- •5 План – график реализации проекта 136
- •6 Капиталовложения в строительство 143
- •7 Оценка экономической эффективности 149
- •8 Заключение 169
- •9 Приложения и чертежи 172
- •1Общие положения и исходные данные
- •2Существующее состояние Томской тэц-3
- •2.1Краткая характеристика и основные показатели тэц
- •2.2Котельное оборудование
- •2.2.1Котел бкз-500-140-1 (ст. № 1а, 1б)
- •2.2.2Котел е-160-2,4-бт (ст. №№ ка-1, ка-2, ка-3, ка-4, ка-5)
- •2.3Турбинное оборудование
- •2.4Тепловая схема тэц
- •2.5Теплофикационная установка тэц
- •2.6Система технического водоснабжения
- •2.6.1Описание системы циркуляционного техводоснабжения
- •2.7Топливно-транспортное хозяйство
- •2.8Электротехническое оборудование
- •2.9Режимы работы тэц
- •3Существующее состояние Томской прк
- •3.1Краткая характеристика и основные показатели прк
- •3.2Котельное оборудование прк
- •3.2.1Котел кв-гм-140-150н (ст. № 1)
- •3.2.2Котел птвм-100 (ст. №№ 2, 3)
- •3.2.3Котел птвм-180 (ст. №№ 4, 5, 6)
- •3.2.4Котел де 25-14 гм (ст. № 7)
- •3.3Теплофикационная установка прк
- •3.4Система технического водоснабжения
- •3.5Топливно-транспортное хозяйство
- •3.5.1Характеристика сжигаемого топлива
- •3.5.2Мазутное хозяйство
- •3.5.3Газовое хозяйство
- •3.6Электротехническое оборудование
- •3.7Режимы работы прк
- •4Концепция развития тэц и прк. Перспективные тепловые и электрические нагрузки тэц
- •4.1Перспективные электрические нагрузки
- •4.2Перспективные тепловые нагрузки
- •4.3Перечень предлагаемых вариантов развития
- •4.4Установка паровой турбины №2 на тэц-3 для использования паровой мощности существующих энергетических котлов
- •4.4.1Предлагаемая концепция расширения Томской тэц-3 строительством паровой турбины т-60/65-130
- •4.4.2Основные технические характеристики турбины т-60/65-130
- •4.4.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.4.4Тепловая схема станции
- •4.4.5Выбор вспомогательного оборудования
- •4.4.6Система технического водоснабжения
- •4.4.7Водоподготовительные установки
- •4.4.8Строительная часть
- •4.4.9Электротехническая часть
- •4.4.10Генеральный план
- •4.5Установка пгу-220 на Томской тэц-3
- •4.5.1Газотурбинная установка (гту) гтэ-160 оао «Силовые машины»
- •4.5.2Горизонтальный котел-утилизатор двух давлений для работы за газовой турбиной типа гтэ-160 «Силовые машины»
- •4.5.3Турбина паровая теплофикационная для пгу-220 по типу т-60/73-7,8/0,04
- •4.5.4Компоновочные решения
- •4.5.5Тепловая схема пгу-220
- •4.5.6Система технического водоснабжения
- •4.5.7Водоподготовительные установки
- •4.5.8Газоснабжение
- •4.5.9Дожимная компрессорная станция
- •4.5.10Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.5.11Строительная часть
- •4.5.12Электротехническая часть
- •4.6Установка гту-тэц 110 мВт
- •4.6.1Газотурбинная установка гтэ-110
- •4.6.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гтэ-110
- •4.6.3Газоснабжение
- •4.6.4Дожимная компрессорная станция
- •4.6.5Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.6.6Водоподготовительная установка
- •4.6.7Электротехнические решения
- •4.7Установка двух гту-тэц 110 мВт каждая
- •4.7.1Газоснабжение
- •4.7.2Водоподготовительные установки
- •4.7.3Дожимная компрессорная станция
- •4.7.4Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.7.5Электротехнические решения
- •4.8Расширение Томской тэц-3 строительством турбины типа т-185/220-130 и котла типа е-500-140
- •4.8.1Паровая турбина Тп-185/220-130-2
- •4.8.2Котлоагрегат типа е-500-13,8
- •4.8.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.8.4Выбор вспомогательного оборудования
- •4.8.5Тепловая схема станции
- •4.8.6Система технического водоснабжения
- •4.8.7Водоподготовительные установки
- •4.8.8Электротехническая часть
- •4.9Перевод оборудования тэц-3 на уголь
- •4.9.1Основные предпосылки для перевода тэц-3 с газа на уголь
- •4.9.2Перевод существующих котлов 2×е-500-140 на уголь
- •4.9.3Вариант 2 – перевод существующего оборудования тэц-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлов пвк
- •4.9.4Топливно-транспортное хозяйство
- •4.10Установка гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/ с дожиганием (порядка 100 Гкал/ч) на прк в рамках дпм
- •4.10.1Мощность и режим работы гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/с дожиганием
- •4.10.2Технологические решения
- •4.10.2.1Газотурбинная установка
- •4.10.2.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гт
- •4.10.3Генеральный план
- •4.10.4Компоновочные решения
- •4.10.5Тепловая схема
- •4.10.6Топливное хозяйство
- •4.10.7Система технического водоснабжения
- •4.10.8Водоподготовительные установки (впу)
- •4.10.9Архитектурно-строительные решения
- •4.10.10Электротехническая часть
- •4.11Оптимизация состава оборудования прк с учетом проекта по дпм, предпочтительных вариантов развития тэц-3 и имеющихся тепловых нагрузок
- •4.12Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура)
- •5План – график реализации проекта
- •6Капиталовложения в строительство
- •7Оценка экономической эффективности
- •7.1Основные технико-экономические показатели
- •7.2Нормативно-методическая база
- •7.3Макроэкономическое окружение
- •7.4Система налогообложения
- •7.5Ставка дисконтирования
- •7.6Инвестиции в строительство
- •7.7Источники финансирования
- •7.8Общие данные для расчета экономической эффективности
- •7.8.1Амортизационные отчисления
- •7.8.2Затраты на ремонт
- •7.8.3Стоимости и тарифы
- •7.8.4Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
- •7.9Экономическая эффективность проекта строительства турбины т-60
- •7.11Экономическая эффективность проекта установки пгу-220
- •7.12Экономическая эффективность проекта строительства гту-тэц с газовой турбиной 110 мВт
- •7.13Экономическая эффективность проекта строительства двух гту-тэц с газовыми турбинами 110 мВт и тепловой магистрали
- •7.14Выводы по окупаемости проектов установки нового генерирующего оборудования
- •7.15Экономическая эффективность проектов по переводу Томской тэц-3 с газа на сжигание угля
- •7.16Анализ чувствительности
- •8Заключение
- •9Приложения и чертежи
7Оценка экономической эффективности
В рамках расчета экономической эффективности реализации мероприятий по развитию мощностей Томской ТЭЦ-3 будут рассмотрены следующие проекты:
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 тепломагистрали ТМ №13;
Перевод станции на сжигание угля.
