Экономическая оценка наиболее привлекательных проектов малых гидроэлектростанций Мурманской области Текст научной статьи по специальности «Сельское хозяйство, лесное хозяйство, рыбное хозяйство»

ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ

ЭНЕРГИИ

УДК 620.9 (470.21)

О.Е.Коновалова

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НАИБОЛЕЕ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНЫХ ПРОЕКТОВ МАЛЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Аннотация

Произведена экономическая оценка перспективных каскадов и отдельных малых ГЭС в центральной части и зонах децентрализованного электроснабжения Мурманской области на современном этапе.

Ключевые слова:

малая гидроэлектростанция, Кольский полуостров, капитальные вложения, себестоимость электроэнергии, чистый дисконтированный доход.

O.E.Konovalova

ECONOMIC EVALUATION OF THE MOST ATTRACTIVE SITES OF SMALL HYDRO POWER PLANTS OF THE MURMANSK REGION

Abstract

This paper made an economic evaluation perspective of the cascades and a separate small hydropower plants in the Central part and the areas of decentralized power supply of the Murmansk region at the present stage.

Keywords:

small hydro power station, Kola Peninsula, capital investment, cost of electricity, net present value.

На сегодняшний день полные потенциальные гидроэнергоресурсы рек Мурманской области оцениваются в 19.3 млрд кВтч в год. Наиболее экономически эффективные из них освоены. На территории области действует 17 гидроэлектростанций, вырабатывающих в среднем по водности году около 6 млрд кВтч электроэнергии.

В настоящее время оценка экономических гидроэнергоресурсов не производится в связи с большими затратами, значительными изменениями цен на строительные материалы и топливо и отсутствием заинтересованных сторон. А экономическая эффективность вновь возводимых объектов определяется, в основном, большей прибыльностью в сравнении с величиной прибыли, получаемой от хранения соответствующих денежных сумм в банке.

Однако в области имеется огромное количество малых и средних рек, озер и ручьев, потенциал которых пока не задействован. Использование этого потенциала представляет интерес для наиболее удаленных и децентрализованных потребителей. Технические потенциальные энергоресурсы малых рек Мурманской области оцениваются более чем в 4 млрд кВтч в год [1].

85

Наиболее перспективные створы малых ГЭС на этих реках были определены еще в 1990-е гг. при совместных изыскательских и проектных работах АО "Ленгидропроект" и Института физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН. Но до настоящего времени в силу сложных экономических условий ни одна малая ГЭС в этих створах не была построена. Было рассмотрено 30 гидроузлов на 14 реках Мурманской области. В результате всестороннего изучения были выделены 16 системных гидроузлов на 8 реках и 3 гидроузла на 3 реках для удаленных изолированных потребителей, наиболее эффективных с экономической точки зрения. По ходу исследований из рассмотрения были исключены реки Нота, Варзина, а также средняя и нижняя часть р. Умба как имеющие большое рыбохозяйственное значение. Была исключена из рассмотрения и ГЭС-3 мощностью 147 МВт на р. Рында, как не относящаяся к категории малых.

Таблица 1

Малые и средние реки, перспективные для сооружения системных малых ГЭС

Река Количество гидроузлов малых ГЭС Установленная мощность, МВт Выработка электроэнергии, млн. кВтч

Пиренга 1 6.0 29.5

Б. Оленка 2 9.8 49.1

Рында 5 61.4 125.8

Ура 2 4.6 24.0

Титовка 1 3.4 15.8

Лотта 1 2.6 12.4

Тумча 3 37.0 170.8

Умба 1 3.0 15.3

Всего 16 127.8 442.7

Малые и средние реки,

перспективные для сооружения изолированных малых ГЭС

Таблица 2

Река Количество гидроузлов малых ГЭС Установленная мощность, МВт Выработка электроэнергии, млн кВтч

Ельрека 1 0.50 2.70

Чаваньга 1 1.25 6.30

Лотта 1 2.68 1.24

Всего 3 4.43 10.24

Чтобы выяснить, какие из предлагаемых проектов на современном уровне могут быть интересны инвесторам, автором на первоначальном этапе определялись суммарные капитальные вложения в ценах на I квартал 2015 г., удельные капитальные вложения и себестоимость электроэнергии, вырабатываемой станциями

86

(табл.3). Затем определялся чистый дисконтированный доход (ЧДД) каждого проекта, который показывает, какая прибыль может быть получена в результате реализации проекта в течение всего срока службы гидроэлектростанции с учетом изменения

87

85

Основные параметры малых ГЭС Мурманской области

Таблица 3

№ п/п Река Кол-во ГЭС Кол-во агрегатов (мощность МВт) Суммарная установл. мощность, МВт Выработка, млн кВтч Капиталовложения (на I кв. 2015 г.) Удельные капвложения долл/ кВт Себест. эл. энергии руб/ кВтч Сроки стр-ва, годы

млрд руб. млн долл.

