Бизнес-план газотурбинной электростанции

Преимущество модульных газотурбинных установок (ГТУ)

Мир вступает в эпоху энергетического перехода, и распределённые энергетические системы значат всё больше. Их классический представитель — комбинированные тепловые электростанции (ТЭС): эффективное и чистое производство электроэнергии вместе с теплом.

Газовые турбины средней мощности, такие как Siemens SGT-500, работают на природном газе и вдвое сокращают выбросы СО₂ по сравнению с углём. Они работают и на возобновляемом топливе — биогазе или водороде.

Мы подготовили бизнес-план, который оценивает эффективность модульной тепловой электростанции в Северной Африке. Бизнес-план составлен в 2019 году. Проект предусматривает газотурбинную электростанцию мощностью 500 МВт. На него выделено финансирование: планируется покупка 30 ГТУ на основе газовых турбин Siemens электрической мощностью 17 МВт каждая.

Технологией производства таких установок в России владеет предприятие, входящее в состав госкорпорации. У нас есть все нужные контакты по поставке оборудования, и при заинтересованности мы готовы организовать переговоры с производителями.

Проект позволяет организовать серийную сборку на мощностях этого предприятия. Завод сохраняет компетенции в производстве таких установок, получает опыт массового выпуска, снижает издержки и дальше выходит с этой продукцией на разные рынки.

Срок проекта — 2020–2033 годы. За 2020 год решают все организационные и технические вопросы производства, испытывают и поставляют заказчику два первых образца ГТУ. В первый год изготавливают 12 ГТУ, на следующий — ещё 16.

Виды газотурбинного модуля

Газовая турбина в обвязке — это и есть модульная газотурбинная установка. Все исходные допущения бизнес-плана согласованы квалифицированной командой специалистов и взяты из источников, заслуживающих доверия.

Важный фактор успеха проекта — скорость. Модульные электрогенерирующие блоки поставляют и вводят в эксплуатацию за один год. Традиционную электростанцию строят и запускают не быстрее чем за 3–4 года.

Электроэнергию отдают в распределительные сети Марокко. Мощность проекта — 1,6% всей электрогенерации страны.

Ключевая информация о рынке

• объём рынка электроэнергии Марокко — 28,25 млрд киловатт-часов;
• киловатт-час для промышленных потребителей стоит 13 евроцентов;
• Марокко на седьмом месте среди стран Ближнего Востока и Северной Африки по простоте доступа к электроэнергии;
• подключение к электроэнергии стоит в 17 раз больше среднедушевого годового дохода;
• по надёжности поставок электроэнергии Марокко на пятом месте в этом регионе.

Технологический обзор

На момент составления бизнес-плана инициатор проекта располагает тридцатью газовыми турбинами Siemens семейства SGT. Один из вариантов их применения — газотурбинные электростанции. Для этого берут обвязку российского производителя, по характеристикам аналогичную обвязке Siemens.

Преимущества такой конфигурации:

• надёжная газовая турбина с длительным сроком службы;
• высокая надёжность конструкции;
• низкие требования к давлению топливного газа;
• низкая пусковая мощность;
• быстрый запуск — около 3 минут;
• два варианта топлива: СПГ и трубопроводный газ;
• эффективность выше, чем у поршневой технологии.

Преимущества модульной установки:

• низкие и предсказуемые затраты на техническое обслуживание;
• простое обслуживание на месте с быстрой заменой модулей;
• прямая замена двигателя при выходе из строя — тоже на месте.

Модульная установка легко приспосабливается к любому варианту когенерации или компоновки и во всех конфигурациях слабо воздействует на окружающую среду. Благодаря интенсивному воздушному потоку установки на базе турбин хорошо вырабатывают пар, и их эффективно используют для опреснения воды. Общая эффективность установки высока на любом топливе.

Используемое в ГТУ топливо

Топливо установок — сжиженный природный газ (СПГ). Для расчётов взята стоимость СПГ в США на Henry Hub плюс доставка через Атлантический океан (10% стоимости СПГ). Цена СПГ с доставкой в Марокко — 135 долларов, или 121 евро за тонну.

Турбина потребляет 3,8 тонны топлива в час. При 24 работающих модулях электростанция расходует 65,8 тысячи тонн СПГ в месяц.

• потребление СПГ одной установкой — 3,81 тонны в час;
• число установок — 24;
• расход СПГ в час — 91,44 тонны;
• расход в сутки при круглосуточной работе — 2 194,56 тонны;
• расход в месяц при загрузке 30 дней — 65 836,8 тонны.

Расположение удачное: электростанция стоит недалеко от порта Надор, где переваливают СПГ, и затраты на перевозку газа от порта минимальны.

Анализ рынка электроэнергии Марокко

Обзор приведён на дату бизнес-плана, 2019 год.

В индексе Energy Trilemma Всемирного энергетического совета Марокко занимает 68-е место в мире по энергетической безопасности. Причина невысокой позиции — зависимость от внешних источников энергии. Два других показателя, энергетическое равенство и экологическая устойчивость, тоже ниже оптимальных. Например, 2,8 миллиона жителей Марокко не имеют доступа к электроэнергии.

Тем не менее экономика страны растёт и привлекает иностранные инвестиции. При всех проблемах энергетического сектора Международное энергетическое агентство подтвердило: за последнее десятилетие структура топливно-энергетического баланса заметно диверсифицирована. В 1990-х и 2000-х годах правительство вело программы электрификации сельских районов, в том числе на возобновляемых источниках вне сети.

Крупнейшие потребители энергии в Марокко — промышленность, жилой и коммерческий секторы.

