Расчет окупаемости ГПЭС: методика, формулы и пример для предприятия

Газопоршневая электростанция может использоваться как основной или дополнительный источник электроэнергии для промышленного предприятия, производственного комплекса, месторождения, складского объекта, агропромышленного предприятия, дата-центра и других объектов с постоянным энергопотреблением. Однако решение о строительстве собственной генерации должно основываться не только на сравнении стоимости газа и сетевой электроэнергии.

Для объективной оценки необходимо выполнить расчет окупаемости ГПЭС с учётом капитальных затрат, режима загрузки оборудования, расхода топлива, стоимости технического обслуживания, собственных нужд станции, возможной утилизации тепла и других факторов.

Даже две газопоршневые электростанции одинаковой мощности могут иметь существенно различающуюся экономику. Например, ГПЭС, работающая 8000 часов в год с высокой постоянной нагрузкой, будет использовать инвестиции значительно эффективнее станции, которая большую часть времени работает на 30–40 % мощности или используется преимущественно как резервный источник.

Поэтому корректный расчет выполняется под конкретный объект и его фактический профиль энергопотребления.

Что показывает расчет окупаемости ГПЭС

Расчет позволяет определить, насколько экономически оправдано строительство собственного газопоршневого энергоцентра и за какой период инвестиции могут быть возвращены за счёт снижения затрат на энергоснабжение.

В рамках расчета обычно определяют:

Для предварительной оценки достаточно нескольких основных параметров. Для инвестиционного решения необходимо полноценное технико-экономическое обоснование.

От чего зависит окупаемость газопоршневой электростанции

Поэтому утверждение о том, что любая ГПЭС окупается за определённое количество лет, некорректно. Срок рассчитывается индивидуально.

Какие исходные данные нужны для расчета

Качество расчета напрямую зависит от качества исходной информации. Желательно анализировать не только месячное или годовое потребление предприятия, но и фактический график нагрузки.

Электрическая нагрузка объекта

Необходимо определить:

Наиболее ценными являются получасовые или почасовые данные за продолжительный период.

В некоторых случаях экономически эффективнее использовать несколько газопоршневых агрегатов меньшей мощности.

Стоимость покупной электроэнергии

Для расчета желательно использовать не просто среднюю сумму счёта, разделённую на количество потреблённых киловатт-часов.

Необходимо определить, какие составляющие расходов действительно сократятся после запуска собственной генерации. В зависимости от существующей схемы энергоснабжения в оплате могут присутствовать:

Если после строительства собственной станции предприятие сохраняет подключение к сети для резервирования, часть сетевых платежей останется. Поэтому для экономической модели правильнее использовать понятие эффективной или фактически избегаемого сетевого тарифа.

Почему нельзя сравнивать только сетевой тариф и цену топлива

Упрощённый расчет часто выглядит следующим образом: сетевой тариф минус топливные затраты на производство 1 кВт·ч равно экономии. Такой подход подходит только для самой предварительной оценки.

Реальная себестоимость собственной генерации включает значительно больше компонентов:

Именно полную себестоимость генерации следует сопоставлять с расходами, которых предприятие сможет избежать после запуска энергоцентра.

Формула годовой выработки

Если известны номинальная мощность станции, количество часов работы и средний коэффициент загрузки, валовую выработку можно оценить по формуле:

Eвал = P × T × Kз

где:

• Eвал — валовая электрическая выработка, кВт·ч;
• P — номинальная электрическая мощность установки, кВт;
• T — количество часов работы в год;
• Kз — средний коэффициент загрузки.
• 
  

Например:

• мощность — 1000 кВт;
• работа — 8000 часов в год;
• средняя загрузка — 90 %.

1000 × 8000 × 0,9 = 7 200 000 кВт·ч в год.

Важно не путать календарное время работы с эквивалентными часами работы на номинальной мощности. Если в расчете уже используются эквивалентные часы полной нагрузки, дополнительно применять коэффициент загрузки не нужно.