1 Пиренга 1 1 6.00 29.50 1.43 26.48 4413 3.32 3

2 Тумча, ГЭС-1,2 2 2 (12.2; 8.9) 21.10 96.30 10.11 187.2 8873 7.12 7

3 Тумча, ГЭС-3 1 2(7.955; 7.955) 16.90 74.60 14.71 272.4 16119 13.31 4

4 Б. Оленка 2 2 9.80 49.10 8.24 152.6 15563 11.34 4

5 Ура 2 2 (1.62; 3.02) 4.64 24.04 2.61 48.3 10417 7.44 7

6 Титовка 1 1 3.38 15.80 2.41 44.6 13204 10.35 4

7 Ельрека 1 1 0.50 2.70 0.24 4.4 8888 6.16 1-2

8 Чаваныа 1 2 1.25 6.30 1.04 19.2 15407 10.85 1

9 Лотта 1 1 2.68 12.4 1.81 33.5 12507 9.93 3

10 Рында- Харловка 4 7 60.03 119.6 35.19 651.66 10886 19.07 8

88

уровня инфляции и тарифа на электроэнергию. Чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

ЧДД

а1 в2

1 + Г + (1 + r )2

где Bi, В2, ... Вп - доход от реализации проекта в 1.2 и т.д. год в течение всего срока службы ГЭС; г - реальная процентная ставка; Io - инвестиции в строительство ГЭС.

Если чистый дисконтированный доход окажется отрицательным, то строительство рассматриваемого объекта невыгодно. Годовой доход ГЭС определяется годовой выработкой электроэнергии и тарифом, по которому эта энергия может быть реализована:

В = W х f,

где W - годовая выработка электроэнергии, кВтч; f - тариф на электроэнергию, руб/кВтч.

В расчетах было принято, что годовая выработка ГЭС постоянна и составляет среднегодовое значение.

Реальная заемная ставка определяется по формуле:

nr - b

г = —----

1 + b

и составляет 9 % при получении кредита на строительство под пг = 23 % годовых и показателе инфляции b=13 %.

По прогнозу Центрального банка РФ [2] инфляция в 2015, 2016 и 2017 гг. ожидается на уровне 12-13, 7-9 и 4 % соответственно. И далее можно предположить, что она будет меняться в соответствии с графиком (рис.1).

Результаты расчета ЧДД показывают, что проекты строительства малых ГЭС могут быть прибыльны только при тарифе на электроэнергию выше 15 руб/кВт-ч (рис.2, 3, 4). Учитывая себестоимость электроэнергии, вырабатываемой малыми ГЭС, окупаемость проектов и чистый дисконтированный доход, из системных малых ГЭС наиболее перспективными можно признать Пиренгскую ГЭС, ГЭС Тумча-1, 2 и гидростанцию на р. Ура. Срок окупаемости проекта Пиренгской ГЭС при тарифе на электроэнергию в первый год эксплуатации 15 руб/кВт-ч и дальнейшем росте его на 5 % в год составит 4 года, а прибыль к концу 25-го года - 5.2 млрд руб. Сроки окупаемости малых ГЭС на реках Тумча (ГЭС-1, 2) и Ура при тарифе 15 руб/кВт-ч соответственно составят 9 и 10 лет, а доходность - 11.8 и 2.8 млрд руб. (рис.2). Из объектов, представленных на рис.3, наиболее экономически эффективными являются ГЭС на реках Большая Оленка и Титовка со сроками окупаемости 14 и 11 лет. Удельные капвложения рассчитаны при стоимости 1 долл. = 54 руб.

А самым затратным оказывается каскад ГЭС на реках Рында и Харловка, окупаемость данного проекта наступает через 24 года; практически, к концу эксплуатации станции при начальном тарифе на электроэнергию 20 руб/кВт-ч. Это объясняется значительной удаленностью места строительства, отсутствием дорог и тем, что из каскада была исключена ГЭС-3 мощностью 147 МВт. При строительстве каскада в полном составе экономический эффект наступит через 6 лет с момента пуска ГЭС, и к концу срока эксплуатации доход составит 86.8 млрд руб. при тарифе 20 руб/кВт-ч.

89

Инфляция

годы

Рис.1. Предполагаемое изменение уровня инфляции в России

ЧДД малых системных ГЭС на реках Пиренга, Ура, и Тумча

ГЭС Тумча-1,2 при тарифе 15 руб/кВт ч

ГЭС на р. Ура при тарифе 15 руб/кВт ч

ГЭС на р. Пиренга при тарифе 15 руб./кВт ч

Рис.2. Чистый дисконтированный доход малых системных ГЭС на реках

Пиренга, Ура, Тумча

90

ЧДД малых системных ГЭС на реках Титовка, Б. Оленка, Тумча и Рында-Харловка при тарифе 20 руб./кВт ч

—♦—ГЭС на р.Б. Оленка

-■-ГЭС на р. Титовка

“^ГЭС на р. Рында-Харловка

“*^ГЭС-3 на р. Тумча

Рис.3. Чистый дисконтированный доход малых системных ГЭС на реках Титовка, Б.Оленка, Рында-Харловка и Тумча

ЧДД удаленных малых ГЭС на реках Чаваньга, Лотта, Ельрека при тарифе 15 руб./кВт ч

•ГЭС на р. Чаваньга

•ГЭС на р. Лотта

•ГЭС на Ельреке

Рис.4. Чистый дисконтированный доход удаленных малых ГЭС на реках Ельрека, Чаваньга, Лотта

91

Из малых ГЭС для удаленных и изолированных потребителей лучшие показатели у проекта малой ГЭС на Ельреке (с. Краснощелье). Проект окупится через 7 лет при тарифе на электроэнергию 15 руб/кВт-ч и принесет чистый дисконтированный доход 373.8 млн руб. ГЭС на р. Лотта начнет приносить прибыль через 14 лет, и она составит 1 млрд руб., а Чаваньгская ГЭС - через 15 лет и 511 млн руб. соответственно при тарифе 15 руб/кВт-ч (рис.4).

