Нижнекамскнефтехим: введена в эксплуатацию ПГУ-ТЭС 495 МВт
Приветсвую всех любителей компании Нижнекамскнефтехим!
Смею утверждать, что в середине мая 2022 НКНХ ввел в эксплуатацию свою электростанцию ПГУ-ТЭС 495 Мвт. Ее мощности хватит на город-полумиллионник.
Около +10 млрд руб. ЧП в копилку НКНХ за год работы станции.
Тому есть несколько подтверждений:
- Очевидцы свидетельствуют, что градирня парит с середины мая 2022. А это значит, что работают газовые и паровая турбина одновременно;
- Ответственная за ввод в эксксплуатацию Энка указывала на дату 15 мая 2022;
- Публикация Бизнес газеты о вводе станции в эксплуатацию
«СИБУРу повезло — он купил активы, в которых агрегаты уже установлены»
Татарстанские проекты СИБУРа строятся на оборудовании немецкой Siemens, которая со скандалом ушла из России. К счастью, турбины успели завезти и для «Нижнекамскнефтехима», и для «Казаньоргсинтеза». С НКНХ проблем нет, геноборудование работает в сети и вырабатывает электроэнергию, схема выдачи мощности была составлена до января этого года, рассказал представитель предприятия в ответ на запрос «БИЗНЕС Online».
Бабушка приехала. Станция введена в эксплуатацию. Прокачали ситуацию
С этим событием и поздравляю всех акционеров и инвесторов НКНХ!
Режим секретности новости о вводе станции в эксплуатацию связан то ли с Сименс, то ли с общей дуристикой и перегибом на местах засекретиться по самые уши. Не ясно. Но новости об этом не было.
Теперь пересчитаем выгоды от нашей красавицы-станции.
Станция условно имеет электрическую и тепловую составляющие. Ниже представлена финансовая модель работающей станции как отдельного бизнеса в НКНХ.
Электростанция способна работать как на природном газе Газпрома, так и на топливном газе самого НКНХ (который сжигается в факелах) в пропорции 50 х 50.
До ПГУ-ТЭС 495 МВт компания частично закрывала потребности своей ГТУ-75 от GE, а остальное покупало через свою компанию ООО ПЭСТ на ОРЭМ.
Вообще, узнать цену 1 квт*ч для целей модели весьма затруднительно. Тарифы на рынке ОРЭМ не регулируются, ценообразование мутное и непубличное.
К стоимости 1квт*ч на ОРЭМ нужно прибавить услуги по передаче энергии по сети (которые сопоставимы со стоимостью киловатта на ОРЭМ). Закупки на ОРЭМ позволяют обойти гарантирующего поставщика и сэкономить на сбытовой надбавке. Резюмируя, я вышел на 4 руб. стоимости 1квт*ч для использования в модели.
К сожалению, законодательство в сфере энергетике предписывает компаниям с собственными источниками генерации все излишки электроэнергии возвращать на рынок ОРЭМ (а там цены без сетевой составляющей в районе 2,4 руб за 1 квт*ч). Поэтому результат будет чуть скромнее
В каждом зарабатываемом компанией рубле выручки в последние 3 года 2018-2020 стабильно сидят в среднем 7,3 копеек затрат на тепло; 4,8 копеек — на электричество и 1,76 копеек газа, а всего - почти 14 копеек затрат на энергоресурсы в виде тепла, электричества и газа.
Для грубой прикидки вклада электростанции в ЧП НКНХ можно брать 5% (±) от выручки.
Для более глубокого погружения в тему станции
https://zen.yandex.ru/media/id/5f2ba080ad978b12c66d1bb1/nijnekamskneftehim-pgutes-495-mvt-revision-20-statia-napisana-24042021-60d71afd592c8c51d4780b00
https://zen.yandex.ru/media/id/5f2ba080ad978b12c66d1bb1/nijnekamskneftehim-pgutes-495-mvt-statia-napisana-04072020-60d7156a592c8c51d4688e83
По газу вопросов нет, всё красиво посчитано.
По цене электроэнергии в принципе согласен, если она вся будет уходить на с/н и давать чистую экономию по сравнению с покупкой со стороны. Но проблема в том, что часть по любому уйдёт на ОРЭМ, а там цены покупки низкие, особенно если накачивать её не в пиковые часы. Сложно посчитать влияние такого обратного перетока, но он будет.
vodorosl, а если есть излишек в 1 млн МВт*ч излишек по сравнению с с/н, то сдавать на ОРЭМ?
До ввода ЭП-600-1 свободными остаются 38,6% возможностей ПГУ-ТЭС в размере 1 080 000 МВт*часов в год.
это снизит результат модели тогда
1. Сдавать на ОРЭМ. Получаешь плату за электроэнергию и мощность с рынка, выгодно если можешь много накачать в пиковые часы — утром или вечером, но всё равно цены относительно цен покупки ниже в разы — где-то рубль с небольшим за э-э и за мощность максимум столько же
2. Подключить напрямую другого потребителя и продавать ему по свободной цене. У меня такое было, но объёмы лишней э-э тут огромные, все их навряд ли получится пристроить.
3. Договориться с гарантирующим поставщиком о сальдировании, чтобы делать зачёт на количество э-э, поставленной и полученной в пределах одного месяца. Не возьмусь утверждать, что это до сих пор работает, но раньше так было можно.
ниже деолжны быть цифры, примерно в 2 раза...
Михаил Шульц, КИУМ — это же вроде отношение фактической выработки кВтч к теоретической. Здесь КИУМ 91% задан через часы работы. Теоретический выход был бы со множителем 8760 часов, а я брал 8000. Только 11 мес работает из 12.
те КИУМЫ, которые вы даёте для раздолбанного оборудования — 60% времени не работает — то ремонты, то газа нет.
но если среди этих 8000 тысяч часов половина не будет давать полную мощность, то тогда результат уполовинить придется(
киум же ещё зависит для собственных нужд установка работает или для рынка, где нагрузку пот потребителей подстраивают.
у НКНХ непрерывное 24/7 энергоемкое производство. КИУМ высокий должен быть
максимум
aftershock.news/?q=node/464892&full
Михаил Шульц, я идею понял. Но КИУМ — это не технический КПД, а рукотворное явление, когда менеджер станции гоняет ее по заданным из вне средой алгоритмам для выдачи недостающей мощности.
здесь же для себя строили, а алгоритм — мощность постоянно нужна, а не 4 часа в сутки только.
думаю, повыше будет в НКНХ