеприготовления, заменой топочно-горелочных устройств, организации газо-газовой сушки, реконструкцией системы золошлакоудаления, установки новых электрофильтров и др.

c. Для перевода станции на сжигание угля требуется обследование существующих зданий, значительная реконструкция и строительство топливно-транспортного хозяйства.

d. Необходимо строительство железнодорожной ветки протяженностью ~ 100 км, при строительстве которой необходимо участие государственных институтов (в виде субсидий или государственных программ) или заинтересованных организаций (ОАО «РЖД»).

e. Вариант перевода котлов Е-500-140 без учета строительства ж/д путей имеет отрицательное значение NPV, равное - 407 098 тыс. руб.

f. Перевод двух энергетических котлов Е-500-140 и пяти котлов Е-160-2,4-250 БТ пиковой водогрейной котельной на березовский бурый уголь технически возможен. Помимо мероприятий по переводу энергетических котлов требуются мероприятия по переводу котлов Е-160-2,4-250 БТ, таких как монтаж оборудования системы пылеприготовления, замена топочно-горелочных устройств, организация газо-газовой сушки, реконструкция системы золошлакоудаления, установки новых электрофильтров, установки обдувочных аппаратов и др.

8. Строительство на ПРК ГТУ-ТЭЦ-16 МВт

a. Рассмотрены варианты строительства газотурбинной установки в здании и в контейнерном исполнении.

b. В качестве котла-утилизатора рассматривается установка водогрейного котла типа КВГМ-116,3-150ГТ. Новый котел располагается в существующем здании в ячейке котла №2, который планируется демонтировать в связи с исчерпанием ресурса.

c. Система газоснабжения ГТУ-ТЭЦ будет включать газопровод высокого давления 0,6 МПа от ГРС, пункт подготовки газа на территории котельной с оборудованием очистки и измерения расхода газа, а также дожимными компрессорами.

d. Выдача мощности принимается на напряжении 10 кВ. Генератор входит в комплект поставки газотурбинной установки. Напряжение генератора принято 6,3 кВ. Генераторы подключаются к комплектному распределительному устройству 6кВ (КРУ-6 кВ). КРУ-6 кВ состоит из двух секций, соединенных секционным выключателем, с элегазовыми и вакуумными выключателями. Для выдачи мощности в систему предусматривается установка двух трансформаторов связи 10,5/6 кВ, мощностью 25 МВА.

9. Внедрение двухконтурной схемы на ПРК

a. Внедрение двухконтурной схемы позволит сэкономить на годовых затратах на привод контурных насосов циркуляции и подпитки водогрейных котлов, а также затратах на подпитку контуров водогрейных котлов. Поскольку представляется, что ежегодные затраты на электроэнергию и подпиточную воду для греющего контура существенно меньше затрат на их капремонты при сохранении традиционной одноконтурной схемы.

b. Кроме того, внедрение двухконтурной схемы позволит существенно снизить затраты на капитальные ремонты водогрейных котлов, а также затраты на химическую очистку поверхностей нагрева.

Дата добавления: 2015-07-25