CC BY
105
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
V.V.Pobedonosceva, A.V.Bezhan PROMOTING THE USE OF WIND ENERGY
ON THE EXAMPLE OF THE WIND FARM IN THE MURMANSK REGION TOWN GADZHIEVO
Abstract
We considered a variant of heat supply of the town Gadzhievo of the Murmansk region with the participation of the wind farm with a total installed capacity of 15 MW. On the example of the wind farm proposed for construction, we made the preliminary calculation of power price, which can be treated as a catalyst for investment in the construction of the wind power generation object. The results of possible discounted payback period calculation are given.
Keywords:
promotion of the use of renewable energy sources, power price, wind farm.
Диверсификация ресурсной базы энергетики - использование ядерного топлива, увеличение доли угля и возобновляемых источников энергии (ВИЭ) - одна из основных целей современной технической политики в энергетике. Соответственно, одной из задач технической политики в этой области является развитие систем распределенного энергоснабжения, в том числе на базе нетрадиционных энергоресурсов, а также разработка и создание новых ВИЭ-технологий.
Использование ВИЭ является доминирующей тенденцией развития энергетики в мире. Для Мурманской области, имеющей весьма благоприятные природные условия для работы ветроэнергетических установок (ВЭУ) и объектов малой гидрогенерации, использование ВИЭ на основе ветра и воды особенно актуально, тем более в удаленных от центра районах.
Правительство России наметило цель: к 2020 году довести
долю производства и потребления энергии, вырабатываемой на основе использования технологий ВИЭ, до 4.5% от общего объема. В связи с этим было принято решение создать более комфортные условия для возобновляемой энергетики на российском рынке и стимулировать увеличение инвестиций в генерирующие объекты, функционирующие на основе ВИЭ. Воплощением этого решения стало введение в действие ряда нормативных актов.
Так, Постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 г. № 449 [1] в качестве механизма стимулирования использования ВИЭ на оптовом рынке
электрической энергии и мощности (ОРЭМ) определен механизм продажи мощности квалифицированных генерирующих объектов, предусмотренный Правилами оптового рынка, и утверждены Правила определения цены на мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ. Постановление устанавливает пятнадцатилетний срок действия договоров о предоставлении мощности (ДПМ): в течение 15 лет с момента ввода в эксплуатацию мощность, поставляемая генерирующими объектами ВИЭ, будет оплачиваться по повышенным ценам. Плата за мощность производится ежемесячно. Цена на мощность, поставляемую по ДПМ квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ (ДПМ ВИЭ), определяется коммерческим оператором оптового рынка (Администратором торговой сети (АТС)) для каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов: солнечной, ветровой и гидрогенерации (установленной мощностью более 5 МВт, но менее 25 МВт каждый).
108
Договоры о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов заключаются по результатам ежегодного (раз в год) конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов ВИЭ, который проводится отдельно для каждой технологии ВИЭ до строительства соответствующих генерирующих объектов и предусматривается данным механизмом стимулирования использования ВИЭ (механизмом торговли мощностью генерирующих объектов ВИЭ).
Ясно, что данная мера поддержки ВИЭ оплачивается потребителями на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Однако, кроме того, Приказом Министерства энергетики РФ от 22 июля 2013 г. № 380 [2] были утверждены «Правила предоставления из федерального бюджета субсидий в порядке компенсации стоимости технологического присоединения генерирующих объектов с установленной генерирующей мощностью не более 25 МВт, признанных квалифицированными объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, юридическим лицам, которым такие объекты принадлежат на праве собственности или на ином законном основании». Величина таких субсидий учитывается при расчете цены на мощность, поставляемую по ДПМ ВИЭ. Согласно [2] «субсидия предоставляется владельцу генерирующего объекта в размере, не превышающем 50 процентов стоимости технологического присоединения генерирующего объекта, но не более 30 миллионов рублей на один генерирующий объект (предельный размер предоставления субсидии)».
Авторы настоящей работы попытались показать процедуру расчета льготной для инвесторов цены на мощность предлагаемого в статье ветропарка и практически рассчитать такую цену согласно соответствующим законодательным документам [1, 3, 4] для условно принятого первого месяца поставки мощности - января 2016 года.
