Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Оценка окупаемости ВИЭ на основе экономии замещенного при их использовании органического топлива при наличии прогноза его стоимо­сти в достаточно отдаленном будущем (порядка 10 — 20 лет) осуществ­ляется в работе следующим образом.

В предположении бесперебойной работы ВИЭ с определенным для данного места коэффициентом использования ее номинальной мощнос­ти #инм и расходу мазута или дизельного топлива на 1 кВт • ч вырабаты­ваемой ТЭЦ и ДЭС электроэнергии (около 0,325 кг/кВт • ч мазута и 0,250 кг/кВт • ч дизтоплива соответственно) определяется посезонная и годо­вая их экономия за счет замещения ТЭЦ и ДЭС на ВЭС.

Проведенные оценки окупаемости ВИЭ в обеспеченных ветровыми ресурсами регионах России и их сравнение с альтернативными топли­вопотребляющими источниками энергоснабжения позволяют сделать вывод о целесообразности строительства и широкомасштабного исполь­зования ВИЭ для промышленной выработки электроэнергии.

Проведенные методические исследования использованных в работе методик оценки себестоимости электроэнергии и окупаемости ВИЭ на территории исследованных регионов России показывают, что при дос­таточно надежном (с погрешностью менее 14 — 18%) определении их энергетических показателей (мощности, выработки электроэнергии, экономии органического топлива) остаются весьма приближенными по следующим причинам:

1) в отсутствие достаточного отечественного опыта полученные оцен­ки основаны на использовании в основном обобщенных зарубежных дан­ных о структуре капитальных затрат на сооружение ВЭС, не учитываю­щих российской специфики;

2) полученные оценки весьма приближенно учитывают возможную будущую динамику местных тарифов на электроэнергию, темпы инф­ляции, возможность снижения кредитных ставок;

3) полученные оценки не учитывают особенности будущих схем оп­латы и возврата инвестиций;

4) при проведении оценок не учитывались возможности конкурсного выбора компаний-производителей, поставщиков ветроэнергетического оборудования и строителей ВЭС, являющихся основным рыночным ин­струментом для снижения цен на ВЭУ и их возведение;

5) при проведении оценок весьма приближенно учитывались спо­собы и стоимости доставки оборудования и прохождения таможен­ных процедур.

В связи с этим, полученные в работе оценки имеют предваритель­ный характер.

Однако, полученные в работе с известным запасом, данные оценки «снизу» и «сверху» могут служить не только качественной, но и доста­точно достоверной количественной базой для обстоятельного и более точ­ного технико-экономического анализа и выбора оптимальных вариан­тов и мест возведения ВИЭ.

Отметим также, что развитые в работе методики определения энергетической и экономической эффективности ВИЭ и их про­граммные реализации при наличии реальных технико-экономичес­ких показателей ЭС, действующих в том или ином регионе, позво­ляют повысить точность полученных результатов до 12 — 15 % , дос­таточную, на наш взгляд, для принятия обоснованных оптималь­ных решений относительно прорабатываемых ветроэнергетических проектов [87].

3.1.3. Численная методика расчета энергетической и экономической эффективности ВИЭ

Определение себестоимости электроэнергии, периодов окупаемости и прочих показателей экономической эффективности ВИЭ в исследуе­мых по проекту TACIS регионах России проводится численно с учетом многолетнего прогноза инфляции, кредитных ставок, вероятности от­каза ВЭУ, а также стоимости на органическое топливо [87].

Развитая методика определения показателей энергетической и эко­номической эффективности ВЭУ с задаваемыми параметрами реализо­вана в программном виде для расчетов и графической визуализации на персональном компьютере.

Информационную основу методики составляют следующие базы данных (БД):

БД «ФЛЮГЕР»: ветроклиматические данные = 3500 метеорологи­ческих и 146 аэрологических станций на территории бывшего СССР;

БД «ФАЭТОН»: актинометрические данные = 1100 станций быв­шего СССР;

БД «РУТЭК XXI»: характеристики топливно-энергетического комп­лекса и технико-энергетические показатели действующих электростан­ций России, стран СНГ и Балтии всех известных типов;

БД «ЭРГОМАШ»: технико-экономические характеристики современ­ных энергоисточников всех известных типов, включая ВИЭ.

Список содержащихся в БД энергоисточников и пример диапазона из­менений их технико-экономических характеристик приведен в табл. 3.6.

Разработанные для работы с созданными авторами базами данных программные комплексы реализуют следующие функции:

— выборку и моделирование с известной точностью количественных характеристик возобновляемых ресурсов ВИЭ (ветровых, солнечных и пр.) для данного места;

Таблица 3.6

Тип электростанции

Удельные капвложения, EURO/кВт ч

Дизельные электростанции (ДЭС)

350-450

(550-650*)

ДЭС с утилизацией тепла

600 — 750

(900- 1100*)

Газодизельные установки (ГДЭУ)

500 — 650

о

о

‘Г-,

ОС

ГДЭУ с утилизацией тепла

750 — 900

(1200- 1700*)

Газотурбинные установки (ГТЭУ)

550-650

(800- 1100*)

Системы пиролизной газогенерации

450 — 550

(650 — 900*)

Малые гидроэлектростанции (МГЭС)

550 — 2000 (с плотиной) (900 — 2000*)

Ветроэнергетические установки (ВЭУ)

1200- 1400

(1200- 1800*)

Фотоэлектрические станции (ФЭС)

4500 — 6000

(6700 — 9000*)

Солнечные тепловые коллекторы (СЮ

500 — 600

(900- 1000*)

Геотермальные энергостанции

1500-2000

(1200 — 1800*)

Энергостанции на биотопливе

1200- 1400

(1300- 1800*)

(500*) — стоимость импортного оборудования

— расчет энергетических показателей ВИЭ по их известным или за­данным параметрам;

— численный анализ зависимости экономической эффективности ВИЭ каждого типа от заданных параметров: их стоимостных характеристик, инвестиционных и банковских процентов, инфляционных индексов, коэф­фициентов использования номинальной мощности энергоисточников и др.;

— расчет показателей экономической эффективности ВИЭ по задан­ным сценариям роста цен, инфляции, устанавливаемых по годам мощ­ностей ВИЭ и пр.;

— графическое представление результатов расчета энергетической и экономической эффективности ЭС.

