Статья
Сколько будет стоить энергия комплекса и когда окупятся вложения
Экономику энергетического проекта нельзя оценивать по цене одного котла, одной газопоршневой установки или солнечного коллектора. Собственнику важен совокупный результат: сколько комплекс будет ежегодно платить за электричество и тепло, какой дополнительный капитал потребуется для собственной генерации и за какой срок эта разница вернется в виде экономии.
Расчет выполнен для полного гостиничного комплекса площадью до 36 000 квадратных метров, рассчитанного на 600 номеров и 1 200 гостей. Годовое потребление электричества принимается в диапазоне 1,35–1,46 миллиона киловатт-часов, а полезного тепла — 9,96–12,04 миллиона киловатт-часов. В тепловую нагрузку входят отопление, вентиляция и горячее водоснабжение номерного фонда и ресторана. Бассейны, расширенная ресторанная нагрузка и некоторые дополнительные функции необходимо досчитать после утверждения архитектурной и технологической программы.
В качестве исходных цен модели приняты: электроэнергия внешней сети — 9,46 рубля за киловатт-час, СУГ с доставкой — 32,33 рубля за литр, природный газ — 10,94 рубля за кубический метр. Обслуживание газопоршневой установки предварительно принято равным 1,05 рубля на произведенный киловатт-час. Перед инвестиционным решением эти показатели необходимо заменить действующими тарифами и коммерческими предложениями.
Эти цены сохранены из исходной концепции и не являются подтверждёнными предложениями на дату публикации. Расчётные суммы ниже учитывают топливо, покупную электроэнергию и принятое обслуживание ГПУ; они не равны полной себестоимости владения энергоцентром.
Самый простой вариант энергоснабжения — покупка электричества из внешней сети и производство тепла в отдельной котельной. Если котельная работает на СУГ, расчетная стоимость тепла только по топливу составляет около 5,24 рубля за киловатт-час. В результате годовые переменные затраты полного комплекса на сетевое электричество и тепло от СУГ составляют приблизительно 64,97–76,97 миллиона рублей. В среднем это 5,41–6,41 миллиона рублей в месяц.
Среднемесячная цифра приводится только для общего понимания масштаба. Фактические платежи будут сильно различаться по сезонам. Летом снижается отопительная нагрузка, но сохраняются горячее водоснабжение и технологические потребители ресторана; нагрузка вентиляции меняется по сезону. Бассейны после отдельного расчёта добавляются к этому балансу. Зимой расход топлива резко увеличивается. Поэтому финансовая модель должна рассчитываться по каждому месяцу, а управление оборудованием — по часовому графику.
Если газопоршневая установка работает на СУГ, расчетная себестоимость ее электричества составляет 12,62 рубля за киловатт-час. Это на 3,16 рубля дороже принятой стоимости электроэнергии из сети. Экономический смысл появляется только благодаря использованию тепла, одновременно вырабатываемого двигателем.
При полном использовании когенерационного тепла расчетные переменные расходы снижаются до 61,18–72,85 миллиона рублей в год, или в среднем до 5,10–6,07 миллиона рублей в месяц. Предельная экономия относительно внешней сети и отдельной котельной на СУГ составляет около 3,79–4,11 миллиона рублей в год.
Эта экономия является верхней расчетной границей. Она достижима, если газопоршневые установки вырабатывают весь принятый годовой объем электричества и практически все полученное тепло используется комплексом. Если часть тепла летом сбрасывается, финансовый результат ухудшается.
Порог безубыточности для СУГ составляет примерно 53 процента потенциального когенерационного тепла. При меньшем использовании тепла покупать электричество из сети и отдельно производить тепло в котельной оказывается дешевле.
При использовании 60 процентов тепла эффект составляет около 42 копеек на каждый киловатт-час собственной электрической выработки, при 75 процентах — около 1,32 рубля, а при полном использовании — примерно 2,81 рубля.
Таким образом, газопоршневая установка на СУГ — это не столько средство получения дешевого электричества, сколько решение трех задач: покрытия дефицита сетевой мощности, повышения надежности и совместного производства электричества и полезного тепла.
