65
3.1.1. Исходные данные для обоснования инвестиций
Целями и задачами работы по “Обоснованию инвестиций по достройке
сооружений Нижнекамской ГЭС и водохранилища при НПУ 62; 66,0 и 68,0 м”
являются:
1. Определить какие негативные и какие позитивные факторы имеют
место или появятся при эксплуатации водохранилища с НПУ 62; 66,0 и 68,0 м:
- по основным сооружениям напорного фронта гидроузла;
- по гидротехническим сооружениям и строительным объектам,
находящимся в зоне влияния водохранилища;
- по мероприятиям в зоне водохранилища, связанным и с переселением
населения, и с сельхозпроизводством и землеустройством, и с транспортным и
рыбохозяйственным освоением водохранилища, и по прочим проблемам,
затронутым при строительстве НКГЭС;
- по природным условиям для жизни людей.
2. Оценить масштабы проблем, объёмы работ и состав мероприятий в
зависимости от НПУ водохранилища по:
- возможному устранению или сведению к минимуму негативных
последствий эксплуатации водохранилища для каждой отметки;
- приведению всех сооружений ГЭС и водохранилища к нормальным
условиям эксплуатации в соответствие с действующими нормами;
- решению задач сохранения самого водохранилища как экологически
здорового объекта окружающей среды.
3. Определить возможных участников инвестирования проекта и
варианты их совместного участия с учётом взаимных интересов сторон.
4. Просчитать экономическую эффективность всех вариантов
инвстирования в соответствии с вариантами достройки комплекса
Нижнекамская ГЭС.
5. Выбрать и обосновать наиболее приемлемый и экономически
выгодный вариант инвестирования проекта по достройке сооружений и
объектов Нижнекамской ГЭС и водохранилища.
66
Потребность в продукции ГЭС (мощность, электроэнергии) «ПАО
Татэнерго» - владельца объекта - характеризуется по данным «Татэнерго»
показателями таблицы 2.
Таблица 2
№
годы
1997
2000
2005
2010
п/п
показатели
1
Суммарная мощность системы,
7003
6905
7155
7405
мВт
2
Выработка электроэнергии
22991
25000
28800
34000
млн. кВтч
Приведенные в таблице данные указывают на наличие рынка сбыта
продукции ГЭС, как по мощности энергетического оборудования так и по
выдаче электроэнергии. Кроме того, за счет повышения мощности и выработки
электроэнергии на ГЭС, могут быть выведены из эксплуатации энергоагрегаты
на тепловых источниках как в Татарстане, так и в Башкортостане и Удмуртии с
целью снижения расхода органических энергоносителей.
Энергосиловое оборудование ГЭС работает на постоянно
возобновляемом энергоносителе - водном потоке стоков Камы и Белой.
Установленное и эксплуатируемое оборудование будет использоваться
при всех вариантах НПУ без реконструкции или модернизации.
Повышение мощности, КПД и выработки электроэнергии достигается за
счет повышения отметки НПУ и находятся в прямой зависимости от напора на
ГЭС. Наиболее невыгодными являются условия эксплуатации оборудования при
отметке 62 м.
Для повышения мощности гидроэлектростанции и ее выработки,
установки дополнительного энергетического оборудования не требуется. Линии
электропередач реконструкции также не требуют, так как запроектированы и
построены с учетом работы Нижнекамской ГЭС в энергосистеме с учетом
располагаемой мощности энергетического оборудования, установленного на
Нижнекамской ГЭС.
Строительство сооружений гидроузла и водохранилища осуществлялось
подразделениями ГПО «Камгэсэнергострой» с использованием базы
67
стройиндустрии, расположенной в г. Набережные Челны. Эти строительные
организации работают сейчас с малой загрузкой и являются рынком
строительных услуг. Кроме того к работам по достройке объектов
водохранилища могут быть привлечены строительные организации,
работающие на территориях Республики Башкортостан и Удмуртской
Республики.
Коллективы для эксплуатации ГЭС и судоходных сооружений
сформированы и укомплектованы, в течение 20-ти лет обеспечивают
нормальную их эксплуатацию и могут выполнять свои функции при всех
рассматриваемых вариантах НПУ. Жилье для эксплуатационных коллективов
расположено в г . Набережные Челны с развитой сетью социально - бытовых
услуг.
