Технико-экономический анализ систем теплоснабжения
Журнал «Новости теплоснабжения» № 6, 2005, www.ntsn.ru
К.т.н. В.А. Клименко, ген. директор, А.И. Егорова, консультант, С.В.Димитров, консультант, ООО «Гипрониигаз-МП», г. Москва
Актуальность расчетов систем теплоснабжения определяется, прежде всего, согласно проекту Закона «О теплоснабжении», необходимостью создания схем теплоснабжения поселений. Задача подробного технико-экономического анализа систем теплоснабжения возникает с одной стороны в связи со сложным устройством самих исследуемых систем, а с другой — со стремлением как можно точнее оценить финансово-экономические и технические показатели их работы для создания систем, обеспечивающих наиболее экономичное бесперебойное теплоснабжение.
В ходе проведения совместных работ по проблемам теплоснабжения с РАО «ЕЭС России», ВНИПИэнергопром и датской компанией Ramboll специалисты ООО «Гипрониигаз-МП» разработали методику модульного технико-экономического расчета схем теплоснабжения. Ниже приведены некоторые результаты такого расчета, где объединены традиционные российские методы проведения технических и экономических расчетов и европейские методы экономического анализа, которые Ramboll применяет для анализа эффективности инвестиций в теплоснабжении. Форма расчета позволяет достаточно оперативно и наглядно получить ответ на вопрос о выборе наилучших вариантов инвестирования в развитие системы ЦТ, оптимизации схемы теплоснабжения.
Технико-экономический расчет естественным образом распадается на техническую и экономическую части, состоящие из ряда программных модулей.
Экономический расчет довольно-таки прозрачен, что обусловлено существованием ряда стандартных методик и универсальных программ для оценки экономической эффективности, а также относительно большими возможностями реализовывать специализированные программы по экономическому анализу систем теплоснабжения.
Методы технико-экономического анализа
Техническая часть. Основную сложность в подобных расчетах, как правило, представляет техническая часть — преобладают единичные расчеты различной сложности ввиду отсутствия универсальной методики технического расчета. Это обусловлено уникальностью схем теплоснабжения городов и существованием большого разнообразия источников (ТЭЦ, котельные, ГТУ и ПГТУ), каждый из которых, по сути, индивидуален. Например, ТЭЦ строится по индивидуальным проектам и характеристики зависят не только от состава основного оборудования, но и от топлива, конфигурации, нагрузки, технического состояния, а энергетические характеристики турбин существуют, как правило, в виде экспериментальных диаграмм.
Методы технико-экономического анализа, существующие на сегодняшний день, можно классифицировать следующим образом:
• точный единичный технический расчет и оценка экономической эффективности для конкретного варианта;
• приближенный общий технический расчет и оценка эффективности проекта на основе разности показателей проектов;
• универсальный модульный расчет.
В отечественной практике в настоящее время используется, в основном, 1 -ый из указанных методов — анализ для конкретной ситуации, как технический, так и экономический, что обусловлено указанными выше трудностями технического расчета и конкретной спецификой экономической ситуации в каждом случае, а также отсутствием универсальной системы расчета.
Второй метод используется в зарубежной практике (в частности, в датской) и пока не нашел широкого применения в нашей стране.
Универсальному модульному расчету, разработанному в ООО «Гипрониигаз-МП», как уже было сказано выше, и посвящена настоящая статья. Модульность заключается в том, что существующие блоки-составляющие программы независимы и могут быть «собраны» в различных комбинациях в зависимости от конкретного расчета и поставленной задачи. После каждого проведенного расчета происходит обогащение базы данных за счет полученных результатов.
Сравнение российского и зарубежного подходов к расчету схем теплоснабжения. Попробуем разобраться, почему западная методика не пользуется у нас особой популярностью. Зарубежный подход к техническому расчету основывается, в основном, на экспериментальных данных и результатах конкретных расчетов.