Рассмотрим возможный вариант стимулирования использования энергии ветра для теплоснабжения потребителей г. Гаджиево Мурманской области.
Город Гаджиево находится севернее Мурманска (рис. 1), численность населения на 1 января 2014 года составила 11793 чел. Город входит в закрытое административно-территориальное образование Александровск.
Рис.1. Расположение города Гаджиево
109
Теплоснабжающей организацией на территории г. Гаджиево является ГОУТП «ТЭКОС». Теплоснабжение города осуществляется от котельной ТЦ-640, оборудованной шестью котлоагрегатами. Суммарная установленная мощность котельной составляет 82.5 Гкал/ч, подключенная нагрузка - 30.9 Гкал/ч. Используемый вид топлива - мазут марки М-40.
Обратимся к технико-экономическим показателям теплоснабжения г. Гаджиево.
Структура затрат ГОУТП «ТЭКОС» на теплоснабжение г. Гаджиево за 2013 год приведена в табл. 1, из которой видно, что около половины всех расходов приходится на закупку топлива. Выручка предприятия от регулируемого вида деятельности меньше суммарных затрат, что говорит об убыточности организации. Таким образом, без повышения существующих тарифов или государственных субсидий развитие предприятия невозможно. Одним из направлений экономии привозного жидкого органического топлива может быть вовлечение в процесс теплоснабжения энергии ветра.
Структура затрат на отпуск тепловой энергии ГОУТП «ТЭКОС» г. Гаджиево (2013 год)
Таблица 1
Показатель Тыс. руб.
Расходы, связанные с производством и реализацией 237 923
В том числе расходы на топливо 123 043
Внереализационные расходы, всего 3 691
Расходы, не учитываемые в целях налогообложения, всего 13
Налог на прибыль 3
Необходимая валовая выручка 241 630
Выпадающие доходы 43 429
Доходы по установленным тарифам 198 201
Выбор типа, мощности ВЭУ и места для размещения ветропарка.
Для системы теплоснабжения, где источниками тепловой энергии являются котельная и ветропарк соизмеримой мощности, часть графика отопительной нагрузки будет покрываться от ветропарка, а остальная - от котельной. При выборе суммарной установленной мощности ветропарка нужно учитывать, что внедрение ветропарка в комплекс «котельная + ветропарк» разумно до определенного предела, после которого дальнейшее наращивание мощности ветропарка не оправдывается. И, напротив, заниженная установленная мощность ветропарка создаст дополнительные периоды, когда потребность в тепловой энергии еще сохранится, в результате чего котельной придется чаще включаться в работу. Исследования [5] показали, что оптимальной является мощность ветропарка, равная около 70-80% мощности котельной, выдаваемой на нужды теплоснабжения. Исходя из этих соображений, можно предложить использовать для теплоснабжения ветропарк суммарной установленной мощностью 15 МВт, который будет работать совместно с котельной.
В качестве базовой ВЭУ для ветропарка предлагается установка Enercon марки Е-115 с диаметром ветроколеса 115.7 м, мощностью 3 МВт, высотой башни 92 м.
110
Место для размещения ветропарка должно обладать высоким потенциалом ветра и обеспечивать наименьшие затраты на создание подъездных путей, транспортировку ВЭУ, сооружение фундамента и т.п. С учетом перечисленных требований выбрана площадка, расположенная в северо-западной части г. Гаджиево. На ней предлагается разместить 5 ВЭУ, расположить их преимущественно на возвышенностях с учетом местной розы ветров на расстоянии не менее 10 диаметров ветроколеса друг от друга.
Расчет годовой выработки ВЭУ ветропарка. Годовая выработка энергии каждой ВЭУ зависит от величины среднегодовой скорости ветра и в значительной мере от повторяемости скоростей ветра на высоте оси ветроколеса.