Собственные нужды энергоцентра

Не вся энергия, произведённая генератором, поступает конечному потребителю.

Электрическая энергия требуется:

• насосам;
• вентиляции;
• системам охлаждения;
• компрессорам;
• системе подготовки топлива;
• автоматике;
• освещению;
• другим вспомогательным системам.
• 
  

Поэтому необходимо различать валовую и полезную выработку.

Eпол = Eвал × (1 − Kсн)

где Kсн — доля собственных нужд.

Если валовая выработка составляет 7,2 млн кВт·ч, а собственные нужды приняты равными 5 %, полезная выработка составит:

7 200 000 × 0,95 = 6 840 000 кВт·ч.

Именно полезный отпуск корректнее использовать при оценке замещения внешнего электроснабжения.

Расход топлива и топливная составляющая

Расход топлива зависит от:

• модели двигателя;
• электрического КПД;
• нагрузки;
• теплоты сгорания газа;
• состава газа;
• давления;
• температуры окружающей среды;
• технического состояния оборудования.

Для расчета необходимо использовать технические характеристики конкретного газопоршневого агрегата и характеристики топлива на объекте.

Vгаз = Eвал × bгаз

где:

• Vгаз — годовой объём потребляемого топлива;
• Eвал — валовая выработка;
• bгаз — удельное потребление топлива на 1 кВт·ч.

Себестоимость собственной генерации

Для предварительной оценки себестоимость можно представить формулой:

Сэл = ( Згаз + ЗТО + Змасло + Зрем + Зперс + Зпроч ) / Eпол

где:

• Згаз — расходы на газ;
• ЗТО — плановое техническое обслуживание;
• Змасло — масло и эксплуатационные жидкости;
• Зрем — ремонт и резерв на капитальный ремонт;
• Зперс — эксплуатационный персонал;
• Зпроч — другие эксплуатационные расходы;
• Eпол — полезный отпуск электрической энергии.

Для корректной финансовой модели капитальные вложения обычно не включают непосредственно в операционную себестоимость генерации. Они учитываются отдельно через инвестиционный денежный поток, амортизацию и показатели эффективности проекта.

Расходы на техническое обслуживание

Одна из распространённых ошибок — учитывать газ и практически игнорировать сервис.

Газопоршневой двигатель является технически сложным оборудованием, для которого предусмотрены регламентные работы через определённые интервалы наработки.

В финансовую модель желательно включать:

Правильнее рассчитывать затраты на обслуживание не только на первый год эксплуатации, но на весь рассматриваемый срок проекта.

Если крупный ремонт требуется через несколько лет, отсутствие этой статьи в модели может искусственно улучшить показатели окупаемости. Для инвестиционного анализа целесообразно создавать ресурсный фонд: часть будущих расходов на крупные ремонты относить на каждый произведённый киловатт-час.

Что входит в капитальные затраты на энергоцентр

Цена газопоршневого агрегата — только часть общего CAPEX. В зависимости от объекта капитальные затраты могут включать:

При сравнении нескольких коммерческих предложений важно проверять, одинаковый ли объём оборудования и работ включён в цену. Низкая цена самого энергоблока ещё не означает небольших совокупных вложений в готовый энергоцентр.

Как определить годовую экономию

Если весь полезный отпуск станции используется предприятием и замещает покупку электрической энергии из сети:

Эсеть = Eпол × Tизб

где:

• Эсеть — расходы на внешнее электроснабжение, которых удалось избежать;
• Eпол — полезная выработка станции;
• Tизб — фактически избегаемый сетевой тариф за 1 кВт·ч.

Допустим:

• полезная выработка — 6 840 000 кВт·ч;
• эффективный сетевой тариф — 9,5 руб./кВт·ч.

6 840 000 × 9,5 = 64 980 000 руб. в год.

Если эксплуатационные расходы энергоцентра составляют 24,11 млн руб. в год:

62,662 − 24,11 = 40,87 млн руб.