Сравним подходы с точки зрения вычисления расчетной нагрузки и годового расхода теплоты на отопление и вентиляцию. В российском подходе расчетная тепловая нагрузка определяется по фактической присоединенной нагрузке или точным расчетом жилого фонда (по справке формы 18 ЖКХ и удельным расходам на отопление 1 м 2 из СНиП), затем считается годовое потребление тепла — с учетом климатических данных (повторяемость температур наружного воздуха за отопительный сезон). В подходе Ramboll, напротив, сначала определяется годовое потребление тепла по среднему удельному расходу на отопление 1 м 2 и числу часов максимальной нагрузки. И лишь потом считается расчетная тепловая нагрузка — делением годового потребления на число часов максимальной нагрузки.
Обратимся теперь к расчету годового расхода сетевой воды. В российской практике расход сетевой воды на отопление постоянен на протяжении всего отопительного периода, что соответствует качественному регулированию. Он определяется как расход воды при расчетной нагрузке. К расходу на отопление прибавляется расход воды на ГВС. Зарубежными специалистами годовой расход сетевой воды определяется делением годового отпуска тепла на среднюю величину охлаждения — 50 О С. Такой подход соответствует количественному регулированию, характерному для западных систем ЦТ.
Различается также и расчет потерь тепла через изоляционные конструкции и с утечкой сетевой воды. В нашей стране потери тепла через изоляционные конструкции задаются по фактическим потерям или рассчитываются по нормативам потерь (нормативные потери в тепловых сетях рассчитываются по удельным тепловым потерям для разных видов труб и температурных режимов на основе СНиП и корректируются результатами испытаний выборочных участков труб). Утечка сетевой воды согласно СНиП рассчитывается как доля от объема воды в тепловой сети. На Западе потери тепла через изоляционные конструкции рассчитываются по длине труб с разными удельными тепловыми потерями, а утечка сетевой воды рассчитывается по длине труб с разными удельными потерями теплоносителя, выраженными в м 3 /ч/км.
По-разному происходит и расчет технико-экономических характеристик источника. В российском подходе они рассчитываются на основании расчета тепловой схемы источника тепла (ТЭЦ, котельной или ГТУ), расчетов энергетических характеристик оборудования (котлов, турбоагрегатов, ГТУ) и систем на конкретных режимах с использованием данных об оборудовании. В зарубежном подходе дело обстоит иначе:
• источник описывается электрической мощностью, общим КПД, отношением электрической мощности к тепловой — Cm;
• производство электроэнергии источником определяется по годовому производству тепла и коэффициенту Cm;
• годовой расход топлива на источнике считается по сумме годового производства электроэнергии и тепла и общему КПД.
Экономическая часть. Обратимся теперь к экономической части модульного расчета.
Существует 2 основных подхода к анализу экономической эффективности инвестиционного проекта:
• на основе денежных потоков по каждому варианту отдельно, непосредственное сравнение вариантов с помощью абсолютных показателей эффективности: NPV, IRR и др. (чистая приведенная к сегодняшнему дню стоимость (NPV) — дисконтированная стоимость будущих денежных поступлений минус дисконтированная оценка стоимости инвестиций; данный показатель используется для оценки проектов, требующих капиталовложений. Внутренний коэффициент рентабельности (IRR) -норма внутренней рентабельности инвестиций, рассчитываемая путем нахождения такой ставки дисконтирования, при которой приведенная стоимость будущих денежных поступлений равняется приведенной сумме инвестиций — прим. ред.);
• на основе разницы денежных потоков инвестиционных и базового вариантов проекта, с помощью следующих основных показателей эффективности: NPV разницы вариантов, IRR разницы вариантов и др.
Ниже приведены преимущества каждого из них:
1. Рассмотрение каждого сценария проекта самого по себе дает больше информации по каждому варианту проекта в отдельности. Данный подход представляет интерес для кредитных институтов (а в некоторых случаях является необходимым для предоставления кредитору). Из результатов данного подхода легко получить результаты второго.
2. Второй подход — на основе разностных показателей эффективности — в некоторых случаях позволяет обходить ошибки или отсутствие в данных. Данный подход представляет особый интерес для акционеров. В ряде случаев во многом облегчает сравнительный анализ вариантов проекта.
На конкретном примере ниже показана взаимосвязь этих 2-х методов.
