Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Оценка экономической эффективности производства электроэнергии на основе отходов определенных ранее энергетически перспективных лесоза­готовок и деревопереработки для исследуемых в проекте TACIS регионов была проведена в работе решением следующей модельной задачи.

Для обеспечения энергопроизводства на электростанции (БиоЭС) номинальной мощности Рном топливо (отходы лесозаготовок и дерево­переработки) собирается с круговой площади радиуса R с центром в точ­ке расположения БиоЭС. Величина площади рассчитывается исходя из требуемой мощности БиоЭС и средней удельной продуктивности лесо­секи. Затраты на погрузку — разгрузку и транспортировку несет БиоЭС, отходы лесозаготовок и деревопереработки отдаются БиоЭС бесплатно.

В соответствии с требуемой мощностью БиоЭС и среднестатистичес­кими строительными и производственными нормативами определяют­ся капзатраты при строительстве БиоЭС, эксплуатационные затраты на ее содержание (численность и зарплата персонала, расходы на ремонт, запчасти и материалы, содержание автотракторного парка) и затраты

на обеспечение топливом (его погрузка и транспортировка до БиоЭС с учетом пробега и расхода топлива автотранспорта, подготовка для сжи­гания и пр.).

Параметры и результаты расчета составляющих себестоимости про­изводства электроэнергии на БиоЭС номинальной мощности 10 МВт на отходах лесозаготовок и деревопереработки приведены в табл. 3.23.

Таблица 3.22 Характеристики БиоЭС на отходах лесозаготовок и деревообработки Поминальная мощность электростанции, МВт 30,0 Коэффициент использования номинальной мощности, /Синм,% 60,0 Выработка электроэнергии, МВт-ч/год 157680 Расход на ЭС сырого биотоплива, т/год 60646 Плотность производства сырого биотоплива, т/км’ 1,46 Требуемая площадь лесосеки под биотопливо, км‘ 41430,2 Радиус от БиоЭС круговой лесосеки требуемой площади, км 114,9 Расчет топливной составляющей в себестоимости биоэнергии Количество рейсов N машин грузоподъемностью 3 т 15162 Общий пробег /V машин, км 2322073 Средний пробег одной машины, км 233,3 Суммарный расход дизельного топлива, т/год 1945,9 Цена дизтоплива. EURO/t 1000,0 Общая стоимость дизтоплива, EURO 2140436 Составляющая дизтоплива, EURO-цент/кВт-ч 1,36 Количество штатных шоферов и трактористов, ед./МВт 0,81 Составляющая з/платы водителей, EURO-цент/кВт-ч 0,23 Составляющая з/платы специалистов ЭС, EURO-цент/кВт-ч 0,40 Затраты на доставку топлива. EURO-цент/кВт-ч 1,59 Затраты на подготовку топлива. EURO-цент/кВт-ч 0.21 Топливная составляющая. EURO-цент/кВт-ч 2.20 Эксплуатационная составляющая. EURO-цент/кВт-ч 1,08 Составляющая капитальных затрат, EURO-цент/кВт-ч 1,53 Себестоимость электроэнергии, EURO-цент/кВт-ч 4,80

На рис. 3.21 для примера приведены результаты расчета составляю­щих себестоимости электроэнергии БиоЭС на отходах лесозаготовок и деревопереработки в Нижегородской области при средней продуктив­ности лесосеки 1,46 т/км2.

Доля топливной составляющей в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой на БиоЭС, весьма велика (в приведенном примере более 53%) и обусловлена, главным образом, большими затратами на заготовку

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0

Рис. 3.21. Составляющие себестоимости электроэнергии БиоЭС на отходах лесозаготовок и деревопереработки в Нижегородской области топлива (на его сбор и погрузку на лесосеках, транспортировку до складов БиоЭС с учетом большого пробега и расхода топлива автотранспорта, на его разгрузку, сушку, складирование и хранение, и весьма трудоемкую подготовку для его использования в качестве топлива БиоЭС).

