Сравнение эксплуатационных затрат и оценка окупаемости энергетических решений
Цель этого расчета — сравнить основные варианты энергоснабжения санаторно-гостиничного комплекса: получение электроэнергии из внешней сети, собственную выработку на газопоршневых установках, производство тепла на сжиженном или природном газе и использование солнечных коллекторов. Все приведенные суммы являются предварительными. Перед инвестиционным решением необходимо обновить тарифы, получить коммерческие предложения на оборудование и выполнить почасовое моделирование работы комплекса.
Для полного развития объекта принято годовое потребление электроэнергии от 1 349 040 до 1 464 672 кВт·ч. При тарифе внешней сети 9,46 рубля за кВт·ч расходы на электроэнергию составят от 12,76 до 13,86 миллиона рублей в год. Это только стоимость электроэнергии без учета платы за технологическое присоединение, увеличения разрешенной мощности, содержания резервных источников и возможных платежей за мощность.
Годовая потребность комплекса в полезном тепле оценивается в диапазоне от 9 964 303 до 12 044 408 кВт·ч. В эту величину входят отопление, вентиляция и горячее водоснабжение номерного фонда и ресторана. Бассейны, самостоятельный медицинский или термальный центр, промышленная прачечная, жильё персонала и дополнительные технологические потребители в неё не включены. Именно поэтому при выборе энергетической системы нельзя рассматривать только цену электричества: производство тепла составляет значительную часть общих расходов объекта.
При использовании сжиженного углеводородного газа стоимость топлива принята на уровне 32,33 рубля за литр. При расчетной выработке 6,17 кВт·ч полезного тепла из одного литра СУГ стоимость тепла составляет приблизительно 5,24 рубля за кВт·ч. При использовании природного газа по цене 10,94 рубля за кубический метр и расчетной выработке 8,13 кВт·ч полезного тепла стоимость составляет около 1,35 рубля за кВт·ч. Таким образом, природный газ дает почти четырехкратное снижение топливной составляющей стоимости тепла по сравнению с СУГ.
Для исходного сравнения: Zсеть+кот = Eэл × 9,46 + Eтепл × cтепл; ZГПУ+кот = Eэл × cГПУ + (Eтепл − Eког.исп) × cтепл. Здесь энергия выражена в кВт·ч, удельная стоимость — в руб./кВт·ч, результат — в рублях за год. Если сравнивается вариант с солнечным теплом, вычитается только фактически замещённое котельное тепло, а OPEX солнечной системы учитывается отдельно.
В базовом варианте, когда электричество приобретается из внешней сети, а тепло производится котельной на СУГ, общие переменные расходы составят от 64,97 до 76,97 миллиона рублей в год, или в среднем от 5,41 до 6,41 миллиона рублей в месяц. Этот вариант сохраняется в модели как контрольный сценарий для сравнения других решений. Работа ГПУ на СУГ без полезного использования тепла обходится ещё дороже.
Если электричество приобретается из внешней сети, а тепло производится котельной на природном газе, годовые расходы снижаются до 26,17–30,06 миллиона рублей. Среднемесячные расходы составляют приблизительно 2,18–2,51 миллиона рублей. Такая разница показывает, что получение природного газа является одним из главных экономических факторов проекта. Поэтому стоимость и сроки подключения к газовой сети необходимо сопоставлять не только со строительством котельной, но и с многолетней экономией на топливе.
Для собственной выработки электроэнергии рассмотрена газопоршневая установка. При работе на СУГ расход топлива принят равным 0,358 литра на один выработанный кВт·ч электроэнергии. С учетом стоимости обслуживания 1,05 рубля на кВт·ч переменная себестоимость собственной электроэнергии составит:
0,358 × 32,33 + 1,05 ≈ 12,62 рубля за кВт·ч.
Это дороже покупки электроэнергии из сети по 9,46 рубля за кВт·ч. Следовательно, газопоршневую установку на СУГ нельзя обосновывать только производством электричества. Ее экономический результат зависит от полезного использования тепла двигателя.
На каждый выработанный газопоршневой установкой кВт·ч электроэнергии предварительно принято получение 1,14 кВт·ч полезного тепла. При работе на СУГ дополнительная стоимость собственной электроэнергии по сравнению с сетью составляет 3,16 рубля на кВт·ч. Чтобы компенсировать эту разницу, необходимо полезно использовать не менее 0,604 кВт·ч тепла на каждый кВт·ч электроэнергии. Это соответствует приблизительно 53 процентам располагаемого тепла газопоршневой установки.
