CC BY
84
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
УДК 621.548.001.5 (470.21)
В.А.Минин, А.А.Рожкова
ПЕРСПЕКТИВЫ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ ВЭУ И ДЭС 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.
У.А.Мшш, A.A.Rozhkova
PROSPECTS OF JOINT WORK OF WIND TURBINES AND DIESEL POWER PLANTS IN THE COASTAL AREAS OF THE MURMANSK REGION
Abstract
We evaluated the transport component in the cost of fuel to be delivered to a small dispersed consumers of the Murmansk region for use on local diesel power plants (DPP). The question of the possible involvement of wind turbines (windmills) in the power supply to remote customers, located in the areas with high potential for wind energy, is touched upon. We made the technical and economic assessment of the possible participation of wind turbines in the coating schedule of electrical load.
Keywords:
autonomous energy consumers, diesel power plants, wind turbines, techno-economic evaluation.
В Мурманской области имеется большое число метеостанций, маяков, пограничных застав, пунктов базирования рыбаков и оленеводов, объектов специального назначения, электроснабжение которых осуществляется от автономных дизельных электростанций. Способы доставки топлива таким потребителям весьма разнообразны. Анализ обширной
информации позволил установить, что стоимость топлива возрастает при его перевозке автотранспортом в 1.2-1.5 раза, водным морским транспортом - в 1.3-1.8, бездорожным - в 1.5-2.0 и авиацией - в 2.5-3.0 раза по сравнению с отпускной ценой на опорных пунктах топливоснабжения. В результате при отпускной цене на дизельное топливо
35-38 тыс. руб/т стоимость его после доставки может достигать 50-60 тыс. руб/т.
Высокая стоимость топлива оказывает негативное влияние
на технико-экономические показатели работы местных дизельных
электростанций (ДЭС). Себестоимость вырабатываемой энергии достигает 20-28 руб/кВтч, что в 10-15 раз выше, чем при централизованном
99
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]. 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
э
потребителей. Для определения доли а 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 [2]. Расчеты выполнялись сериями
с изменением
PY =
N шах
N AYO дгшах
N aYn
в пределах от 0 до 1. Результаты расчета
доли участия ВЭУ в покрытии графика электрической нагрузки в обобщенном виде представлены в [1].
Технико-экономическая оценка совместной работы ВЭУ и ДЭС.
Для технико-экономической оценки перспектив применения ВЭУ можно использовать чистый дисконтированный доход (ЧДД):
чдд =
[—+
Li+r
в2
(1+г)2
+ - +
Вп
(1+г)"
где Bb B2, ...Bn - текущий эффект от совместной работы ВЭУ и ДЭС за каждый год; n - срок службы ВЭУ; r - реальная процентная ставка; I0 - инвестиции в ВЭУ и ДЭС.
Если исходить из возможности получения банковского кредита по заемной ставке nr = 18-19% годовых и показателя инфляции b = 0.114 (11.4%) (уровень 2014 года), то реальная процентная ставка r = (nr - b) / (1 + b) составит около 7%.
В настоящее время в России после роста инфляции, связанной с кризисными явлениями и международными санкциями, принят курс на последовательное ее снижение. Если предположить, что за ближайшие десять лет удастся снизить инфляцию с нынешнего высокого уровня до европейского (около 2%) и сохранить таковой далее, то в целом за двадцатилетний период (срок службы ВЭУ) динамика изменения инфляции может выглядеть так, как показано на рис. 1.
100
Инфл., %
12,0
оооооооооо
<N<N<N<N<N<N<N<N<N<N
Рис.1. Предполагаемое изменение уровня инфляции в России
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.
Эффект от применения в i-м году комплекса «ДЭС + ВЭУ» определится как разница между доходом от реализованной по тарифу fi электрической энергии и расходами на зарплату, топливо и прочие расходы:
Bi
— Wfi- (L2 • Рдэс%эспдэс£ +
W(l-a3)-g-
Лтх
т
з
),
где W — NачФА&й - годовое потребление энергии, кВт ч; Payn - штатный коэффициент на ДЭС, чел/кВт; Nд^с - мощность ДЭС, кВт; I - годовая заработная плата 1 работника ДЭС в i-м году, руб.; 1.2 - коэффициент, учитывающий долю прочих расходов; зT - стоимость топлива у потребителя в i-м году, руб/т у. т.; g - удельный расход топлива на дизельной электростанции, т у. т/кВтч; — 0.95 - коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке и хранении.
Инвестиционные затраты на сооружение комплекса «ДЭС + ВЭУ» определяются их удельными капиталовложениями и мощностями:
!() ^aynNayn + kAYON
ayo-
Пример расчета, анализ полученных результатов. Можно обратиться к показателям работы ДЭС мощностью 200 кВт, у которой: число часов
использования максимальной мощности в году hAYN = зооо ч; стоимость условного топлива франко-электростанция зТ = 36 тыс. руб/т у. т.; удельные
101
капиталовложения ^ayn = 15 тыс. руб/кВт; удельный расход
топлива g = 395 г у. т/кВтч (к.п.д. ДЭС Ла™ = 0.31); штатный коэффициент Payn = 0.036 чел/кВт; годовая зарплата одного работника I ayn = 360 тыс. руб/чел.; прочие расходы - 20% от суммы расходов на зарплату
и амортизацию. Расчеты показали, что себестоимость электроэнергии, вырабатываемой такой ДЭС, составит 20.9 руб/кВтч.