Получаем предварительный годовой экономический эффект только от собственной электрической генерации.

Экономический эффект когенерации

Газопоршневой двигатель одновременно производит электрическую энергию и значительное количество тепловой энергии. При обычной схеме это тепло отводится системой охлаждения и рассеивается в окружающую среду.

При когенерации часть тепловой энергии утилизируется и используется для:

• отопления;
• горячего водоснабжения;
• технологических процессов;
• подогрева сырья;
• сушки;
• производства горячей воды;
• других производственных задач.

Использование тепла позволяет значительно повысить общий коэффициент использования энергии топлива. Но в экономическом расчете нельзя считать всё вырабатываемое тепло дополнительной прибылью. Учитывается только то количество тепла, которое предприятие действительно может использовать.

Как учитывать полезную тепловую энергию

Qпол = Qген × Kисп

где:

• Qпол — реально используемая тепловая энергия;
• Qген — потенциальная тепловая выработка;
• Kисп — коэффициент использования тепла.

Почему утилизируемое тепло нельзя считать полностью бесплатным

Иногда экономику когенерации описывают как производство «бесплатного тепла». С точки зрения упрощённой оценки такое определение понятно: дополнительное топливо непосредственно на производство утилизируемого тепла может не требоваться.

Однако с точки зрения инвестиционного анализа тепло не является полностью бесплатным.

Необходимо учитывать:

Поэтому в расчет должна включаться не теоретическая ценность всей произведённой тепловой энергии, а чистая экономия после необходимых расходов.

Сезонность тепловой нагрузки

Для предприятия с отопительной нагрузкой максимальная потребность в тепле обычно приходится на холодный период. Летом она может значительно снижаться.

Если энергоцентр продолжает работать круглый год, часть тепловой энергии может оказаться невостребованной.

В таком случае возможны несколько решений:

• использование тепла для технологических процессов;
• горячее водоснабжение;
• применение тепловых аккумуляторов;
• производство холода;
• изменение режима работы энергоблоков.
• 
  

Поэтому для когенерационного энергоцентра желательно сопоставлять электрический и тепловой графики объекта.

Тригенерация: использование тепла для производства холода

Если предприятие имеет значительную потребность в холоде, утилизируемая тепловая энергия может использоваться в абсорбционной холодильной машине.

Получается одновременное производство:

Такая схема называется тригенерацией. Она может быть особенно интересна для пищевых производств, складских комплексов, предприятий с холодильными процессами, торговых объектов, дата-центров и других объектов с круглогодичной потребностью в охлаждении.

Экономический эффект от тригенерации рассчитывается отдельно исходя из количества реально замещаемой электрической энергии или другой энергии существующих холодильных систем.

Пример расчета станции мощностью 1 МВт

Рассмотрим условный промышленный объект. Данный пример предназначен исключительно для объяснения методики и не является коммерческим предложением.

Все числовые значения в примере являются условными и используются только для демонстрации методики. Они не отражают текущие коммерческие цены оборудования, топлива, электрической энергии или работ по конкретному проекту.

Исходные данные

Шаг 1 . Валовая выработка

1000 × 8000 × 0,9 = 7 200 000 кВт·ч.

Шаг 2 . Полезная выработка

С учётом собственных нужд 5 %:

7 200 000 × 0,95 = 6 840 000 кВт·ч.

Шаг 3. Расход газа

7 200 000 × 0,25 = 1 800 000 м³/год.

Шаг 4. Цена газа

1 800 000 × 8,5 = 15 300 000 руб./год.

Шаг 5. ТО и ресурсный резерв

7 200 000 × 1,2 = 8 640 000 руб./год.

Шаг 6. Полный условный OPEX

Газ — 15,30 млн руб. ТО — 8,64 млн руб. Прочие расходы — 1,5 млн руб.

Итого: 25,44 млн руб./год.

Шаг 7. Затраты на замещённое сетевое электроснабжение

6 840 000 × 9,5 = 64 980 000 руб./год.

