Расчет стоимости 1 квт электроэнергии. Рентабельность генератора: сколько стоит один кВт

Цены на сайте не являются окончательными и не могут считаться офертой, и указаны исключительно для ознакомления. Окончательные цены указываются в рублях в официальном предложении либо договоре.

* в себестоимость электроэнергии не учтено получаемое тепло, которое позволяют получить газогенераторы для выработки электроэнергии
или иначе: себестоимость тепла в данном расчете равна нулю (вся отнесено на себестоимость электроэнергии)

**все расчеты являются примерными для ориентировчной оценки экономики проекта, когда используются газогенераторы для выработки электроэнергии

для более точного расчета - разместите заявку! Заказать консультацию или сделать заявку.ТКП в течение 1-2 дней

Предварительный расчет выплат по лизингу

*при тарифе руб за КвтЧ

**все расчеты являются примерными для ориентировчной оценки экономики проекта

Обращаем ваше внимание на то, что данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями Статьи 437 (2) Гражданского кодекса Российской Федерации. Для получения подробной информации о наличии и стоимости указанных товаров и (или) услуг, пожалуйста, обращайтесь по телефону и электронной почте

На ТЭС с ПГУ имеют место выбросы оксидов азота и других парниковых газов, за что уже сегодня приходится платить. АЭС парниковых газов в атмосферу почти не выбрасывает. Радиационный фон вблизи АЭС, определяемый в основном радионуклидами криптона и ксенона, существенно ниже природного.

Основные недостатки существующих проектов АЭС - это высокие удельные капиталовложения и большая продолжительность строительства. Однако для повышения эффективности атомных станций имеются значительные резервы, к которым следует отнести снижение материало- и трудоемкости проектных решений основных зданий и сооружений, сокращение продолжительности проектирования, строительно-монтажных и пусконаладочных работ, оптимизацию монтажной блочности конструкций и оборудования.

Стоимость ТЭС с ПГУ ниже, строительство можно осуществить быстрее. Однако, по нашему мнению, этот тип электрогенерации практически достиг предела совершенствования технических решений и значимого роста экономической эффективности. Немаловажный негативный фактор - отсутствие незагруженных магистральных газопроводов.

Чтобы получить газ по стоимости, приведенной в статье, надо сначала обустроить месторождение, построить газопровод и газораспределительные станции со всей инфраструктурой. По данным АО «Газпром», инвестиции в строительство газопровода Ухта - Торжок-2 (970 км, 45 млрд м³/год) оцениваются в 217 млрд руб. в ценах 2010 года. С учетом годовой инфляции 8 % в ценах конца 2015 года это составит около 320 млрд руб. Тогда, по нашим оценкам, для сооружения магистрального газопровода от Бованенково до газораспределительной станции в Ярославской области и далее к каждой площадке ТЭС потребуется около 900 млрд руб. При этом общие инвестиции в строительство тепловой генерации и газопроводной системы превысят 1800 млрд руб.

Вопрос о выборе замещающего варианта электрогенерации взамен атомных станций, выбывающих из эксплуатации, остается дискуссионным, требующим проведения всесторонних технико-экономических исследований.

В заключение приведем выдержки из Энергетической стратегии России на период до 2030 года.
к числу основных проблем топливно-энергетического комплекса относится высокая зависимость предприятий комплекса от импортных технологий и оборудования;
снижение доли газа с 70 % до 60–62 % к концу третьего этапа реализации энергостратегии;
ядерная энергетика обладает способностью к воспроизводству собственной топливной базы;
энергетическая безопасность - одна из важнейших составляющих национальной безопасности страны.

Список использованных источников:
Оценка LCOE: АЭС пока в игре // Атомный эксперт, 2015 (по материалам зарубежной печати). http://www.rosatom.ru/journalist/interview/ http://kartaplus.ru/topografiya17 Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации на основе приказа ФСТ России от 08.06.2015 № 218-э/3// www. gazprom.ru/f/posts/98/377922/2015–06– 30-ceny-krome-naselenia.pdf. http://www.gazprom.ru/about/marketing/ russia/ Тарификации углеродного загрязнения дан ход, 30.11.2015// www.worldbank. org/ru/news/feature/2015/11/30/carbon-pricing-its-on-the-move О. Мордюшенко. «Газпром оценил альтернативу South Stream», 23.11.2015 // www.kommersant.ru/doc/2860482 . Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11. 2009 1715-р.

Данная статья является примером правильного определения себестоимости электроэнергии и расчета окупаемости объекта.
Специалисты нашей компании в кратчайший срок проведут необходимые расчеты вашего индивидуального объекта с выдачей заключения о сроках окупаемости с учетом имеющихся на объекте особенностей.

В процессе расчета окупаемости мини-тэц крайне важно учесть все затраты, которые будет нести собственник, в процессе работы газопоршневой электростанции. К сожалению, не все компании, предлагающие строительство мини-тэц предоставляют будущим владельцам полную и актуальную информацию о стоимости дальнейшего обслуживания, порой просто не владея этой информацией. При расчете итоговой себестоимости производимой электроэнергии необходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, с учетом их транспортировки и таможенной очистки.