Величина топливной составляющей, как и себестоимости энергопроиз­водства в целом, существенным образом зависит от площади заготовки топ­лива, то есть от номинальной мощности БиоЭС. Как видно из приведенных графиков, график себестоимости монотонно возрастает за счет роста топ­ливной (главным образом, за счет транспортной) составляющей от 4,0 EURO-центов/кВт • ч при номинальной мощности БиоЭС 1 МВт до ~ 5 EURO-центов/кВт • ч при номинальной мощности БиоЭС 30 МВт.

Себестоимость электроэнергии БиоЭС на отходах лесозаготовок и де­ревопереработки в данном примере оказывается весьма привлекатель­ной (< 5,0 EURO-центов/кВт • ч) во всем диапазоне мощностей БиоЭС, не превышающей по величине себестоимость вновь строящихся совре­менных газовых и тем более угольных электростанций.

Однако величина топливной составляющей оказывается тесно связан­ной с продуктивностью лесосеки на рассматриваемой территории. Под­тверждающий этот факт пример приведен на рис. 3.22.

Как видно из примера, при уменьшении продуктивности лесосеки реги­она с 1,5 т/км2 до 0,5 т/км2 себестоимость электроэнергии БиоЭС номиналь­ной мощности 10 МВт возрастает с 4,5 до 5,5 EURO-центов/кВт • ч.

3.6. Методика оценки экономической эффективности производства энергии в России с использованием геотермального тепла

Северный климат России определяет значительное энергопотреб­ление. Так, на теплоснабжение в стране расходуется до 45% всех по­требляемых энергоресурсов. При этом эффективно используется лишь

Себестоимость электроэнергии БиоЭС на отходах лесозаготовок и деревопереработки —О— при продуктивности лесосеки -1,5 тЛсв. км —о—при продуктивности лесосеки -1,0 тЛ<в км —х—при продуктивности лесосеки — 0,5 тЛсв. км

номинальная мощность БиоЭС, МВт

0.0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0

Рис. 3.22. Себестоимость электроэнергии БиоЭС на отходах лесозаготовок и
деревопереработки при разной продуктивности лесосеки

их треть на ТЭЦ, где одновременно вырабатывается электроэнер­гия и тепло.

ГеоЭС, уступая ветроэнергетике в суммарной эксплуатационной мощ­ности (42% против 52%), существенно превосходят ее по выработке элек­троэнергии (70% против 27%), что свидетельствует о высокой эффек­тивности геотермальных энергетических технологий. Так, на современ­ных ГеоЭС самый высокий в нетрадиционной энергетике коэффициент использования мощности, который достигает 90%, что в 3 — 4 раза выше, чем для технологий с использованием солнечной, ветровой и прилив­ной энергии.

Важнейшим преимуществом ГеоЭС по сравнению с традиционными электростанциями является значительное снижение выбросов ответствен­ной за «парниковый эффект» двуокиси углерода (С02) на традиционных ГеоЭС и полное исключение выбросов С02 на современных ГеоЭС, исполь­зующих технологию обратной закачки отработавшего геотермального теплоносителя в георезервуар. Выбросы С02 на ГеоЭС на порядок ниже, чем на ТЭС, работающих на угле, мазуте и природном газе.

Методика и последовательность оценки экономической эффективно­сти производства энергии на основе геотермального тепла аналогична используемой в предыдущих разделах.

Отличием производства энергии на основе геотермального тепла от биоэнергетики является отсутствие топливной составляющей. В отли­чие от ВЭС ГеоЭС эксплуатируются с большим коэффициентом исполь­зования номинальной мощности Кши — 50 — 70%. Последнее обстоятель­ство обеспечивает большую их экономическую эффективность.

Результаты оценки экономической эффективности ГеоЭС в зависи­мости от их энергетической эффективности в терминах Кинм приведены

на рис. 3.23, на котором приведены графики 20-летнего (примерно рав­ного ресурсному периоду ГеоЭС) накопления удельного баланса расхо­дов и доходов ГеоЭС номинальной мощности 1 МВт, работающих с ха­рактерными для условий исследуемых регионов коэффициентами ис­пользования номинальной мощности.