Применение ВЭУ будет способствовать экономии дорогостоящего топлива и снижению стоимости вырабатываемой электроэнергии. Однако за этим стоят немалые капиталовложения [3]. В условиях Севера стоимость одного установленного киловатта ВЭУ с учетом повышенных транспортных расходов и других удорожающих факторов составит около 2000 евро/кВт. При курсе 54 руб/евро ( апрель 2015 года) каждый кВт ВЭУ обойдется в 108 тыс. руб.
Результаты расчета ЧДД для рассматриваемого примера представлены на рис. 2. Расчеты выполнены для стартового (на нулевой 2015 год) тарифа на отпускаемую электроэнергию в размере 21 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. 2 свидетельствуют, что увеличение мощности
ВЭУ (параметра в7) 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. 3, на котором показана отдача (доход) на каждый вложенный рубль инвестиций. Максимум такой отдачи, равный 2.7, имеет место при соотношении мощностей ВЭУ и ДЭС около 0.3. Достаточно высокое значение отдачи сохраняется в довольно широком диапазоне изменения соотношения
вy - от 0.2 до 0.8. 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 80% от мощности ДЭС (вY = 0.8).
Представленная выше информация позволяет рассмотреть вопрос о механизме снижения тарифа на электроэнергию. На рис. 4 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 двадцатилетнего, равного сроку службы ВЭУ.
102
ЧДД, млн руб.
Рис.2. Формирование чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при совместной работе ДЭС и ВЭУ в зависимости от срока эксплуатации n и соотношения
мощностей /3Э
103
Рис.3. Зависимость дохода, получаемого на каждый рубль инвестиций, от соотношения мощностей ВЭУ и ДЭС
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 20-30% от первоначальных вложений. После этого возможно снижение тарифа на электроэнергию в интересах потребителя.
Графически сказанное проиллюстрировано на рис 5. В верхней части этого рисунка приведена кривая чистого дисконтированного дохода, заимствованная из рис. 2. Она соответствует соотношению
мощностей ВЭУ и ДЭС вY = 0.8 и тарифу на энергию в нулевой год f0 = 21 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 (они изображены пунктиром), которые показывают, как изменялся бы ЧДД, если бы в нулевой год эксплуатации комплекса тариф на энергию был не 21 руб/кВт ч, а 15 и 16 руб/кВт ч. В нижней части рис. 5 показано, как возрастал бы за рассматриваемые годы тариф на энергию с учетом предполагаемой инфляции (рис. 1).
104
ЧДД млн руб.
Рис.4. 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 21 руб/кВтч, можно отметить, что капиталовложения в ВЭУ окупаются примерно через пять лет. Через семь лет достигается прибыль в размере около 25 % от вложенных инвестиций. Тариф на энергию за это время за счет инфляции возрастает с 21 до 35 руб/кВтч (см. нижнюю часть рисунка). Можно отметить также, что если бы в нулевой 2015 год тариф был 15 или 16 руб/кВтч, то через семь лет он, соответственно, возрос бы до 25 и 27 руб/кВтч.
Возвращаясь к верхней кривой чистого дисконтированного дохода, можно выделить два характерных варианта возможного снижения тарифа. Если через семь лет эксплуатации ВЭУ (в 2022 году) перейти с тарифа 35 на 27 руб/кВт ч, то чистый дисконтированный доход сохранит свой рост, хотя и с заметно меньшими темпами. Переход на тариф 25 руб/кВт ч позволит сохранить безубыточную эксплуатацию комплекса «ДЭС + ВЭУ». Таким образом, при рассмотренном подходе после семилетней эксплуатации ВЭУ и ее полной окупаемости возможно снижение стоимости электроэнергии на 23-28%.
105
Рис.5. Изменение чистого дисконтированного дохода комплекса «ДЭС + ВЭУ» при снижении ^тари^фа на о^тпускаему^л элек^троэнерги^л после окупаемости инвестиций
Выводы
1. В настоящее время (2015 год) себестоимость электрической энергии на дизельных электростанциях удаленных потребителей Мурманской области достигает 20-28 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.
106
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 23-28%).
Литература
1. Зубарев В.В., Минин В.А. Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах Севера. - Л.: Наука, 1989. - 208 с.
2. Электротехнический справочник / под общ. ред. П.Г.Грудинского и др. - 5-е изд. - М.: Энергия, 1975. - Т. 2. - 752 с.
3. Безруких П.П. О стоимостных показателях энергетических установок на базе возобновляемых источников энергии // Энергетическая политика. - 2009. - № 5. - С. 5-11.
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: [email protected]
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: [email protected]
УДК 332.024:621.311.245 (470.21)
В.В.Победоносцева, А.В.Бежан
СТИМУЛИРОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ ВЕТРА
НА ПРИМЕРЕ ВЕТРОПАРКА В ГОРОДЕ ГАДЖИЕВО МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Аннотация
Предложен вариант теплоснабжения г. Гаджиево Мурманской области с участием ветропарка общей установленной мощностью 15 МВт. На примере ветропарка, предлагаемого к строительству, приведен ориентировочный расчет цены на мощность, используемой в качестве фактора, стимулирующего вложение инвестиций в строительство рассматриваемого объекта ветрогенерации. Приведены результаты расчета возможного дисконтированного срока окупаемости.
Ключевые слова:
стимулирование использования возобновляемых источников энергии, цена на мощность, ветропарк.
107
