Срок окупаемости газопоршневой электростанции

Оценка целесообразности инвестиций в собственную генерацию

Данная публикация из серии «Нас спрашивают» посвящена вопросу оценки целесообразности инвестиций в собственную генерацию.

В нашей практике мы, следуя просьбам своих клиентов, разработали два подхода в рассмотрении данного вопроса. Первый сводится к вычислению себестоимости производимого газопоршневой электрогенераторной установкой одного кВт электроэнергии. Второй к оценке энергетического баланса предприятия при вводе в него нового элемента – газапоршевой электростанции.

В данной статье остановимся на первом варианте оценки целесообразности инвестиций в собственную генерацию и газопоршневую теплоэлектростанцию.

Ниже представлен предмет расчёта окупаемости. Рассмотрим порядок его составления более подробно.

РАСЧЕТ ОКУПАЕМОСТИ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА ГПУ тип ETW 1125 EG TCG 2020 V12K
Технический блок
Курс Евро	80,00
Стоимость установки	Евро	644 050,00
Стоимость установки	руб.	51 524 000
Номинальная мощность установки	кВт	1 125
Количество установок	шт.	1
Стоимость комплекса	руб.	51 524 000
Номинальная мощность комплекса	кВт	1 125
Наработка комплекса в год	моточасы	8 400
Загрузка установки	%	100	75	50
Загрузка установки	кВт	1 125	845	562
Удельный расход топлива	кВтч/кВтч	2,37	2,45	2,56
Потребление газа	м3/ч	267	207	144
Теплоотдача охлаждающей жидкости	кВт	587	446	306
Теплоотдача в НТ-контуре	кВт	103	70	42
Теплоотдача выхлопных газов	кВт	685	570	431
Общая теплоотдача	Гкал	1,09	0,86	0,62
Данные по стоимости обслуживания на 64.000 моточаса, включая капитальный ремонт
Стоимость запасных частей на 64.000 часов	руб.	52 311 776
Стоимость сервисных работ на 64.000 часов	руб.	2 563 200
Стоимость масла на угар на 64.000 часов	руб.	4 336 960
Стоимость масла на замену на 64.000 часов	руб.	1 712 160
Стоимость охл. жидкости на 64.000 часов	руб.	124 320
Стоимость обслуживания на 64.000 часов	руб.	61 048 416
Стоимость обслуживания за моточас	руб.	971
Экономический блок
Стоимость приобретаемой электроэнергии	руб/кВтч	3,60
Стоимость приобретаемого газа	руб/м3	3,72
Себестоимость производства котельной 1 гКал	руб/Гкал	1 200
Потребления тепла	%	40%
Потребление газа всем комплексом в час	м3/час	267	207	144
Стоимость потребляемого газа в час	руб.	992	770	535
Стоимость технического обслуживания комплекса за моточас	руб.	971
Расходы на обслуживание комплекса в год	руб.	16 486 903	14 624 522	12 651 117
Стоимость замещаемой электроэнергии	Руб./ч	4 050	3 042	2 023
Стоимость замещаемой теплоэнергии	руб.	1 305	1 031	740
Суммарная стоимость замещаемой энергии в год с учетом неполного потребления тепла	руб.	38 406 413	29 017 269	19 479 982
Финансовый результат от использования комплекса в год	руб.	21 919 510	14 392 747	6 828 865
Себестоимость произведенного кВт электроэнергии без учета генерации тепла	руб.	1,73	2,06	2,68
Окупаемость проекта	месяцев	28	43	91

Максимально теоретическая загрузка мини-ТЭС не может равняться 100%. Есть остановки на плановое техническое обслуживание. Возможны и остановы по причине сбоев. Поэтому максимальное количество моточасов в год ограничиваем 8400 часами (96%).

По каждому газопоршневому двигателю производитель в технических данных указывает его параметры на 100%, 75% и 50% от номинальной мощности. В зависимости от нагрузки меняется электрический КПД газогенераторной установки. Чем меньше нагрузка, тем относительно больше производится тепла и меньше электроэнергии. Расчет мы рекомендуем проводить для всех трех значений, это даст вам возможность получить более реалистичные результаты.

