• Главная
  • Статьи
  • Оценка инвестиционной привлекательности внедрения собственной генерации

Оценка инвестиционной привлекательности внедрения собственной генерации

Обеспечение энергоресурсами за счет собственной генерации вызывает большой практический интерес у различных хозяйствующих субъектов. Хорошо известны основные причины внедрения собственной генерации, связанные либо с невозможностью увеличения электропотребления при расширении производства по техническим ограничениям мощности в конкретном районе либо неоправданно высоким уровнем разовой платы за подключение, сопоставимой с капитальными затратами на собственную генерацию. При этом инвестирование в собственную генерацию увеличивает капитализацию бизнеса, а плата за подключение это чистые расходы.

Есть ещe проблема надежности электроснабжения, когда возможные потери от аварийных отключений оправдывают затраты на строительство собственного источника энергии.

Названные причины обуславливают внедрение собственных теплоэлектростанций на предприятиях, но они, все же, носят индивидуальный характер.

Интересно установить сочетание факторов, когда для предприятия в зоне централизованного энергоснабжения выгодно развивать собственную генерацию с целью снижения расходов на энергоресурсы. Занимаясь строительством теплоэлектростанций на базе газопоршневых когенерационных установок «R1 GROUP» заинтересовано в сотрудничестве с организациями, для которых малая энергетика по объективным факторам является ключом к повышению эффективности бизнеса.

Будем считать оправданными капитальные вложения в собственную генерацию, если в результате снижения текущих расходов на энергоресурсы окупаемость достигается в разумный срок и далее предприятие расходует на энергообеспечение существенно меньше средств, снизив в конечном итоге себестоимость продукции. Это может и должен показать расчет обоснования инвестиций, но надо предварительно принять не мало решений и провести определенную работу, чтобы этот расчет был выполнен корректно. По нашему опыту важно на первых этапах проработки технического предложения иметь возможность правильно оценить перспективы (или их отсутствие) внедрения собственной генерации на предприятии. Капитальные затраты З кап. на строительство и ввод теплоэлектростанции включают следующие расходы: проектирование, согласование, покупка оборудования, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, обучение персонала.

Распределить капитальные затраты на стоимость вырабатываемых энергоресурсов можно задавшись определенной схемой финансирования. В качестве примера рассмотрим реальную лизинговую схему на пять лет:

стоимость предмета лизинга – З кап.

стоимость договора лизинга – 1,41 ? З кап.

срок договора – 60 мес.

аванс – 20%

удорожание в год – 8,35%

постановка на баланс – лизингодателя

график лизинговых платежей – убывающие ежемесячные платежи 60 мес.

обобщенные расходы по годам:

1 год: 0,41 от З кап.

2 год: 0,325 от З кап.

3 год: 0,28 от З кап.

4 год: 0,22 от З кап.

5 год: 0,175 от З кап.

__________________________

? = 1,41 ? З кап.

Для достижения приемлемого уровня окупаемости капитальных затрат при рассмотренной выше схеме финансирования собственная генерация должна приносить в год порядка 40% от З кап. экономии на энергоресурсах. Раскроем эту цифру.

Смотрим экономику по годам от начала лизинговых платежей (до ввода теплоэлектростанции в эксплуатацию проходит в среднем 6 месяцев):

1. Экономика первого года складывается из убытка от лизинговых платежей

-(0,41 ? З кап.) и экономии за пол года эксплуатации + (0,2 ? З кап.), итого -(0,21 ? З кап.).

Этот убыток справедливо увеличить на стоимость денег, например, в объеме ставки рефинансирования 10% в год, тогда это будет -(0,23 ? З кап.) – убыток на конец первого года.

2. Результат второго года складывается из убытка от лизинговых платежей

-(0,325 ? З кап.) и экономии за год эксплуатации + (0,4 ? З кап.), итого +(0,075 ? З кап.).

В сумме с убытком первого года имеем -(0,155 ? З кап.), а с учетом ставки рефинансирования 10% в год это будет -(0,17 ? З кап.) – убыток на конец второго года.

3. По аналогии третий год: -(0,17 ? З кап.) -(0,28 ? З кап.) +(0,4 ? З кап.) =

-(0,05 ? З кап.) ?1,1 = -(0,055 ? З кап.) – убыток на конец третьего года.