При использовании только половины располагаемого тепла газопоршневая установка на СУГ остается немного дороже сочетания внешней сети и отдельной котельной: отрицательный результат составляет около 0,18 рубля на каждый выработанный кВт·ч электроэнергии. При использовании 60 процентов тепла появляется экономия около 0,42 рубля на кВт·ч, при использовании 75 процентов — около 1,32 рубля, а при полном полезном использовании тепла — около 2,81 рубля на каждый выработанный кВт·ч электроэнергии.
При максимально полном использовании тепла газопоршневой установки общие годовые расходы варианта на СУГ составят от 61,18 до 72,85 миллиона рублей, или в среднем от 5,10 до 6,07 миллиона рублей в месяц. Расчетный верхний предел экономии по сравнению с внешней сетью и котельной на СУГ составляет от 3,79 до 4,11 миллиона рублей в год.
Если тепло двигателя не используется, газопоршневая установка на СУГ экономически невыгодна. В этом случае расходы на собственную электроэнергию и отдельное производство всего необходимого тепла составят приблизительно 69,24–81,60 миллиона рублей в год. Это на 4,27–4,63 миллиона рублей дороже варианта с внешней сетью и котельной на СУГ. Поэтому установка на СУГ должна работать только по согласованному графику электрической и тепловой нагрузки.
При работе газопоршневой установки на природном газе расход принят равным 0,32 кубического метра на кВт·ч электроэнергии. С учетом обслуживания переменная себестоимость составит:
0,32 × 10,94 + 1,05 ≈ 4,55 рубля за кВт·ч.
Экономия относительно внешней сети достигает приблизительно 4,91 рубля на каждом выработанном кВт·ч даже без учета тепла. При годовой выработке, равной расчетному потреблению комплекса, экономия только на электроэнергии составит от 6,62 до 7,19 миллиона рублей в год.
Если тепло установки также используется полностью, суммарная расчетная ценность собственной выработки повышается примерно до 6,443 рубля на каждый произведенный кВт·ч электроэнергии. Годовые расходы комплекса в этом случае составят от 17,48 до 20,63 миллиона рублей, или от 1,46 до 1,72 миллиона рублей в среднем за месяц. Верхняя граница годовой экономии по сравнению с приобретением электричества из сети и производством тепла в газовой котельной составляет 8,69–9,44 миллиона рублей.
Без использования тепла двигателя газопоршневая установка на природном газе также может быть экономически интересна. Общие расходы составят приблизительно 19,55–22,87 миллиона рублей в год, или 1,63–1,91 миллиона рублей в месяц. Однако установка системы утилизации тепла увеличивает полезность оборудования и сокращает расход газа котельной, особенно при наличии круглогодичного горячего водоснабжения и бассейнов.
Для первой очереди комплекса верхняя расчетная экономия от газопоршневой установки на природном газе составляет 3,31–3,60 миллиона рублей в год на электроэнергии и еще 1,03–1,12 миллиона рублей на полезном тепле. Общий потенциальный результат первой очереди находится в диапазоне 4,35–4,72 миллиона рублей в год. Этот расчет предполагает, что произведенные электричество и тепло полностью востребованы объектом.
Для солнечной системы рассмотрен предварительный сценарий установки коллекторов с суммарной поглощающей площадью около 2 800 квадратных метров. При поглощающей площади одного модуля около 3,96 квадратного метра потребуется ориентировочно 708 модулей. Предварительная годовая выработка полезного тепла принята равной 1,68 миллиона кВт·ч. Эти показатели не являются окончательным проектным расчетом и должны быть подтверждены данными по солнечной радиации, затенению, ориентации коллекторов, температурному режиму, тепловым потерям и сезонному потреблению.
Экономический результат солнечных коллекторов определяется не самой выработкой, а стоимостью энергии, которую они фактически замещают. Если солнечное тепло заменяет прямой электрический нагрев по цене 9,46 рубля за кВт·ч, его максимальная расчетная ценность достигает 15,89 миллиона рублей в год. Если оно заменяет тепло котельной на СУГ, экономия составляет до 8,80 миллиона рублей в год.