Таким образом, в рамках направления повышения эффективности системы
управления безопасностью электроэнергетических и электротехнических систем
предприятия Обществом разработана Долгосрочная программа технического
перевооружения основного и вспомогательного оборудования Нижнекамской
ГЭС на 2020 – 2049 гг. Основными целями Долгосрочной программы являются
замена основного оборудования станции (генераторы, турбины, силовые
трансформаторы), а также техническое перевооружение и модернизация
вспомогательного оборудования. Одновременно, Правительством Республики
Татарстан поставлены цель и задачи работы по «Обоснованию инвестиций по
достройке сооружений Нижнекамской ГЭС и водохранилища при НПУ 62; 66,0
и 68,0 м»
3.2. Оценка экономической эффективности разработанных
мероприятий
Поднятие уровня Нижнекамской ГЭС с отметки 63,3 м. до проектной
отметки 68 м. предполагает:
При обоснование достройки Нижнекамской ГЭС и водохранилища в
области перспективы рынка электроэнергетики рассмотрены следующие
вопросы:
68
- проведен анализ функционирования и развития энергосистемы
Татарстана с учетом работы в ОЭС Средней Волги;
- выполнен прогноз уровней электропотребления и электрических
нагрузок;
- разработан прогноз развития электрических станций с учетом
модернизации и демонтажа основного оборудования электростанций;
- составлены балансы мощности и электроэнергии ОАО
"Татэнерго" по вариантам достройки Нижнекамской ГЭС до отметок НПУ
водохранилища(62, 66, 68 м) в период до 2010 года;
- проведены расчеты электрических сетей энергосистемы;
- определена роль Нижнекамской ГЭС в покрытии суточных
графиков нагрузки при отметках 62, 66 и 68 м;
- выполнены расчеты технико-экономической целесообразности
достройки НК ГЭС до отметок НПУ 62, 66 и 68 м.
Балансы мощности, электроэнергии и составы энергоисточников по
данным института "Нижэнергосетьпроект" приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3
Баланс мощности ПЭО «Татэнерго» (МВт)
Наименование
1998 г.
2000 г.
2005г.
62 м
66 м
68 м
показателей
2010 г.
2010 г.
2010 г.
1 .
Потребность
1.1
Максимум нагрузки
3673
3752
3975
4282
4282
4282
1.2
Расчетный резерв (в
1399
560
600
640
640
640
1998 г. факт.)
ИТОГО потребность
5072
4312
4575
4922
4922
4922
2.
Покрытие
2.1
Располагаемая мощ-
5025
4990
4590
4976
5464
5648
ность
в т. ч. ГЭС,
374
420
420
536
1024
1208
ТЭС - всего, из них
4651
4570
4170
4440
4440
4440
ТЭЦ
2367
2370
2370
2640
2640
2640
КЭС
2284
2200
1800
1800
1800
1800
2.2
Неиспользуемая мощ-
0
50
50
91
510
590
2.3. Используемая в балан-
5025
4940
4540
4885
4954
5058
се мощность
3. Избыток (+), дефицит (-)
-47
628
-35
-37
32
136
69
Таблица 4
Баланс электроэнергии ПЭО " Татэнерго", (млн. кВт*ч)
Наименование
показателей
1998 г.
2000 г.
2005 г.
62 м
66 м
68 м
2010 г.
2010 г.
2010 г.
1.
Потребност
ь
Электропотребление
21837,6
22300
23800
25900
25900
25900
2.
Покрытие
Выработка электроэнергии
20876,4
21449
22839
24579
25499
25969
в т. ч. ГЭС
1452
1200
1200
1280
2200
2670
ТЭЦ
13243,2
13040
12090
12940
12940
12940
КЭС
6171,7
7200
9540
10350
10350
10350
Блок ст.
