ТЕХНИЧЕСКО-КОММЕРЧЕСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕ

на строительство миниТЭЦ с ГТУ электрической мощностью 16 МВт и паровым котлом-утилизатором

ОАО «Химволокно»

г. Шебекино Тульской обл.

Москва, 2003г.

Настоящее технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа, заполненного Заказчиком.

1. Краткое описание существующего положения.

На котельной предприятия установлено 5 котлов ГМ-50-14/250 тепло производительностью по 50 т/ч на параметры пара: 1,4 МПа, 250⁰ С.

Вырабатываемый котлами пар подается в сеть завода к различным потребителям некоторые из которых дросселируют и охлаждают пар до параметров, необходимых для технологии.

Количество вырабатываемого пара равного, примерно 120 т/ч.

Электрическая нагрузка предприятия колеблется от 15 до 31 МВт.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- Заявленная мощность, руб./кВт.ч в месяц	59,81
- электроэнергия, руб./кВтч	0,78
- пар (на сторону), руб./Гкал	224,17
-природный газ за 1000 НМ³, руб. (с учетом транспортировки)	729,75

2. Предлагаемые технические решения.

Как следует из опросного листа Заказчику необходимо рассмотреть варианты выработки собственной электроэнергии с использованием паротурбинного цикла.

Вариант выработки электроэнергии с установкой противодавленческой турбины не представляется возможным, поскольку вырабатываемый котлами пар поступает в сеть завода с теми же параметрами, что и на выходе из котлов.

Выработка электроэнергии при установке конденсационных турбин малопривлекательна из-за больших капиталовложений и высоких удельных расходов на выработку электроэнергии и , возможно, даже больше, чем в энергосистеме.

Наиболее целесообразно при данных условиях, когда имеется тепловой потребитель с круглогодичной загрузкой по тепловому потреблению – это вариант установки газовой турбины (ГТ) с котлом-утилизатором (КУ).

Предлагается, для выработки электроэнергии на тепловом потреблении, установка газовой турбины электрической мощностью 16000 кВт с паровым котлом-утилизатором на параметры пара такие же, как и у существующих котлов ГМ-50 в количестве, примерно, 30 т/ч.

Вырабатываемый КУ пар будет подаваться в коллектор от паровых котлов котельной, а электроэнергия на одну из секций 6 кВ П/С 110/6.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии составит, примерно, 140 гут/кВт.ч, что в 2,5 раза меньше, чем в среднем по энергосистеме.

Место установки агрегата возможно на существующих свободных площадях.

Работа агрегата предусматривается параллельно с энергосистемой. В случае аварийного останова ГТУ-ТЭЦ или останова в плановый ремонт недостающая электроэнергия будет поступать от энергосистемы, а недостающее тепло от существующих паровых котлов котельной.

3. Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта.

3.1. Разработка.

- ТЭО – 2-3 месяца (при необходимости)

- Рабочая документация – 3-5 месяцев

3.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов – 12-15 месяцев.

6. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 15-18 месяцев.

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 20 месяцев) и при условии стабильного финансирования. Сроки могут быть сокращены при заказе основного оборудования после утверждения ТЭО.

4. Объем услуг.

Компания ООО «Промышленные системы» по желанию Заказчика выполнит объем работ на условиях «под ключ», включая:

- разработку необходимой технической документации;

- заказ и поставку оборудования;

- строительно-монтажные работы;

- пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику.

5. Стоимостные показатели.

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования (турбогенераторы, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 200 млн. руб. (без НДС и транспортных расходов).

Стоимость проектных работ (ТЭО + рабочая документация) 5 млн. руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство на условиях «под ключ», по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 225 млн. руб. Указанные затраты будут уточнены при разработке ТЭО после получения всех необходимых исходных данных и при наличии технического задания, утвержденного Заказчиком.

Простой срок окупаемости капитальных вложений в реконструкцию котельной, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 30-32 месяца (Приложение 1).

Расчет экономической эффективности приводится в приложении 2.

В вышеуказанную стоимость не включено:

- инженерно-геологические изыскания;

- затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы.

Общая стоимость реализации проекта и по отдельным статьям расходов будет уточнена при разработке ТЭО, разрабатываемом по техническому заданию, утвержденному Заказчиком, в котором будут определены конкретные объемы строительства с учетом местных условий.

Приложение 1

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

При установке ГТУ-ТЭЦ на предприятии будет производиться собственная электроэнергия, которая будет потребляться самим предприятием без выдачи ее в энергосистему. Таким образом, выгоды от установки ГТУ-ТЭЦ будут связаны только с уменьшением покупки электроэнергии от системы.

