Про "экономику" современного тепличного комбината

В украинских гривнах получаеться 320 ГРН на м.кв. (официальный курс нац банка). В таком случае, в переводе на евро около 29 Евро.

На фоне основных затрат ( энергоносители, амортизация оборудования, выплаты по кредитам) можно и технологам хорошую зарплату платить, но ведь никто этого не сделает. Увы, но только немногие директора осознают необходимость капиталовложений в персонал, внедрение новых технологий и т.д.

Вопрос дилетанта:

а что если два растения "в детстве" вместе "соединять",

таким образом увеличивая вдвое силу корневой системы и

мощь "двух сердец" получать в "одном баобабе"? Есть такое?

Я в детстве с бабушкой экспериментировал так с грецкими орехами.

Оч. положительный эффект. С томатами и огурцами такое проходит?

Я смотрю, какие-то исследования все-таки проводятся http://www.arzamas-city.ru/research/index.php?parent=rubricator&child=getresearch_new&h=arzamas-city.ru&id=7081

А как ищут информацию для такого? Ходят по предприятиям (вот так запросто и предоставили инфу они, - слабо верится). "Рыщут" в росстате? Или - проводят опросы? (иначе как узнать - "75. Степень известности видов цветов российскими потребителями, % " и "76. Цели покупки срезанных цветов, %".) 

Может ВЦИОМу заказывают исследования? И если кто в курсе: Как там у нас с "народными приоритетами": меняются? Может уже не только и не столько классика нужна (красные розы) а на другие "цвета" спрос сместился? И вообще: "созрели" ли рос. потребители до других цветов (хризантем, орхидей, лилий, гербер и т.д.)?

Спасибо, Марите (извините что.. "несколько" запоздал:))!

Но средств у меня пока меньше, чем времени (хотя и его помследнее время очень немного/не-хватает). Так что: демоверсии - "рулят"! :)

Для себя, по крайней мере, я некие предварительные выводы по "цветочным делам" - сделал. Теперь попробую обсудить на форуме.

Я считаю тему энергоснабжения/энергообеспечения краеугольной/определяющей в экономике современного ТК. и полагаю, что с течением времени ее роль будет только расти.

Наверняка, ни для кого не секрет, что энергозатраты составляют не менее 50% от общего объема издержек.

В данный момент я говорю о теплицах с досветкой (как правило в таких теплицах выращивают розы, ну и рассаду там разную, другие цветы). Так как для остальных культур применение досветки нерентабельно (при нынешнем паритете цен на энергоносители и овощную продукцию) даже в теории (для получения 1кг томата ("в режиме - фитотрон") надо потратить 35-45 квтчасов, а 1 кг огурцов - 20 квт часов).

В условиях РФ, (если паритет цен на газ и электроэнергию сохранится) применив когенерацию - энергозатраты, по моим приблизительным подсчетам, можно сократить в 1,5 раза.

Прибавим к этому растущий дефицит электромощностей и растущую стоимость подключения.

Наверно многие (в подмосковье) помнят ледяной дождь, который оставил без света десятки тысяч и сотни предприятий/заводов, а также больниц. В случае с теплицами, это конечно не так драматично, но тоже, своего рода трагедия/чп и определенно - убытки.

Ответ на вопрос: "а нужна ли теплице, использующей досветку, - своя минитэц" (по-моему) очевиден. По крайней мере данный вопрос заслуживает обсуждения/рассмотрения.

На данном форуме вскользь затрагивалась эта (наиважнейшая на мой взгляд) тема в "ветке" "СО2 от дымовых газов". Где как бы остановились на мысли:

"все это ерунда - болшие начальные затраты, а стоимость полученного киловатта выходит практически равна стоимости эл-ва от сети, или электричеству от ДГУ".

Пояснение:

ДГУ - дизель-генераторная установка, в отличие от ГПУ (газопоршневой установки) ее нельзя использовать как когенератор (преобразует энергию газа не только в электрическую, но и в тепловую, т.е. не только дает свет, но и обеспечивает отопление=> меньше или совсем не сжигается "газ для отопления" => КПД сжигаемого газа возрастает с 38-40% до 80-90%) и нельзя использовать отходящие дымовые газы в качестве "СО2 подкормки растений".

Информация к размышлению:

Розы под собственным напряжением

Почти все и процитирую: 

Автономное решение

Все участники «тепличного» проекта уверены, что автономная энергетика в данном случае – лучшее решение. Об этом рассказал технический директор ЗАО «Институт энергетической электроники» (Санкт-Петербург) Давид Аптекарь:

– Весной прошлого года голландская компания предложила нам поучаствовать в проектировании энергокомплекса для этого тепличного хозяйства. Мы являемся официальными представителями американской компании Dresser Waukesha, у нас работают сертифицированные специалисты, прошедшие стажировку в Америке. Кроме того, мы неоднократно выполняли аналогичные проекты в других регионах России. Например, на этапе сдачи в эксплуатацию находится комбинированная электростанция в поселке Ленинское Ленинградской области – это 4 американские установки мощностью по 1250 кВт, тепловой – 7500 кВт. Еще один аналогичный объект наша компания реализует в поселке Бугры – речь идет о трех когенерационных установках по 330 кВт. В числе выполненных проектов – небольшая установка в поселке Шушары – там две установки по 135 кВт работают с декабря прошлого года, обеспечивая электричеством и теплом небольшое производственное предприятие. Помимо проектов на Северо-Западе, мы выполняем инженерную поддержку и сервисное обслуживание установок в других регионах России.