9,5
9
9
9
9
9
3. Избыток(+), дефицит(-)
-961,2
-851
-961
-1321
-401
+69
В результате выполненных проработок можно сделать следующие
выводы:
1. В рассматриваемой перспективе в энергосистеме обостряется проблема
замещения генерирующей мощности, связанная со старением основного
оборудования тепловых электростанций;
2. Правомочность достройки ГЭС как одного из вариантов покрытия
возникающего дефицита мощности и электроэнергии подтверждается балансами
мощности и электроэнергии;
3. Результаты расчетов показывают, что при НПУ 62, 66 и 68 м
элетросетевое строительство на этапе 2010 г. для выдачи дополнительной
мощности Нижнекамской ГЭС не требуется;
4. Увеличение располагаемой мощности НКГЭС не оказывает
дополнительного влияния на значения токов короткого замыкания в сетях 220-500
кВ по сравнению с расчетами, выполненными в ранее выпущенной работе
НижЭСПа "Схема развития ОЭС Поволжья "Волгаэнерго" с ПЭО "Татэнерго" до
2010 г.";
3.2.1. Исходные положения
В «Сводке затрат» к «Обоснованию инвестиций…» определен
максимальный объем капиталовложений в достройку Нижнекамского
водохранилища при НПУ 62, 63,3, 66 и 68 м. Эти затраты определены как
максимальные, учитывающие все возможные их виды, которые могут по
70
мнению субъектов Федерации возникнуть при подъеме уровня воды в
водохранилище. Этот вариант «Сводки затрат» в "Обосновании
инвестиций…" принят в качестве основного расчетного варианта. Он служит
основой для принятия решения о необходимости поднятия уровня
водохранилища, при этом он является наиболее затратным и соответственно
наименее экономически эффективным, но в то же время и самым
"социальным", так как максимально учитывает интересы и пожелания органов
государственной власти всех субъектов Федерации, а также всех
природопользователей и субъектов хозяйствования.
3.2.2.Объемы инвестиций в достройку сооружений Нижнекамской ГЭС и
водохранилища по вариантам.
Капиталовложения и компенсационные выплаты на достройку
Нижнекамской ГЭС и водохранилища на различные проектные отметки в ценах
2001 г. и в текущих ценах приведены в таблице 5.
Таблица 5
Капиталовложения на достройку Нижнекамской ГЭС
и водохранилища
№
Капиталовложения и компенсационные
Наименование затрат
выплаты при вариантах НПУ
п/п
62
63,3
66
68
1
Суммарный объем инвестиций
в достройку в ценах 2001 г. с
20699
29027
32579
42653
учетом основных сооружений
(млн. руб.), из них:
2
компенсационные выплаты
0,05
7458
15902
27138
(млн. руб.)
3
затраты на достройку основных
471
454
402
383
сооружений (млн. руб.)
4
компенсационные выплаты от
0
25,7
48,8
63,6
общей суммы инвестиций (%)
5
Суммарный объем инвестиций
в достройку в ценах 2004 г. с
35280
43977
50992
62165
учетом основных сооружений
(млн.руб.), из них:
6
компенсационные выплаты,млн. руб.
0,124
7533
15976
27212
7
затраты на достройку основных
1234
1189
1053
1003
сооружений (млн. руб.)
8
компенсационные выплаты от
0
17,1
31,3
43,8
общей суммы инвестиций (%)
71
Приведенные капитальные вложения на единицу располагаемой
мощности (1 МВт) и на 1000 кВтч выработанной электроэнергии приведены в
таблице 6.
Таблица 6
Приведенные капитальные вложения
№№
пп
Наименование
показателя
Отметка водохранилища
62
63.3
66
68
1
Приведенные капвложе-
ния на 1 МВт располагае-
81,5
74,2
57,5
57,3
мой мощности (млн
руб/МВт)
2
В % от минимальной при
142,2
129
100,2
100
НПУ 68 м
3
Приведенные капвложе-
ния на 1000 кВт*час вы-
рабатываемой электро-
28,75
27,94
23,60
23,18
энергии (млн. руб./1000
кВт в год)
4
В % от минимальной при
124,0
120,5
101,8
100
НПУ 68 м
3.2.3. Доходы от реализации намечаемой деятельности.
Доходы от реализации электроэнергии. Тарифы на электроэнергию
приняты по Постановлению Правления Республиканской энергетической
комиссии Республики Татарстан от 12.10.2004 г. №28.
Согласно Приложению 2 к этому Постановлению тарифы на
электрическую энергию, дифференцированные по зонам суток составляют
составляют в пиковый период 1501 руб/тыс кВтч (5,3 цента за кВтч) , в
полупиковый период – 889 руб/тыс кВтч (3,4 цента за кВтч), в ночную зону –
724 руб/тыс кВтч (2,6 цента за кВтч).
Для сравнения средний тариф на электроэнергию в Европе по
справочным данным «Интернет» составляет 8-10 центов за 1 кВтч, а в
Германии 15 центов за 1 кВтч.
72
Учитывая, что текущие тарифы на электроэнергию в РФ в 2-3 раза ниже,
чем в Европе, для расчетов эффективности инвестиций принимаем
опережающий рост тарифов на электроэнергию - 5% в год.
Для уменьшения погрешности прогнозирования оценка соотношения
капитальных вложений и дохода от реализации электроэнергии и прочих
доходов выполнена в ценах 2004 г.