Если замещается тепло котельной на природном газе, результат снижается приблизительно до 2,26 миллиона рублей в год.
Эти величины являются верхними границами. Летом солнечные коллекторы могут производить больше тепла, чем объект способен использовать, а зимой их выработка снижается именно в период максимальной отопительной нагрузки. Поэтому окончательная модель должна выполняться помесячно, а желательно почасово. В ней необходимо учитывать горячее водоснабжение, бассейны, отопление, работу вентиляции, объем тепловых аккумуляторов, температуру обратной воды и возможность ограничения избыточной солнечной мощности.
При условии, что вся расчетная солнечная энергия полезно используется и замещает тепло котельной, расходы варианта «внешняя сеть, котельная на СУГ и солнечные коллекторы» теоретически снижаются до 56,17–68,16 миллиона рублей в год, или до 4,68–5,68 миллиона рублей в месяц. Вариант с газопоршневой установкой на СУГ, полным использованием ее тепла и солнечными коллекторами может иметь переменные расходы 52,38–64,05 миллиона рублей в год, или 4,37–5,34 миллиона рублей в месяц.
В варианте с природным газом сочетание внешней сети, газовой котельной и солнечных коллекторов дает теоретические расходы 23,91–27,80 миллиона рублей в год, или 1,99–2,32 миллиона рублей в месяц. Сочетание газопоршневой установки на природном газе, полезного использования ее тепла и солнечных коллекторов может снизить переменные расходы до 15,22–18,37 миллиона рублей в год, или до 1,27–1,53 миллиона рублей в месяц.
Экономию от солнечных коллекторов и утилизации тепла газопоршневой установки нельзя автоматически складывать. Оба источника могут претендовать на замещение одной и той же тепловой нагрузки. Приоритеты работы должны определяться диспетчерским алгоритмом: сначала необходимо направлять солнечное тепло туда, где оно замещает наиболее дорогой источник, а тепло двигателя использовать только при наличии реального потребления. Иначе расчет дважды учтет одну и ту же экономию.
Предельные капитальные затраты на солнечную систему можно оценить через желаемый срок простой окупаемости. Если солнечное тепло замещает электрический нагрев, при окупаемости пять лет предельная стоимость системы составляет около 79,46 миллиона рублей, при семи годах — 111,25 миллиона, при десяти годах — 158,93 миллиона рублей. При замещении котельной на СУГ соответствующие пределы составляют 44,01, 61,62 и 88,03 миллиона рублей. При замещении природного газа — только 11,30, 15,82 и 22,61 миллиона рублей.
Указанные пределы нельзя непосредственно принимать как допустимую цену договора. Из расчетной экономии необходимо вычесть расходы на насосы, электроэнергию автоматики, обслуживание, промывку теплообменников, замену теплоносителя, ремонт, страхование, снижение производительности, тепловые потери и стоимость финансирования. Поставщик должен дать гарантию не только на оборудование, но и на годовую полезную выработку тепла в фактическом режиме объекта.
Для оценки газопоршневой установки применяется разница капитальных затрат между технически сопоставимыми вариантами. Если установка на природном газе обеспечивает годовую экономию 8,69–9,44 миллиона рублей, допустимое удорожание по сравнению с вариантом внешней сети при простой окупаемости пять лет составляет 43,5–47,2 миллиона рублей. При окупаемости семь лет — 60,85–66,06 миллиона, при десяти годах — 86,9–94,4 миллиона рублей.
Для первой очереди при годовой экономии 4,35–4,72 миллиона рублей допустимое дополнительное вложение составляет 21,7–23,6 миллиона рублей при пяти годах окупаемости, 30,4–33,0 миллиона при семи годах и 43,5–47,2 миллиона рублей при десяти годах.
Для газопоршневой установки на СУГ даже при полном использовании тепла экономический запас значительно меньше. При ожидаемой экономии 3,79–4,11 миллиона рублей предельное дополнительное вложение составляет 18,95–20,57 миллиона рублей при пяти годах окупаемости, 26,5–28,8 миллиона при семи годах и 37,90–41,15 миллиона рублей при десяти годах.
При неполном использовании тепла эти пределы сокращаются, а ниже 53 процентов полезного использования тепла эксплуатационная экономия исчезает.