Когенерационный комплекс для теплиц состоит из трех машин по 1000 кВт и двух котлов, обеспечивающих отопление всего тепличного хозяйства. Перенесение зарубежного типового проекта в Россию потребовало определенных корректив: дело в том, что российская и голландская инфраструктуры несравнимы по многим параметрам. В Голландии – качественная электроэнергия со стабильным напряжением, частотой. В поселке Пушное Ленинградской области, где расположен тепличный комплекс, внешние сети порой вместо 220 В дают лишь 160 В.

Автономное снабжение позволяет существенно снизить операционные расходы, поскольку преобразование газа в электрическую и тепловую энергию основано на когенерации (одновременности производства), благодаря чему коэффициент использования газа очень высок – 0,92‑0,94. То есть мы практически полностью используем теплотворную способность газа. Электроэнергия используется для освещения, систем вентиляции, электрооборудования, а теплоэнергия – для нужд отопления. Теплоэнергия вырабатывается за счет утилизации теплоты охлаждающей жидкости и теплоты продуктов сгорания топлива в теплообменниках с общей тепловой мощностью 3393 кВт. Летом тепло накапливается в баке-аккумуляторе вместимостью 600 кубометров и расходуется на технологические нужды в ночное время. При этом избытки тепловой энергии сбрасываются в атмосферу через вентиляторный блок охлаждения, размещенный вблизи энергоцентра. За счет утилизации теплоты газопоршневых двигателей общий коэффициент полезного действия энергоблока увеличивается с 41 до 80 процентов.

 

И об оборудовании

Прием электроэнергии от генераторов и передача ее потребителю осуществляются через комбинированный щит управления, включающий три силовых шкафа с автоматическими выключателями и блоками управления когенерационными установками, три шкафа отходящих линий и шкаф автоматического ввода резерва. Блоки управления совместно с оборудованием генераторов осуществляют регулирование подачи газа, защиту двигателя и генератора, пуск-остановку когенераторов, распределение вырабатываемой электроэнергии между генераторами.

Можно с уверенностью сказать, что в этой теплице все сделано с голландской тщательностью. Скупые (в хорошем смысле слова) голландцы сделали все, чтобы ни один киловатт-час не пропал даром. И это яркий пример достойного использования газа: машина работает круглосуточно, производя свет, аккумулируя тепло и распределяя нагрузку равномерно по всем элементам энергоцентра.

В качестве основного оборудования применены три газопоршневых электроагрегата на базе двигателей компании Waukesha Dresser (единичная номинальная электрическая/тепловая мощность – 1000/1131 кВт) и два стальных трехходовых водогрейных котла LNE-Compakt-5 с номинальной тепловой мощностью 5,812 МВт каждый (фирма Holland Ketelbouw, Нидерланды). Коэффициент загрузки трех газопоршневых двигателей – не менее 0,75. Топливо – природный газ.

Расчетная себестоимость выработки электроэнергии составляет примерно 1 рубль 35 копеек. В нее включены затраты на масло, техническое обслуживание, запчасти и текущий ремонт после каждых 12 000 часов работы.

Я тогда, кстати так и не понял - "сколько стоит 1 киловатт" установленной мощности

ГПУ, что называется "под ключ" (кроме "самого генератора" + еще: доставка, монтаж/обвязка и т.д. и т.п.)

Так понял, что не меньше одного килоевро. Но полагаю, что точно не больше двух тысяч евро. Иначе бы их никто устанавливать не стал (а ведь устанавливают, хотя бы те же рао-еэсы/энергетики: видимо они не знают, что "так на так и выходит":) как мы тут с вами "решили" - не иначе как, энергетики - в убыток себе работают:)).

При этом я так понял: стоимость "самого-генератора/"голого"/"body" составляет 50-60% от стоимости "установки под ключ". Так?

Мне сейчас достаточно часто приходится дискутировать на тему выбора исочника эл. энергии в ТК.

Часто слышу: никаких ГПУ, ДГУ и прочей малой... лимиты!

Спрашиваю: "сколько стоит 1кВт.ч. в вашем районе?" - "да я не знаю! Какая разница? ЕСть же спец. тарифы для сельхозников...". Степень проработки вопроса чувствуете?

А это порой люди, 25-30 лет "в энергетике". Мало кто берется сравнить не предложения буклетных дел мастеров на выставках, а просчитать "по своему", приблизив этот сравнительный анализ к своим эксплуатационным условиям.

Получение лимитов "от города" в Динском районе на сегодня 15-17 тыс. руб. 1 кВт мощности. Мы с трудом пробили дополнительные 100 кВт. Можно было еще сто, но нужно ли? Мы решили не торопиться. Стоимость 1 кВт.ч. - 3,5 руб. Плюс НДС, конечно же. Плюс реактивная, потери, плюс ежедневные графики, если Ваша установленная мощность превышает 750 кВт. Плюс коммерческие тарифы, если Вы превысили установленный лимин на месяц (а если более 750 кВт - ДЕНЬ!!!). Как Вам все это нравится? Да, еще есть такое понятие, как категория потребителя. У нас - 3-я.

Это значит, что если отключение случится - к Вам приедут в последнюю очередь. Проверили. Так и есть - четыре дня ждали, когда осенью были неполадки. Так что, "на Чубайса надейся, а сам не плошай", как говорилось в годы его энергоцарствия.

Привожу свои размышления на тему энергетики ТК по состоянию на октябрь 2010. (тогда уже было принято решение ставить ДГУ):

Сравнение:

Сравнение приводится без учета СМР и обустройства, использование тепла от ГПУ опосредованно учитывалось, но приближенно, т.к. в общем тепловом балансе, процент тепла от ГПУ менее 15%.

Итак, нужно для досветки в РК эл. мощность 600 кВт эл. энергии в дневной период (с 5-6 утра и до позднего вечера в зависимости от освещенности, читай - времени года и погоды), по расчетам это для Краснодарского края 2.800-3.200 часов в год.