Шаг 8. Эффект только от собственной генерации

64,980 − 25,44 = 39,54 млн руб./год.

Шаг 9. Эффект от использования тепла

Доступная тепловая энергия:

800 × 8000 × 0,9 = 5 760 000 кВт·ч.

При использовании 60 %:

5 760 000 × 0,60 = 3 456 000 кВт·ч.

Экономия:

3 456 000 × 1,4 = 4 838 400 руб./год.

Шаг 10. Общий годовой эффект

39,54 + 4,838 ≈ 44,378 млн руб./год.

Шаг 11. Простой срок возврата инвестиций

90 / 44,378 ≈ 2,03 года.

Без использования тепловой энергии:

90 / 39,54 ≈ 2,3 года.

Таким образом, в рассмотренной условной модели утилизация тепла сокращает срок возврата инвестиций. Но результат будет другим при изменении любого из исходных параметров.

Простой срок возврата инвестиций

PBP = CAPEX / CFгод

где:

• PBP — простой срок окупаемости;
• CAPEX — первоначальные инвестиции;
• CFгод — среднегодовой чистый экономический эффект.

Например, CAPEX составляет 90 млн руб., а чистый годовой эффект — 30 млн руб. Тогда:

90 / 30 = 3 года.

Метод понятен, но имеет существенный недостаток: он не учитывает ценность денег во времени. Для крупного энергетического проекта одного показателя PBP недостаточно.

Дисконтированный срок окупаемости

100 млн рублей сегодня и 100 млн рублей через несколько лет имеют различную экономическую ценность. Поэтому будущие денежные потоки дисконтируют.

PVt = CFt / (1 + r)^t

где:

• CFt — денежный поток соответствующего года;
• r — ставка дисконтирования;
• t — номер года.

Дисконтированная окупаемость наступает тогда, когда сумма приведённых денежных потоков становится равна первоначальным инвестициям. Как правило, дисконтированный срок будет больше простого.

Чистая приведённая ценность проекта (NPV)

Для крупных проектов целесообразно рассчитывать чистую приведённую ценность:

NPV = −CAPEX + Σ CFt / (1 + r)^ t

Если NPV положительный при заданной ставке дисконтирования, инвестрешение создаёт дополнительную ценность в рамках принятых исходных данных.

NPV позволяет учитывать:

• ценность денег во времени;
• изменение тарифов;
• изменение цены топлива;
• рост эксплуатационных затрат;
• ремонты;
• инвестиции последующих периодов;
• остаточную ценность оборудования.

Поэтому для сравнения нескольких технических решений NPV обычно информативнее одного срока окупаемости.

IRR

IRR — внутренняя норма доходности проекта. Это ставка дисконтирования, при которой NPV = 0.

Чем выше IRR относительно требуемой инвестором доходности или цены финансирования, тем привлекательнее проект при прочих равных условиях.

При этом IRR нельзя анализировать изолированно. Необходимо учитывать срок проекта, абсолютный NPV, риски и потребность в капитале.

Нужно ли учитывать кредит или лизинг

Да. Если строительство энергоцентра финансируется не полностью за собственный капитал, в финансовой модели учитываются:

При этом следует разделять два понятия: окупаемость самого энергетического проекта и денежный поток собственника с учётом структуры финансирования.

Один и тот же объект может иметь одинаковую техническую экономику, но различную доходность собственного капитала при разных схемах финансирования.

Почему годовая наработка настолько важна

Газопоршневая электростанция требует значительных первоначальных инвестиций. Чем больше полезной энергии производится в течение года, тем на больший объём продукции распределяются эти инвестиции.

Представим две одинаковые станции. Первая работает 8000 часов. Вторая — 3500 часов. При одинаковом CAPEX вторая станция даёт значительно меньшую электрическую выработку, поэтому потенциальная годовая экономия также будет существенно ниже.

Именно поэтому газопоршневые энергоцентры особенно интересны для объектов с выраженной базовой нагрузкой и длительным режимом эксплуатации.

