CC BY
31
Сведения об авторах Ярошевич Вера Васильевна,
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А, эл. почта: yaroshevich_vera@mail.ru
Карпов Алексей Сергеевич,
старший научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А, эл. почта: info@ien.kolasc.net.ru
Бурцев Антон Владимирович
младший научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А, эл. почта: a.burtsev@tehnonord.ru
Фастий Галина Прохоровна
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А, эл. почта: fastiy@ien.kolasc.net.ru
УДК 621.548.001.5 (470.21) В. А. Минин, А. А. Рожкова
ПЕРСПЕКТИВЫ РАБОТЫ ВЕТРОДИЗЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ПРИБРЕЖНЫХ РАЙОНАХ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Аннотация
Оценена транспортная составляющая в затратах на топливо, доставляемое небольшим рассредоточенным потребителям Мурманской области для использования на местных дизельных электростанциях (ДЭС). Рассмотрен вопрос о возможном участии ветроэнергетических установок (ВЭУ) в электроснабжении удаленных потребителей, расположенных в районах с повышенным потенциалом энергии ветра. Выполнена технико-экономическая оценка возможного участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки.
Ключевые слова:
автономные потребители энергии, дизельные электростанции, ветроэнергетические установки, технико-экономическая оценка.
V. A. Minin, A. A. Rozhkova
PROSPEKTS OF JOINT WORK OF WIND DIESEL POWER PLANTS IN THE COASTAL AREAS OF THE MURMANSK REGION
Abstract
The transport component in the cost of fuel to be delivered to a small dispersed consumers Murmansk region for use on local diesel power plants (DPP) is evaluated. The question of the possible involvement of wind turbines (windmills) in the power supply to remote customers located in areas with high potential for wind energy is considered. Technical and economic assessment of the possible participation of wind turbines in the coating schedule electrical load is carried out.
Keywords:
autonomous energy consumers, diesel power plants, wind turbines, techno-economic evaluation.
В Мурманской области имеется большое число удаленных потребителей энергии, таких как метеостанции, маяки, пограничные заставы, объекты специального назначения, электроснабжение которых осуществляется от автономных дизельных электростанций. Способы доставки топлива таким потребителям от опорных баз топливоснабжения весьма разнообразны. Это автомобильный, водный морской транспорт, авиация. За счет высокой транспортной составляющей стоимость топлива возрастает в 1,5-2,0 раза и более. В результате при отпускной цене на дизельное топливо 40-42 тыс. руб./т стоимость его после доставки может достигать 60-70 тыс. руб./т.
Высокая стоимость топлива оказывает негативное влияние на технико-экономические показатели работы местных дизельных электростанций (ДЭС). Себестоимость вырабатываемой энергии достигает 25-35 руб./кВтч, что в 10-15 раз выше, чем при централизованном электроснабжении. Поэтому в удаленных населенных пунктах очень остро стоит вопрос об экономном использовании привозного дизельного топлива. Одним из возможных направлений его экономии может быть использование местных возобновляемых источников энергии, в том числе энергии ветра.
Потенциал ветра и предпосылки его использования. В Мурманской области наибольшая интенсивность ветра наблюдается в прибрежных районах [1, 2]. На побережье Баренцева моря среднегодовые скорости на высоте 10 м составляют 6-9 м/с, на побережье Белого моря - 5-6 м/с. В рассматриваемых районах имеет место существенная сезонная неравномерность интенсивности ветра. Максимум скоростей ветра и, соответственно, максимум возможной выработки ветроэнергетических установок (ВЭУ) приходятся на холодное время года. Он совпадает с сезонным максимумом потребности в энергии со стороны потребителей, и это является основной предпосылкой для участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки.