Характеристики ветрового (ВЭП) и солнечного (СЭП) энергетических потенциалов в межстанционных промежутках моделируются с извест­ной точностью по данным многолетних измерений на станциях государ­ственной гидрометеорологической сети [24]. Энергетическая и экономи­ческая эффективность ветровых и солнечных энергоустановок опреде­ляется с учетом их технических и стоимостных характеристик [21].

Характеристики биологических ресурсов рассчитываются по раз­витым авторами методикам на основании официальных статистичес­ких данных Федеральной службы Государственной статистики об уро­жайности агрокультур и поголовья скота, отходах жизнедеятельнос­ти и промышленного производства в субъектах Российской Федера­ции [9, 85, 62, 63].

Развитая и численно реализованная в работе методика призвана ре­шать задачи двух типов.

Первый тип, или прямая задача расчет ежегодных и ресурсных (средних и интегральных за срок эксплуатации) энергетических и эконо-

мических показателей как энергоисточников традиционного типа (ЭС на органическом топливе, ГЭС, АЭС), так и ВИЭ по заданным началь­ным параметрам проекта ВИЭ (стоимостным характеристикам ВИЭ, инвестиционным и банковским процентам, индексам инфляции, ко­эффициентам использования номинальной мощности энергоисточни­ков и др.).

При этом численная реализация предусматривает два расчетных ре­жима [87]. Первый обеспечивает расчет показателей проекта при одно­разовом вводе энергоисточника в заданном году. Второй — обеспечи­вает расчет показателей проекта с многолетним наращиванием мощно­сти энергоисточника.

Второй тип или обратная задача — определение расчетных техничес­ких, энергетических и экономических параметров ВИЭ, обеспечиваю­щих заданные экономические показатели проекта ВИЭ (себестоимость, окупаемость и др.) [87].

Пример, поясняющий логику последующих расчетов и анализа эко­номической эффективности ВИЭ разного вида, показан на рис. 3.5, на котором приведены графики многолетнего (за время порядка ресурсно­го периода ВИЭ, равного для большинства типов ВИЭ за 20 лет ) накоп­ления удельного баланса расходов и доходов ВИЭ исследуемых в работе типов, каждый номинальной мощностью 1 кВт, работающих с харак­терными для условий исследуемых регионов коэффициентами исполь­зования номинальной мощности.

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.5. Многолетнее накопление удельного баланса расходов и доходов ВИЭ исследуемых в работе типов номинальной мощности 1 кВт

Для решения задачи на входе в программу задаются фиксированные технические и экономические параметры проекта энергоисточника, а

на выходе программы — временные (погодичные) ряды расчетных энер­гетических и экономических показателей проекта ВИЭ заданного типа и его интегральные и средние показатели с учетом или без учета дискон­тирования.

Источником доходов в приведенном примере является продажа элек­трической или тепловой энергии, вырабатываемой ВИЭ при начальной на год пуска ВИЭ в эксплуатацию (2010 г.) цене закупки энергии ВИЭ, равной 6 EURO-центов за 1 кВт • ч, или 2,10 руб./кВт • ч (по докризисно­му курсу ЦБ РФ 2008 г.), растущей в период эксплуатации ВИЭ (приня­тый равным 20 годам) пропорционально инфляции. Выбор начальной цены закупки примерно соответствует ожидаемому значению тарифов на электроэнергию и стоимость основных энергоносителей (газа) в 2011 г. Капитальные и эксплуатационные затраты на ВИЭ соответствуют рыночным ценам 2008 г. на оборудование, доставку и строительно-мон­тажные работы.

Наиболее важными в плане постановки последующих исследований дан­ной работы являются следующие выводы из приведенного графика.

Накопленные за ресурсный период балансы расходов и доходов при эксплуатации ВИЭ разных типов могут быть как положительными (окупаемые проекты), так и отрицательными (неокупаемые проекты). Окупаемость или неокупаемость проекта зависит от величины капи­тальных вложений (определяемых точкой пересечения графиков с вер­тикальной осью абсцисс), эксплуатационными затратами, затратами на используемое энергостанцией топливо, выработкой энергии, опре­деляемой коэффициентами использования номинальной мощности ВИЭ и ценой продажи выработанной энергии.

При принятой расчетной закупочной цене энергии ВИЭ, равной 6,0 EURO-центов/кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) успе­вают окупиться лишь некоторые типы ВИЭ — солнечные тепловые станции, малые ГЭС, геотермальные энергостанции и БиоЭС с низки­ми затратами на используемое ими биотопливо.

При расчетной закупочной цене энергии ВИЭ в 6,0 EURO-центов/ кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) не успевают окупиться солнечные электростанции (за счет больших капзатрат и малости коэф­фициентов использования номинальной мощности #инм), ВЭС (с малы­ми -^инм)» БиоЭС с высокими затратами на подготовку и транспортиров­ку биотоплива.

Важно также отметить, что при закупочной цене энергии ВИЭ в 6,0 EURO-центов/кВт • ч за заявляемый ресурсный период (20 лет) за счет высокой топливной составляющей не окупаются и традиционные элек­тростанции на природном газе, являющиеся самыми экономичными из отечественных электростанций (кривая на рис. 3.5).