Результаты расчета среднегодовой скорости ветра всех пяти площадок ВЭУ обобщены и сведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты расчета среднегодовой скорости ветра и годовой выработки энергии ВЭУ на высоте оси ветроколеса (92 м)
№ ВЭУ Среднегодовая скорость ветра, м/с на высоте Годовая выработка ВЭУ, млн кВтч
10 м 92 м
1 5.95 8.3 12.90
2 5.51 7.9 12.18
3 5.42 7.8 12.00
4 5.4 7.8 12.00
5 5.48 7.9 12.18
В работе [6] представлены таблицы повторяемости скоростей ветра для широкого диапазона среднегодовых скоростей. Они дают информацию о том, сколько времени в году наблюдались скорости ветра в том или ином интервале при конкретной среднегодовой скорости ветра на высоте 92 м, представленной в табл. 2.
Результаты расчета годовой выработки энергии каждой ВЭУ приведены в правой колонке этой таблицы. Они показывают, что годовая выработка ВЭУ в зависимости от степени открытости площадки на местности варьирует в пределах 12.0-12.9 млн кВт ч в год. Средняя величина выработки составляет 12.25 млн кВтч, число часов использования установленной мощности в году - 4085.
Годовая выработка энергии всего ветропарка (5 ВЭУ) составит 61.27 млн кВтч в год. Но не стоит забывать основной недостаток ветра - его непостоянство во времени. При сильном ветре и сравнительно более теплой погоде не вся выдаваемая энергия ветропарка может быть использована на отопление. На практике часть энергии во избежание перетопа зданий придется сбрасывать в атмосферу, если нет возможности для аккумулирования этой энергии. Исследования [6] показали,
что при соотношении среднегодовой скорости ветра к расчетной скорости ветра ВЭУ на оси ветроколеса, равной 1.5, и мощности ветропарка 80% от мощности котельной доля участия ветропарка в покрытии графика тепловой нагрузки составит 75%, в этом случае полезно используемая годовая выработка окажется равной 46 млн кВт ч в год. Этот показатель в дальнейшем будет использован при оценке возможности стимулирования работы предлагаемого ветропарка.
111
Годовая выработка ветропарка может меняться от года к году в большую или меньшую стороны в соответствии с естественными колебаниями интенсивности ветра.
Перейдем к расчету цены на мощность рассматриваемого ветропарка.
Введем следующие обозначения. Пусть номер года поставки мощности обозначается символом i, а через x обозначаются номера календарных лет, на которые приходятся годы поставки (2016, 2017 и т. п.). Годы поставки начинаются с даты начала поставки мощности и длятся по 12 (двенадцать) месяцев. Символом m обозначим месяц поставки мощности.
Цена (без НДС) за один МВт мощности генерирующего объекта g в месяце m года i по ДПМ ВИЭ определяется следующим образом [1, 3, 4]
Ц
g,m,i
1лэ„„
+ НИ
g ,m
Д\т., J- К„Щ. ■ К., ■ К
(1)
где EY . - составляющая цены на мощность объекта генерации g в месяце m в году i, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат; 1Ё gm - расчетная величина расходов на уплату налога на имущество организаций, определяемая в отношении объекта генерации g и месяца m в порядке, предусмотренном [4]; А^от. - доля затрат,
компенсируемая за счет платы за мощность объекта генерации g, определяемая в отношении календарного года, соответствующего месяцу m с учетом особенностей, предусмотренных [3], в соответствии с [4]; Е?аб - коэффициент
загрузки генерирующего объекта g в месяце m; Е~ , - коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, равный 1.005; Е~» - сезонный коэффициент, отражающий
распределение нагрузки потребления по месяцам в течение календарного года, определяемый для месяца m и ценовой зоны, в которой расположен объект генерации g, в соответствии с [4] (Мурманская область, а следовательно, и г. Гаджиево, относятся к первой ценовой зоне).
Если в результате расчета по формуле (1) величина О .оказывается
менее 10 руб. за 1 МВт в месяц, то она принимается равной 10 руб. за 1 МВт в месяц [2].
Расчет составляющих формулы (1) производится следующим образом:
K3g,m =(Rg,m,i • HMg^ - (1 - Hng,x ) + /g, m, )/12 + ДЗ;
■ ЭР
g,m,i g,x ’
(2)
где R . - размер инвестированного капитала на начало i-го года поставки; 1А j - норма доходности инвестированного в генерирующий объект
Здесь и далее обозначения несколько отличаются от обозначений, используемых в документах первоисточников.