Кроме доходов от выработки, распределения и транспортировки
электроэнергии в доходную часть включены дополнительные доходы, которые
могут быть получены по Киотскому протоколу (так называемый проект
совместного осуществления) за выработку электроэнергии без выброса
парниковых газов. Объем привлеченных инвестиций (так называемые
«углеродные инвестиции») включен в таблицу 7.
Таблица 7
Доход от реализации электроэнергии в ценах 2004 г.
№№
Наименование
Отметка НПУ водохранилища
пп
62
63,3
66
68
1
Выработка электроэнергии,
1270
1620
2220
2670
млн. кВтч в год
2
Средневзвешенный тариф
1030
1240
1280
1350
(руб/1000 кВтч)
3
Доход от реализации элек-
1308
2009
2842
3605
троэнергии млн. руб. в год
4
Отношение капвложения/
доход от реализации элек-
27
21,8
17,9
17,2
троэнергии в год
5
Доход от привлеченных "уг-
леродных инвестиций" (млн.
0
38
93
137
руб. в год)
6
Общий доход от намечаемой
деятельности в сфере элек-
1308
2047
2935
3742
троэнергетики
7
Отношение капвложения/
доход от основной деятель-
27
21,5
17,4
16,6
ности в год
73
Коэффициент капвложения/доход от реализации электроэнергии является
определяющим показателем отношений сроков окупаемости при разных
вариантах отметок НПУ водохранилища (без учета затрат на выработку,
распределение и транспортировку электроэнергии и налогообложения).
Как видно из приведенной таблицы 6, этот коэффициент снижается от
последовательного повышения отметки НПУ от 27 до 16,6 (в 1,7 раза).
3.2.4. Дополнительные выгоды для экономики. Экономия органического топлива.
В соответствии с проработками ЭНИН РАН прогнозные цены на
органическое топливо характеризуются весьма высокой степенью
неопределённости.
В частности, можно ожидать, что перспективные цены на газ будут
ориентированы на цены европейского рынка газа. Вместе с тем в конце
рассматриваемого перспективного периода, особенно в случае появления
ограничений на использование ресурсов газа (с учётом заключённых контрактов)
может осуществиться переход газовой отрасли к конкурентному рынку.
В этом случае внутренние цены газа, очевидно, будут расти интенсивнее,
чем при сохранении системы их государственного регулирования.
Прогноз цен на газообразное топливо, утвержденной распоряжением
Правительства Р Ф от 28 августа 2003 г. № 1234-р приведен в таблице 8.
Таблица 8
Прогноз цен на газ
Варианты прогноза
Газ, долл./1000 м
3
2005 г.
2010 г.
2015 г.
2020
Вариант 1 (евро рынок)
(минимальные прогноз-
91
103
112
119
ные цифры)
Вариант 2
(европейский рынок)
97
110
123
138
(максимальные прогноз-
ные цифры)
Вариант 3. Внутренний
45
53…58
61…74
71…94
рынок (Поволжье)
74
Дополнительный доход за счет экономии природного газа при
выработке электроэнергии на замещающей ТЭЦ представлен в таблице 9.
Таблица 9
Дополнительный доход за счет экономии природного газа при
выработке электроэнергии на замещающей ТЭЦ
№№
пп
Наименование затрат
Варианты отметки НПУ
62
63,3
66
68
1
Экономия природного га-
за, тыс. м
3
/год
2
Дополнительный доход
экономики региона по ва-
709
1024
1526
1950
рианту 1, млн.руб.
3
Дополнительный доход
экономики региона по ва-
756
1094
1676
2262
рианту 2, млн.руб.
4
Дополнительный доход
экономики региона по
варианту 3, млн.руб.
351
527…577
831…1008
1164…
1950
Как видно из таблицы 9 за счет производства электроэнергии на
возобновляемом источнике экономия органического топлива может составить
от 1164 до 1950 млн. рублей в год при отметке НПУ 68 м, и соответственно от
831 до 1526 млн. руб. при отметке НПУ 66 м и от 527 до 1024 млн. руб. при
отметке НПУ 63,3 м.
Таким образом минимальный доход от экономии газообразного
топлива для отметки НПУ 68 м составит 1164 млн.руб., максимальный – 2262
млн. руб. (в 1,94 раза больше).
3.2.5. Дополнительный доход за счет увеличения рыбных уловов
По прогнозу, выполненному Казанским отделением института
ГОСНИ-ОРХ, при повышении отметки НПУ Нижнекамского водохранилища,
ожидается увеличение вылова рыбы, которое приведено в таблице 10.