Также требуется 650 кВт. для второго проекта на общей территории - Цеха мясопереработки. Что "хорошо" - расход эл. энергии в этом обеспечивается круглогодично, частично можно перебросить расход в ночь - загружать термокамеры во вторую смену. Холодильники требуют эл. нагрузки летом больше, чем зимой, т.е. еще и общий переток потребления эл. энергии складывался удачный. Плюс бесперебойность холодильников летом - строгое условие в мясопереработке, а это значит либо менять категорию от сетей (тоже не дешево) либо снова резервироваться дизелями.

Тиак, варианты:

Установить 2 газопоршневые установки (ГПУ) по 600 кВт стоимостью 1 млн. евро и вырабатывать "дешевую эл. энергию из дешевого природного газа",

или

Установить 3 дизель-генераторных установки по 320 кВт стоимостью 170 тыс. евро. (300 кВт есть от сетей).

ps: куплены 3 ДГУ по 320 кВт

Наработка установок в год в диапазоне 2.800 - 3.200 часов. т.е. загрузка далеко не полная.

Расчетная загрузка ДГУ по графику АГРОТИП (поставщик оборудования в РК и разработчик технологии производства в РК): не более 3.200 часов в год на 2 машины, третья (одна из трех) по скользящему графику от наработки становится в резерв на общую шину. От сетей на сегодня получено 200 кВт, новая подстанция установлена на 400 кВа, т.е. имеется небольшой резерв (до 50 кВт) на присоединение при такой необходимости.

Вот что получается по расчетам: ГПУ проходят рубеж 3,6 руб./кВт.ч. только при условии лизинга от 7 лет при 50% удорожании за весь срок. Стоимость самих машин имеет определяющий удельный вес в общих затратах на энергетику, т.е. расходы становятся "ЖЕСТКИМИ" - они не снижаются от погоды, температуры, экономики ТК и т.д. Каждый месяц - плати, даже если ГПУ стал колом и его подменяет ДГУ на дизтопливе.

Нужно еще понимать, что резервирование эл. энергетики ТК все равно нужно делать, т.е. установить 1 ДГУ все равно нужно. Вопрос - какой мощности. Только на автоматику или еще и досветку учесть? ДОсветку - дорого будет, не стоит.

Так вот, учитывался сервис, персонал, расходные в обоих случаях.

При сроке лизинга 10 лет при том же 50% удорожании затея дает результат 3 руб./1кВт.ч. при нашей загрузке.

Что уже ниже, чем от сети. Вот на эти условия мы и расчитывали. Иметь на период окупаемости проекта сравнимые с сетевыми условиями по эл. энергии, а после окупаемости проекта - действительно "дешевую" эл. энергию.

Обычно компании, нахваливающие ГПУ забывают о тяжелом бремени окупить их стоимость и сравнивают только эксплуатационные затраты и всегда давят на учет доп. тепловой мощности и высоком суммарном КПД. А куда Вы тепло будете применять с весны до осени? Тригенерацию обустраивать? (это использование лишнего тепла в холод).

Это еще дороже, чем когенерация (использование тепла - как тепла).

При загрузке ГПУ машины (например продажа городу избытков эл. энергии, или загрузка дополнительных потребителей собственного производства), стоимость снижается вплоть до 1,7 руб./кВт.ч. Наш второй проект на территории размещения ТК - Цех мясопереработки пока не финансируется, а это значит и не будет спасительной загрузки дорогостоящих ГПУ. Что это значит? Провалимся по стоимости 1кВт.ч. по полной программе!

Есть еще немаловажный момент: если Вы станете продавать эл. энергию городу - это одно. А если потребителю напрямую? Если с Вашим ГПУ что-то случится? По контракту Вас разорят. Примеры таких сбоев в Краснодаре есть. Достаточно красочные.

Поэтому лучше вырабатывать для себя столько, сколько нужно, пусть из дорого дизтоплива, но на недорогих и выносливых ДГУ. Позднее всегда можно будет уже действующие производства перевести на ГПУ, имея все фактические параметры в потребности и финансовую возможность, а также (я очень на это надеюсь) нормальную гос. поддержку для обустройства малой энергетики в с/х предприятиях или доступность лимитов.

Кстати, ДГУ лучше переносят частый пуск/останов и "наброс" нагрузки, превышение нагрузки у ДГУ - до 110%, что для ГПУ в принципе не допускается. Сервис для ДГУ сильно проще и еще в бОльшей степени дешевле, чем для ГПУ.

В Германии такие дорогостоящие установки в лизинг можно получить на 14 лет под 2-3% годовых в евро. И это норма.

Нам же обещали 10 лет, 4%, но что в результате 5 месяцев проработки: 5 лет, 3,78% и 30% собственных средств нужно сразу вложить. Великолепные условия для других отраслей, но для ТК на Кубани - нет. Где-то в Томске - это нормально.

В результате, я ставлю 3 дизеля по 320 кВт и догоняю от сетей города до 250 лимит. В результате те же 1.200 кВт. с запасом в 10% установленной мощности мне обходятся 175 тыс. евро. Цена киловата энергии в случае использования диз.топлива в основном "состоит" из стоимости самого диз. топлива. Выходит при моей загрузке примерно 4.0 - 4,2 руб./кВт.ч. Условия поставки: 5 лет, 10% годовых, 30% не нужно. Финансирование производится в рамках общего проекта ТК.

Но, при использовании ГПУ за 1 млн. евро и на финищных условиях финансирования, стоимость эл. энергии выходит более 5 рублей/1 кВт.ч.

И если Вы даже вообще остановите их, то ежемесячные платежи будут выше, чем за работающие дизели в 4 раза, т.к. инвестиционная составляющая у них в 4 раза выше.