Почему нельзя выбирать мощность только по максимальному потреблению

Допустим, предприятие имеет:

• пиковую нагрузку — 2 МВт;
• среднюю дневную — 1,2 МВт;
• ночную — 500 кВт.
• 
  

Установка одного агрегата 2 МВт исключительно под максимальную нагрузку не обязательно будет оптимальным решением.

Возможные варианты:

• станция меньшей мощности под базовую нагрузку;
• несколько агрегатов;
• параллельная работа с внешней сетью;
• покрытие базовой части потребления собственной генерацией, а пиков — сетью.
• 
  

Модульная конфигурация позволяет включать необходимое количество установок в зависимости от нагрузки. Это может повышать коэффициент загрузки работающих агрегатов и одновременно обеспечивать резервирование.

Что такое коэффициент использования установленной мощности

КИУМ показывает отношение фактически произведённой энергии к максимально возможной выработке за тот же период при постоянной номинальной мощности.

КИУМ = Eфакт / ( Pуст × Tкал )

Высокий КИУМ означает, что установленная мощность активно используется.

Для экономики собственной генерации это важный показатель: большой объём установленного, но редко используемого оборудования увеличивает капиталоёмкость каждого произведённого киловатт-часа.

Параллельная работа с внешней сетью

Для промышленных предприятий часто рассматривается параллельная работа.

Собственная станция обеспечивает основную часть нагрузки, а сеть:

• покрывает пики;
• компенсирует изменение нагрузки;
• используется при техническом обслуживании;
• резервирует генерацию.

Экономика такой схемы должна учитывать реальные условия внешнего электроснабжения.

Главная ошибка — предположить, что после запуска собственной генерации полностью исчезнут все сетевые платежи. Если присоединённая мощность и резервирование сохраняются, часть затрат также может остаться.

Автономный режим энергоцентра

На удалённых объектах собственная генерация может быть не альтернативой сетевой электроэнергии, а единственным технически разумным вариантом.

В таком случае экономику необходимо сравнивать не только с текущим тарифом, но и с альтернативным сценарием:

• строительством линии электропередачи;
• подстанции;
• технологическим присоединением;
• реконструкцией существующей сети;
• дизельной генерацией;
• другими вариантами энергоснабжения.
• 
  

При таком подходе собственная генерация может создавать эффект не только за счёт меньшей стоимости киловатт-часа, но и благодаря отказу от значительных инфраструктурных инвестиций.

ГПЭС на попутном нефтяном газе

Отдельным направлением является использование газопоршневых электростанций на объектах нефтедобычи. В таком проекте топливом может служить подготовленный попутный нефтяной газ.

Экономическая модель отличается от схемы с магистральным природным газом.

Необходимо учитывать:

НГ-Энерго имеет опыт реализации газопоршневых энергокомплексов для объектов нефтегазовой отрасли, в том числе решений, предусматривающих использование подготовленного попутного нефтяного газа. В таких проектах собственная генерация может одновременно решать задачи энергообеспечения и полезного использования доступного газового топлива.

Влияние стоимости топлива

Газ является одной из крупнейших статей OPEX.

Если удельный расход составляет b м³/кВт·ч, а стоимость газа увеличивается на ΔTгаз, увеличение себестоимости электроэнергии можно приблизительно оценить:

ΔС = b × ΔTгаз.

При расходе 0,25 м³/кВт·ч увеличение цены газа на 1 руб./м³ повышает топливную составляющую примерно на 0,25 руб./кВт·ч.

Поэтому финансовая модель должна включать сценарий роста цены топлива.

Влияние сетевого тарифа

Для ГПЭС, предназначенной для замещения сетевой электроэнергии, рост фактически избегаемого сетевого тарифа обычно улучшает экономику собственной генерации.

Но желательно моделировать несколько вариантов:

• консервативный;
• базовый;
• оптимистичный.

Это позволяет определить не только ожидаемый срок возврата инвестиций, но и устойчивость проекта к изменению внешних условий.