и БТиоэГя^В„ИЭ РЯГ ™П0Е (МЭЛЫе ГЭС’ геотеРмаль„ые энергостанции ) ются более экономичными, чем традиционные ЭС на газе и, тем более, на мазуте и дизельном топливе [87]. ’

Поскольку газовые электростанции являются основой электпоэнео — гетики России, вырабатывающими две трети электроэнергии страны ценовая политика государства будет выстраиваться в сторону увеличе­ния закупочных цен на электроэнергию (выше 6,0 EURO-центов/кВт • ч) что не изменит общего соотношения эффективности ВИЗ и газовьіх ЭС

— ка^°™°^эф^ектм^сть°предпроектаогоПанализа ^ Ч"*"*

з"—’

ПО и ~ УМШ [зТ]И ЛЄЖИТ РаСЧЄТ СРЄДНЄЙ “ ™ ™°<™ ВЭУ

Подпись: і в JV)-/(o

Подпись: ^ВЭУ -P(n=Kh

Подпись:(ЗЛО)

гДв К Коэффициент НеИДеаЛЬНОСТИ R3V пписі.™отЛ,„ “ со ВЭУ, из-за потерь энергии во внутренних сет я* R^r от. Р

======

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.3. Зависимость от скорости ветра мощности ВЭУ Vestas V-27 и средней годовой повторяемости скорости ветра по градациям для метеостанции Свет­логорск и аппроксимирующих распределений Вейбулла и Гринцевича

Повышение точности моделей по первому пункту достигается в на­шей методике двумя приемами. Первым приемом является использова­ние данных, в первую очередь, метеостанций, расположенных на откры­тых для ветра ровных пространствах, и для повышения статистической достоверности данных метеостанций, частично экранированных от вет­ра, подвергнутых процедуре очистки от влияния экранирующих ветер препятствий с использованием принятой в России классификации зак­рытости станций от ветра Милевского. «Очистка» данных обеспечивает точность моделирования характерных для района средних сезонных скоростей с точностью до 12 — 8% для равнинных и до 18 — 20% — для территорий с горным рельефом.

Основой второго приема является использование в качестве функции распределения ветра по скоростям региональных табулированных фун­кций Гринцевича, дающих более точные результаты, чем рекомендуе­мые западными методиками функции Вейбулла [24].

Повышение точности моделей по второму пункту достигается в мето­дике переходом от традиционной экстраполяции данных наземных ме­теонаблюдений ветра на высоту на интерполяцию с использованием уни­кальных для мировой практики данных 146 станций многолетних аэро­логических измерений в пограничном слое атмосферы на высотах 100 200, 300, 600 м [24].

Моделирование вертикального профиля скорости ветра в развитой авторами методике проводится с использованием трехслойной модели «Сэндвич» [31], описывающей зависимость скорости ветра от высоты в разных высотных диапазонах в соответствии с формулами :

в нижнем поверхностном слое (от 0 до 10 м):

V(h) = (U*/к)-Ln(h/Z0) , (3.11)

в пограничном слое (« 100 < h < 600 м):

r(h) = Ah3+Bh2+Ch + D, (3.12)

в промежуточном слое (« 10 < h < 100 м) :

V(h) = Ph3+0-h2+R-h + S, (3.13)

где коэффициенты U* и ZQ определяются в соответствии с методикой WASP (RISO, Дания) по данным измерений ветра на ближайших метеорологи­ческих станциях на высотах флюгера (« 10 — 16 м) и моделируемому с использованием классификации Милевского значению параметра шеро­ховатости ZQ; коэффициенты Р, Q, R, S полинома, аппроксимирующего профиль скорости в пограничном слое 100 — 600 м определяются по мно­голетним данным аэрологических станций на высотах 100, 200, 300 и 600 м; коэффициенты А, В, С, D кубического сплайна, моделирующего про­филь скорости в промежуточном слое 10 — 100 м, определяются из усло­вий гладкой сшивки профилей (3.10) и (3.12), означающей равенство в точках сшивки самих скоростей ветра и их первых производных.

Использование аэрологических данных из-за малой изменчивости скоростей ветра на высотах более 100 м на расстояниях до 200 — 300 км обеспечивает точность моделирования типичных для района средних сезонных скоростей на высотах * 100 м с не менее 6 — 10%. Благодаря этому, модель «Сэндвич» позволяет существенно повысить точность моделирования V(h) по сравнению с известными степенными [6] и логарифмическими [6, 9, 33] моделями, а также по сравнению с датс­кой методикой [27], использующей логарифмическую экстраполяцию для моделирования высотного профиля скорости ветра.

Например, расхождение результатов моделирования «Сэндвич» с многолетними экспериментальными данными аэрологической станции «Новосибирск» для высоты 60 м составляет 2%, что, как видно из табл. 3.7 [24], принципиально точнее результатов моделирования с ис­пользованием иных моделей.

Отметим, что по нормам, установленным в мировой ветроэнергети­ческой практике, погрешность установленного в ходе проектных ис­следований прогноза мощности ВЭУ в местах будущей ее установки не должна превышать 10% (с учетом данных, полученных с ближайших метеорологических станций и данных «ветровой разведки» — анемо­метрических измерений ветра на метеомачтах, установленных в месте возведения ВЭС длительностью не менее года) [137].