Рис. 3.23. Зависимость экономической эффективности ГеоЭС от #инм при цене закупки энергии ГеоЭС 6 EURO-центов/кВт • ч = 2,10 руб./кВт • ч

Источником доходов в приведенном примере является продажа элек­трической или тепловой энергий, вырабатываемых ВИЭ при начальной на год пуска ВИЭ в эксплуатацию (2010 г.) цене закупки энергии ВИЭ, равной б EURO-центов за 1 кВт • ч, или 2,10 руб./кВт • ч, растущей про­порционально инфляции. Капитальные и эксплуатационные затраты на малые ГЭС соответствуют рыночным ценам 2008 г. При принятой рас­четной закупочной цене энергии ГеоЭС, равной 6,0 EURO-центов/кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет), они окупаются без государ­ственной финансовой поддержки при ІСИНМ > 45%.

Методические расчеты зависимости экономической эффективности Гео­ЭС от цены закупки выработанной ею энергии приведены на рис. 3.24.

Окупаемость ГеоЭС в современных российских условиях достигается при закупочных ценах за выработанную ими электроэнергию, превышающей 0,05 EURO/kBt • ч при дисконтированной норме прибыли 6% годовых.

Методические расчеты зависимости экономической эффективности ГеоЭС от нормы прибыли приведены на рис. 3.25.

Из проведенного анализа следует, что допускаемая окупаемость про­ектов ГеоЭС в современных российских условиях при закупочных ценах за выработанную ими электроэнергию ~ 0,05 EURO/kBt • ч, а дисконти­рованная норма прибыли не может превышать 10-11% годовых.

Стоимость производимой на современных ГеоЭС электроэнергии в среднем на 30%, 50% и в десять раз ниже, чем на ветровых, приливных

Рис. 3.24. Зависимость экономической эффективности ГеоЭС от цены закупки выработанной ею энергии

Баланс расходов и доходов ГеоЭС номинальной мощности 1 кВт, £ работающей с Кинм = 60% при разных нормах прибыли от ВИЗ,

•у— норма прибыли я з, о% годовых о—норма прибыли = 5,0% годовых ■а—норма прибыли — 7,0% годовых —х —норма прибыли — 9,0% годовых —*—норма прибыли = 11,0% годовых —с—норма прибыли-13,0% годовых —.—норма прибыли = 15,0% годовых

Рис. 3.25. Зависимость экономической эффективности ГеоЭС от планируемой нормы прибыли

и солнечных электростанциях, соответственно. Инвестиционная привле­кательность геотермальных энергетических проектов, безусловно, оп­ределяется также приемлемым уровнем удельных капиталовложений — от 1500 до 2500 USD на кВт установленной мощности.

Высокая эффективность, экологичность, региональная значимость и большой суммарный потенциал геотермальных ресурсов стимулируют активное развитие геотермальной энергетики.

3.7. Методика оценки экономической эффективности производства электроэнергии в России на основе низкотемпературного тепла

Методика и последовательность оценки экономической эффективно­сти производства энергии на основе низкотемпературного тепла анало­гична используемой для ГеоЭС.

Отличием производства энергии на основе низкотемпературного теп­ла также является отсутствие топливной составляющей. Как и ГеоЭС, тепловые насосы эксплуатируются с большим коэффициентом использо­вания номинальной мощности #инм = 50 — 70%. Последнее обстоятель­ство обеспечивает им большую экономическую эффективность.

Результаты оценки экономической эффективности тепловых насосов в зависимости от их энергетической эффективности в терминах — Киим и закупочной цены на их энергию приведены на рис. 3.26 и 3.27, содержа­щих графики 20-летнего (примерно равного ресурсному периоду тепло­вых насосов) накопления удельного баланса расходов и доходов тепло­вых насосов номинальной мощностью 1 МВт, работающих с характерны­ми для условий исследуемых регионов коэффициентами использования номинальной мощности.

