Довідник
1. Підхід
Мета цього довідника - забезпечити можливість адекватного порівняння варіантів використання різних джерел енергії. Порівнювані дані грубо усереднені, щоб акцентувати принципові моменти. Точні дані для конкретики та розрахунків шукайте в довідниках та сайтах.
Будь-яка установка не може бути гарною або поганою сама по собі. Найкращім є те, що найбільше підходить для наявної специфіки. Слід шукати не кращі пристрої, а комбінації обєктів та режимів, які на тривалий час забезпечать кращу вигоду при будь-якій ситуації на ринку енергії.
2. Вигода
Щоб оцінити економічну доцільність будь-якого рішення, потрібно виміряти його вигоду, як обсяг коштів, які можливо заробити або зекономити протягом певного часу.
В = О * Д, де В - вигода, Д - доход, О - обсяг продукту з даним доходом. При цьому Д = Ц - С, де Ц - ціна, С - собівартість. Таким чином В = О * (Ц - Д)
Це дуже проста та безглузда формула. Річ в тому, що складові є змінними і залежними від суміжних (обсяг впливає на собівартість, ціна - на обсяг, тощо). Нелінійність та поведінковий характер звя`зків міз складовими є джерелом похибок і для складних математичних моделей.
Тому вигоду слід розглядати як процес в часі, який складається з окремих актів з унікальними обсягами, ціною та собівартістю. Звісно, це не 365х24 актів кожного року, але хоча б найбільш характерні періоди доби, року, очікувані та прогнозовані події та перспективи.
Наприклад, вартість 1 мВт*г протягом доби може коливатися від 40 до 12 000 грн. Усереднення не має жодного сенсу. Хоча аналітичні індикатори (Base, Peak, Offpeak) дають деяке уявлення про ситуацію на ринку, але гравці ринку воліють почасову статистику та прогноз.
3. Собівартість
С = Кап + Оп, де С - собівартість, Кап - капітальні (CAPEX), Оп - операційні (OPEX) витрати.
Зазвичай, чим кращі Кап - тим гірші Оп та навпаки. Обидві разом бувають кращіми лише при наявності унікальних особливостей: геотермальні води на опалення, повітря Антарктики для охолодження, тощо. Якщо пропозиція містить одні плюси, значить мінуси приховані.
3.1 Капекс
САР = Об + Б + Ф, де Об - вартість обладнання, Б - будівництва, Ф - фінансів. Вартість коштів може перевищувати вартість обладнання та будівництва, разом взятих.
3.2 Опекс
ОР = Ве + Е + І, де Ве - вартість енергоносіїв, Е - експлуатації, І - іншого.
3.2.1 Вартість енергоносіїв
Р = Ро * ККД, де Ро-ринкова вартість енергоносія, ККД - коефіціент корисної дії установки, що перетворює його на енергію.
Ро. При оцінці вартості ресурсу треба керуватися його теплоємністю, розраховуючи ціну 1 кВт енергії, яку він містить. Дешеве малокалорійне паливо створює додаткові витрати через логістику, відходи, екологію, приховане шахрайство (вологість, домішки, пересортиця, тощо).
Економія на закупівлі якісного палива (з урахуванням всіх чинників та без корупції) може складати кілька процентів. В порівнянні з іншими вкладниками, вплив цієй економії на вигоду дуже малий.
ККД. Цей коефіціент визначає долю корисної енергії, яку можливо здобути з енергоносія.
1. Вартість генерації
1.1 Паливна складова
1.1.1 Базова вартість
Корисність палива визначає його теплоємність, тобто вміст тепла в одиниці виміру. Для порівняння, використаємо спільну одиницю: кількість тепла, яке можливо купити за 1 гривню. Відповідно, зігріти літр води на газі в 2,7 рази дорожче, ніж на дровах, але в 4 рази дешевше, ніж в електрочайнику.
На розбіг в межах одного виду палива, в першу чергу, впливають об`єктивні чинники (сортність, щільність, вологість, домішки, тощо). Перед порівнянням цін при закупівлі, слід порівняти дані по відповідним чинникам, використовуючи сертифікати виробників
Розбіг між різними видами палива обумовлений проблемами та витратами (доставка, зберігання, екологічність, тощо), які не входять в ціну. "Найкращого" палива не існує, при підготовці рішення щодо вибору користуються сукупністю чинників, суттєва частина яких наведена далі. Світовий розподіл використання палива на початок 2024 виглядав так:
5% дрова (країни, що розвиваються)
26% вугілля (під загрозою заборони, хоча є можливості екологічного вживання)
24% газ
16% гідро
5% сонце
6% вітер
3% дизпаливо (генерація в віддалених районах, аварійні установки)
10% ядерне паливо
Джерела для деталізації інформації
Международное энергетическое агентство (IEA)
IRENA (International Renewable Energy Agency)
BP Statistical Review of World Energy.