В расчет капитальных затрат газопоршневого варианта должны входить сами установки, система утилизации тепла, газовая котельная, газовое хозяйство, испарители СУГ, электрические распределительные устройства, автоматика, дымоудаление, вентиляция, шумоизоляция, тепловые аккумуляторы, строительные работы, наружные и внутренние сети, проектирование, пусконаладочные работы и резерв на непредвиденные расходы. Одновременно необходимо учитывать дизель-генераторы и источники бесперебойного питания для ответственных потребителей.
При сравнении нельзя полностью относить к газопоршневой установке стоимость оборудования, которое потребуется при любом варианте. Котельная, резервный дизель-генератор, внутренние электрические сети, системы бесперебойного питания и часть строительных работ могут быть общими для нескольких решений. Поэтому срок окупаемости должен рассчитываться по дополнительным капитальным затратам:
Дополнительные капитальные затраты = стоимость варианта с газопоршневой установкой − стоимость технически равноценного варианта с внешней сетью.
Эксплуатационные расходы должны включать не только газ и электричество, но также плановое обслуживание, масло, расходные материалы, капитальные ремонты двигателя, работу котельной, испарителей и газового хозяйства, заработную плату персонала, страхование, промышленную и пожарную безопасность, лабораторный контроль, простой оборудования и покупку электроэнергии во время ремонта.
Для СУГ необходимо отдельно учитывать оборотный капитал, находящийся в запасе топлива. Полезный объем одного резервуара вместимостью 50 кубических метров при заполнении на 85 процентов составляет 42 500 литров. При цене 32,33 рубля за литр запас в двух резервуарах оценивается в 2,75 миллиона рублей, в трех — 4,12 миллиона, в четырех — 5,50 миллиона, в пяти — 6,87 миллиона рублей. Одна поставка 28 500 литров стоит около 921 тысячи рублей. Максимальный запас и очередная поставка не должны складываться как независимые постоянные расходы: это разные состояния одного оборотного цикла топлива.
Простой срок окупаемости определяется делением дополнительных капитальных затрат на ежегодную чистую экономию. Например, при дополнительном вложении 45 миллионов рублей и экономии 9 миллионов рублей в год простая окупаемость составит пять лет. Однако этого показателя недостаточно для окончательного инвестиционного решения.
В финансовой модели необходимо рассчитать чистую приведенную стоимость проекта и внутреннюю норму доходности. В нее включаются стоимость заемного капитала, инфляция, изменение тарифов на электричество и газ, налоги, крупные ремонты, снижение выработки, простои, остаточная стоимость оборудования и возможное увеличение стоимости подключения к внешним сетям.
Инвестиционное решение следует проверять как минимум в трех сценариях. Консервативный сценарий должен учитывать повышенную стоимость оборудования, неполную загрузку, рост стоимости обслуживания и низкую долю полезного тепла. Базовый сценарий строится на наиболее вероятных нагрузках и полученных коммерческих предложениях. Оптимистичный сценарий может учитывать рост сетевых тарифов и полное использование тепловой энергии, но не должен использоваться как единственное обоснование проекта.
СУГ и природный газ здесь сравниваются как отдельные режимы. Для проекта с переходом с одного топлива на другое нужна дата подключения и разбивка денежных потоков по периодам; этот срок в исходных данных не подтверждён. Складывать экономию полного периода СУГ и полного периода природного газа нельзя.
Главный экономический вывод заключается в том, что природный газ является наиболее выгодным топливом из рассмотренных вариантов. Газопоршневая установка на природном газе может давать заметную экономию даже без использования тепла, а при полноценной когенерации ее результат улучшается. Установка на СУГ оправдана преимущественно как автономный или резервный источник и требует полезного использования более половины производимого тепла.
Валовая ценность солнечного тепла выше при замещении прямого электрического нагрева или тепла от СУГ; инвестиционная выгодность зависит от полной стоимости и эксплуатационных расходов системы; при дешевом природном газе требования к стоимости солнечной системы становятся значительно жестче.
Пределы CAPEX, рассчитанные выше умножением годовой валовой экономии на пять, семь или десять лет, не являются подтверждённой ценой покупки. Сценарии полного бюджета 125, 165 и 210 млн рублей, обслуживание и дисконтирование рассмотрены отдельно в статье 16.