М­­­­ете­­о­­Энергетик

Частный консультант по мини-ТЭЦ

Реальные энергосервисные проекты на ГПУ

Энергосервис на газопоршневых установках

Строительство ГПЭС на вашем объекте за счёт стороннего инвестора

Снижение затрат на электроэнергию и тепло не менее чем на 10 %

По окончании срока договора ГПУ продадут вам за 1 рубль

Энергосервис в период экономического кризиса

Задача - снижение затрат на энергоснабжение

В ситуации экономического кризиса для большинства предприятий критически важным является снижение издержек, в том числе на энергоснабжение. Уменьшение тарифа на электроэнергию даже на 10 - 15 % по году даёт весьма существенную экономию.
Добиться существенной экономии на электроэнергию можно только одним путём: построив у себя на объекте собственную электростанцию (энергоцентр, мини-ТЭЦ). При этом, как правило, для выработки электроэнергии используются газопоршневые электроагрегаты (ГПЭА) с единичной мощностью от 100 кВт до 4,5 МВт и более (газовые и паровые турбины используются гораздо реже). Себестоимость производства электроэнергии составляет около 2,5 руб./кВт*ч (включая затраты на будущий капремонт). Средний срок окупаемости таких проектов - около 3 - 3,5 лет.

Основная проблема: у предприятий нет денег

Основная проблема заключается в том, что у подавляющего большинства предприятий просто нет денег на реализацию проектов по строительству собственной электрогенерации. Банки денег тоже не дают. Если бы деньги были, то все давно уже понастроили себе энергоцентров и жили припеваючи.
Ситуация усугубляется ещё и тем, что в составе мини-ТЭЦ используются весьма недешёвые импортные газопоршневые установки. Дело в том, что ГПУ на базе российских дизелей, переделанных под природный газ, имеют очень небольшую единичную мощность (100 - 300 кВт) и много проблем в эксплуатации (хотя стоят при этом в 2 - 3 раза дешевле импортных). Китайские ГПУ - это тоже совершенно не вариант, так как по ним очень много вопросов.
Поэтому, если речь идёт о нормальной эксплуатации энергоцентра, то в нём приходится использовать исключительно американские или европейские ГПЭА, которые стоят очень недёшево. В результате удельная стоимость строительства газопоршневой мини-ТЭЦ "под ключ" составляет от 400 до 850 EUR/кВт. Здесь действует обратная зависимость: чем выше установленная мощность электростанции, тем дешевле удельная стоимость каждого киловатта этой мощности. Удельную стоимость для энергоцентров обычно указывают именно в EUR/кВт или USD/кВт, так как ГПУ являются импортными, а они составляют самую большую часть затрат на строительство энергоцентра.

ВЫВОД:

Для строительства собственной электрогенерации большинству предприятий требуется помощь. За свой счёт построить мини-ТЭЦ и снизить затраты на электроэнергию они не смогут.

Хорошая новость: есть инвесторы, готовые строить мини-ТЭЦ на предприятиях за свой счёт

В настоящее время в России есть инвесторы, готовые строить на предприятиях газопоршневые мини-ТЭЦ полностью за свой счёт. Если у тебя есть свободные деньги, то в ситуации глобального экономического кризиса их надо инвестировать В РЕАЛЬНЫЕ АКТИВЫ, а не в финансовые инструменты или даже в валюту. Если держать деньги "ценных бумагах", то в кризис очень велик риск остаться совсем ни с чем, так как это не более, чем бумага.

Энергосервисный проект по снижению затрат на энергоснабжение

1. Содержание проекта

Потенциальный заказчик:
Промышленное или сельскохозяйственное предприятие предприятие, торговый объект.
Оператор:
Энергосервисная компания для каждого проекта выбирается индивидуально.
Цель проекта:
Снижение затрат Заказчика на электроэнергию и тепло (топливо).
Схема реализации
Проведение Оператором за свой счёт энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих снижение затрат Заказчика на электроэнергию и тепло (топливо). Все эти мероприятия проводятся вне рамок Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении» и не попадают под его регулирование.
Финансирование:
Все инвестиции - в полном объёме за счёт Оператора. Финансирование со стороны Заказчика не требуется.
Возврат инвестиций:
Оператор возвращает вложенные деньги и зарабатывает прибыль за счёт того, что в течение нескольких лет «забирает» себе часть экономического эффекта (экономии в денежном выражении), достигнутого при проведении энергосберегающих мероприятий у Заказчика.
Юридическая форма:
Договор долгосрочной аренды имущественного комплекса. Оператор выступает в качестве арендодателя, а Заказчик – в качестве арендатора.

2. Экономический эффект для Заказчика

Затраты на электроэнергию:
Снижение затрат на электроэнергию не менее чем на 10 % (в объёме выработки электроэнергии).
Затраты на тепло (газ):
Снижение затрат на тепло (газ) не менее чем на 20 % от стоимости газа, необходимого для выработки использованного объёма тепла.