В первый «технический блок» заносятся константы. Например, при 100% мощности наша газопоршневая электростанция будет выдавать 1125 кВт электрической энергии и 1,09 Гкал тепла, и расходовать при этом 267 м³ газа в час.

В следующем блоке мы определяемся со стоимостью обслуживания нашей газопоршневой установки. Для этого складываем расходы на услуги по проведению планового обслуживания, расходные материалы, масло на замену, масло на угар, антифриз. Получившуюся сумму делим на наработку двигателя до капитального ремонта. Для двигателей MWM — это 64.000 моточасов. В нашем примере стоимость обслуживания на один моточас составляет 971,00 рублей.

В экономическом блоке мы вводим стоимость газа, чтобы рассчитать расходы на потребления газа газопоршневой электростанцией. Стоимость приобретаемой электроэнергии, чтобы оценить эффект от собственной генерации электроэнергии. Аналогично себестоимость производимого гКал тепла для оценки вклада от собственной когенерации.

В нашем примере мы исходим и того, что потребитель нуждается в тепле не весь год, а только в отопительном периоде (40%). Конечно, оптимальный случай, когда предприятие нуждается в тепловой энергии для технологических нужд круглый год, и мы можем полностью утилизировать все производимое мини-ТЭС тепло.

Зная, сколько мы производим электроэнергии и тепла в год, а также, в какую сумму нам бы обходилось их приобретение, мы в результате выходим на суммарную стоимость замещаемой энергии в год. Это наша доходная часть. В нашем примере для 100% нагрузки она составит 38 406 413,00 рублей.

Расходная часть определяется расходом газа и стоимостью обслуживания. В нашем примере при 100% загрузке расходы на обслуживание газопоршневой когенерационной установки составляют 16 486 903,00 рубля.

Вычитая из доходной части расходную, мы вычисляем в экономическом блоке финансовый результат от использования мини-ТЭС в год. В нашем примере — это 21 919 510,00 рублей.

Зная произведённый объем электроэнергии газопоршневой установкой за год, рассчитываем себестоимость одного кВт. В нашем примере это 1,73 рубля при 100% нагрузке и 2,06 рубля при 75% нагрузке. Реальная нагрузка должна находиться где-то между этими значениями.

Поделив финансовые вложения в приобретение газопоршневой электростанции на финансовый эффект от ее использования мы выходим на окупаемость. В нашем примере окупаемость при 100% нагрузке составляет 28 месяцев.

Остались вопросы?
Позвоните нам: +7(495) 797-69-16

Безусловно представленный расчет не является точным, но это и не ставится его задачей. Получив от Вас следующие 5 цифр:

1. минимальное электропотребление,
2. максимальное электропотребление,
3. стоимость приобретаемой электроэнергии,
4. стоимость приобретаемого газа,
5. себестоимость производимого котельной тепла,

мы, или Вы сами, можем оперативно ответить на вопросы, актуальна ли для Вашего предприятия покупка газопоршневой электростанции и инвестиций в собственную генерацию, рентабельны ли будут эти вложения, получите ли Вы приемлемый хозяйственный результат.

В следующем обзоре мы рассмотрим второй вариант расчета.

Представительство ETW Energietechnik на териитории РФ
Сетюков Тимур

Источник

Тепловые электростанции на основе газотурбинных установок — сроки окупаемости и стоимость производимой электроэнергии

Современные газотурбинные установки потребляют для производства 1 кВт электричества порядка 0,21–0,37 м³/час газового топлива. При этом от ГТУ можно получить до 2 кВт тепловой энергии. Следовательно, из одного кубического метра природного газа (стоимостью 3 рубля за 1 м³ в ценах 2010 года) вырабатывается около 3 кВт электричества и 6 кВт тепла.