Консервативный, базовый и благоприятный сценарии

На примере условной станции мощностью 1 МВт можно получить существенно разные результаты.

Эти сценарии показывают направление изменения экономики проекта при ухудшении или улучшении исходных условий. Конкретный срок для каждого варианта необходимо рассчитывать отдельно.

Именно разброс результатов показывает, почему экономику проекта нельзя корректно оценить только по номинальной мощности станции.

Точка безубыточности собственной генерации

Полезно определить предельный сетевой тариф, при которой собственная генерация перестаёт давать операционную экономию.

Tбез = OPEX / Eпол

Если предприятие дополнительно получает экономически полезное тепло, его эффект можно вычесть:

Tбез = (OPEX − Этепло) / Eпол

Полученная величина показывает ориентировочную границу конкурентоспособности собственной генерации при данных условиях эксплуатации. Однако возврат CAPEX потребует дополнительной маржи сверх операционной точки безубыточности.

Какие показатели учитывать дополнительно

Использование совокупности показателей позволяет избежать решения, основанного на одном привлекательном числе.

Какие параметры стоит проверить в первую очередь

Даже ответы на эти вопросы позволяют существенно точнее определить перспективность проекта.

Типичные ошибки финансовой модели

Использование только среднегодового потребления

Одинаковое годовое потребление может соответствовать совершенно разным профилям нагрузки. Необходимо анализировать график мощности.

Выбор мощности по пиковому потреблению

Пиковое значение не обязательно должно полностью покрываться собственной генерацией. Часто экономически выгоднее покрывать собственной генерацией стабильную базовую часть нагрузки.

Работа станции постоянно считается на 100 %

В действительности присутствуют изменение нагрузки, техническое обслуживание, ремонты, остановки и собственные нужды.

Не учитываются крупные ремонты

Это искусственно занижает эксплуатационные расходы.

Всё произведённое тепло записывается в экономию

Если объект не может потребить тепло, оно не создаёт финансового эффекта.

Полностью убирается сетевой счёт

При сохранении подключения часть сетевых затрат может остаться.

Не учитывается подготовка топлива

Если топливо не соответствует требованиям двигателя, могут потребоваться дополнительные капитальные и эксплуатационные расходы.

Сравнивается только цена оборудования

Два предложения одинаковой мощности могут существенно различаться комплектацией, объёмом вспомогательных систем, ресурсом, автоматизацией, схемой резервирования, условиями сервиса и затратами на монтаж. Сравнивать необходимо стоимость законченного технического решения и совокупные затраты жизненного цикла.

Не учитывается изменение финансовых показателей

За длительный период могут изменяться цена топлива, сервисные расходы, заработная плата, тарифы и цены запасных частей. Для инвестиционного расчета желательно моделировать эти изменения.

Когда собственная генерация особенно экономически привлекательна

Собственная газопоршневая генерация может быть особенно интересна для объекта, если одновременно выполняются несколько условий:

• высокая и продолжительная электрическая нагрузка;
• предприятие работает круглосуточно или большую часть суток;
• имеется доступный источник газового топлива;
• значительна разница между сетевым тарифом и себестоимостью собственной генерации;
• есть постоянный потребитель тепла;
• затраты на внешнее технологическое присоединение высока;
• требуется повышение энергетической независимости;
• перебои внешнего энергоснабжения критичны для технологического процесса.

Чем больше таких факторов сочетается в одном проекте, тем целесообразнее детальный технико-экономический расчет.

Экономический эффект надёжности электроснабжения

Экономическую эффективность часто оценивают исключительно через цену киловатт-часа. Однако для некоторых предприятий важным фактором является надёжность электроснабжения.

Остановка производства может приводить к:

• браку продукции;
• простою персонала;
• повреждению оборудования;
• нарушению технологического процесса;
• потере сырья;
• срыву сроков поставок;
• финансовым штрафам.