4. Четвертый год: : -(0,055 ? З кап.) -(0,22 ? З кап.) +(0,4 ? З кап.) = +(0,125 ? З кап.) – прибыль на конец четвертого года.

Срок окупаемости на уровне 3,5...4,0 лет.

5. Пятый год: -(0,175 ? З кап.) +(0,4 ? З кап.) = +(0,225 ? З кап.) – прибыль на конец пятого года.

6. Шестой год и далее: прибыль +(0,4 ? З кап.).

Оценка окупаемости в относительном от капитальных затрат З кап. виде позволяет делать прикидки для любых объектов с учетом заданных схемы финансирования и годового дохода от собственной генерации.

Рассмотрим, что позволяет получать текущий годовой доход от собственной генерации в размере 40% от З кап.

Текущий годовой доход от собственной генерации это снижение общих расходов предприятия на энергоресурсы. Он определяется разницей затрат на покупаемую энергию и собственных эксплуатационных расходов на ее производство. Здесь все индивидуально и не стоит на месте, меняются тарифы на электроэнергию, газ и т.п. Что смотрим в первую очередь:

1. Соотношение капитальных затрат на генерацию З кап. с годовым расходом на энергоресурсы, предполагаемых к замещению собственным производством. При соотношении более 3, окупаемость для российских условий финансирования под вопросом, если нет других мотиваций. Например, высокой стоимость технического присоединения для новых мощностей, низкой надежности или качества электроснабжения от сети и связанных с этим потерь.

Высокое соотношение капитальных затрат на генерацию к существующим годовым расходам на энергию может быть обусловлено неравномерными нагрузками и соответственно низким коэффициентом использования планируемых к установке генерирующей мощности. Капитальные затраты пропорциональны установленной мощности, а расходы на электроэнергию ее количеству и тарифам.

2. Соотношение тарифов на газ и электроэнергию. На выработку 1 кВт•ч электроэнергии расходуется грубо 0,3 нм3 сетевого природного газа (это без учета выработки дополнительной тепловой энергии). Разница в цене электроэнергии от сети и топливной составляющей в себестоимости собственной электроэнергии главный критерий. При пропорциональном росте тарифов на газ и электроэнергию выгода собственной генерации возрастает. Например, электроэнергия 3 руб./ кВт•ч при тарифе на газ 2 руб./нм3, разница: 3 – (2?0,3) = 2,4 руб. с каждого кВт•ч. Увеличение тарифов в 1,5 раза: электроэнергия стоит 4,5 руб./ кВт•ч при тарифе на газ 3 руб./нм3, разница: 4,5 – (3?0,3) = 3,6 руб. с 1 кВт•ч.

3. Полезное использование тепловой энергии. Количество полезно использованной тепловой энергии определяется от возможного объема еe производства в когенерационном цикле: на 1 МВт•ч выработанной электроэнергии не сложно получить 1 Гкал тепловой энергии, но полезно использовать на годовом интервале времени удается только часть (допустим 60 %). Все более актуальным становиться получение холода для кондиционирования в теплый период года за счет утилизируемого тепла (системы тригенерации).

4. Эксплуатационные затраты: масло и другие расходные материалы, сервисное обслуживание и ремонты со стоимостью запасных частей, персонал теплоэлектростанции. Для конкретного проекта теплоэлектростанции эти расходы определяются техническими характеристиками и нормативами регламентных работ. При выборе генерирующего оборудования следует внимательно отнестись к оценке эксплуатационных расходов, т.к. зачастую относительно низкие капитальные затраты оборачиваются высокими текущими издержками.

Общими положительными предпосылками являются:

  • наличие природного газа (например, собственная действующая котельная), возможность получения дополнительных лимитов на газ;
  • непрерывный производственный цикл, обуславливающий равномерные по суткам и году графики потребления энергии;
  • востребованность тепловой энергии не только зимой, но и летом: ГВС, технология, вплоть до использования абсорбционных систем охлаждения и кондиционирования;
  • высокие затраты на энергоресурсы в себестоимости продукции;
  • наличие потребителей 1 категории надежности, один ввод для которых рационально обеспечить собственной генерацией (позволяет маневрировать покупной и собственной электроэнергией);
  • возможность заключения удобного соглашения с сетевой компанией (параллельная работа, резервирование, реализация излишков электроэнергии и т.п.);
  • расположение предприятия в промышленной зоне.

Газопоршневые электростанции и мини-ТЭЦ в каталоге