Составь таблицу следующих минимальных и максимальных показателей ТЭС средней мощности на природном газе, приведенную к 1 кВт: -капитальные затраты -срок от начала финансирования проекта до начала продажи энергии -удорожание капитальных затрат до начала продаж при ставке кредитования 7% годовых -срок окупаемости от момента начала продаж -удорожание капитальных затрат за время, необходимое для погашения кредита -итого удорожание
1.1.2 Урахування ККД
Кількість енергії, яка реально може бути отримана з палива, є добуток базової вартості на коефіціент корисної справи (ККД) відповідної установки.
Зазвичай, ККД установки можливо підвищити на декілька процентів. Рециклінг, або усунення непроектних режимів дозволяє підвищити його до 2-х разів. Тоді з одного ж того обсягу палива установка генерує до 2-х разів більше енергії, або настільки ж скорочує її собівартість. Наприклад, одна кВт*г електрики в звичайній ГПУ для бізнесу на 3,3 грн дорожча, ніж в когенераційній. Справа не в ККД установки, а в способі споживання рециклингового тепла, яке ГПУ втрачає.
1.1.3 Складові ККД
Проектний ККД обладнання. Залежить від конструкції та комплектуючих. Так ККД дорогого та дешевого інвертора відрізняється до 15%, що дає різницю 0,7 грн\кВт*год для громадян та 1,5 грн\кВт*год для бізнесу (втрати порівнянні з вартістю виробництва на вугільній ТЕС)
Фактичний ККД обладнання. Залежить від відновлення технічного стану (ТО, ремонт, тощо). Так знос лопаток може погіршити ККД насосу в 3-5 разів. Втрати складуть 30-50 грн\кВт*г
Проектний ККД. Залежить від можливості забезпечити роботу обладнання в межах параметрів, при яких його ККД не погіршується. Наприклад, при підвищенні температури охолоджувальної води, ККД ЮУ АЕС погіршується до 30%.
Поточний ККД. Виникає внаслідок неконтрольованих змін проекту (хаотична забудова житла, втрати споживачів, тощо), зазвичай в вигляді радикального погіршення проектного. Наприклад, втрати електрики на насосах водопостачання можуть складати до 90%, або 9 грн\кВт*г
2. Повернення інвестицій
2.1 Базова націнка
Прийнятні терміни окупності енергетичного будівництва складають 5-7 років, для крупних АЕС, ГЕС, ТЕС значно більше. З метою порівняння, приймемо єдиний термін окупності 20 років. Розрахуємо, якою має бути надбавка до вартості кВт*г, щоб повернути всі капітальні витрати за цей термін. Виходимо з того, що працюючи безперервно, обєкт виробить 20*365*24= 175200 кВт*г. Розмір надбавки приймаємо равномірним, вартість коштів не враховуємо.
На ті ж самі проценти буде відрізнятися термін повертення витрат, якщо для всіх типів генерації застосувати єдину націнку (як для ТЕС на природному газі).
2.2 Урахування КВВП
Час використання кожної конкретної установки характеризує коефіціент використання встановленої потужності (КВВП), на який впливають технічні чинники (перезавантаження палива, ремонт, сервіс) та спосіб застосування в енергосистемі (базовий, піковий, полупіковий, резерв).
Націнка на повернення інвестицій за 20 років слід відкорегувати відповідно до кількості кВт*г, що будуть вироблені з урахуванням КВВП, тобто (175200 х КВВП)
Наприклад, збоку техніки, КВВП АЕС може досягти 94%, тобто протягом року АЕС буде видавати повну потужністі 8230 час із 8760. Але при профіциті електрики на енергоринку, це малоймовірно. Реальний КВВП складе 80-85%. КВВП СЕС залежить від інсоляції: поки сонця мало, вона стоїть, або працює на зниженій потужності. Її також може бути розвантажено по команді діспетчера, тому реальний КВВП не перевищує 30%
2.3 Урахування вартості енергії
Ціна продажу енергії відрізнятиметься відповідно до сезону, часу доби, балансу споживання-генерації та інших факторів. Можливі періоди, коли внаслідок низьких цін доход від продажу буде нижче націнки, яку треба повернути інвестору.
В аналітиці застосовують індекси ціни відповідно до режиму роботи обєкту. При створенні цієї статті, Base (базова генерація, АЕС) в середньому отримувала 5,1 грн\кВт*г, Peak (пікова, ГЕС, ГАЕС) 5,8 грн\кВт*г, Offpeak (офпікова, СЕС, ВЕС) 4,3 грн\кВт*г протягом доби.
Наведені ціни здаються занадто високими в порівнянні з поточними. Це не помилка: більшість обєктів енергетики замортизовано, вклад повертання інвестицій в собівартості мінімальний. Із збільшенням обсягу нової генерації, вартість енергії безумовно буде зростати
Урахування вартості коштів
Розмір надбавки, розрахований в п. 2.2, треба збільшити на вартість заємних коштів. Приймемо для простоти, що для високовартісних обєктів (АЕС, ТЕС, ГЕС) вона складатиме 4% щороку (80% від вартості будівництва), для інших 2% (40%).
Last updated