112
g, функционирующий на основе использования ВИЭ, капитала за календарный год x-1; II - ставка налога на прибыль организаций, определяемая
в отношении объекта генерации g и календарного года x; rgmi - размер возврата инвестированного капитала в месяце m года поставки i в отношении объекта генерации g; YBg;c - величина удельных эксплуатационных затрат, определенная для объекта генерации g и календарного года х.
НИg ,т = НИ™ -1000 • КЗ к™ •
^12 ^
• Xl^g +1 - i )^12 - j + s\+(teg - i )-12 -1 + s / V j=s J
/(13 • teg -12-(13 -s))
(3)
ШПО
ig - ставка налога на имущество организаций
(без учета специальных льгот по налогу на имущество организаций), которая будет действовать в году i в субъекте РФ, в котором
расположен указанный объект генерации g; - значение заявленной
на конкурсный отбор в отношении объекта генерации g плановой величины капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности объекта g (удельная величина капитальных затрат); teg - типовой срок эксплуатации
(для ветрогенерации принимается равным 25 годам); s - порядковый номер первого месяца поставки мощности в календарном году с номером i.
Rg ,m,i = '
Д\т, • (КЗ-БСуе) • (1 + НДg о)• • кучп, '1000
если i =1
Rg,т,i-1 - rg,т,i-1 + (НДg ,x-1 - НДg,x-2 ) - (1 + НДg,x-1 ) - Rg,т,x-1 ,
если i от 2 до 15.
(4)
где Ё^®11е - плановая величина капитальных затрат на 1 кВт установленной
мощности генерирующего объекта, заявленная на конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих
объектов, функционирующих на основе ВИЭ, в отношении объекта генерации
g; - удельная (на единицу мощности) величина бюджетных субсидий
в отношении объекта генерации g; IA 0 - норма доходности инвестированного
в генерирующий объект g капитала, рассчитанная в отношении календарного года, предшествующего календарному году, на который приходится дата начала поставки мощности; k - коэффициент, отражающий выполнение целевого
показателя локализации; k - коэффициент, отражающий учет прибыли
с оптового рынка электрической энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы генерирующего объекта, определяемый в следующем порядке: 0.99 - для генерирующих
113
объектов солнечной генерации, 0.9 - для генерирующих объектов ветровой генерации, 0.9 - для объектов гидрогенерации.
НДg ,i = (1 + НДб ) • (1 + ДЩ ) -т- (1 + ДГОб )-1, (5)
где IA 4 - базовый уровень нормы доходности инвестированного
в генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии, капитала, устанавливаемый в размере: 14% - для генерирующих объектов, инвестиционные проекты по строительству которых были отобраны в ходе конкурсного отбора, проведенного до 1 января 2015 года; 12% - для генерирующих объектов, инвестиционные проекты по строительству которых были отобраны в ходе конкурсного отбора, проведенного после 1 января 2015 года; ДГОг- - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, используемая при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, определяемая для i-го года в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития; ДГОб - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, устанавливаемый в размере 8.5%.
^mi = Rgmi • ^g,x-1 + (mg,x- + 1)16-i -1) ,
(6)
ЭР
g,x
ЭР
g ,2012
П ИПЦ
j=2012
(7)
где YD 2012 - величина эксплуатационных затрат, установленная [2] в отношении вида генерирующих объектов, указанного в отношении объекта генерации g; ЕЮ ° - определяемый и публикуемый федеральным органом исполнительной
власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации, индекс потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j-1, порядок получения которого определяется коммерческим оператором [5].
ДЗg-- =<
g ,m,i
ДЗгт ._j, если 31 декабря (i -1) года соответствует нечётному году поставки мощности;
ДЗ^ т ., если i = 1 или 31 декабря (i -1) года соответствует чётному году поставки мощности.