Использование описанных выше отечественных методов позволяет уменьшить суммарную погрешность расчета интеграла (1) для равнин-

Часть 1. Общие представления о ветроэнергетических ресурсах
и технических возможностях их использования

Таблица 3.7

Относительные (в %) отличия среднегодовых модельных и экспериментальных данных аэрологической станции «Новосибирск» на высоте 60,100 и 200 м Г24]

Методика

Г, ксп-Умоа,%

на высоте 60 м

Гэксп — Умод< % на высоте 100 м

к1КСП — VMHA %

на высоте 200 м

БИЭН V(;) = V*,, •

35.2

34.8

25.6

ГГО 1989 К(-)=КЬ„. (**„)“

21.9

16.6

14.1

WASP. RISO. Дания

31.9

29.1

21.3

ФЛЮГТІР 3. : V(z) — Кь. • (z/z**)m

9.3

0

1 1.3

ФЛЮГЕР XXI V{z) = V0* In (zJzn)

4.7

0

5.9

І Модель «Сэндвич»

1,9

0

0

ных территорий во многих регионах России до 13 — 16 %, а для ряда регионов (степные и лесостепные равнинные зоны на юге европейской части РФ и Западной Сибири, тундровые побережья морей Северного Ледовитого океана) при моделировании развитыми методами удается минимизировать погрешность до 10% и ниже [24, 31].

Достигнутая точность прогноза мощности ВЭУ позволяет значитель­но экономить время и средства при проведении предпроектных изыска­ний по сравнению с методиками, используемыми за рубежом и основан­ными на дорогостоящих и длительных замерах ветровых характерис­тик в местах предполагаемой установки ВЭС.

Для примера, на рис. 3.7 и 3.8 приведены расчетные данные о себес­тоимости и рентабельности энергоустановок разного типа, являющих­ся потенциальной альтернативой наиболее широко распространенных в России ДЭС: сетевых ВЭС мегаваттного класса мощности с К = 20 и

опо/ і ИНМ

30 /о, современных высокоэффективных ЭС на парогенераторном цик­ле, работающих на твердом топливе (ПАРУ), малых ГЭС отечественного производства номинальной мощностью =150 кВт.

Себестоимость современной сетевой ВЭУ с номинальной единичной мощностью = 1 МВт, работающей с коэффициентом использования но­минальной мощности Ктш >. 25 %, после 6 — 7 лет эксплуатации выхо­дит на уровень лучших ЭС на паросиловом цикле = 0.04 — 0.05 USD/ кВт • ч и проигрывает лишь малой ГЭС, себестоимость энергии которой составляет = 0,02 — 0,03 USD/kBt • ч после 6 — 7 лет работы.

Из приведенных графиков видно, что энергетические проекты на базе приведенных установок, особенно больших сетевых ВЭС и малых ГЭС, являются весьма привлекательными для доходного бизнеса даже при сегодняшних российских тарифах на энергию.

Показатели экономической эффективности ВЭУ на территории России

Определение максимально точных средних годовых и многолетних (за ресурс ВЭУ) значений данных критериев, а также их динамики является

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.7. Зависимость себестоимости ЭС от периода эксплуатации

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.8. Зависимость баланса расходов и доходов ЭС от периода эксплуатации

весьма трудоемкой и дорогостоящей задачей технико-экономического обоснования каждого конкретного ветроэнергетического проекта.

В качестве наиболее важных для практики и при этом наиболее точ­но определяемых показателей экономической эффективности ВЭС ав­торами выбраны себестоимость вырабатываемой ими электроэнергии и период окупаемости ветроэнергетических проектов.

Критерии прибыльности и рентабельности являются более многофак — юрными и отчасти субъективными по своей природе, и поэтому более сложными для прогнозирования, поэтому не рассматриваются в данной работе. Однако полученные в работе оценки прогнозных показателей себестоимости электроэнергии ВЭС и их окупаемости позволяют оценить рентабельность и доходность ветроэнергетических проектов в отдельных регионах и пунктах.

Себестоимость электроэнергии современных ВЭС в России

Себестоимость электроэнергии ВЭС определяется как отношение зат­рат на его возведение и эксплуатацию к количеству выработанной им энергии и исчисляется как для определенных периодов (чаще всего по годам), так и для полного срока эксплуатации ВЭС.

Точность оценок себестоимости электроэнергии отдельных ВЭУ или многоагрегатных ВЭС определяется, во-первых, точностью прогнозиру­емых энергетических показателей ВЭУ, во-вторых, точностью исполь­зуемых данных о структуре капитальных и эксплуатационных затрат (включая капитальный ремонт) на каждую ВЭУ и ВЭС в целом по годам и за срок службы 18 — 20 лет, и, в-третьих, надежностью долгосрочного прогнозирования схем и параметров налогообложения, оплаты и возвра­та инвестиций, кредитов, а также динамики цен на электроэнергию в твердой валюте и инфляцию.

Существенным ограничением энергетической эффективности ВЭС в удаленных районах России может оказаться их труднодоступность для ремонтных бригад, приводящая к длительным простоям и невосполни­мой недовыработке энергии.

Капитальные затраты на ВЭС в России определены в работе по из­вестной на 2008 г. стоимости ВЭУ у производителей, а также стоимо­сти доставки, монтажа и пусконаладочных работ с учетом правил рос­сийского налогообложения. Стоимость сопутствующих работ (строи­тельство подъездных путей и подсобных зданий, изготовление фун­дамента, прокладка ЛЭП и пр.) оценена по средним рыночным ценам с возможными погрешностями, связанными с местной климатичес­кой, геологической, ценовой и прочей спецификой в разных регио­нах страны, однако, доля этих неточно определенных работ в суммар­ных капитальных затратах на ВЭС относительно мала в смысле точ­ности их прогноза.

Прогноз затрат на эксплуатацию и ремонт ВЭС на длительный (до 20 лет) срок их службы проведен в работе методами математического моде­лирования на базе эмпирико-статистических моделей технической ра­ботопригодности ВЭУ, подробно описанных в [24] с учетом возможных сценариев динамики инфляции в России. Достоверность прогноза эксп­луатационных затрат ограничена прежде всего недостатком эксплуата­ционных данных о динамике длительности и стоимости ремонтных про­стоев ВЭУ мегаваттной мощности последних поколений, являющихся наиболее экономичными и перспективными для широкомасштабного использования в России.