За ГПУ в месяц платить 1 млн. рублей, за ДГУ 250 тыс. руб. + 100 тыс. руб. - "отработка" затрат на получение лимитов от города.

Это так, для общей информации, если кому интересно.

Спасибо за информацию. В прошлый раз я помню Вы приводили цифры, и вижу вроде бы они не поменялись (хотя сейчас буду еще разбираться, в прошлый раз-то я месяца 2 наверно разбирался). И составил примерный расчет. Что для роз - с типичными параметрами теплицы и ценами по РФ. Что для "Динской". Внесу некоторые изменения и выложу, возможно.

А оказывается не только по газу, но и по электричеству есть лимиты?

Надо кое-что уточнить.

Какова стоимость дизтоплива в ваших краях, "по чем" намереваетсь покупать?

Емкость хранилища, (достаточна ли для в случае возникновения сбоев в поставках) доставку (кто, как будет привозить) подъездные пути, разгрузку, порядок оплаты (логистику короче) уже обдумали?

Нужны ли при этом дополнительные затраты? Или хватит тех "резервов" которое итак полагаются по жестким российским нормативам?

Я к тому: что в случае с газом всех этих веселых проблем - нет. Или это просто "много слов" (демагогия) :) и в реале все будет очень просто, для тех "кто любит усердно и много работать, а не прохлаждаться и рассуждать" :)?

Про обслуживание/ТО - помню: 30-40 коп на 1 выработанный киловатт*час (как у ГПУ кстати по моим подсчетам, если они конечно хорошо/стабильно загружены - 3500-4000 моточасов/год)

Злой я сейчас, заранее сорри, коллеги:

Максим86, можно конечно мои сочинения перепроверять по 2 месяца, например на такую тему:

"а почему у Вас в одном месте ДГУ-шки по 170 тыс. евро, а в другом - 175. Ага, попались! Сами не знаете сколько же именно". Да не важно. Порядок определен достаточно точно. Курс евро пляшет, в памяти у меня вообще платежи в рублях.

Чем блох ловить, не проще самому просчитать арифметику СВОЕЙ энергетики?

Да и мне например было бы интереснее прочитать Ваш расчет в обмен на приведенный мной, чем некую "рецензию" на мои выкладки. Не находите для себя это более полезным занятием?

Все вопросы с диз.топливом я проработал, будьте уверены. Экзаменовать меня не стоит.

В "нефтяной жизни" провел первые 10 лет своей трудовой деятельности после окончания "керосинки" ГАНГ им. И.М. Губкина. Про демагогию и рассуждения я вообще не понял, о чем Вы.

Мы строим Тепличный Комплекс. Не собираемся строить, а уже строим. Генераторы оплачены, в Москве растаможиваются. Проект котельной выполнен, котлы на площадке, горелки на складе подрядчика, тепловая емкость готова к отрузке, "лимиты" на газ (называйте это "топливный режим", фудзияки, как угодно) получены.

На счет "лимитов":

на одном предприятии в ноябре 10-го (на улице +22) невозможно душно в помещениях. Говорю: "газ почему не "прикрутите, батареи словно кипяток"?

Знаете что в ответ? "А какая разница, деньги обратно никто не вернет. Жарко - открывайте окна!" Вот это и есть последствия работы "лимитов". Уплочено - отгружай. Та же песня с эл. энергией: предоплата по расчетному количеству за предстоящий месяц. Не выбрал - твои проблемы, уплати штрафы. Перебрал сверх заявленного - комм. тариф. на перебор, вышел за установленные договором пределы - отключили до окончания разбирательств. Вот такая "демагогия".

Про "демагогию" это я так, - "о своём", лирическое отступление если хотите, так что не обращайте внимание. Так как к теме не относится.

А насчет "рецензии" не совсем понял - уже я.

"Два месяца" я - не выискивал "ошибки"/несостыковки в приведенных Вами данных. А пытался разобраться - составить/сложить для себя "единую картину" так сказать, из огромного множества (на мой не посвященный взгляд) впервые увиденных данных. Вот такие дела. А то что полученные цифры я всегда пытаюсь понять, а "не брать их за константу" (и попытаться получить/вычислить их самостоятельно), так думаю в этом нет ничего предосудительного. Так как в мире бесчетное множество переменных и очень малое/ограниченное число констант, имхо. Проще говоря мир быстро меняется и надо не четко запоминать полученный опыт, сколько быстрее в нем ориентироваться, а следовательно запоминать и усваивать некие алгоритмы/принципы и еще лучше - научиться разрабатывать их "с нуля" - самостоятельно. А это не сделать пока не "покопаешься" в чужих расчетах/алгоритмах/методах (что, почему, зачем и т.д.). Излишне заморачиваются со всеми этими "авторскими правами" имхо, в основном те кто уже не может или не хочет придумывать нечто новое, "двигаться вперед" так сказать. Но это опять - лирическое отступление.

Вот по розам как раз расчеты и делал. Думаю, если сумею (прикрепить) то выложу. Насчет супермегаточности исходных показателей не ручаюсь, так как на мои вопросы наши энергетики не особо отвечают, ссылаясь на "коммерческую тайну" (при этом раздувая от важности щеки), но порядок цифр примерно такой, "узнал"/взял их в основном из ваших сообщений/постов, Виктора, сайтов "генераторных", и немного с форумов "о когенерации" ну по требованиям культуры - с этого форума.

А пока о стоимости электроэнергии:

Исходные параметры (которые я использовал), как говорится "Пусть"/"Допустим":

-Годовая наработка генераторов = 4000 моточасов/год (или правильней говорить просто "часов работы"? Просветите.)