Эксплуатационные затраты — зарплата персонала, запчасти и расходные материал — составляют около 20 копеек на каждый 1 кВт произведенной электроэнергии. Таким образом, автономная газотурбинная установка в подавляющем большинстве случаев позволяет сэкономить от 1 до 2 рублей на каждый киловатт электроэнергии. И это без учета получаемого дополнительно тепла или холода. Экономические выгоды использования электростанций на основе газотурбинных установок очевидны.

Сроки возврата инвестиций в собственную, автономную электростанцию на основе ГТУ составляют от 2 до 5 лет в зависимости от уровня загрузки оборудования в суточном цикле и полноты утилизации тепловой энергии в сезонном цикле. В то время для большой электроэнергетики подобный период окупаемости оценивается в 10–15 лет. А, как известно, инвестиционный проект может считаться привлекательным при его окупаемости в 6–7 лет. При строительстве тепловой электростанции на основе газотурбинных установок вам предлагается инвестировать в собственное предприятие, тем самым повышая его капитализацию и улучшая конкурентоспособность выпускаемой продукции на рынке.

Принимая во внимание, что в большинстве субъектов РФ имеется плата «за технологическое подключение» к сетям, реальные сроки окупаемости проектов электростанций на основе газотурбинных установок оказываются еще ниже.

С учетом платы за подключение, которая в большинстве регионов России составляет 15–20 тыс. рублей за 1 кВт подключаемой мощности, реальные сроки окупаемости проектов собственной генерации не превышают 3 лет.

В ряде случаев, строительство электростанции на основе газотурбинных установок изначально дешевле подключения к электросетям общего пользования — и это без учета экономии за счет более низкой себестоимости собственной электроэнергии по сравнению с сетевыми тарифами. Например, в центре Москвы стоимость подключения к системам городского электроснабжения в 2009 году составляла 102 тыс. рублей за 1 кВт, что в два раза дороже строительства собственной электростанции.

Технические особенности газотурбинных установок также могут дать незаметные на первый взгляд, но весьма существенные бонусы для своих владельцев. Надо обязательно сказать о влиянии на стоимость газотурбинной установки среднегодовой температуры. При понижении температуры воздуха электрическая мощность газотурбинных установок растет. Параметры электрической мощности газотурбинных установок, по существующим стандартам, измеряются при t +15 °C.

Например, при этой температуре официально заявленная мощность газотурбинной установки равна 4 300 кВт. С учетом среднегодовой температуры в Московской области +3,1 °C фактическая среднегодовая мощность будет равна 4 797 кВт. То есть на 500 кВт больше заявленной и оплаченной владельцем ГТУ. При стоимости 1 кВт — 1 000$, такой бонус нельзя сбрасывать со счетов, ведь он равен $500 000. Выигрывает от этого только потребитель, так как по контракту на строительство газотурбинной электростанции он оплатит только 4 300 кВт.

Мы взяли для примера Московскую область, а если это будет Западная Сибирь? В городе Сургут среднегодовая температура -1,9 °C, выигрыш будущего владельца газотурбинной установки составит $600 000, а в Якутии, при среднегодовой температуре -9,3 °C бонус составит $750 000. Мы живем в холодной стране — этого не следует забывать.

При высоком уровне тарифов на тепловую энергию и газ эта особенность газотурбинного агрегата принесет немалые деньги владельцам.

В целях смягчения инвестиционной нагрузки многие банки и другие финансовые институты предлагают долгосрочные лизинговые схемы. Как правило, удается получить схему расчетов, при которой на период лизинга размер платежей меньше или равен усредненным платежам сетевым компаниям за электроэнергию и тепло.

К числу объектов, оптимальных для применения электростанций на основе газотурбинных установок, относятся локальные потребители электричества и тепловой энергии с относительно большими и равномерными объемами потребления. Также для применения ГТУ отлично подходят новые объекты, энергоснабжение которых не может быть осуществлено средствами существующей сетевой инфраструктуры.

Советуем — прочтите

Автор: Прокопович В. С. — эксперт, специалист по маркетингу и продажам в сфере промышленного оборудования.