Вторым ограничением точности такого прогноза является ненадеж­ная предсказуемость долгосрочной динамики инфляции в России, в том числе цен на энергоносители.

Поэтому наиболее надежным подходом к экономическим оценкам, по мнению авторов, является определение параметрическими методами корридора (границ «снизу» и «сверху») возможных изменений эконо­мических показателей ВЭУ и, по возможности, уменьшение ширины такого коридора за счет повышения точности проводимых оценок на каждом этапе их определения.

Согласно полученным в работе оценкам, удельные капиталовложе­ния при возведении крупных сухопутных ВЭС в России с учетом отече­ственной специфики (слабая инфраструктура, суровые климатические условия, инвестиционные риски и пр.) могут составлять от 1400 до 1700 EURO за 1кВт установленной мощности, при этом себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ВЭС, может составить от 0,04 до 0,060 EURO/kBt • ч в районах с высоким ветроэнергетическим потенциалом и хорошей энергетической и транспортной инфраструктурой в месте установки ВЭС.

Удельные капиталовложения при возведении офшорных ВЭС (мор­ского базирования на прибрежных шельфах) в настоящее время вели­ки по сравнению с сухопутными ВЭС и составляют — 1700 — 2200 EURO за 1 кВт установленной номинальной мощности в зависимости от уда­ленности ВЭС от берега, от глубины и сложности сооружения фунда­ментов ВЭУ.

Структура капитальных затрат на возведение ВЭС в российских ус­ловиях отличается от известных зарубежных [24].

Существенной особенностью является обязательность уплаты налога на добавленную стоимость (18%) при ввозе на территорию РФ любого импортируемого товара, включая оборудование ВЭС.

Помимо стоимости основного оборудования и выплачиваемого при пе­ресечении границы России НДС, одной из основных статей затрат (и со­ответственно экономии) в российских условиях является доставка (от 7 до 10% от стоимости основного ввозимого оборудования). Существенны­ми являются также затраты на сооружение ЛЭП и вспомогательное обо­рудование (4 — 5,5%), высокая (относительно зарубежной) стоимость со­оружения фундаментов, особенно в сложных климатических и геологи­ческих зонах (3 — 7%), условиях стоимости разработки и монтажа систе­мы управления ВЭС в составе ВДЭС (3 — 7%), оплата установки и монта­жа ВЭС с учетом аренды дефицитных для России автокранов с нужной грузоподъемностью и высотой подъема (до 4%) [24].

В результате территориальных, геоклиматических и инфраструктур­ных отличий суммарные капитальные затраты на возведение ВЭС мо­гут существенно различаться в разных регионах России. В соответствии с приведенными показателями и проведенными в работе оценками, удельные капитальные затраты на сооружение и ввод в эксплуатацию

ЮС суммарной номинальной мощности 30 — 50 МВт на базе современ­ных ВЭУ средней (600 кВт) и большой (2000 кВт) мощности при уровне мировых цен на ВЭУ в 2006 году составят в типовых условиях России около 1350 — 1600 EURO за 1 кВт номинальной мощности ВЭС, при этом доля стоимости самой ВЭУ в суммарных капитальных вложениях при строительстве и пуске сухопутных и офшорных ВЭС составит соответ­ственно 65 — 75% и 45 — 60% . Величина удельных капитальных затрат яри этом падает с увеличением мощности базовых ВЭУ.

Оптимизация капитальных затрат на ВЭС, включая самую существен­ную их часть — стоимость самих ВЭУ (за счет выбора их оптимальных моделей и поставщиков) — является основной задачей проектных ис — медований. В связи с этим экономия средств (= 3,0 — 5,0% от стоимости ВЭУ) и времени на этапе подготовки проекта ВЭС, особенно в условиях отсутствия опыта их проектирования в российских условиях, чревата многократно большими потерями при реализации ветроэнергетическо­го проекта.

Важнейшие определяющие экономическую эффективность ВЭУ па­раметры: годовые и общие затраты на их эксплуатацию определены в работе с учетом сложившейся в последние годы международной прак­тики эксплуатации ВЭС большой мощности, включая двухлетнюю или однолетнюю (соответственно для новых и бывших в употреблении ВЭУ) гарантию производителя и далее построена на их техническом сопро­вождении самими производителями ВЭУ, включая необходимый ре­монт. Техническое сопровождение осуществляется на основе договора, заключаемого на срок, как правило, 10 лет, начиная со второго или тре­тьего года работы ВЭС с ежегодной оплатой, составляющей по догово­ренности сторон от 1,5 до 3,0% от некоторой базовой стоимости, кото­рая в международной практике варьируется от первоначальной цены ВЭУ до капитальных затрат на строительство ВЭС.

Для России с учетом больших транспортных затрат в качестве базо­вой стоимости наиболее логичной представляется стоимость ВЭУ с дос­тавкой, отражающей труднодоступность ВЭС и обусловленную этим по­вышенную стоимость ремонтов, а указанный процент при этом может составлять 3%.

Сложившийся в мировой практике договорный 10-летний срок тех­нического сопровождения ВЭС компаниями-производителями сформи­рован с учетом показателей надежности ВЭУ, в соответствии с которы­ми производителями рекомендуется капитальный ремонт ВЭУ на 11 — 13 год службы ВЭУ. 10-летний срок в этом случае избавляет производи­теля от необходимости проведения значительного по временным и фи­нансовым (до 7 — 10% от первоначальной стоимости ВЭУ и более) затра­там на капитальный ремонт.

Наиболее существенные эксплуатационные затраты, превышающие уровень 2-3% от капитальных затрат на возведение ВЭС и весьма быс­тро (экспоненциально) нарастающих со временем, следует ожидать, со­гласно имеющихся опытных данных и полученных в работе модельных оценок, после 10 — 12 лет ее работы.