Данный расчет построен на примере электростанции Siemens SGE-56SM , так как стоимость обслуживания газопоршневых электростанций Siemens - одна из самых низких в России. За счет этого данный расчет предоставляет возможность оценить "отправные данные" по стоимости технического обслуживания. Другие электростанции сопоставимой мощности, будут скорее всего дороже в своём техническом обслуживании, но могут выиграть в цене оборудования.

При расчете использованы следующие исходные данные:

Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат. Очень важно не забыть включить все основные категории затрат для определения наиболее полной итоговой себестоимости и дальнейшего расчета окупаемости мини-тэц:

1. ЗАТРАТЫ НА ГАЗ

Расход газа для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт составляет 276,7 нм 3 в час на 100% нагрузке. Таким образом, затраты определяются по формуле:

Расход топлива заданной калорийности * стоимость газа за 1000 нм 3 с НДС / 1000 нм 3 / мощность = 276,7 * 6000 / 1000 / 1001 = 1,66 руб. на 1 кВт*ч.

2. ЗАТРАТЫ НА ЗАМЕНУ МАСЛА

В газопоршневой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт замену масла нужно проводить каждые 2500 моточасов, или реже, в зависимости от условий эксплуатации. Объём масла на замену составляет 232 литра. Для расчетов применим самый частый период замены - 2500 часов. Если же в процессе эксплуатации интервал будет увеличен, то это только снизит себестоимость электроэнергии. Затраты на замену масла определяются по формуле:

Объём меняемого масла * стоимость одного литра / регулярность замены / мощность = 232*230 /2500/1001=0,021 руб. на 1 кВт*ч.

3. ЗАТРАТЫ НА УГАР МАСЛА

Каждая газопоршневая электростанция при своей работе сталкивается с необходимостью пополнения масла, потраченного за счет его угара в камере сгорания газового двигателя. Расчетное количество масла на угар составляет 0,2 грамма на каждый выработанный кВт*ч. Затраты на угар масла рассчитывается по формуле:

Объём масла на угар * стоимость одного литра / 1000 грамм в одном литре = 0,2* 230 / 1000 = 0,046 руб. на 1 кВт*ч.

4. ЗАТРАТЫ НА ЗАПАСНЫЕ ЧАСТИ ВКЛЮЧАЯ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

Для определения итоговых затрат на запасные части очень важно учитывать все запасные части, необходимые на весь жизненный цикл газопоршневой электростанции, включая капитальный ремонт. Этот подход обусловлен тем, что предполагаемые затраты должны обеспечить бесперебойное функционирование электростанции, как до, так и после капитального ремонта. В противном случае пришлось бы покупать новую электростанцию после каждого капитального ремонта. При расчете учитывается сумма всех запасных частей, заменяемых на протяжении всего жизненного цикла с учетом капитального ремонта. Для электростанции Siemens мощностью 1001 кВт стоимость всех запасных частей составляет 389 583 Евро с НДС 20% и таможенной очисткой. Следует заметить, что запчасти, так же как и масло, при благоприятных условиях эксплуатации можно менять реже, что опять-таки только снизит стоимость производимой электроэнергии.

Итоговая себестоимость запасных частей, относимая на себестоимость кВт *ч определяется по формуле:

Стоимость запасных частей в евро* курс евро / ресурс до капитального ремонта, часов / мощность = 389 583 Евро * 72 руб. / 60 000 / 1001 = 0,467 руб. на 1 кВт*ч. включая затраты на капитальный ремонт (обновление электростанции) каждые 60 тысяч моточасов.

5. ЗАТРАТЫ НА УСЛУГИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОВОДЯЩЕЙ РЕГЛАМЕНТНЫЕ СЕРВИСНЫЕ РАБОТЫ

При расчете затрат на сервисные работы, необходимо помнить, что для расчета нужно использовать расценки только той организации, которая имеет официальное разрешение от завода-изготовителя на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и подтвердит, что организация в будущем справится и со сложными работами, а не ограничится продажей оборудования и заменой масла.

Отдельно стоит заметить, что не стоит полагаться на заявления некоторых производителей, обещающих научить сервисному обслуживанию персонал заказчика. Как правило после продажи оборудования персонал обучается только замене масла, фильтров и свечей зажигания. Все квалифицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации. Происходит это не только за счет того, что работы требуют высокой квалификации, но и за счет того, что для проведения этих работ требуется дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять несколько миллионов рублей. Поэтому покупку такого инструмента может позволить себе только та копания, которая производит обслуживание газопоршневых электростанций в массовом порядке, на постоянной основе. В то же время, выполнение простейших сервисных работ персоналом заказчика действительно несколько снижает стоимость затрат. Однако исходный расчет следует проводить в наиболее тяжелых базовых условиях.