Источник

Срок окупаемости газопоршневой электростанции

На сегодняшний день многие руководители предприятий задумываются о целесообразности приобретения собственного источника питания (ИП) в качестве альтернативы или дополнения к существующему питанию от энергосистемы. Данный вопрос широко обсуждается в различных публикациях, совещаниях и научных конференциях, посвящённых экономии энергоресурсов. Большинство экономических расчётов подтверждают целесообразность собственного ИП на предприятии. Однако практика показывает, что процесс его внедрения на предприятии весьма сложен и сильно отличается от первоначальных представлений и ожиданий [1].

Цель исследования: разработать методику расчёта срока окупаемости собственного источника питания промышленного предприятия на основе газопоршневой установки.

Материалы и методы исследования

Собственный источник питания – это не только желаемое дополнение для промышленного объекта, но и гарантированная защита от производственных проблем, вызванных перебоями в электроснабжении [2]. Ключевым критерием анализа рациональности применения собственного ИП является финансовая сторона вопроса: ввиду высокой стоимости электроустановки необходимо учесть влияние принятого решения на бюджет предприятия и дальнейшие перспективы развития, то есть важно иметь представления о периоде окупаемости [3]. В этом и заключается практическая значимость аналитических расчётов.

Исходные данные для расчёта окупаемости

Стоимость 1 м3 газа, руб.

Стоимость 1 кВт•ч ЭЭ, руб.

Стоимость 1000 нм3/ч газа, руб., *

Стоимость 1 л масла, руб.

Количество рабочих м.ч. за 1 год

Полная стоимость ГПУ (с учётом доставки, монтажных и пуско-наладочных работ, контейнерного исполнения), руб.

Периодичность замены масла, м.ч.

Тепловая мощность, кВт

Объём газа, необходимый для получения 850 кВт энергии, нм3

Примечание. *нм3/ч – внесистемная единица измерения скорости потока газа, приведённая к нормальным условиям.

Технические характеристики газопоршневой установки

FEDVIG – Moteurs Baudoin 750 кВт

Расход газа, нм3/ч

Ресурс до кап. ремонта, м.ч.

Наброс нагрузки за 2 сек., %

Минимальная мощность работы, %

Давление газа, мБар

Природный, пропан-бутан, синтез, попутный нефтяной, шахтный метан, био

Актуальность статьи заключается в том, что в научной литературе и электронных источниках нет единой утверждённой методики расчёта. На основание собранной информации и рекомендаций специалистов была разработана методика расчёта окупаемости газопоршневой установки мощностью 750 кВт французского производства (компания FEDVIG – Moteurs Baudoin) [4] предлагаемая для внедрения на промышленном предприятии. В основу расчёта положены данные, представленные в табл. 1.

Характеристики объекта исследования, газопоршневой установки FEDVIG – Moteurs Baudoin, необходимые для расчета окупаемости согласно разработанной методике, сведены в табл. 2.

Результаты исследования и их обсуждение

На первом этапе необходимо выполнить расчет финансовых затрат на газ, которые определяются из выражения

руб. / кВт•ч,

где Rгаза – расход газа, нм3/ч;

– стоимость 1000 нм3/ч газа, руб.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт.

Так как в процессе эксплуатации необходимо проведение регулярных технических обслуживаний (ТО) ГПУ, необходимо учесть их стоимость в общем сроке окупаемости, так как эти затраты напрямую отразятся на увеличении этого срока. Частью финансовых затрат на ТО являются затраты на замену масла, которые определяются по выражению

руб. / кВт•ч,

где Vзам. масла – объём заменяемого масла, м3;

С1 л масла – стоимость 1 л масла, руб.;

Тзамены – периодичность замены масла, м.ч.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт.

Так как в процессе эксплуатации любой установки на основе двигателя внутреннего сгорания, независимо от типа топлива, происходит угар масла и необходима периодическая доливка масла, то эти финансовые затраты по отношению на кВт вырабатываемой мощности будут определяться по выражению

руб. / кВт•ч,

где Vугар – объём угара масла, м3;

С1 л масла – стоимость 1 л масла, руб.;

Затраты на запасные части с учётом капитального ремонта ГПУ определяются по выражению

руб. / кВт•ч,

где Cзапчастей – стоимость запчастей, руб.;

Ткапремонта – периодичность кап. ремонта, м.ч.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт.