-Полный ресурс ГПУ = 300000 моточасов

1.Выясним: сколько, по идее, - надо отчислять на капремонт с каждого полученного/выработанного квтчаса:

-коэффициент загрузки генераторов = 0,75-0,85

-Ресурс до первого капитального ремонта = 60000 моточасов

-Стоимость 1 квт установленной мощности установки в состоянии "под ключ" = 1400евро/квтч

-"Удельный вес" "голого генератора" в общей стоимости установки "под ключ" = 60%

-"Порядок/уровень затрат" на капремонт = 70% (от стоимости "голого генератора")

=> Помним что так как загрузка не 100%, а 80%, то чтобы за час работы нам получить 1 квтчас, надо поставить установку мощностью большей чем 1 квт (капитан-очевидность), а именно: 1/0,8=1,25 квт

=> (1,25квт х 1400евро/квт х 40р/евро х 0,6 х 0,7)/(1квт х 60000ч.) = 0,49р/квтч или 49 копеек за каждый выработанный 1 квтч.

2.Дольше стоимость ТО:

-Расход/"угар" масла = 0,4-0,8 г/квт.час

-Стоимость масла (для генераторов) = 150-250 р/л

-Плотность масла = 0,8-0,85 г/см3

-Доля стоимости масла в общих/всех затратах на ТО = 33%

=>(исходя из этого получилось 30-40 копеек на 1 га)

3.Топливная составляющая:

-Расход газа = 0,29м3/квт.ч

-Эконмия в м3 "газа на отопление" при сжигании 1м3 "газа на освещение" при 100% полезном использовании образованного "дополнительного тепла" (т.е. когда тепло отправляется - не в утилизатор-тепла/"кулер", а - в теплицу) = 0,45м3.

-Доля использованного (с пользой) тепла от когенератора в среднем за год (тут уж зависит от климата: если местность "темная и теплая" - то пользы в плане "экономии на отоплении" от когенератора - будет мало (ибо все равно "дармовое тепло" окажется лишним, и "улетит в трубу" или вообще придется затратить энергию, чтоб его утилизировать), а если "светлая и холодная/морозная", то - больше)=66%

=> 1м3 сожженного в когенераторе газа экономит 0,3и3 газа (0,45м3 х 0,66), который не сожгут в котельной. => на 1 квт израсходуется 0,2м3 природного газа (0,29м3/квт.ч х (1-0,3)).

-Цена газа = 5р/м3

=> топливная составляющая в стоимости 1квтч=1р

Теперь нам известны:

1.Амортизационная (именно настоящая, а вернее "капремонтная", а не "инвестиционная/кредитовозвращательная-и-уплатонабегающихпроцентовная" составляющая, так как инв.сост. заслуживает отдельного и более пристального/детального рассмотрения, которое будет позже)= 0,49р

2.Обслуживание/сервис = 0,40р

3.Топливная/газовая составляющая = 1,00р

Сумма = 1,89р/квтч

Именно столько будет "стоить" - "свое электричество" (когда уже расплатимся с кредитом). Такой вот "чисто теоретический" расчет у меня получился, насколько он связан с практикой не знаю, но по-моему все "складно" так сказать.

Ключевым моментом является инвестиционная составляющая, конечно. Но ее таким макаром - "на пальцах" - не посчитать и не привести. Это у меня в экселе (при разных вариантах/условиях кредитования).

Постараюсь привести их (таблицы и диаграммы) в удобоваримый вид, тогда и выложу.

А пока хотелось бы разобраться хотя бы с "самым простым" (топливо, амортизация, ТО).

Есть какие-либо грубые ошибки/упущения в моих расчетах (и предположениях) на Ваш взгляд?

Максим86, спасибо за толерантность.

Выспался я пятничным вечером, успокоился, проснулась "писучесть".

В приведенных Вами выкладках в общих пределах практически все совпадает с тем, что считал я. Топливная составляющая примерно 1 руб., амортизация и сервис - 0,8 руб. Все, что будет дальше, а именно инвест. составляющая в вопросе использования гпу, как раз таки и является определяющим.

Тут и вступает в действие главное соотношение: стоимость/загрузка.

Чем точнее будет Ваш расчет, тем лучше.

Но принцип его примерно таков:

1400 евро (за 1 кВт) * 1,5 (удорожание за 5 лет) / 5 (период окупаемости) = 420 евро в год в течение срока окупаемости вам обойдется 1 кВт установленной мощности. Это грубый, железобетонный расчет, не учитывающий то, что каждый месяц (квартал) тело кредита уменьшается и итоговое удорожание за 5 лет будет меньше 50%. Тем не менее, это в нашем случае запас на "непредвиденные", так сказать. Если считать для всех сравниваемых вариантов, это не повлияет кардинально на общую картину.

У кого-то процент больше 10 годовых (ближе к 16-18), кому-то придется 30% начального взноса найти под бОльший процент, нежели по основному телу кредита и т.д.

Итак, 420 евро за 1 кВт установленной мощности / 4000 часов = 0,105 ойро *40 = 4,2 руб./1 кВт.ч.

Как Вам нравится такой результат?

Поправьте меня в расчете удорожания, но на сколько снизится эта инвест. составляющая? Даже вообще без удорожания 280 евро /1 кВт выходит / 4000 = 0,07 евро/1кВт.ч. * 40 = 2,8 руб./1 кВт.ч.

Теперь нужно добавить топливно-эксплуатационно-аммортизационные 1,89 и получчим: 4,70 руб./1кВт вообще без затрат на привлечение денег и 6,1 руб./1 кВт.ч. при 50%-м удорожании за 5 лет. Так сказать, диапазон возможностей.

Повышая "знаменатель" - т.е. загрузку ГПУ - мы значительно снижаем величину инвест. составляющей в стоимости 1 кВт. установленной мощности и, соответственно, 1 кВт.ч. потребленной эл. энергии. Но выше 8.000 часов в год Вы не "прыгнете". Это теоретический предел. По факту выходит меньше.