Для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 суммарные затраты на сервисное обслуживание, включая капитальный ремонт, составляют сумму в размере 73 557 Евро с НДС. Сервисная составляющая в себестоимости электроэнергии будет определяться по формуле:

Сумма затрат включая капитальный ремонт * курс валюты / срок до капитального ремонта / мощность = 73 557 Евро * 72 руб./ 60 000 / 1001 = 0,088 руб. на 1 кВт*ч.

6. ЗАТРАТЫ НА ВЫПЛАТУ НАЛОГА НА ИМУЩЕСТВО - 2,2 % В ГОД:

Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства Мини-Тэц в размере 50 млн. руб. за 1 МВт «под ключ». Затраты определяются по формуле:

Стоимость строительства * размер налога в процентах / 100 процентов / мощность / 8000 часов работы в год = 50 000 000 * 2,2 / 100 / 1025 / 8000 = 0,13 руб. на 1 кВт*ч.

7. АМОРТИЗАЦИОННЫЕ ОТЧИСЛЕНИЯ

Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируются средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после выработки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 - 300 000 моточасов). Затраты определяются по формуле:

Стоимость строительства / полный ресурс / мощность = 50 000 000 / 240 000 / 1001 = 0,21 руб. на 1 кВт*ч.

8. ПОПРАВКА ЗА СЧЕТ УТИЛИЗИРУЕМОГО ТЕПЛА:

Параллельно с выработкой электрической энергии каждая электростанция мощностью 1001 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1183 кВт в час. Для производства такого же количества тепла в котельной потребовалось бы сжечь 130 нм 3 газа теплотворной способности 33,5 МДж/нм 3 , как было уже указано ранее, газ принимается в расчетах по стоимости 6000 руб. с НДС за 1000 м3. Таким образом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя, каждая электростанция экономит с каждым выработанным кВт*ч электроэнергии до

130 * 6000 /1000 /1001 = 0,779 руб. на 1 кВт*ч.

РАСЧЕТ ИТОГОВОЙ СЕБЕСТОИМОСТИ

Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электроэнергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утилизации тепла

• Без учета утилизируемого тепла: 1,66 руб. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 +0,21 = 2,622 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%
• С учетом утилизируемого тепла: 1,66 руб. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 +0,21 - 0,779 = 1,834 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%

Расчет срока окупаемости

А) Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети

В случае, если на объекте нет централизованного электроснабжения в полном объёме необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы, между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (подключение, трасса, лимиты и т.д.). На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть даже выше, нежели стоимость строительства мини-ТЭЦ. За чет этого окупаемость проекта наступает сразу, по факту включения мини-ТЭЦ в работу. А с каждым выработанным кВт*ч собственник получает дополнительную прибыль.

Б) Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети

В случае, если на объекте уже организованно полное внешнее электроснабжение и мини-ТЭЦ рассматривается только как мероприятие по снижению затрат на электричество, необходимо сравнить затраты на производство и покупку электроэнергии.

При средней стоимости покупки электроэнергии от сетей в размере 3,5 руб. с НДС за 1 кВт*ч, экономия при выработке 1 кВт*ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:

• Стоимость электроэнергии от сетей - стоимость производимой электроэнергии = 6,0 - 1,834 = 4,166 руб. на 1 кВт*ч.
• При равномерной полной загрузке мощностей в год производится экономия в размере:
• Экономия с каждым кВт*ч * 8000 рабочих часов в год * мощность = 4,166 * 8000 * 1001 = 33,36 млн. руб. в год

ИТОГОВЫЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ

В настоящий момент, как уже отмечалось выше, средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет сумму в размере от 50 млн. руб. за 1 МВт «под ключ», в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.

Таким образом, при полной загрузке электрических мощностей и утилизации тепла, срок окупаемости одной мини-ТЭЦ может рассчитываться как Сумма строительства / ежегодную экономию = 50 / 33,36 = 1,5 года.

Как видно из приведенных расчетов, наибольшее влияние на итоговый срок окупаемости оказывают затраты на техническое обслуживание, масло и сервисные работы. К сожалению, некоторые производители указывают в своих каталогах не реальные данные по обслуживанию (которое проводится каждые 1200 - 2000 моточасов), а некие теоретические максимумы, которые достижимы только в идеальных условиях эксплуатации. В ситуации, когда собственник, запустив электростанцию, сталкивается со снижением интервалов обслуживания, ожидаемая окупаемость резко ухудшается. Поэтому крайне важно уточнять, указываются ли в предлагаемой программе технического обслуживания минимальные интервалы, которые могут быть расширены, или же теоретические пределы, которые будут уменьшены. В нашей компании собрана обширная база таких предложений, которые мы можем предоставить клиентам, досконально выбирающим оборудование.

Указанные стоимости актуальны на конец 2019 года и могут незначительно отличаться на текущий момент.

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 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.

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.