ДЗg m, = 0,5(ДЗ”ред + ДЗ:дд),
(8)
(9)
0, если Дi > 1;
ДЗпред = <
1, если Д. < 0;
1 - Д, если 0 < Д < 1
(10)
где - предварительная доля затрат, компенсируемая за счет платы
за мощность, для генерирующего объекта g для i-го года; Дг- - отношение
114
удельной прогнозной прибыли от продажи электрической энергии к суммарным затратам поставщика для /-го года.
Д =ПР^= ПРг
м' 3Z 12• НВВуд ’
(11)
где I ^ - удельная (на единицу мощности) прогнозная прибыль
на /-й год; 1аа ;а - удельная (на единицу мощности) среднемесячная для /-го года необходимая валовая выручка.
Ц
РСВ
Геецф•ппп,„ Y
--------ПРСЭ
• р ПППЧЬ - gI
V h q
(12)
f
П = КИУМ-ЧЧ •
ЕЕ Ц qh • nnnqh
h q
КВИЭ - ЕЕ- ППП
. п РСЭ - S
П Рсэё1 ^^Ь1раб{
н h q
qh
Y
(13)
где EEOI - плановый коэффициент использования установленной мощности, принимаемый в отношении генерирующих объектов ветровой генерации равным 0.27; хх. - число часов в /-м году, равное 8784 для високосных
лет и 8760 для других лет; h - час операционных суток, принадлежащий расчетному периоду t года, предшествующего текущему году; q - группа точек поставки (ГТП) в отношении генерирующего оборудования, отнесенная к субъекту РФ, в котором расположен генерирующий объект, для которого определяется доля затрат; О h - цена электрической энергии в час h в группе точек поставки q, рассчитанная для целей определения стоимости электрической энергии на сутки вперед; III - полный плановый объем производства
электрической энергии в группе точек поставки q в час h; DN^- - прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке электрической энергии и мощности в году /; S - плановая на год / удельная стоимость выработки электрической энергии объектом генерации g.
S
выраб1
S
2012
выраб
П ИПЦ,
j=2012
(14)
о2012
где S3fl6.- - удельная стоимость выработки электрической энергии объектами
генерации категории, к которой относится генерирующий объект g, в 2012 году, равная 1 руб. за МВтч, если генерирующий объект относится к ветрогенерации.
115
НВВ™ = [кэ§
g,m,i + НИg,m
J- KcHg (без учёта (ДЗgw = 1)) •
(15)
Расчет цены на мощность ветропарка в г. Гаджиево
на предположительный месяц поставки мощности январь 2016 год.
Распоряжением Правительства РФ от 28.05.2013 г. № 861-р [7] были установлены предельные величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, на 2014-2020 годы. Для объектов ветрогенерации установлена предельная величина капзатрат 65630 руб/кВт на 2016 год. В декабре 2013 года Министерство энергетики РФ разработало и обнародовало предложения, которые оно должно представить в Правительство
РФ до 1 января 2016 года, по установлению более высоких, а следовательно, более адекватных нынешней финансово-экономической ситуации в стране и в мире, предельных капитальных затрат на строительство электростанций, генерирующих энергию из ВИЭ. Для строительства ВЭУ предлагались
капзатраты на уровне до 154000 руб/кВт.
Однако удельная заводская стоимость современных ВЭУ составляет около 1500 евро/кВт, последующие расходы, связанные с сооружением ВЭУ, приведут к увеличению стоимости ВЭУ примерно на 55%. В итоге стоимость сооружения ветроустановки возрастет ориентировочно до 2325 евро/кВт. Таким образом, реальные капзатраты на возведение 1 кВт установленной мощности ветрогенерирующего объекта с учетом нынешнего курса евро (62 руб/евро) могут составить 144150 руб/кВт. Для такой величины капзатрат для случая, если первый месяц поставки мощности - январь 2016 года, была рассчитана цена на мощность О j j рассматриваемого объекта ветрогенерации.