Стоит учесть также:

1. ГПУ нормально работает при нагрузке 0,75-0,85 от установленной нормативной максимальной мощности.

В то же время ДГУ нормально работают на 100% мощности, выдерживая 110% в течении 1 часа каждые сутки. Это норма.

А это значит, что итак дорогие кВт. установленной мощности придется покупать с запасом, т.е. то, о чем Максим 86 упомянул.

2. Пуск / останов ГПУ - сложная операция, значительно в бОльшей степени отрицательно действующая на двигатель, нежели у ДГУ.

3. Система подогрева двигателей ставится в любом случае при наружном размещении.

4. Не знаю где как, на Кубани действует общее требование для предприятий по обустройству котельных: при установленной тепловой мощности свыше 1 Мвт требуется резервное питание. Это не аварийное, а резервное питание.

И в лучшем случае можно его "скостить" до аварийного, но полностью уйти от второго вида топлива - невозможно.

А это значит то, что дизельное "хозяйство" придется обустраивать в любом случае, на чем бы Вы не вырабатывали электроэнергию сами или не покупали его у сетей города.

Вот тут и приходится взвешивать все за и против.

При использовании ГПУ с низкой загрузкой (менее 6-7 тыс. часов в год) экономии от использовании (кстати, регулярно дорожающего) газа не получить. Проблему в резервировании топлива для котлов тоже не обойти. А раз так, тогда неизбежные затраты нужно использовать с максимальной выгодой.

Выработка эл. энергии на ДГУ:

182 евро 1 кВт установленной мощности ( 175.000 /(3*320))

Снова нужно учесть тот факт, что покупаем то 3 ДГУ, а работают на досветку 2, третий в резерве по плавающему графику. Но, резерв - это тоже необходимая трата в нашем случае)

Далее: 182 *1,5 /5 = 55 евро 1 кВт установленной мощности в год. Далее: 55 / 4000 (вашу цифру берем для корректного сравнения) = 0,01375 евро / 1кВт установленной мощности = 0,55 руб./1 кВт.ч - инвест. составляющая в 1 кВт.

0,6 руб. - сервис и аммортизация для ДГУ, итого = 1,15 руб./1 кВт.ч.

Далее самое "интересное" для ДГУ : ТОПЛИВО!

Наверное стоит упомянуть, что есть цены розничные на АЗС, а есть цены оптовые на нефтебазе + затраты на доставку и слив.

Оптом поставка ДТ идет в тоннах, а не в литрах. Это важно.

Плотность ДТ варьируется в пределах 0,82-0,88 кг/дм3.

Примем 0,84 для летнего варианта. Расход ДГУ указывается обычно в литрах или в граммах на 1 кВт.

Это так, для общей информации.

Итак, расход 1 ДГУ на 100% мощности 81,6 литра в час на 100%-х нагрузки.

Стоимость ДТЛ сегодня "на месте" 20.500/1тн. / 1000 * 0,84 = 17,22 руб./1 литр.

Топливная составляющая: (для наших wilson p400p5 на 100% нагрузке) 81,6 * 17,22 = 1.405 руб./час / 320 кВт.ч. = 4,39 руб./кВт.ч.

Вместе с первой составляющей: 4,39 + 1,15 = 5,54 руб./1 кВт.ч.

Стоит заметить, что в случае с ДГУ степень загрузки влияет значительно в меньшей степени, нежели с ГПУ. Т.е. при загрузке менее 4000 часов ( а нам нужно 3000 часов) уже

видно, что ГПУ начинает "проигрывать" за счет своей "тяжелой" инвест. составляющей.

При расчетах, предваряющих мое решение в пользу ДГУ, я выполнил серию расчетов, свел их в графики и принял решение.

Сейчас я привожу наиболее наглядные реперные цифры из всего этого.

Если у кого-то сложилось впечатление, что я против ГПУ - напрасно. Изначально в проект котельной были заложены 2 машины MWM по 600 кВт каждая, т.е 2 * 600 = 1200 кВт.

Это номинальная мощность, т.е. та, которая может выдаваться длительное время машиной без перегрузки. Стоимость двух таких ГПУ с утилизаторами тепла, автоматикой параллельной работы без СМР и труб была в районе 850-900 тыс. евро. с НДС. И срок, на который нам компания Чандлер презентовала эти чудо машины оговаривался 10 лет, под 4% годовых в евро без первоначального взноса. Первоначально даже о НДС речь не шла, но поскольку мы не сами на себя покупаем оборудование, а ч/з лизинговую компанию в РФ, НДС возник неизбежно. Хотя этой мощности ГПУ проходят в РФ без НДС.

Финансирование оборудования котельной "под ключ" предполагалось провести по программе ГЕРМЕС - поддержке германских производителей. Котлы, горелки, конденсоры, насосы, ГПУ + все, что закупается в РФ для запуска этого оборудования, т.к. называемые "локальные расходы" должны были "зайти" по этой чудной программе на 10 лет под 4% год.

Этоя к тому, что при сроке кредитования в 10 лет и ставке 4% годовых инвестиционная составляющая снижается очень существенно и ГПУ проходит даже при наработке в 3000 часов.

Я тогда считал приемлемым диапазоном 3.200-3.600 часов для РК и с учетом второго производства выходил на 4.200 часов.

Таким образом, когда в РФ появятся программы реализации малой энергетики на привлекательных условиях, к вопросу установки ГПУ можно будет вернуться. Но уже в ситуации действующих предприятий, параметры потребления которых известны досконально.

В Германии, как я уже говорил, MWM можно поставить на 14 лет под 2-3% годовых в евро. При сроке эксплуатации в 30 лет не плохо, да?