Возможное участие ВЭУ в электроснабжении автономных потребителей. Для определения доли аэ участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки были использованы результаты многолетних непрерывных наблюдений за ветром на ветроэнергетическом полигоне Кольского научного центра РАН в пос. Дальние Зеленцы на северном побережье Кольского полуострова. По этим данным определялся график возможной выработки ВЭУ, который затем накладывался на соответствующий характерный зимний, осенне-весенний или летний график электрической нагрузки. Расчеты выполнялись сериями
тах
с изменением рэ =—ВЭУ в пределах от 0 до 1. Результаты расчета доли
NДЭС
участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки в обобщенном виде представлены на рис.1.
0,6
0,4
0,2
и /и = 1,0 р___—■
1,4
/ --1,8 -То 2.5
м
0,2 0,4
0,6
0,8 В3 = N"|ЯХ ЛЧшах
ВЭУ дэс
Рис. 1. Зависимость доли участия ВЭУ аэ в покрытии графика электрической
" оэ лттах /хтшах ~
нагрузки от соотношения мощностей р = N вэу / N дэс и расчетной и среднегодовой скоростей ветра о / й
Технико-экономическая оценка совместной работы ВЭУ и ДЭС.
Для технико-экономической оценки перспектив применения ВЭУ можно использовать чистый дисконтированный доход (ЧДД):
ЧДД =
В1 В2 Вп
+-—+...+-п
1+г (1+г)2
(1 + г)'
-1
0
где В1г В2, . Вп - текущий эффект от совместной работы ВЭУ и ДЭС за каждый год; п - срок службы ВЭУ; г - реальная процентная ставка; 10 - суммарные инвестиции в ВЭУ и ДЭС.
Если исходить из возможности получения банковского кредита В 2017 г. по заемной ставке пг =0,13 (13% годовых) и показателя инфляции Ь = 0,04 (0,4%) (уровень 2017 года), то реальная процентная ставка г = (пг - Ь) / (1 + Ь) составит около 8%.
В настоящее время в России принят курс на последовательное снижение уровня инфляции. Минэкономразвития РФ улучшило прогноз инфляции в стране на 2017 год до 3,7-3,8%. Если предположить, что за ближайшие 10 лет удастся снизить инфляцию с нынешнего высокого уровня до европейского (около 2%) и сохранить таковой далее, то в целом за 20-летний период (срок службы ВЭУ) динамика изменения инфляции может выглядеть так, как показано на рис.2.
При расчете ЧДД можно исходить из того, что тариф на электрическую энергию, заработная плата обслуживающего персонала и стоимость топлива будут изменяться (возрастать) в соответствии с предполагаемым уровнем инфляции.
Рис.2. Предполагаемое изменение уровня инфляции в России.
Эффект от применения в / - м году комплекса "ДЭС + ВЭУ" определится как разница между доходом от реализованной по тарифу /г электрической энергии и расходами на зарплату, топливо и прочие расходы:
—(1 -а3 ) ■ £ ■ 3Т
Б, = —/, - (1,2 ■ рдэС NдэсПДЭС. + —-)
где — = NдэСИДЭС - годовое потребление энергии, кВтч; рдрС - штатный коэффициент на ДЭС, чел./кВт; Nд^с - мощность ДЭС, кВт; - годовая
заработная плата 1 работника ДЭС в / - том году, руб.; 1,2 - коэффициент, учитывающий долю прочих расходов; зт - стоимость топлива у потребителя в / - том году, руб./т у.т.; £ - удельный расход топлива на дизельной электростанции, т у.т./кВтч; = 0,95 - коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке и хранении.
Инвестиционные затраты в сооружение комплекса "ДЭС + ВЭУ" определяются их удельными капиталовложениями и мощностями:
1о = кдэс Nдэс + кВЭУNвэу .
Пример расчета, анализ полученньх результатов. Можно обратиться к показателям работы ДЭС мощностью 200 кВт, у которой: число часов использования максимальной мощности в году к= 3000 ч; стоимость условного топлива франко-электростанция зТ = 55 тыс. руб./т у.т.; удельные капиталовложения = 12 тыс. руб./кВт; удельный расход топлива
g = 395 г у.т./кВтч (к.п.д. ДЭС = 0,31); штатный коэффициент
РдэС = 0,036 чел./кВт; годовая зарплата одного работника ПдЭС = 40 тыс. руб.