Величины налога на имущество организации и удельной (на единицу мощности) среднемесячной необходимой валовой выручки составят:
НИ,
g ,m
12
0,022-1000-144150 - (£[(25 +1 -1)-12 - j + lJ + (25 —1)-12 -1 +1)
_____________________jf1______________________________________
13 - 25-12-(13 — 1)
= 34627 руб./МВт,
НВВуд16 = ((144150 - 30000000) - (1 + 0,161) - 0,45 - 0,9 -1000 - 0,161 -
f
1
- + -
1
1 - 0,03 (0,161 +1)14 -1
15000
/12 +118000 -1,045 /1,061 + 34627) -1,005 =
= 1116888 руб./МВт в месяц.
Согласно Приложению № 19.4 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка [4], в случае если для ГТП генерации q в расчетном периоде t, принадлежащем году 7-1, величина О h отсутствует, то для расчета
ее значение принимается равным 0 (нулю); в случае если для всех ГТП генерации q во все часы операционных суток h всех расчетных периодов t года 7-1 величина III h отсутствует либо равна 0 (нулю), то значение
О определяется равным 0 (нулю), то есть генерация отсутствовала.
116
С учетом этого А2016< 0, следовательно, AQf“6=1.
Пр2 = 0,27 • 8760 •
3,89 • 6994,186 1.005 • 6994,186
• 0,066
= 2365,2 • (0,255 -1,047)< 0
1-1,045 ^ 1,061 ,
Тогда:
Д 2
- 2329,5 12'1116888
< 0 , значит,
ДЗ2'077 = 1 и. ДЗ
ВИЭ 8,1,1
0,5 •(1 +1) = 1
Таким образом:
Ц8,1,1 = 1
142150 • 0,16Ь 1,161 0,45 • 0,9 •1000-
1
1 - 0,029
■ +
1,16115 -1
1
/
V
х
/12 +116220,55 + 34627
х 1,005 • 1 • 1 = 1174681 • 1,005 « 1180554 « 1180руб. / кВт в месяц
Прибыльность строительства предлагаемого ветропарка может быть определена через чистый дисконтированный доход (ЧДД), который выражает суммарный положительный или отрицательный экономический эффект, получаемый от реализации объекта в течение всего срока его службы с учетом изменения уровня инфляции и цены на мощность:
ЧДД
Б1 . Б2
1 + r (1 + r)2
+ ... +
Б„
(1 + r)” J
L о •>
(16)
где Bx,B2,...,Bn - текущий доход от работы ветропарка за соответствующий год
в течение всего срока службы; n - срок службы ветропарка; r - реальная процентная ставка, учитывающая инфляцию и получение кредита для строительства ветропарка; 10 - инвестиции в строительство ветропарка.
По прогнозу Агентства прогнозирования экономики [8] инфляция в 2016 и 2017 годах ожидается на уровне 10.2% и 9.2% соответственно. Резкого снижения инфляции не предвидится, можно предположить, что она будет меняться согласно рис. 2.
По результатам расчетов с 01.01.2016 года цена на мощность ветропарка в г. Гаджиево равна 1180 руб/кВт в месяц. Если учесть, что в дальнейшем рост цены на мощность продолжится в соответствии с инфляцией, то в итоге за время службы ветропарка (20 лет) она возрастет с 1180 руб/кВт в месяц в 2016 году до 2410 руб/кВт в месяц в 2036 году.
117
Рис. 2. Предполагаемое изменение уровня инфляции в России
На графике (рис. 3) видно, как формируется ЧДД в течение 20 лет работы ветропарка. В год сооружения (нулевой год на графике) имеют место только инвестиции, далее формируется доход, за счет которого кривая ЧДД идет вверх. Через 13 лет эксплуатации ветропарка инвестиции окупаются, а к концу 20-го года (срок службы ветропарка) формируется прибыль в размере около 1 млрд руб.
Рис. 3. Формирование чистого дисконтированного дохода Выводы
1. Предложен вариант модернизации системы теплоснабжения города Гаджиево за счет использования ветропарка суммарной мощностью 15 МВт (5 ВЭУ по 3 МВт), который будет работать совместно с котельной. Годовая выработка ветропарка, которая может быть использована на отопление, оценивается в 46 млн кВтч.
2. Цена на мощность рассмотренного ветропарка на предположительный первый месяц поставки мощности (январь 2016 г.) с учетом механизма стимулирования использования ВИЭ составила около 1180 руб/кВт в месяц.