Методические расчеты оценок себестоимости проводились в работе для двух возможных вариантов комплектования ВЭС.

Первый базируется на вновь изготовленных серийных ВЭУ рас­смотренного типа, либо их современных аналогов по цене = 1000 EURO за 1 кВт номинальной мощности ВЭУ (уровень 2007 г.) и проводится с учетом приведенных выше данных об экономике сухопутных ВЭС.

Второй набазе ВЭУ «Secondhand», отработавших часть своего ре­

сурса (7-8 лет из заявленных 20) по цене = 350 — 500 EURO за 1 кВт номинальной мощности и прошедших соответствующую предпродаж­ную подготовку с последующей их заменой на тех же фундаментах в 2015 — 2017 годах на новые соответствующего класса тех же производителей, но уже по меньшей (в 1,3 -1,5 раза в соответствии с прогнозами) цене (-~ 600 — 700 EURO/кВт номинальной мощности).

Определение прогнозной себестоимости электроэнергии ВЭУ и ВЭС в современной России проведено в работе в соответствии со схемой рос­сийского налогообложения и кредитной системы, а также с учетом воз­можных сценариев динамики инфляции.

Важнейшим при оценках себестоимости электроэнергии ВЭС явля­ется коэффициент использования номинальной мощности базовых ВЭУ ^инм> определяющий выработку энергии за сезон, год и, в конечном ито­ге, за ресурсный период.

В табл. 3.8 приведены результаты оценок себестоимости электро­энергии ВЭУ с реальными на 2007 — 2008 гг. вариантами удельных ка­питальных затрат на возведение ВЭУ (900 — 1000 EURO/кВт • ч) и по­казателями издержек на эксплуатацию и ремонт ВЭУ (О&М), харак­терных для современных больших ВЭС (с установленной мощностью 30-100 МВт) на базе ВЭУ единичной мощности 2-3 МВт.

Как видно из табл. 3.8, разные методики оценки себестоимости электро­энергии ВЭУ могут приводить к разным результатам. Так, при ее опреде­лении за рубежом, исходя из коммерческих соображений, фирмами-про — изводителями обычно не учитывается инфляционный фактор, в результа­те чего расчетная себестоимость электроэнергии ВЭС за рубежом может оказываться существенно заниженной (на 20 — 25%). Недоучет этого фак­тора, особенно в совокупности с необходимостью уплаты 18% — ного налога на добавленную стоимость при ввозе ВЭУ в Россию, может приводить к чрезмерно большим погрешностям (до 40% и более) при упрощенных оцен­ках себестоимости электроэнергии ВЭС в российских условиях.

ВЭУ мощностью 1 кВт, АГ11УМ. %:

15

20

25

30

35

40

45

Годовая выработка ВЭУ, кВт*ч

1314

1752

2190

2628

3066

3504

3942

Методика определения себестоимости энергии ВЭС

Удельные кап. затр., EURO/kBt

Себестоимость электроэнергии ВЭУ, EURO-цент/кВт’ч

Оценка по средним показателям

900

6,7

5,5

4,8

4,3

4,0

3,7

3,5

О&М за рубежом без инфляции

1000

7,0

5,8

5,0

4,5

4,1

3,9

3,6

Оценка по средним показателям

900

8,0

6,7

5,9

5,4

5,0

4,7

4,5

О&М за рубежом с инфляцией /0= 2%

1000

8,4

7,0

6,2

5,6

5,2

4,9

4,6

Оценка по средним показателям

900

8,5

7,2

6,4

5,8

5,5

5,2

5,0

О&М с НДС и инфля­цией /„ = 7.5%

1000

8,9

7,5

6,6

6,0

5,6

5,3

5,1

Расчет с учетом вре­менного хода

900

9,67

7,25

5,80

4,83

4,15

3,63

3.22

О&М за рубежом с инфляцией /0= 2%

1000

10,75

8,06

6,45

5,37

4.61

4,03

3,58

Расчет с учетом вре­менного хода

900

11,93

8,95

7,16

5,96

5,11

4,47

3,98

О&М в РФ с инфля­цией /о = 7.5%

1000

13,25

9,94

7,95

6,63

5,68

4,97

4,42

Таблица 3.8

Определение себестоимости электроэнергии ВЭУ при разных значениях Кинм и О&М

Из табл. 3.8 видно, что как за рубежом, так и в реальных российс­ких условиях себестоимость электроэнергии ВЭС существенно пада­ет с ростом К т, и при его значениях 30% становится ниже уровня 4,8 — 5,4 EURO-центов/кВт • ч в зарубежных и < 6,0 EURO-центов/ кВт • ч, или < 2,0 руб./кВт • ч. С учетом наличия в ряде регионов Рос­сии ВЭП, обеспечивающего работу ВЭУ с #инм >35%, себестоимость ветровой энергии, утилизированной современными ВЭУ, может со­ставлять менее 4,0 EURO-центов/кВт • ч, что заметно ниже уровня тарифов на электроэнергию, превышающих в энергодефицитных об­ластях России 6-7 EURO-центов/кВт *ч [87].

Одним из основных факторов повышения коэффициента использова­ния номинальной мощности ВЭУ является их подъем на большие высо­ты, которым соответствуют большие значения ветроэнергетического потенциала, то есть увеличение высоты их башен. Но данное увеличение приводит в российских условиях к весьма существенному росту капи-

тальных затрат на возведение ВЭС. Поэтому вопрос о выборе башен ВЭУ оптимальной высоты должен рассматриваться с учетом как техничес­кой и энергетической, так и экономической целесообразности.