После подключения природного газа финансовая модель меняется принципиально. Расчетная себестоимость электричества газопоршневой установки снижается до 4,55 рубля за киловатт-час, а стоимость тепла котельной только по топливу — приблизительно до 1,35 рубля за киловатт-час.
Если электричество продолжать покупать из сети, а тепло производить в котельной на природном газе, совокупные переменные расходы составят около 26,17–30,06 миллиона рублей в год. Среднее значение по месяцу — 2,18–2,51 миллиона рублей.
Если газопоршневые установки на природном газе вырабатывают принятый годовой объем электричества, но их тепло не используется, расходы снижаются до 19,55–22,87 миллиона рублей в год, или до 1,63–1,91 миллиона рублей в среднем за месяц. Экономия только на замещении сетевого электричества составляет приблизительно 6,62–7,19 миллиона рублей в год.
При полном использовании когенерационного тепла годовые переменные расходы уменьшаются до 17,48–20,63 миллиона рублей, или до 1,46–1,72 миллиона рублей в среднем за месяц. Общий расчетный эффект относительно внешней сети и отдельной котельной на природном газе составляет 8,69–9,44 миллиона рублей в год.
Следовательно, основной долгосрочный экономический потенциал собственной генерации возникает после подключения природного газа. На СУГ система прежде всего обеспечивает запуск и надежность объекта, а на природном газе становится инструментом существенного сокращения текущих расходов.
Расчет подтверждает общий принцип когенерации: финансовый результат зависит не от установленной мощности генератора, а от количества одновременно использованных электричества и тепла.
Для первой очереди на 300 номеров годовое электропотребление оценивается в 675–732 тысячи киловатт-часов. После подключения природного газа максимальный расчетный эффект собственной генерации составляет около 3,31–3,60 миллиона рублей в год за счет электричества и еще 1,03–1,12 миллиона рублей благодаря полезному теплу. Совокупная верхняя граница экономии первой очереди составляет 4,35–4,72 миллиона рублей в год.
Эти цифры позволяют определить допустимую стоимость собственной генерации. Для полного комплекса при желаемой простой окупаемости за пять лет дополнительная стоимость газопоршневой системы по сравнению с равноценным сетевым решением не должна превышать приблизительно 43,5–47,2 миллиона рублей. При сроке семь лет допустимая разница составляет около 60,85–66,06 миллиона рублей, а при десяти годах — 86,9–94,4 миллиона рублей.
Для первой очереди соответствующая предельная разница составляет около 21,7–23,6 миллиона рублей при пятилетней окупаемости, 30,4–33 миллиона рублей при семилетней и 43,5–47,2 миллиона рублей при десятилетней.
Речь идет не о полной цене энергоцентра. Котельная, резервное электроснабжение, трансформаторная подстанция, внутренние сети, автоматика и часть строительных работ потребуются при любом варианте. Поэтому на окупаемость собственной генерации следует относить только разницу между двумя технически равноценными решениями.
На этапе СУГ максимальный годовой эффект газопоршневой генерации оценивается в 3,79–4,11 миллиона рублей. При такой экономии предельный дополнительный капитал составляет примерно 18,95–20,57 миллиона рублей для пятилетней простой окупаемости, 26,5–28,8 миллиона рублей для семилетней и 37,90–41,15 миллиона рублей для десятилетней. Если фактическое использование тепла окажется ниже расчетного, допустимые вложения должны быть уменьшены.
Отдельный экономический потенциал создают солнечные коллекторы. Предварительный сценарий предусматривает около 2 800 квадратных метров поглощающей поверхности солнечного поля, ориентировочно 708 коллекторных модулей. Расчетная годовая выработка составляет около 1,68 миллиона киловатт-часов тепла, или приблизительно 600 киловатт-часов с одного квадратного метра. Этот показатель необходимо подтвердить расчетом солнечного ресурса, затенения, температуры теплоносителя и сезонного потребления.
Теоретически солнечное поле может обеспечить около 14–17 процентов годовой потребности полного комплекса в тепле. Но произведенная энергия и полезно использованное тепло — не одно и то же. Зимой, когда потребность максимальна, солнечная выработка уменьшается. Летом она возрастает, поэтому экономический результат будет зависеть от расхода горячей воды, загрузки бассейнов и емкости тепловых накопителей.