Так, из результатов расчета NPV и IRR по 2-м вариантам проекта в отдельности (первый подход) легко следуют результаты второго подхода
— NPV разницы вариантов, IRR разницы вариантов. Если в отношении NPV все просто (показатель NPV — аддитивная величина), то в отношении IRR такое следствие не совсем очевидно. IRR разницы 2-х вариантов проекта представляет собой ту ставку дисконтирования, при которой NPV обоих вариантов совпадают на заданный момент времени (см. рисунок). На рисунке представлен графический способ (как наиболее наглядный) определения IRR разницы 2-х вариантов проекта из результатов расчета абсолютных показателей эффективности по каждому варианту в отдельности.
Результаты экономических расчетов по ряду проектов.
Проект 1. Сооружение ГТУ-ТЭЦ, продиктованное необходимостью развития электрогенерирующих мощностей в городе.
— электроэнергия покупается у внешних источников и затем перепродается потребителям по более высокой цене;
— вариант, прибыльный для местного АО «Энерго».
— электроэнергия вырабатывается собственным источником — ГТУ-ТЭЦ;
— инвестиционный проект окупается за 11 лет.
• NPV разницы результирующих денежных потоков проектов (инвестиционный вариант минус базовый вариант) на рассматриваемом временном горизонте (16 лет) отрицателен.
• Темп роста NPV инвестиционного варианта выше, чем базового варианта.
Данный пример иллюстрирует случай, когда оценка инвестиционного проекта первым методом (методом расчета абсолютных показателей по каждому варианту в отдельности) приводит к ответу, в принципе, приемлемому со стороны кредитного института:
— предоставляется информация о реализации проекта на заданном горизонте планирования, включая кредитные обязательства, поправки на инфляцию и учет рисков;
— срок окупаемости проекта меньше, чем заданный горизонт планирования;
— наблюдается стабильный рост NPV. Однако сравнение базового и инвестиционного вариантов проекта любым из 2-х методов показывает, что инвестиционный вариант сильно уступает базовому, т.е. с точки зрения акционеров АО «Энерго» базовый вариант предпочтительнее.
Проект 2. Реструктуризация системы теплоснабжения части города с целью оптимального распределения нагрузки источников тепла и рационального использования топлива.
— ТЭЦ работает в неоптимальном режиме неполной тепловой загрузки, в районе ее действия загружены котельные, эффективность выработки тепла в которых ниже, чем на ТЭЦ;
— объединение ТЭЦ, указанных котельных и сетей, подключение котельных к магистрали ТЭЦ, перераспределение тепловой загрузки источников;
— заданный горизонт планирования проекта -5 лет, динамика роста NPV проекта указывает на то, что он окупится через 6 лет;
— расчет инвестиционного варианта производился «с запасом», т.е. при уточнении данных результаты проекта должны улучшиться.
• NPV разницы результирующих денежных потоков проектов (инвестиционный вариант минус базовый вариант) через 3,5 года становится положительным и далее продолжает возрастать.
Данный пример иллюстрирует случай, когда оценка инвестиционного варианта проекта с помощью расчета абсолютных показателей показывает, что инвестиционный вариант не окупается в заданный промежуток времени.
Однако сравнение базового и инвестиционного вариантов проекта любым из двух методов показывает, что инвестиционный вариант — прибыльный, базовый — убыточный. То есть инвестиционный вариант, естественно, предпочтительнее.
Проект 3. Сооружение энергосберегающей газотурбинной теплоэлектростанции (ГТЭС) на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) для выработки электрической и тепловой энергии на основе метана, вырабатываемого на данном ГПЗ. Реализация тепла и большей части электричества на ГПЗ и оставшейся части электроэнергии на других предприятиях организатора проекта:
— инвестиционный проект для данной организации рассматривается как новый проект;
— срок окупаемости проекта — 5 лет;
— в случае реализации проекта ГПЗ ежегодно терпит убытки по сравнению с начальными условиями, но высокие результаты проекта позволяют компенсировать их (например, за счет снижения тарифов на энергию для ГПЗ). Данный пример иллюстрирует случай, когда для организатора проекта оценка эффективности инвестиционного проекта производится первым методом (методом расчета абсолютных показателей по каждому варианту в отдельности), поскольку строительство ГТЭС — новая идея для данного предприятия. Инвестиционный проект приемлем как для организаторов проекта, так и для кредитных институтов.