3. Техническое решение

Техническое решение:
Строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС) на земельном участке Заказчика.
Количество газопоршневых электроагрегатов:
от одного до двенадцати газопоршневых электроагрегатов (ГПЭА)
Номинальная мощность одного ГПЭА:
от 600-800 кВт до 4,5 МВт
Установленная мощность всей электростанции:
от 600-800 кВт до 25 МВт
Возможные режимы работы электростанции:
Изолированно от внешней сети (островной режим):
  • вся потребность Заказчика в электроэнергии покрывается за счёт ГПЭС.
Параллельно с внешней сетью:
  • в объёме мощности ГПЭС потребности Заказчика в электроэнергии закрываются за счёт собственной выработки;
  • потребности Заказчика в электроэнергии свыше мощности ГПЭС покрываются за счёт отбора электроэнергии из внешней сети.
Утилизация тепла:
В зависимости от требований Заказчика:
  • горячая вода с температурой +70 / +95;
  • насыщенный пар с температурой до +183.
Использование утилизированного тепла:
В зависимости от потребности Заказчика в тепле:
  • на горячее водоснабжение – круглогодично;
  • на отопление – в отопительный сезон;
  • на технологию – по потребности.
Удельная стоимость проекта реализации «под ключ»:
От 500 до 1000 EUR за 1 кВт установленной мощности газопоршневой электростанции (стоимость выражена в Евро, поскольку предполагается использование исключительно импортных газопоршневых электроагрегатов, а они составляют большую часть затрат на строительство ГПЭС).

4. Договор долгосрочной аренды

Предмет договора аренды:
На территории своего земельного участка Заказчик выделяет Оператору площадку для строительства ГПЭС. Оператор самостоятельно строит ГПЭС необходимой Заказчику мощности.
После ввода ГПЭС в эксплуатацию имущественный комплекс ГПЭС передаётся Оператором в долгосрочную аренду Заказчику. При этом Оператор выступает в качестве арендодателя, а Заказчик – арендатора.
На весь срок аренды ГПЭС остаётся в собственности Оператора. Заказчику передаются исключительно права владения и пользования ГПЭС. При этом выработанные электроэнергия и тепло являются собственностью Заказчика.
Эксплуатация и сервис ГПЭС:
Силами Оператора (арендодателя). Затраты на эксплуатацию и сервис ГПЭС включены в арендную плату в полном объёме.
Покупка топлива для ГПЭС (природного газа):
Заказчик (арендатор) самостояьельно приобретает топливо для ГПЭС (природный газ).
Размер арендной платы:
Размер ежемесячных арендных платежей рассчитывается исходя из фактически отпущенных ГПЭС объёмов электроэнергии тепла и учитывает:
  • по электроэнергии – не менее 10% дисконт от тарифа энергосбытовой компании;
  • по теплу – не менее 20% дисконт от стоимости сэкономленного Заказчиком газа.
Срок действия договора аренды ГПЭС:
По согласованию сторон: от 5-6 до 10-12 лет.
По окончании срока аренды:
Возможны два варианта:
  • Заказчик выкупает ГПЭС у Оператора по заранее оговорённой цене (например, за 1 рубль без НДС),
  • стороны продляют срок действия договора аренды на прежних или новых условиях.

5. Требования к Заказчику

Оптимальные виды объектов:
Оптимальными объектами для реализации энергосервисных проектов по строительству ГПЭС являются:
  • средние предприятия - промышленные, перерабатывающие и сельскохозяйственные;
  • крупные гипермаркеты и торгово-развлекательные центры;
  • солидные бизнес-центры и офисные комплексы;
  • серьёзные складские комплексы и распределительные центры;
  • большие комплексы зданий государственных и муниципальных учреждений и организаций (институты, университеты, больницы, медицинские центры и т.п.).
Нагрузки на объекте Заказчика:
Реальные нагрузки на объекте заказчика должны быть выше 600 – 1000 кВт (это именно реальные нагрузки, а не мощность имеющейся трансформаторной подстанции).
График электрической нагрузки:
Электрическая нагрузка должна быть относительно ровной в течение суток и года.
При этом необходимо учитывать, что даже на предприятии с неравномерной нагрузкой очень часто можно выделить отдельный цех или объект (например, компрессорную или насосную станцию) с относительно ровным графиком нагрузки. Для такого объекта можно реализовать локальный энергосервисный проект.
Категорически не подходят для энергосервиса:
  1. Предприятия, подключенные к электрической сети по высокому напряжению (ВН, 110 кВ) и покупающие электроэнергию по тарифу 3,5 руб./кВт*ч и менее.
  2. Небольшие объекты с реальными нагрузками менее 600 - 1000 кВт
  3. Объекты с очень неравномерной электрической нагрузкой.
Использование утилизированного тепла:
Оптимальный вариант – потребление всего утилизированного тепла круглогодично (например, на технологию).
Если потребность в тепле на технологию отсутствует, то желательно, чтобы на объекте Заказчика весь объём утилизированного тепла потреблялся хотя бы в отопительный период.
Возможность подключения к газопроводу:
  1. Объект Заказчика должен быть газифицирован или находиться в непосредственной близости от действующего газопровода.
  2. У газопровода должен быть объём пропускной способности, достаточный для работы ГПЭС.
  3. В газопроводе должен быть достаточный свободный (незаконтрактованный) объём газа.
Исходные данные по объекту Заказчика:
Для подготовки развёрнутого технико-коммерческого предложения Заказчику необходимо предоставить следующие исходные данные:
  1. Однолинейная электрическая схема.
  2. Ситуационный план промплощадки с указанием энергопринимающих устройств (РП, ТП, РУ, ЗРУ, ВРУ), подключённых к внешней сети; существующих котельных; объектов газового хозяйства (ГРП).
  3. Профиль нагрузки - почасовые данные о потреблении электроэнергии за последние 12 месяцев в формате таблиц Excel. Желательно не только по всему объекту, но и отдельно по каждому вводу от внешней сети (по каждому прибору учёта).
  4. Количество и мощность водогрейных и паровых котлов в существующих котельных.
  5. Помесячное потребление газа существующими котельными за последние 12 месяцев.
  6. Текущие тарифы на электроэнергию, газ и тепло (все без НДС).