7.1Основные технико-экономические показатели
Основные технико-экономические показатели системы Томская ТЭЦ-3 + ПРК при реализации различных проектов на станции в соответствии с режимом работы, а так же прогнозные показатели работы станции без реализации каких-либо мероприятий на 2020 год представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Основные технико-экономические показатели
7.2Нормативно-методическая база
Финансово-экономические расчеты выполнены в соответствии со следующими нормативно-методическими документами:
«Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», утверждённые Минэкономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.
«Практические рекомендации по оценке и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами)», утверждённые РАО «ЕЭС России» от 07.02.2000 № 54.
«Коммерческая оценка инвестиционных проектов» (основные положения методики), Альт-Инвест, редакция 5.01, ноябрь 2004 г.
В соответствии с Техническим заданием расчеты проведены с использованием программного продукта «Альт-Ивест 5.12», широко применяемого для выполнения анализа экономической эффективности инвестиционных проектов в энергетике.
7.3Макроэкономическое окружение
Инфляционные процессы во многих случаях оказывают существенное влияние на показатели эффективности инвестиционного проекта, условия финансовой реализуемости, потребность в финансировании и эффективность участия в проекте. Это влияние особенно заметно для проектов с растянутым во времени инвестиционным циклом, в том числе для проектов в энергетике. Учет инфляции осуществляется с использованием:
общего индекса инфляции;
прогнозов изменения во времени цен на продукцию и ресурсы (в том числе цен на электро- и теплоэнергию, цен на мощность, цен на топливо);
прогнозов изменения других показателей на перспективу (в том числе капитальных вложений).
В таблице 7.2 приведены основные макроэкономические параметры проекта принятые в соответствии с согласованными сценарными условиями (Приложение 1.7). В качестве базовых приняты цены 2010 года.
Таблица 7.2 – Прогнозы изменения цен и тарифов
|
Показатели |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 - 2025* |
2026 - 2030* |
||||||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
Индекс потребительских цен (ИПЦ), % |
8,7 |
7,5 |
7,1 |
6,6 |
6,1 |
4,9 |
4,2 |
3,7 |
3,4 |
3,4 |
3,1 |
3,0 |
||||||||||||
|
Индекс-дефлятор инвестиций, % |
4,3 |
4,8 |
7,6 |
8,0 |
6,3 |
5,2 |
3,9 |
3,4 |
3,4 |
3,2 |
3,2 |
3,1 |
||||||||||||
|
Инфляция на газ, % |
15,0 |
15,0 |
7,0 |
6,5 |
6,0 |
5,8 |
5,5 |
5,2 |
4,9 |
4,6 |
3,6 |
1,4 |
||||||||||||
|
Инфляция на Березовский уголь, % |
9,5 |
7,9 |
13,2 |
14,2 |
12,7 |
6,1 |
5,7 |
5,5 |
5,1 |
4,9 |
2,5 |
2,3 |
||||||||||||
|
Изменение регулируемого тарифа на мощность, % |
15,6 |
-1,0 |
5,8 |
5,3 |
4,6 |
4,2 |
3,9 |
3,6 |
3,4 |
3,2 |
3,0 |
3,0 |
||||||||||||
|
Изменение нерегулируемой цены на мощность, % |
15,9 |
14,3 |
16,5 |
17,2 |
60,0 |
28,0 |
23,0 |
18,1 |
12,0 |
7,0 |
4,0 |
4,0 |
||||||||||||
|
Изменение тариф на э/э, % |
2,3 |
9,7 |
3,4 |
6,6 |
6,8 |
2,0 |
2,5 |
2,7 |
3,6 |
4,2 |
5,9 |
1,0 |
||||||||||||
|
Изменение нерегулируемой цены на э/э, % |
14,8 |
14,8 |
15,1 |
10,3 |
8,3 |
4,0 |
5,0 |
6,0 |
6,5 |
5,5 |
5,5 |
3,7 |
||||||||||||
|
Уровень либерализации, % |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
83,0 |
||||||||||||
* ежегодный рост
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|