Выработка пара котлом-утилизатором ГТУ-ТЭЦ в расчете не учитывалась, поскольку удельные расходы топлива на выработку тепла примерно такие же, как и при работе котлов ГМ-50 котельной.

1. Годовая выработка электроэнергии при среднегодовом числе часов работы равным 8000 часов и коэффициенте загрузки 0,9 составит:

16000´8000´0,9=115,2 млн. кВт×ч

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода:

115,2(1-0,05)=109,44 млн. кВт×ч

5% – расход электроэнергии на собственные нужды

3. Уменьшение затрат на покупку электроэнергии при тарифе 0,78 руб/кВтч (без НДС) составит

109,42´0,78´1,2=102,44 млн. руб.

4. То же за уменьшение платы за заявленную мощность при тарифе 59,81 руб. за кВт в месяц

16000´59,81´1,2´(1-0,05)´11=12,00 млн. руб.

5. Итого уменьшение затрат на покупку электроэнергии

102,44+12=114,44 млн. руб.

6. Увеличение часового расхода топлива на выработку электроэнергии на 1 кВтч электрической мощности

DВ = ^N^э⁸⁶⁰= ¹^´⁸⁶⁰ = 0,125 нм³

h_эмQ^н_рh_к0,955 ´8000´0,9

, где 0,955 – электромеханический КПД турбины;

0,9- КПД котлоагрегата;

8000 ^ккал - ориентировочная теплопроводная способность газа;

нм³

860 – коэффициент перевода кВт в ккал/час.

7. То же в год

115,2´10⁶´0,125=14,01 млн. нм³

8. То же в денежном выражении при тарифе 729,75 руб. за 1000 нм³ (без НДС).

12,97´0,72975х1,2=12,27 млн. руб.

9. Стоимость основных фондов будет примерно равно 200 млн. руб.

10. При ресурсе до списания равном 100000 часов и среднегодовом временем работы 8000 часов амортизация составит 8% или в денежном выражении

200´0,08=16 млн. руб.

11. Увеличение налоговых выплат (2%) за счет роста стоимости основных фондов

200´0,02=4 млн. руб.

12. Затраты на ремонтно-техническое обслуживание составляют по статистическим данным 2$ на МВт×час

115,2´10³´2´32=7,37 млн. руб.,

где 32 руб. за 1 $ США.

13. Годовые затраты на заработную плату при дополнительном персонале в количестве 5 человек с окладом 7000 рублей и с учетом отчислений с ФОТ:

7000´5´1,36´12=0,72 млн. Руб.

14. Прочие затраты примем в размере 10% от амортизации

16´0,1=1,6 млн. руб.

15. Эксплуатационные затраты составят

12,27+16+4+7,37+0,73+1,6=41,97 млн. руб.

16. Ежегодная экономия денежных средств на покупку электроэнергии

114,44-41,97=72,47 млн. руб.

17. Поток наличности (прибыль + амортизация)

72,47+16=88,47 млн. руб.

18. Объем капвложений при строительстве ГТУ-ТЭЦ «под ключ» составит примерно 225 млн. руб.

19. Простой срок окупаемости:

²²⁵= 2,54 года

^88,47

20. Себестоимость потребляемой собственной электроэнергии:

^41,97= 38,3 коп/кВтч

^109,44

Приложение 2

Расчет экономической эффективности капитальных вложений.

Расчёт экономической эффективности капитальных вложений выполнен в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденных Госстроем, Минэкономики, Минфином и Госкомпромом РФ 31.03.94 №7-12/47.

Расчёт выполнен при следующих условиях и допущениях:

1. Срок реализации проекта от начала финансирования принят 1,5 года;

2. Прогнозный рост тарифов на электроэнергию и топлива принят по оценке Минфина РФ.

3. Прочие затраты приняты в размере 30% от суммы затрат на амортизацию, заработную плату и налога на основные фонды;

4. Возврат НДС от общей суммы капвложений по годам производится после ввода объекта в эксплуатацию;

5. Налог на прибыль в расчете не учитывается, поскольку вся вырабатываемая электроэнергия будет потребляться внутри предприятия без продажи её в энергосистему;

6. Заработная плата персонала по годам рассчитывалась с учётом ежегодной инфляции в размере 10%;

7. Ставка дисконта принята снижающейся во времени на 2% через каждые 4 года; с 20% в 2003 году и 10% с 2023года.

В результате расчётов внутренняя норма рентабельности (IRR) составляет 66%, что более чем в 3 раза превышает принятую ставку дисконта, показывает высокую инвестиционную привлекательность проекта и его устойчивость.

Срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 3 года 6 месяцев.

Выполнен также расчет возврата кредита для случая 100% финансирования заемными средствами при процентной ставке в размере 20% годовых. Срок погашения кредита при этом составит 4 года 7 месяцев.