Рис. 3.26. Зависимость экономической эффективности ГеоЭС от Кинм при цене закупки энергии 6 EURO-центов/кВт • ч = 2,10 руб./кВт • ч

Рис. 3.27. Зависимость экономической эффективности тепловых насосов от цены закупки выработанной ими энергии

При цене закупки энергии тепловых насосов 6 EURO-центов/кВт • ч (2,10 руб./кВт • ч по докризисному курсу ЦБ РФ) их использование в условиях рассмотренных регионов экономически целесообразно (в смысле его окупаемости) при числе часов работы с номинальной мощ­ностью более 3000 час/год.

Как видно из приведенных рисунков, использование тепловых на­сосов в условиях рассмотренных регионов экономически оправдано уже при ценах на вырабатываемую ими энергию (в пересчете на элек­троэнергию) более 3 EURO-центов/кВт • ч при достаточно больших значениях коэффициентов использования их номинальной мощнос­ти (при #инм более 70%).

3.8. Методические основы оценки экономической эффективности про­изводства электроэнергии в исследуемых регионах на основе солнеч­ной энергетики

Методика и последовательность оценки экономической эффективно­сти утилизации солнечной энергии аналогична используемой в преды­дущих разделах, однако имеет ряд особенностей.

Отличием современного производства тепловой энергии с использова­нием тепловых солнечных коллекторов является высокий коэффициент преобразования тепла из солнечной энергии (= 70% и более), но при этом малый коэффициент использования номинальной мощности (Кинм <15 — 20%). Данные обстоятельства усложняют задачу определения энерге­тической и экономической эффективности использования.

На рис. 3.28 приведены результаты методических расчетов влия­ния Яинм на баланс расходов — доходов и окупаемость тепловых ге­лиостанций.

Рис. 3.28. Зависимость экономической эффективности тепловой ГелиоЭС от К при цене закупки энергии ГелиоЭС 6 EURO-центов/ кВтч = 2,10 руб./кВт • ч"М

ГелиоЭС становится окупаемой лишь при достаточно больших значе­ниях Ктш > 20%. Поэтому установка солнечных коллекторов в местах с высоким гелиоэнергетическим потенциалом является принципиаль­но важной для достижения их экономической эффективности.

В отличие от технологий производства тепловой энергии солнечными коллекторами, современное производство электрической энергии с исполь­зованием ФЭС — фотоэлектрических станций, является низкий коэффи­циент преобразования солнечной энергии (< 15 — 24%) в электроэнергию при малом коэффициенте использования номинальной мощности ФЭС (#и, ш < 15 — 20%). В связи с этим достижение энергетической и экономи­ческой эффективностей ФЭС является весьма сложной задачей.

Результаты методических расчетов влияния /Синм на баланс расходов — доходов и окупаемость ФЭС приведены на рис. 3.29.

Рис. 3.29. Зависимость экономической эффективности ФЭС от Кшш при цене закупки энергии ГелиоЭС 6 EURO-цент/ кВтч = 2,10 руб./кВт • ч

При современных не только российских, но и мировых тарифах про­изводство электроэнергии с помощью ФЭС нерентабельно. Для стиму­лирования развития фотоэлектрических технологий в передовых в об­ласти солнечной энергетики странах используются значительные над­бавки за произведенную на ФЭС электроэнергию (до 40 EURO — центов/ кВт • ч и более).

Результаты методических расчетов по определению ценовых условий, обеспечивающих экономическую эффективность использования фото­электрических станций в российских условиях, приведены на рис. 3.30.

Как следует из проведенных расчетов, окупаемость ФЭС может быть достигнута лишь при больших закупочных ценах, превышающих 0,22 -0,24 EURO/кВт-ч.

3000 •

2000 1000 о

-1000 -2000 -3000 -4000 -5000 -6000 -7000

Рис. 3.30. Зависимость экономической эффективности ФЭС
от цены закупки энергии ГелиоЭС

Однако бурное развитие фотоэлектрических технологий в мире пре­допределяет значительное падение в ближайшие годы (к 2015 г.) капи­тальных затрат на них в 2 — 3 раза (до 1500 — 2000 EURO /кВт • ч), после чего солнечная электроэнергетика выйдет, по всей видимости, на уро­вень коммерческой привлекательности.

Комментарии запрещены.