При оценке эффективности проекта необходимо также учесть интересы ГПЗ. С точки зрения акционеров ГПЗ проект является приемлемым, если будут компенсированы связанные с его реализацией убытки. В данном примере доходы от реализации проекта существенно превосходят потери завода, поэтому данные меры вполне осуществимы.
Учет возможных рисков во всех 3-х проектах проводится методом анализа чувствительности итоговых показателей проекта к изменению ряда управляющих параметров. Из анализа чувствительности определяются факторы, в наибольшей степени оказывающие влияние на результаты проекта. Такими факторами оказываются тарифы на тепловую и электрическую энергию и топливо, объем инвестиций.
Анализ эффективности использования различных видов отопления в городском хозяйстве
Виктор ГОРБАЧЕВ,
ООО «ВИКС-1», г. Москва, Россия
Владимир ФИЛАРЕТОВ
ИАПУ ДВО РАН, г. Владивосток, Россия
Вступление.
Рассматриваются общие проблемы централизованного отопления жилых объектов. Качественно сравниваются экономические показатели существующего водяного отопления с децентрализованным прямым электроотоплением. Показана экономическая эффективность электроотопления и намечены области и регионы, где использование электроэнергии для отопления даст значительный эффект.
Актуальность проблем отопления.
Изменение экономической ориентации России привело к необходимости проведения реформы в жилищно-коммунальной сфере. До сих пор значительные бюджетные средства выделяются для дотации жилищно-коммунального хозяйства, а одна из самых затратных частей — отопление. Уже сегодня стоимость отопления составляет больше половины от всех коммунальных платежей. Анализ состояния систем отопления показал, что на него тратится 25-35% энергетических ресурсов России, а из них около 30% — это прямые потери [1,2]. Износ трубопроводов по стране составляет 50 — 70%. Значительные потери связаны с эксплуатацией устаревших и малоэффективных котельных, с большой протяженностью и неудовлетворительной изоляцией теплотрасс, плохой теплозащитой подъездов зданий и отсутствием у населения мотивации к экономии тепла из-за отсутствия системы учета и контроля потребляемой тепловой энергии. Следует отметить, что дома, построенные в России до 2000 г. имеют неудовлетворительные теплозащитные характеристики и по сравнению с современными строительными нормами требуют для отопления примерно в 2 ÷ 2,5 раза больших энергетических затрат. Кроме прямых потерь тепла значительный объем финансирования требуется и для эксплуатации существующей традиционной системы отопления, а также для устранения постоянно возникающих аварийных ситуаций (вскрытия и ремонта теплотрасс, восстановления жилищного фонда после протечек). Существующая практика организации отопления и используемое устаревшее оборудование часто приводят к загрязнению окружающей среды и значительному ухудшению экологической ситуации в городах. Есть несколько путей решения проблем отопления, и один из них — переход на современное стационарное прямое электроотопление. В России пока в массовом сознании электроэнергия прежде всего ассоциируется с освещением, бытовыми приборами, работой различных механизмов и только в незначительной степени — как источник тепловой энергии. Во многих Европейских странах электроотопление занимает важное место. Так в странах Скандинавии (кроме Дании) 90% загородных, не городских жилых объектов отапливается электричеством, во Франции ≈54%. Следует отметить, что для развитых стран доля бытового потребления электроэнергии все время возрастает и достигает по различным оценкам 25% от всей производимой электроэнергии. По прогнозам эта доля может достигнуть 40÷60 %. В России же бытовое потребление электроэнергии в зависимости от регионов пока не превышает 12-15%.
В работе [2] приводится структура индивидуального потребления электроэнергии населением Швеции:
— 50 ÷ 55 % — отопление;
— 30 ÷ 35 % — горячая вода;
— 15÷ 20 % — приготовление пищи, освещение и эксплуатация бытовых электроприборов.
Таким образом, можно сделать вывод, что отопление является самой энергоемкой сферой, и именно в этой области имеется значительный резерв для экономии энергоресурсов.