ГПУ технику я рассматриваю только европейскую, равно как и ДГУ.

Что касается покупки эл. энергии "у города":

1. 17.000 руб. / 1 кВт. - в настоящее время столько обходится это удовольствие в ст. Динская. Но, сколько нужно - не купить. Максимум еще 100 кВт. Все, в ближайшие 3-4 года на большее рассчитывать не приходится.

Некоторые товарищи говорят, что мол стоит пройти "поскребсти по сусекам-предприятиям простаивающим" - можно набрать легко мегаватт. Может и можно, но нужно ли это сейчас?

2. У нас категория 3, а это - это "категория три".

Купить категорию 1 (или переоформить имеющиеся 200 кВт в 1 категорию и докупить до 1 Мвт) - тоже стоит прилично.

По разным оценкам от 25 тыс. за 1 кВт. И это у нас, в Динской. В Краснодаре 1 кВт обойдется от 25 до 40 тыс. руб.

3. Нужно оценить инвестиционную составляющую присоединения так же, как и обустройство собственной генерации, тогда будет корректное сравнение: 17.000 /40 = 425 евро/1 кВт.

425*1,5/5 = 127,5 евро за 1 кВт установленной мощности в год.

Соответственно, 127,5/4000 = 0,032 *40 = 1,275 руб./1кВт.ч.

Инвестиционная составляющая, рассчитанная на 5 лет при 50% удорожании за этот срок.

Далее: тариф 3,5*1,18 = 4,13 руб./1 кВт.ч.

Вместе: 4,13+1,275 = 5,405 руб./1 кВт.ч.

Стоит также упомянуть, что есть еще "технические условия", это грубо говоря прокладка кабеля требуемого сечения от места, где можно снять покупаемую мощность до вашего объекта (это вообще в оценке не учитывалось), также существенные потери на этом удалении, стоимость самого кабеля, реактивная мощность, за которую также придется платить, при отклонении от графика потребления - применение коммерч. тарифов, которые в разных регионах свои, да еще и в разные месяцы могут быть различны и высоки совсеи не кстати.

Вопросы с теплом:

Для теплицы днем нужен со2. Вырабатывает co2 котел (котлы), аккумулируя в относительно ясную погоду тепло (или часть его) в тепловой емкости.

Дополнительное тепло от ГПУ в данном случае, как минимум, потребует увеличения объема этой емкости. Мощность котлов (а особенно стоимость) Вы за счет этого заметно не снизите.

"Лимиты" газа на выработку эл. энергии тоже стоят денег..., т.е. разрешение на использование газа для выработки эл. энергии.

Итак, при загрузке 4000 часов в год:

ГПУ 6,1 руб./1 кВт.ч. (без учета покупки "газовых лимитов")

Справедливости ради, стоит заметить, что я брал в расчет меньшую стоимость ГПУ, поэтому укладывался до 6 руб. при такой загрузке даже с учетом "покупки газовых лимитов".

ДГУ 5,54 руб./1 кВт.ч. (с учетом всех расходов)

Сети 5,40 руб./1 кВт.ч. (без учета ТП и доп. расходов)

Стоит вспомнить также про экологические отчисления.

Кто знает, сколько придется платить за выбросы в каждом из этих трех вариантов?

Как Вам такие результаты? 0,14 евро/1 кВт.ч. Много/мало?

Это номинальная мощность, т.е. та, которая может выдаваться длительное время машиной без перегрузки. Стоимость двух таких ГПУ с утилизаторами тепла, автоматикой параллельной работы без СМР и труб была в районе 850-900 тыс. евро. с НДС. И срок, на который нам компания Чандлер презентовала эти чудо машины оговаривался 10 лет, под 4% годовых в евро без первоначального взноса. Первоначально даже о НДС речь не шла, но поскольку мы не сами на себя покупаем оборудование, а ч/з лизинговую компанию в РФ, НДС возник неизбежно. Хотя этой мощности ГПУ проходят в РФ без НДС. Финансирование оборудования котельной "под ключ" предполагалось провести по программе ГЕРМЕС - поддержке германских производителей. Котлы, горелки, конденсоры, насосы, ГПУ + все, что закупается в РФ для запуска этого оборудования, т.к. называемые "локальные расходы" должны были "зайти" по этой чудной программе на 10 лет под 4% год.

Да, помню Вы говорили, что внезапно в процессе(когда уже был сделан проект) условия поменялись и цена поставки (или достаки/транспортировки?) выросла на 30%, а срок сократился до 5 лет.

Потому и пришлось отказаться и срочно все передеывать/перекраивать "почти по живому".

 

Меня в данный момент интересует вопрос "первоначального взноса". Он составляет (в случае с ГПУ) 30% от всей стоимости. Также и с сетями - плата за подключение вносится сразу же. Думаю такого не бывает в реальности чтобы у хозяйства, так с не стого не с сего, - были "живые/свои" деньги на этот взнос или плату-за-подключение: по-любому придеться брать кредит (у с/х-банка или сбера) по 14-15% годовых. 