Стоимость солнечного тепла определяется тем, какой источник оно фактически заменяет. Если 1,68 миллиона киловатт-часов полностью замещают электрический нагрев по 9,46 рубля, максимальная годовая экономия составляет около 15,9 миллиона рублей. Если солнечное тепло замещает котельную на СУГ по 5,24 рубля, экономия составляет около 8,8 миллиона рублей. После перехода на природный газ ценность того же объема тепла снижается примерно до 2,26 миллиона рублей в год.
Эти различия принципиальны для расчета окупаемости. При замещении тепла от СУГ солнечная система стоимостью до 44 миллионов рублей теоретически укладывается в простую пятилетнюю окупаемость, до 61,6 миллиона — в семилетнюю, до 88 миллионов рублей — в десятилетнюю. При замещении природного газа соответствующие пределы уменьшаются примерно до 11,3 миллиона, 15,8 миллиона и 22,6 миллиона рублей.
При замещении электрического нагрева предельный капитал значительно выше: около 79,5 миллиона рублей для пятилетней окупаемости, 111,3 миллиона для семилетней и 158,9 миллиона для десятилетней. Однако это верхние значения без учета насосной электроэнергии, обслуживания, ремонта, потерь, деградации, стоимости финансирования и неполного использования летнего тепла.
При замещении СУГ или прямого электрического нагрева каждый полезно использованный киловатт-час солнечного тепла даёт больший валовой эффект, чем при замещении природного газа. Это ещё не подтверждает приемлемую окупаемость вложений. После подключения природного газа их простая денежная окупаемость становится более продолжительной. При этом сами коллекторы могут продолжать работать десятилетиями и защищать комплекс от будущего роста тарифов.
Для принятого полного бюджета солнечной системы 125–210 млн рублей сценарий статьи 16 даёт простую окупаемость по денежному потоку первого года 9,1–16,8 года против прямого электронагрева и 18,7–38,8 года против СУГ. При горизонте 20 лет и реальной ставке 10% ни один из этих бюджетов не обеспечивает положительную NPV; для сравнения с прямым электронагревом предельный бюджет составляет около 114,3 млн рублей.
Солнечную систему и когенерацию нельзя оценивать независимо друг от друга. Если солнечные коллекторы вытесняют тепло, уже полученное при производстве необходимого электричества газопоршневой установкой и доступное для полезного использования, складывать обе расчетные экономии нельзя. Автоматика должна распределять источники так, чтобы солнечная энергия замещала прежде всего работу котлов, а тепло газопоршневых установок использовалось в часы их экономически оправданной электрической выработки.
При идеальном согласовании источников солнечное поле может дополнительно снизить переменные расходы варианта с газопоршневой генерацией на СУГ до приблизительно 52,38–64,05 миллиона рублей в год. После подключения природного газа расчетная нижняя граница может составить около 15,22–18,37 миллиона рублей в год. Это теоретический результат при полном полезном использовании солнечного и когенерационного тепла. Реальная цифра определяется только почасовым моделированием.
Простой срок окупаемости удобен для первого сравнения, но недостаточен для окончательного инвестиционного решения. Полная модель должна учитывать стоимость заемных средств, инфляцию, изменение тарифов, налоги, капитальные ремонты, замену оборудования, страхование, остаточную стоимость и сезонную загрузку. Именно такой анализ жизненного цикла применяется для сравнения энергетических решений с разными первоначальными и эксплуатационными затратами.
Для подготовки окончательной модели необходимо получить коммерческие предложения на технологическое присоединение к электросети, газопоршневые установки, котельную, газгольдеры, испарители, солнечное поле, тепловые накопители, автоматику и строительно-монтажные работы. Все предложения должны включать одинаковые границы поставки, сроки службы, стоимость обслуживания и гарантированную производительность.
Главный экономический вывод состоит в том, что универсально самого дешевого источника энергии не существует. На этапе СУГ наиболее ценны солнечное тепло, внешняя электросеть и выборочная работа газопоршневых установок с обязательным использованием тепла. После подключения природного газа основным источником экономии становится когенерация, а солнечные коллекторы продолжают сокращать расход котельного топлива и защищать комплекс от роста цен.