Финансовые затраты на регламентные сервисные работы определяются как

руб. / кВт•ч,

где Cрег. работ – стоимость регламентных сервисных работ, руб.;

Ткапремонта – периодичность кап. ремонта, м.ч.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт.

Так же в расчет срока окупаемости необходимо внести затраты, обусловленные налогом на имущество, которые определяются по выражению

руб. / кВт•ч,

где СГПУ – полная стоимость ГПУ, руб.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт;

Tм.ч./год – количество рабочих м.ч. за 1 год;

Амортизационные отчисления составят

руб. / кВт•ч,

где СГПУ – полная стоимость ГПУ, руб.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт;

Т3-х кап.ремонта – периодичность трёх кап. ремонтов, м.ч.

Для учёта возможности использования вырабатываемой ГПУ тепловой энергии и использования ее на собственные нужды предприятия, вводится условная величина – тепловая поправка, которая определяется по выражению [5]:

руб. / кВт•ч,

где Vгаза – объём газа, необходимый для получения 850 кВт энергии, нм3;

– стоимость 1000 нм3/ч газа, руб.;

RГПУ – мощность ГПУ, кВт.

Себестоимость ГПУ определяется, как сумма ранее найденных финансовых затрат:

С1 = 4,99 + 0,04 + 0,05 + 0,52 + 0,06 + 0,12 + 0,36 = 6,13 руб. / кВт•ч,

а с учетом найденной тепловой поправки:

С2 = С1 – Зпоправка = 6,13 – 2,40 = 3,73 руб. / кВт•ч.

Далее необходимо определить разность между стоимостью электрической энергии, покупаемой у энергоснабжающей организации, и электрической энергии собственного производства по выражению

ΔС = С покуп.ЭЭ – С2 = 4 – 3,73 = 0,27 руб. / кВт•ч.

Тогда экономия за год будет определяться по выражению

Э = ΔС•Тм.ч./год•РГПУ = 0,27•8000•750 = 1620000 руб.,

а срок окупаемости ГПУ равен

лет,

где СГПУ – полная стоимость ГПУ, руб.;

Э – экономия за 1 год, руб.

Представленная методика может быть применена для расчета срока окупаемости ГПУ других мощностей и производителей, при условии наличия необходимых исходных данных. Для упрощения вычислений и автоматизации процесса расчета срока окупаемости составлена программа для ЭВМ, интерфейс которой представлен на рисунке.

Программа позволяет упростить расчёт окупаемости собственного ИП на основе ГПУ, для этого необходимо ввести только исходные данные. Исходные данные задаются на основании информации, представленной в технической документации, справочной литературе и каталогах производителей. При отсутствии некоторых данных в программе предусмотрены стандартные зависимости. При определении срока окупаемости учитываются финансовые затраты на топливо (газ), на замену масла и его угар, запасные части и регламентные (сервисные/капитальные) работы, амортизационные отчисления и имущественный налог. Тепловая поправка позволяет вычислить себестоимость ГПУ, а также учесть возможность дальнейшего использования выделяемой тепловой энергии на собственные нужды предприятия.

Следует отметить, что в программе были заданы усредненные значения стоимости газа, ГСМ и тарифа на ЭЭ. Не учитывалась возможность изменения тарифной ставки на ЭЭ, вызванного сезонностью и временем суток. Также не учитывалась специфика работы и режимы работы электрооборудования предприятия. Реальный срок окупаемости собственного источника питания зависит от множества факторов, учёт которых в аналитическом расчёте не всегда возможен и реализуем. Однако применение разработанной методики расчета срока окупаемости собственного ИП на основе ГПУ позволит получить результаты необходимые для проведения технико-экономического анализа возможности применения собственного ИП на промышленном предприятии.

Источник