Если собственный энергоцентр снижает вероятность таких событий, эффект может быть значительно выше прямой экономии на внешнем электроснабжении. При этом включать предотвращённые потери в финансовую модель следует осторожно и только при наличии объективных исходных данных.

Как повысить экономическую эффективность проекта

Правильно подобрать установленную мощность

Не следует автоматически стремиться закрыть максимальную нагрузку объекта.

Использовать несколько агрегатов

Это позволяет гибче работать при изменении потребления и организовать резервирование.

Максимизировать полезную наработку

Чем больше часов оборудование работает с рациональной нагрузкой, тем эффективнее используется CAPEX.

Использовать тепло

Когенерация позволяет получать дополнительный эффект от того же топлива.

Использовать тепло летом

При наличии соответствующей нагрузки или системы тригенерации можно повысить годовой коэффициент утилизации тепловой энергии.

Оптимизировать собственные нужды

Энергоэффективные вспомогательные системы увеличивают полезный электрический отпуск.

Учитывать обслуживание ещё на стадии выбора оборудования

Низкая начальная цена агрегата не всегда означает минимальную стоимость владения.

Этапы технико-экономической оценки

После этого принимается решение о целесообразности дальнейшего проектирования.

Предварительная оценка и полноценное ТЭО — в чём разница

Предварительный расчет позволяет быстро понять порядок цифр.

Для него могут быть достаточны:

• годовое потребление;
• мощность;
• сетевой тариф;
• цена топлива;
• режим работы.

Но такой расчет не должен становиться единственным основанием для крупных инвестиций.

Полноценное ТЭО учитывает техническую архитектуру объекта, реальные графики нагрузок, коммерческие условия энергоснабжения, характеристики топлива, CAPEX, обслуживание и финансовую модель жизненного цикла.

Какие исходные данные предоставить специалистам

Для более точной предварительной оценки желательно подготовить:

Чем полнее исходные данные, тем меньше неопределённость результата.

Экономическая оценка ГПЭС в НГ-Энерго

При расчете собственного энергоцентра важно рассматривать газопоршневую электростанцию не как отдельный двигатель с генератором, а как полноценную инженерную систему.

В проекте необходимо увязать генерацию, газовое хозяйство, электротехническую часть, систему управления, вспомогательное оборудование, возможную утилизацию тепла и режим работы существующей энергетической инфраструктуры объекта.

НГ-Энерго разрабатывает решения в области распределённой энергетики и реализует газопоршневые электростанции различной мощности и назначения, в том числе энергокомплексы для промышленных и нефтегазовых объектов.

Для предварительной оценки заказчик может предоставить данные об электрической нагрузке, тарифах, цене и характеристиках топлива, режиме эксплуатации и потребности в тепловой энергии. На их основе определяется возможная конфигурация ГПЭС и рассчитываются основные технико-экономические показатели проекта.

Часто задаваемые вопросы

Заключение

Оценка экономической эффективности газопоршневой генерации — комплексная инженерно-экономическая задача. Для предварительного анализа можно использовать простую формулу «инвестиции / годовая экономия», однако для принятия инвестиционного решения этого недостаточно.

Корректная модель должна учитывать:

• реальный график электрической нагрузки;
• полезную, а не номинальную выработку;
• расход и цена топлива;
• собственные нужды;
• техническое обслуживание;
• крупные ремонты;
• фактически сокращаемые расходы на внешнее электроснабжение;
• капитальные затраты на весь энергоцентр;
• возможность использования тепла;
• изменение цен на ресурсы во времени;
• цену привлекаемого капитала.

Главный принцип заключается в том, что оптимальная конфигурация станции выбирается не по максимальной мощности предприятия и не по минимальной цене оборудования. Она должна соответствовать реальному профилю энергопотребления объекта и обеспечивать минимальные совокупные затраты на энергоснабжение на протяжении всего жизненного цикла.

Именно поэтому экономическую оценку целесообразно выполнять одновременно с подбором конфигурации газопоршневой электростанции и разработкой технической концепции будущего энергоцентра.