х 12 мес. = 480 тыс. руб./чел.; прочие расходы - 20% от суммы расходов на зарплату и амортизацию. Расчеты показали, что себестоимость электроэнергии, вырабатываемой такой ДЭС, составит 30,4 руб./кВтч.
Применение ВЭУ будет способствовать экономии дорогостоящего топлива и снижению стоимости вырабатываемой электроэнергии. Однако за этим стоят немалые капиталовложения [3,4]. В условиях Севера стоимость одного установленного киловатта ВЭУ с учетом повышенных транспортных расходов и других удорожающих факторов составит около 1500 евро/кВт. При курсе 68 руб./евро (октябрь 2017 г.) каждый кВт ВЭУ обойдется в 102 тыс. рублей.
Результаты расчета ЧДД для рассматриваемого примера представлены на рис.3. Расчеты выполнены для стартового (на нулевой 2018 год) тарифа на отпускаемую электроэнергию в размере 30,4 руб./кВтч. Из рисунка следует, что в начальный момент, сразу после сооружения комплекса "ДЭС + ВЭУ", имеют место только инвестиции /0. Они отложены вниз по оси ординат.
По мере совместной эксплуатации двух источников энергии формируется доход, за счет которого постепенно, год за годом, инвестиции могут окупиться. Точка пересечения каждой кривой с осью абсцисс дает значение дисконтированного срока окупаемости капиталовложений. Участок кривой над осью абсцисс означает формирование прибыли.
Кривые на рис.3 свидетельствуют, что увеличение мощности
ВЭУ (параметра /3Э) вначале ведет к росту ЧДД за счет экономии дорогого топлива. Но это целесообразно до определенного предела, после которого дальнейшее наращивание мощности ВЭУ (а, значит, и капиталовложений) не дает ощутимой выгоды. В связи с этим можно обратиться к рис.4, на котором показана отдача (доход) на каждый вложенный рубль инвестиций. Максимум такой отдачи, равный 2,8 имеет место при соотношении мощностей ВЭУ и ДЭС около 0,4. Достаточно высокое значение отдачи сохраняется в довольно широком диапазоне изменения соотношения
/Зэ - от 0,2 до 0,9. Исходя из стремления получить наибольшую экономию дорогостоящего топлива и обеспечения скорейшего возврата инвестиций, вложенных в создание комплексов «ДЭС + ВЭУ», в дальнейших расчетах будем ориентироваться на мощность ВЭУ, равную 0,8 от мощности ДЭС.
Представленная выше информация позволяет рассмотреть вопрос о механизме снижения тарифа на электроэнергию. На рис.5 показаны кривые чистого дисконтированного дохода, построенные для комплекса «ДЭС + ВЭУ» при разных значениях тарифа на отпускаемую энергию. Видно, что снижение тарифа влечет за собой увеличение срока окупаемости вплоть до предельного 20-летнего, равного сроку службы ВЭУ.
Поскольку увеличение срока окупаемости отталкивает потенциального инвестора, можно предложить следующий подход к снижению тарифа. Вначале, сразу после ввода ВЭУ в эксплуатацию, тариф сохранять таким, каким бы он был без применения ВЭУ. Тогда в первоочередном порядке будет решаться задача по возвращению инвестиций, вложенных в ВЭУ. Такое положение предлагается сохранять вплоть до полной окупаемости капиталовложений в ВЭУ и получения прибыли в размере 30-50% от первоначальных вложений. После этого возможно снижение тарифа на электроэнергию в интересах потребителя.
ВД, мян.ру6.