Сравнение двух подходов к отоплению.
Рассмотрим и проанализируем обобщенную схему реализации применяемого в настоящее время в коммунальном хозяйстве традиционного централизованного отопления и децентрализованного стационарного прямого электроотопления. Последнее обеспечивается при использовании электрических конвекторов, кабельных «теплых полов», инфракрасных обогревателей, а так же различных термостатов. При традиционном способе к объектам — потребителям тепла подводятся трубы для отопления и горячего водоснабжения, а также электроэнергия. А при электроотоплении -только электроэнергия, но большей мощности (см. рис.1).
Рассмотрим экономические показатели обоих подходов к отоплению.
Рис.1. Обобщенная схема подходов к отоплению
Капитальные затраты на котельную и долю электростанции на бытовые нужды больше капитальных затрат на строительство только электростанции на отопление и бытовые нужды: Зк + Зэл> Зэл. В некоторых регионах Сибири и Заполярного круга, где отсутствуют единые электросети, строят электростанцию и тепловую котельную на одном и том же виде топлива (уголь, мазут и др.). Затраты на котельную оказываются сопоставимы с затратами на электростанцию.
Капитальные затраты на прокладку теплотрасс Зтт выше затрат на подвод электроэнергии: Зтт > Зэс. Воздушные и кабельные электросети в целом дешевле и долговечнее водяных трубопроводов, стоимость которых очень сильно зависит от местных условий. В скалистой, горной местности прокладка подземных коммуникаций крайне затруднительно и затратная. В условиях вечной мерзлоты, трубопроводы ведутся над поверхностью земли, это требует повышенных затрат на теплозащиту и обслуживание. При этом воздушные и кабельные электросети существенно долговечнее водяных трубопроводов, эксплуатация которых также требует дополнительных расходов, а повреждение (особенно в зимний период) может привести к значительным утечкам, сопровождающимися длительными нарушениями транспортного сообщения в оживленных районах города и замерзанию жилых кварталов. Кроме того, время устранения повреждения электрических сетей намного меньше времени устранения повреждения трубопроводов.
Потери при транспортировке энергии от котельной до потребителя Рт значительно больше, чем потери электроэнергии на проводах: Рт > Рэ. Потери в электрических сетях составляет 3÷5%, а в трубопроводах при удовлетворительном уровне теплоизоляции потели составляют от 20 до 30%. При нарушении теплоизоляции, они могут достигать 70%.
Стоимость обслуживания теплотрасс От значительно превышает затраты на эксплуатацию линий электропередач или кабельных сетей От > Оэ. Ситуаций, которые приводят к разрушению теплотрасс и возникновению аварийных ситуаций много больше, чем при электропередаче. Даже отключение электроэнергии в зимний период часто приводит к разрывам в теплотрассах.
Капитальные затраты на установку традиционного отопления выше аналогичных при электроотоплении: Кт > Кэ. Стоимость традиционной системы отопления очень сильно зависит от производителя, но самое дешевое водяное отопление оказывается дороже оборудования для прямого стационарного электроотопления. Импортное и отечественное высококачественное оборудования дороже электроотопления в 2÷3 раза.
Монтаж и обслуживание традиционного отопления дороже электроотопления: . Монтаж традиционных систем требует привлечения квалифицированных специалистов, специального оборудования, а иногда сварочных работ и значительного времени. Монтаж электроотопления может быть выполнен электриками любой квалификации за относительно короткое время. При этом электроотопление не требует периодической профилактики и обслуживания. Потери тепла у потребителя при традиционном отоплении выше, чем при электроотоплении:
. При отсутствии покомнатной и поквартирной системы регулирования температуры в помещениях потребитель либо перегревает своё помещение, и тогда зимой открываются окна, либо приходиться включать дополнительные электрообогревательные приборы, не всегда удовлетворяющие требованиям безопасности. При электроотоплении у потребителя наивысшая мотивация в экономии и рациональном использовании тепловой энергии, так как он непосредственно контролирует свои затраты и у него есть средства контроля за температурой в каждом помещении.
Срок службы электроотопительных систем в 2-3 раза больше чем у традиционных: Тт 17.10.2018 AdMElco