Details

Объект исследования – системы резервирования топлива на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Цель исследования – оценка экономической эффективности инновационных подходов к резервированию топлива на российских ТЭЦ, в частности, замены мазутного хозяйства на малотоннажные комплексы сжиженного природного газа (СПГ). В работе проведен анализ технических и экономических аспектов резервирования топлива, включая нормативное регулирование, классификацию видов резервного топлива и их сравнительные характеристики. Рассмотрены современные технологии сжижения природного газа, их преимущества и риски внедрения. Разработана методика оценки стоимости владения резервным топливом с учетом энергоемкости хранения. На примере ТЭЦ ПАО «ТГК-1» выполнено технико-экономическое обоснование замены мазутного хозяйства на СПГ-комплекс. Проведено моделирование экономических параметров проекта с использованием метода Монте-Карло, оценены сценарии с разным уровнем спроса на СПГ. Результаты показали, что при благоприятных условиях проект может быть рентабельным с NPV равным 775 млн руб. и сроком окупаемости 5,5 лет. Выводы: 1. Переход на СПГ позволяет снизить эксплуатационные затраты и улучшить экологические показатели. 2. Ключевыми факторами успеха являются оптимизация капитальных затрат и развитие рынка сбыта СПГ. 3. Проект наиболее целесообразен для ТЭЦ с высоким давлением сетевого газа, удаленностью от жилой застройки и потребностью в модернизации системы резервного топлива.

Object of study — fuel backup systems at combined heat and power (CHP) plants. Purpose of the study — to evaluate the economic efficiency of innovative approaches to fuel backup systems at Russian CHP plants, particularly the replacement of heating oil facilities with small-scale liquefied natural gas (LNG) complexes. The work analyzes the technical and economic aspects of fuel backup systems, including regulatory frameworks, classification of backup fuel types, and their comparative characteristics. Modern LNG technologies, their advantages, and implementation risks are examined. A methodology for assessing the cost of ownership of backup fuel, considering storage energy intensity, is developed. Using the example of CHP plants operated by PJSC "TGK-1," a feasibility study for replacing heating oil facilities with LNG complexes is conducted. Economic parameters of the project are modeled using the Monte Carlo method, with scenarios evaluated for different levels of LNG demand. Results indicate that under favorable conditions, the project can achieve an NPV of up to +775 million RUB with a payback period of 5.5 years. Conclusions: 1. Transitioning to LNG reduces operational costs and improves environmental performance. 2. Key success factors include optimizing capital expenditures and developing the small-scale LNG market. 3. The project is most viable for CHP plants with high pipeline gas pressure and locations away from residential areas.