3. Дисконтированный срок окупаемости предлагаемого ветропарка составляет 13 лет. По истечении планового двадцатилетнего срока службы может быть сформирована прибыль в объеме 1 млрд руб.
118
Литература
1. О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности [Электронный ресурс]: постановление Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 // КонсультантПлюс: некоммерческая интернет-версия. - URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/ online.cgi?req=doc;base=LAW;n=146916
2. Об утверждении Правил предоставления из федерального бюджета субсидий
в порядке компенсации стоимости технологического присоединения генерирующих объектов с установленной генерирующей мощностью не более 25 МВт, признанных квалифицированными объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, юридическим лицам, которым такие объекты принадлежат на праве собственности или ином законном основании: приказ Министерства
энергетики Российской Федерации от 22.07.2013 г. № 380 // Российская газета. Федеральный выпуск. - 2013. - 13 нояб.
3. Стандартная форма договора о предоставлении мощности
квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии
в ред. от 30.10.2014 г. Приложение 4 «Порядок определения цены поставляемой мощности» [Электронный ресурс] // Совет рынка: сайт. - URL: http:www.np-sr.ru/regulation/joining/standardcontracts/sf05/
index.htm (дата обращения: 02.09.2015).
4. Стандартная форма договора о присоединении к торговой системе оптового
рынка в ред. от 24.02.2015 г. Приложение № 19.4 «Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии»
[Электронный ресурс] // Совет рынка: сайт. - URL: http://www.np-
sr.ru/regulation/joining/stdd/index.htm (дата обращения: 02.09.2015).
5. Минин В.А., Бежан А.В. Перспективы использования энергии ветра для теплоснабжения потребителей Европейского Севера. - Апатиты: КНЦ РАН, 2009. - 56 с.
6. Зубарев В.В., Минин В.А., Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах Севера. - Л.: Наука, 1989. - 208 с.
7. О внесении изменений в Основные направления государственной политики
в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года, утвержденные распоряжением Правительства
РФ от 8 января 2009 г. № 1-р: распоряжение Правительства
РФ от 28 мая 2013 г. № 861-р // ГАРАНТ: информационно-правовой портал. - URL: http://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/70288052/
8. Прогноз инфляции в России на 2015, 2016 и 2017 годы [Электронный ресурс] //
Агентство прогнозирования экономики: сайт. - URL: http://apecon.ru/
Prognoz-inflyatsii-v-RF/Prognoz-inflyatsii-v-Rossii-na-2015-2016-i-2017 -gody.html (дата обращения: 02.09.2015).
119
Сведения об авторах Победоносцева Вероника Валерьевна,
старший научный сотрудник лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.э.н. Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл. почта: [email protected]
Бежан Алексей Владимирович,
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 621.548 (470.21)
А.А.Рожкова
К ВОПРОСУ ГИДРОАККУМУЛИРОВАНИЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГИИ НА КОЛЬСКОМ ПОЛУОСТРОВЕ
Аннотация
Рассмотрен вопрос о возможностях гидроаккумулирования ветровой энергии на Кольском полуострове. Дана характеристика каскадов ГЭС, способных обеспечить выравнивание непостоянства ветровой энергии за счет полезной емкости водохранилищ.
Ключевые слова:
ветровая энергия, гидроаккумулирование.
A.A.Rozhkova
ANENT HYDRO PUMPED STORAGE OF WIND ENERGY ON THE KOLA PENINSULA
Abstract
The question of opportunities of wind energy pumped storage on the Kola Peninsula is considered. The characterization of cascades of the hydroelectric power station capable to provide alignment of inconstancy of wind energy at the expense of the useful capacity of reservoirs is given.
Keywords:
wind energy, hydro pumped storage.
В Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] заложено одно из главных направлений энергетической политики - расширение производства электрической и тепловой энергии на основе возобновляемых источников энергии.
На территории Кольского полуострова небольшие населенные пункты (поселки, метеостанции, маяки и др.) находятся преимущественно на побережье Баренцева и Белого морей, а также в глубине полуострова в зонах децентрализованного энергоснабжения. Большинство из них используют
120