Принимая во внимание, что сегодня себестоимость местной электроэнергии в удаленных поселках на порядок выше тарифа на электроэнергию для централизованных потребителей (для населения области на второе полугодие 2015 г. - 2.53 руб/кВт-ч), такие проекты строительства малых ГЭС, как ГЭС на Ельреке, ГЭС - 1,2 на р. Тумча и Пиренгская ГЭС имеют право на существование. При поддержке строительства со стороны региональных властей их можно считать перспективными в ближайшие десятилетия. Остальные проекты малых ГЭС на сегодняшний день надо признать неэффективными, требующими больших капиталовложений и сроков окупаемости.

Для стимулирования развития объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в неценовых изолированных зонах оптового рынка энергии могут быть предложены следующие меры:

• установление долгосрочных тарифов на покупку электроэнергии от объектов ВИЭ на период окупаемости;

• включение проектов ВИЭ в Федеральные целевые программы;

• сниженный или нулевой НДС на оборудование для объектов ВИЭ;

• ускоренная амортизация данного оборудования [3].

Для системных ГЭС мощностью от 5 до 25 МВт, которые в будущем будут поставлять электроэнергию в энергосистему по договорам о предоставлении мощности, предусмотрена поддержка со стороны государства в виде повышенной цены на электроэнергию в течение 15 лет. Однако правила получения государственных субсидий не так просты и прозрачны и требуют соблюдения ряда требований и согласований. При этом субсидия, предоставляемая владельцу генерирующего объекта, не превышает 50 % стоимости технологического присоединения малой ГЭС к сети и составляет не более 30 млн руб. на один объект.

Выводы

1. Мурманская область располагает достаточно большим техническим потенциалом гидроэнергоресурсов малых рек (4 млрд кВт ч в год), однако воплощение в жизнь уже хорошо проработанных проектов малых ГЭС требует в сегодняшних экономических условиях значительных капитальных вложений.

2. Срок окупаемости объектов малой гидроэнергетики на Кольском полуострове в сложившейся экономической ситуации колеблется в больших пределах (от 3 до 15 лет) при довольно высоком тарифе на электроэнергию (15-20 руб/кВт-ч). Однако себестоимость электроэнергии, которую получают местные жители удаленных изолированных населенных пунктов от дизельных электростанций, сопоставима с заложенными в расчеты тарифами.

3. Анализ экономической эффективности рассмотренных проектов позволяет сделать вывод о целесообразности строительства в ближайшей перспективе Пиренгской ГЭС, ГЭС-1, 2 на р. Тумча и ГЭС на Ельреке при поддержке государства и региональных властей.

92

Литература

1. Оценка запасов и эффективности использования энергии ветра и малых рек

в районах Европейского Севера России: Отчет о НИР / ИФТПЭС КНЦ РАН; Руководитель Минин В. А., отв. исполнитель Дмитриев Г. С.

№ ГР 01920015356, Инв. № 02960003984. Апатиты, 1995. 213 с.

2. Прогноз инфляции в России на 2015, 2016, 2017 годы [Электронный ресурс]. URL: http://rcsme.ru/ru

3. Хабачев Л. Д., Плоткина У. И. Экономические методы поддержки развития объектов малой распределенной энергетики // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Экономич. науки. 2014. № 6(209). С. 26-33.

Сведения об авторе

Коновалова Ольга Евгеньевна,

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: konovalova@ien.kolasc.net.ru

УДК 628.81 А. В. Бежан

МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕПЛОВОГО АККУМУЛЯТОРА Аннотация

Изучена работа водяного аккумулятора тепла совместно с переменным источником энергии, например, ветроэнергетической установкой. Приведены результаты математического моделирования возможных режимов работы водяного теплового аккумулятора.

Ключевые слова:

энергия, тепловой аккумулятор, математическое моделирование.

A. V. Bezhan

SIMULATION OF HEAT ACCUMULATOR MODES Abstract

Studying the works of water heat accumulator, together with a variable source of energy, such as wind power installation. The results of mathematical modeling of possible modes of water heat accumulator.

Keywords:

епегду, heat storage, mathematical modeling.

Водяной тепловой аккумулятор (ТА) представляет собой ёмкость, которая в зависимости от назначения может быть использована для накопления, хранения и расходования воды. Использование ТА целесообразно в комплексе с источником энергии, например, ветроэнергетической установкой, во время работы которой периодически могут возникать избытки энергии, которые

93