Т.е. переплата еще вырастет. (при этом в Вашем случае с ДГУ нет никакого взноса, но вариант-ДГУ, я для 3га роз не рассматриваю, пока что, т.к. объемы потребления, по идее, должны быть запредельные, если планируется скажем 6 или 9 или 12 га - то думаю в ТК зимой будет ежедневно ехать вереница "дизелевозов" т.е. что технологично и дешево для небольших объемов производства, -  то совершенно неприемлимо для гораздо более крупных объемов, разве что из интереса позже рассмотрю вариант с ДГУ для варианта "блок от 3 га и выше") 

Я пока считал таким образом, что деньги на взнос/подключение у хоз-ва/ТК  - есть сразу,  также не учитывал такого понятия как "стоимость денег", так как имхо сложно все это. Но хоть и "первый взнос" (в варианте с ГПУ) и плата за право (даже без технических условий о которых Вы говорили, а "сильный кабель" насколько я успел узнать очень "недешовое удовольствие" да и с "монтажными работами" подозреваю - сплошной "монополизм" так что цены наверняка завышены от нормального значения) - примерно сопоставимы (16,8т.р./квт у ГПУ (1400*30%*40против тех же 17т.р. у Сетей (это в вашем случае, если более энергодифицитный район. то еще дороже будет, да еще и ТУ - дороже, т.к скорей всего линию/кабель тянуть/укладывать надо будет из "очень далекого далека").

Но для порядка надо по идее учесть в расчетах себестоимости электроэнергии  "переплату на кредит, нужный для уплаты первого взноса на основной кредит". Так как в случае "связаться с кредитами" имхо дьявол кроется в деталях. И любая неучтенная "мелочь" может вылиться в десятки миллионов "лишней переплаты" (считай "убытки" или "недополученная прибыль") или вообще в случае отсутствия "подушки ликвидности" в  отключение/банкротство/потерю-бизнеса (заберет банк себе бизнес ценой 1млрд. р. за долг в 1-10 миллионов и все). Я уж не говорю о социальных последствиях.

Как считаете вариант: "кредит на первый взнос" в;

15% годовых в российском банке, 

валюта - рубли,

срок - 5 лет : 

корректны ли такие "исходные" для расчетов?

К тому же я слыхал, что наш самый "народый", "гуманный", и "честный" банк в мире:) - Сбер,  хоть и призывает население держать свои сбережения в рублях, но сам крупные кредиты дает практически только в долларах/евро (перестраховыватется). А для рублевых ссуд/кредитов предусмотрены практически запретительные условия выдачи. Это так? Если так, то надо учесть будет и валютные риски (рост курса валюты).

 

Еще немаловажная деталь:
Сроки:
заказ-оборудования-и-работ - расчет/счет - предоплата - доставка - монтаж с обвязкой - разрешния/согласования - пуск в работу.

Каковы примерно? И какая последовательность вообще? Какие нибудь "инвестиционные каникулы" предусмотрены?

Я к тому что:
1. таможня

2. косяки самого поставщика (что-то недопоставили, "мелочь" какую-нибудь без которой не будет нормальной работы)

3. ошибки при монтаже (имхо - неизбежны так же)

4. с нашими бюрократическими делами (многочисленными пожарными, санэпидем, экологами и прочими контролирующими организациями) пуск может сильно затянуться даже когда все готово.

Эти "промедления" важно пердусмотреть. Потому что деньги-то будут уже оплачены, а работа еще не начнется. И если оплата "нужна сразу" (предоплата большая) и кредит гасить тоже нужно "сразу" (нет инвестканикул). То выходит, что после всех этих дел надо задумываться о всякой там. реструктуризации и прочая.

Продукции то ведь еще нет => продавать нечего=> выручки нет=> нечем платить.
А как только появляются первые деньги, то их сразу пускают на оплату кредита, "забывая" про оплату энергоносителей => растут долги за газ и свет=> отключение=> падение производства=> нет продукции=>нет денег=Юнечем платить за кредит=>...
Замкнутый круг - короче.
Я сколько сейчас читаю, ресруктуризация кредита (и на "чем-бы-сэкономить-еще-чтоб-на-уплату-кредита-больше-пошло") это сейчас основная проблема, которая занимает практически каждого владельца/акционера тепличного комбината.

Думаю, не надо говорить, что при таком раскладе об обеспечении благоприятных условий для повышения урожайности, говорить не приходится, идет просто тотальная экономия, в ущерб и количеству и качеству урожая. А почему? Да потому что не предусмотрели риски во время "предкризисного ажиотажа", Риск-менеджмент, имхо, было просто красивое слово, все рисовали графики "роста на 40% ежегодно" и дружно хлопали в ладоши.
Блин еще одно "лирическое отступление" получилось. Ну ладно пусть остается.

Для роз дизеля однозначно не подойдут. И объемы не те и потребность в досветке выше, даже в ЮФО.

Кстати! А нет ли поблизости от Вас свинокомплекса какого-нить?

Поставщики оборудования Виссманн, компания "Климат-Энерго-Строй", по приезду с энергетической выставки в Германии принесли интереснейшую разработку: свинкино дерьмо распыляется насосами высокого давления так, что горение происходит в котлах, словно это природный газ.

Равно как и новейшщие поршневые машины (так понимаю. за основу были взяты судовые агрегаты) переваривают это свинство с выработкой эл. энергии и тепла.

Вот мне интересно: в Германии это "добро" и так используют в с/х производстве довольно активно, а тут еще и в энергию научилиьс его превращать. А в России строят бетонные "танки" на десятки тысяч тонн и хранят, словно это могильники. А ведь это действительно колосальный запас энергии. ТОлько в РФ еще у нефтеперерабатывающих заводов имеются "шламовые озера" - миллионы кубометров густых остатков нефти, нефтешламов и битумных материалов. Тоже будущее топливо.

Мощности вышеуказанных установок - от 1 мВт до 8, вроде как!

Ищите дерьмо, короче. Много дерьма. И пусть становится оно... розами. Нефиг сжигать природный газ на трупики цветов.

Упрощенная какая калькуляция, однако.

Он хоть как-то, возможно устно, обосновал параметры?

Выводы не утешительные: при дороговизне денег и энергии исчезает всякий смысл вкладывать в технологии и капитальность теплиц

в угоду элементарной возможности получать в настоящем и будущем маржу, пусть и в целом  с большим риском и зависимостью от природных условий.