70
Рис.3. Формирование чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при совместной работе ДЭС и ВЭУ в зависимости от срока эксплуатации п и соотношения
мощностей рЭ
Графически сказанное проиллюстрировано на рис.6. В верхней части этого рисунка приведена кривая чистого дисконтированного дохода, заимствованная
из рис.3. Она соответствует соотношению мощностей ВЭУ и ДЭС рРЭ = 0,8 и тарифу на энергию в нулевой год /0= 30,4 руб./кВтч. Кривая берет начало на оси ординат в точке, определяющей инвестиции в комплекс «ДЭС + ВЭУ». Из этой же точки на рисунке исходят и две другие кривые, изображенные пунктиром. Они показывают, как изменялся бы ЧДД, если бы в нулевой год эксплуатации комплекса тариф на энергию был не 30,4 руб./кВтч, а 22 и 23 руб./кВтч. В нижней части рис.6 показано, как возрастал бы за рассматриваемые годы тариф на энергию с учетом предполагаемой инфляции (рис.2).
Рис.4. Зависимость дохода, получаемого на каждый рубль инвестиций, от соотношения мощностей ВЭУ и ДЭС
Рис.5. Зависимость чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при совместной работе ДЭС и ВЭУ от срока эксплуатации ВЭУ и тарифа на отпускаемую
электроэнергию
Возвращаясь обратно к кривой ЧДД с тарифом 30,4 руб./ кВтч, можно отметить, что капиталовложения в ВЭУ окупаются примерно через 4 года. Через 6 лет достигается прибыль в размере около 50 % от вложенных инвестиций. Тариф на энергию за это время за счет инфляции возрастает с 30 до 36 руб./кВтч (см. нижнюю часть рисунка). Можно отметить также, что если бы в нулевой 2018 год тариф был 22 или 23 руб./кВтч, то через 6 лет он, соответственно, возрос бы до 26 и 27,5 руб./кВтч.
Рис.6. Изменение чистого дисконтированного дохода комплекса «ДЭС + ВЭУ» при снижении тарифа на отпускаемую электроэнергию после окупаемости
инвестиций
Возвращаясь к верхней кривой чистого дисконтированного дохода, можно выделить два характерных варианта возможного снижения тарифа. Если через 6 лет эксплуатации ВЭУ (в 2024 году) перейти с тарифа 36 на 27,5 руб./кВтч, то чистый дисконтированный доход сохранит свой рост, хотя и с заметно меньшими темпами. Переход на тариф 26 руб./кВтч позволит сохранить безубыточную эксплуатацию комплекса «ДЭС + ВЭУ». Таким образом, при рассмотренном подходе после 6-летней эксплуатации ВЭУ и ее полной окупаемости возможно снижение стоимости электроэнергии на 24-28%.
Выводы
1. На конец 2017 года себестоимость электрической энергии на дизельных электростанциях удаленных потребителей Мурманской области достигает 25-35 руб./кВтч, что в 10-15 раз выше, чем при централизованном электроснабжении.
2. Прибрежные районы Кольского полуострова располагают благоприятными предпосылками для эффективного использования энергии ветра: высоким потенциалом ветра и совпадением зимнего максимума интенсивности ветра с сезонным максимумом потребности в энергии со стороны потребителя.
3. Предложен порядок снижения тарифа на электроэнергию от ДЭС за счет применения ВЭУ, учитывающий как интересы инвестора (окупаемость капиталовложений и прибыль), так и потребителя (снижение расхода привозного топлива и себестоимости вырабатываемой энергии на 24-28%).
Литература
1. Зубарев В.В., Минин В.А. Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах Севера. -Л.: Наука, 1989. -208 а
2. Энергия ветра - перспективный возобновляемый энергоресурс Мурманской области / В.А.Минин, Г.С.Дмитриев, Е.А.Иванова и др.: Препринт. -Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2006. -73 с.
3. Безруких П.П. О стоимостных показателях энергетических установок на базе возобновляемых источников энергии // Энергетическая политика, 2009, №5. - С.5-11.
4. http://ecomotors.ru/mdex.php?productГО=2292
Сведения об авторах Минин Валерий Андреевич,
заведующий лабораторией энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл.почта: minin@ien.kolasc.net.ru
Рожкова Анастасия Александровна,
младший научный сотрудник лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А эл.почта: nastasya_rozhkova@bk.ru