Для примера в табл. 3.9 приведены данные о себестоимости электро­энергии ВЭУ Enercon Е 66 номинальной мощности 1,8 МВт, проведен­ных для разных значений коэффициента использования его номиналь­ной мощности и разной высоты башни, обусловливающей разную сто­имость ВЭУ [24].

Таблица 3.9

Зависимость себестоимости электроэнергии ВЭУ Enercon Е 66 номинальной
мощности 1,8 МВт от высоты его типовых башен

Высота башни ВЭУ. м

50

60

70

80

90

100

Удельная стоимость ВЭУ, EURO/kBt

901

886

894

925

981

1059

Дополнительные затраты. EURO/kBt

406

443

492

555

637

742

Эксплу атационные затраты. EURO/kBt

1050

1050

1050

1050

1050

1050

Кап. затраты + эксплуатация. EURO/kBt

2357

2379

2435

2531

2668

2851

Скорость ветра V(h), м

6,80

7.11

7,38

7.61

7.82

8.00

КиумВЭУ.%

22.5

24,9

26.8

28.5

30

31

Себестоимость электроэнергии. EU RO-центы/кВт • ч

6,18

5.18

4.93

4.86

4.81

4.82

Отсюда следует, что экономические показатели ВЭУ не всегда улуч­шаются с ростом высоты ее башни и могут быть улучшены выбором башни оптимальной высоты.

Как показано в ряде работ [24], указанное обстоятельство оказыва­ется особенно существенным в приморских зонах с преобладанием вет­ров морского типа и должно быть учтено при рассмотрении ветроэнер­гетических проектов на побережье Каспийского (Астраханская область) и Черного (Краснодарский край) морей.

Существенную роль в структуре себестоимости электроэнергии ВЭУ играет, как было отмечено выше, инфляционная составляющая, что подтверждается данными табл. 3.10, рассчитанными с учетом модели надежности ВЭУ для разных значений параметров инфляции в модели (3.3) при Jw = 2% для ВЭС с коэффициентом использования номиналь­ной мощности Ктт = 30%.

Вклад эксплуатационных затрат в себестоимость электроэнергии ВЭС за рубежом в настоящее время составляет около 25 — 33 %, что существенно ниже доли капитальных затрат при их возведении. Одна­ко в России, в силу высокого уровня инфляции, а также из-за отсут-

Таблица 3.10

Зависимость себестоимости электроэнергии ВЭС (ЭВЭУ) и ее эксплуатацион­ной составляющей (SO&M) в EURO-центах/кВт • ч от параметров / иКш модели инфляции (3.4)

Стои­

мость

ВЭУ,

EURO/kBt

/„ -*

2

4

6

8

10

Аехр 4

8вэу|§о&м

8вэу 1 Sq&m

Sb3VISq&M

$ВЭУ1So&M

8 вэу1So&m

ЕиіЮ-цент/кВт*ч

1000

0,25

(7 и 20 лет)

5,69

1,87

5,99

2,17

6,33

2,51

6.73

2,91

7.19

3,37

900

0,25

(7 и 20 лет)

5,30

1.74

5,58

2,02

5,90

2.34

6,27

2,71

6,70

3,14

1000

0,35

(5 и 15 лет)

5,69

1,87

5.88

2,06

6,08

2.26

6,31

2,49

6,56

2.74

900

0.35

(5 и 15 лет)

5,30

1,74

5,48

1,92

5,67

2,11

5.88

2,32

6.11

2,55

1000

0.45

(4 и 11 лет)

5.69

1,87

5,82

2,00

5,96

2,14

6,11

2,29

6,27

2,45

900

0,45

(4 и 11 лет)

5,30

1,74

5,42

1,86

5,55

1,99

5,69

2,13

5,84

2,28

1000

0,55

(3 и 8 лет)

5,69

1,87

5,79

1,97

5,89

2,07

5,99

2,17

6,1 1

2,29

900

0,55

(3 и 8 лет)*)

5,30

1,74

5,40

1,84

5,49

1,93

5,58

2,02

5.69

2,13

(3 и 8 лет)*’ — в скобках дано время спадания годового индекса инфляции в годах в 2,72 раза (левое число) и до мирового уровня /„ = 3 % (правое число)

ствия развитой ремонтной инфраструктуры, как это следует из прове­денных расчетов, эксплуатационная составляющая себестоимости элек­троэнергии ВЭС оказывается значительно больше и может доходить за счет инфляции до 40 — 50% [87].

Таким образом, инфляционная составляющая себестоимости элект­роэнергии ВЭУ может приводить к увеличению себестоимости электро­энергии ВЭУ на 15 — 20% и более, что оказывается существенным при принятии решений о целесообразности использования ВЭУ в районах с невысоким ветроэнергетическим потенциалом.

Другим существенным фактором, значительно увеличивающим стоимость капитальных и эксплуатационных затрат ВЭУ в российс­ких условиях, является привлечение к строительству ВЭС кредитных средств.

Важнейшей спецификой современных экономических условий в Рос­сии является высокая кредитная ставка, доходящая в настоящее время в разных банках для долговременных (более 10 лет) кредитов до 16 — 18% годовых и более (в рублевом выражении) и до 10 — 12 % и более (в долла­рах США и EURO).

Специфику современной российской кредитной системы и влияние кредитных ставок на возможности использования кредитов в ветроэнер­гетике поясняет рис. 3.9 [24]. График ежегодных значений прибылей с продаж электроэнергии (жирная кривая) получен в приведенном при­мере для случая бескредитного возведения ВЭС за вычетом всех налогов РФ для ВЭУ, работающей с коэффициентом использования номиналь­ной мощности Ккнм = 30%.