Своей добычи нефти и газа у страны нет, поэтому производство электроэнергии больше чем на 94% зависит от импорта энергоносителей (Oxford Business Group, 2018). Марокко — крупнейший импортёр энергоносителей в Северной Африке.

Марокко производит 28 000 ГВт·ч электроэнергии и покрывает свои потребности на 98%; остальное импортирует, в основном из Испании.

Энергетические тренды Марокко

С 2004 года потребление первичной энергии в Марокко росло в среднем на 5% в год. По консервативному сценарию спрос должен был достичь 52 000 ГВт·ч к 2020 году и 95 000 ГВт·ч к 2030 году — прирост на 55% и 183%.

По оценкам отраслевых экспертов, в 2030 году доля возобновляемых источников составит около 42%: солнечная, ветровая и гидроэнергетика дадут по 14%.

Рост спроса на электроэнергию покрывают в основном возобновляемые источники (если амбициозные цели по их развитию будут достигнуты) и природный газ.

В геологоразведку и бурение в последние годы вложены средства, и результаты косвенно допускают значительные неоткрытые запасы нефти и газа. Но убедительных подтверждений нет, и месторождения углеводородов в Марокко остаются незначительными. То же со сланцами. Поэтому внутренние запасы нефти и газа на энергетику Марокко не влияют.

Импорт СПГ

Основную часть дополнительного спроса на электроэнергию покрывает импорт ископаемого топлива. Даже если уголь останется важным источником энергии, доля импорта СПГ значительно вырастет (Oxford Business Group, 2018) — при условии, что терминал по приёму СПГ в Jorf Lasfar введут в эксплуатацию.

Ключевые вызовы отрасли

У энергетики Марокко две основные проблемы. Первая — чрезвычайно высокая зависимость (на 95%) от импорта углеводородного сырья, преимущественно нефти. Она делает отрасль уязвимой перед мировыми колебаниями цен и тяжело ложится на государственный бюджет.

Ряд проектов успешен: введена первая очередь солнечной электростанции Noor Ouarzazate, ветряная генерация стоит 30–35 долларов США за МВт·ч. Но отрасль по-прежнему требует крупных инвестиций.

Запасы природного газа в Марокко невелики, но импорт газа вырос до уровня, который покрывает внутренний спрос и диверсифицирует энергетический баланс. Значительные инвестиции в терминалы СПГ и роль транзитной страны для алжирского газа, который идёт в Испанию и Португалию по газопроводу «Магриб — Европа», могут сделать Марокко газовым хабом.

Вторая проблема — потребление электроэнергии растёт значительно быстрее среднемировых темпов (Oxford Business Group, 2018). Спрос двигают урбанизация и быстрый рост городов, рост промышленности и законодательство об электрификации сельской местности.

Правительство отвечает на эти вызовы диверсификацией источников энергоснабжения и ростом производства электроэнергии. Всё это требует больших инвестиций в генерацию и в инфраструктуру передачи, распределения и хранения.

Основные выводы

1. Марокко остро нуждается в новых мощностях по производству электроэнергии.
2. Сжиженный природный газ играет всё большую роль в энергетическом балансе страны, и это соответствует энергетической политике правительства Марокко.
3. Развитие энергетического сектора — один из стратегических приоритетов властей Марокко.

Проект относится к энергетическому сектору, производит электроэнергию и использует СПГ. Значит, он соответствует всем основным отраслевым трендам Марокко, и инвестиционный риск значительно ниже среднего по экономике страны.

Организационный план

Благодаря особенностям модульных газотурбинных электростанций инвестиционный этап проекта короткий. Комплектация и доставка турбин в Марокко занимают не больше полугода. Примерно столько же уходит на изготовление обвязки: она состоит из стандартных изделий, разработанных для аналогичной турбины Siemens SGT-700. Обвязку делает российское предприятие, поэтому срок заказа минимальный.

Оборудование из России в Марокко везут самолётами военно-транспортной авиации — это заметно сокращает инвестиционный этап. Стоимость перевозки рассчитана по открытым данным о фрахте аналогичного самолёта (Ан-124 «Руслан»).

Обоснование стоимости фрахта

Аналог: рейс Люблин — Кларк, 9 274 километра, 715 тысяч долларов. Рейс до Рабата — 4 426 километров, оценка около 300 тысяч евро.

Операционный план

Допущения по расчетам

1. Расчёты проведены на 3 года.
2. Интервал расчёта — месяц.
3. Использована система налогообложения Марокко.
4. Чистый приведённый доход рассчитан по ставке дисконтирования 13,3% годовых.

Прогноз доходов ГТЭС

• один двигатель вырабатывает 19,3 МВт·ч электроэнергии в час;
• ГТУ работают круглосуточно 30 дней в месяц;
• одна ГТУ вырабатывает 13 896 МВт·ч в месяц;
• постоянно задействованы 24 ГТУ;
• вся электростанция вырабатывает 333 504 МВт·ч в месяц;
• продажи начинаются в июле 2020 года; цена — 10 евроцентов за кВт·ч, или 100 евро за МВт·ч.

Расходы модульной ГТЭС

Расходная часть проекта — прямые издержки. Допущения прогноза:

• тонна СПГ стоит 135,9 доллара, или 121,3 евро (курс — 1,12 доллара за евро);
• доставка СПГ на электростанцию — 100 евро за тонну;
• итого тонна обходится в 221,3 евро;
• одна турбина потребляет 3,8 тонны топлива в час;
• топливо на час работы стоит 843,3 евро;
• электрическая мощность — 20,0 МВт;
• себестоимость одного МВт·ч, выработанного одним двигателем, — 42,2 евро.

Накопленная прибыль на конец проекта — 965 млн евро.

Вопросы о бизнес-плане электростанции