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.9. Сравнение прибыли от продажи электроэнергии ВЭУ по цене 10 EURO-центов/кВт • ч (с учетом эксплуатационных затрат и инфляции 1п =

7,5%) с вычетами процентов по кредиту при разных кредитных ставках

При кредитном финансировании ежегодные значения прибылей с продаж электроэнергии уменьшаются на сумму выплаченных процен­тов по кредиту и его погашения.

Графики выплат процентов по кредиту с разной кредитной став­кой (4, 8, 12 и 16%) на рис. 3.9 получены в предположении выплаты процентов по кредиту из прибыли от продажи энергии по цене

3,5 руб./кВт • ч (10 EURO-центов/кВт • ч) с учетом ставок рефинанси­рования, соответствующих кредитным ставкам, при этом вся остав­шаяся чистая прибыль используется на погашение кредита.

Отметим, что цена продажи электроэнергии ВЭУ в рассмотренном примере соответствует зарубежному уровню, но весьма существенно за­вышена (на 20 — 50%) по сравнению с тарифами, действующими в на­стоящее время в большинстве регионов РФ.

Из рис. 3.8 видно, что при больших кредитных ставках (> 8 — 10%) проценты по кредиту, по крайней мере в первые 7-10 лет работы ВЭУ, превышают прибыль с продаж ее электроэнергии даже при льготных ценовых условиях ее продажи. При кредитных ставках, превышающих 12% (типичная ситуация в России на 2007 год), прибыли с продажи энер­гии оказывается недостаточно для выплаты обязательств по кредиту.

Влияние кредитного финансирования на экономику ВЭС проиллюст­рировано также на рис. 3.9 [24], на котором приведены графики накоп­ленной за 20 лет работы ВЭУ мегаваттной мощности (при Ктш = 30%) удельной (на кВт номинальной мощности) чистой прибыли от продажи электроэнергии ВЭУ по ценам 7 EURO/kBt • ч и 10 EURO/кВт • ч в зави­симости от доли кредита в капитальных затратах на ВЭУ при разных кредитных ставках с учетом динамики инфляции по модели (3.4) с на­чальной инфляцией 1о= 7,5%.

В приведенном на рис. 3.10 случае, удельные капитальные затраты на возведение ВЭС составляют 1580 EURO/kBt • ч, которые покрывают­ся либо из собственных средств, либо частично за счет привлечения кре­дита с разными кредитными ставками.

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

10 15 20 25 30

О 10 20 30 40 50

а б

Рис. 3.10. Зависимость накопленной за 20 лет работы ВЭУ мегаваттной мощ­ности удельной (на 1 кВт номинальной мощности) чистой прибыли от прода­жи электроэнергии ВЭУ по ценам 7 EURO/kBt • ч (а) и 10 EURO/kBt • ч (б) от доли кредита в капитальных затратах на ВЭУ при разных кредитных ставках (■Кинм “ 30% > начальная инфляция 1о = 7,5 %)

При частичном использовании кредита с увеличением его доли вклад собственных средств инвестора в покрытие капитальных затрат при воз­ведении ВЭС линейно уменьшается (жирная прямая). В приведенном примере подразумевалось, что вся выработанная энергия ВЭУ, рассчи­танная в соответствии с развитыми моделями технических простоев, эксплуатационных затрат, инфляции, продается по цене 7 и 10 EURO — центов за 1 кВт • ч.

Налоги с выручки от продажи электроэнергии ВЭУ выплачиваются с учетом производственных затрат и аммортизации ВЭУ, срок которой считается равным 10 годам. Выплата процентов по кредиту производит­ся из прибыли с учетом ставок рефинансирования, соответствующих кредитным ставкам, вся оставшаяся чистая прибыль используется на погашение кредита.

Методические исследования с помощью использованной модели кре­дитования при возведении ВЭС и погашения кредита позволили выя­вить следующие особенности.

Для привлечения инструмента кредитования для реализуемых в Рос­сии ветроэнергетических проектов в настоящее время существуют ог­раничения в виде высоких ставок по кредиту, при которых при низких закупочных ценах на электроэнергию прибыли от продаж энергии ВЭС не покрывают даже проценты по кредиту.

В связи с этим существует предельная доля кредитного финансиро­вания от суммарных капитальных вложений при возведении ВЭС, за­висящая от цены продажи энергии. При закупочных ценах на уровне действующих в настоящее время в России тарифов на электроэнергию привлечение кредитов с кредитной ставкой выше 10-12% даже в объе­ме 10 — 20% делает проект инвестиционно непривлекательным.

Обслуживание даже весьма льготного в настоящее время для Рос­сии кредита, взятого в полном объеме (100% от капитальных затрат на строительство ВЭС) на период до 20 лет под 5 — 6% годовых в EURO, в 1,5 — 1,8 раз увеличивает затраты на покупку, строительство и со­держание ВЭС в российских условиях по сравнению с бескредитным ее финансированием.

Полученные в методических расчетах данной работы оценки себесто­имости электроэнергии ВЭС позволяют сделать следующие выводы:

1. Удельные (рассчитанные на 1 кВт установленной мощности ВЭС) составляющие себестоимости и себестоимость электроэнергии ВЭУ в целом существенно зависят от коэффициента использования ее номи­нальной мощности #инм, уменьшаясь с его ростом до значений при #инм = 30% до 5,6 — 6,3 EURO-центов/кВт • ч, или до 1,90 — 2,10 руб./кВт • ч.

2. В современных российских условиях доля расходов на эксплуа­тацию и ремонт ВЭС в себестоимости производимой ими электроэнер­гии в силу высокого уровня инфляции оказываются существенно выше, чем за рубежом, что приводит к увеличению себестоимости электро­энергии ВЭС на 15 — 20% и более по сравнению с соответствующими зарубежными показателями.

3. Кредитная составляющая даже при весьма льготном для современ­ной России долгосрочном кредитовании (< 8% годовых в EURO) суще­ственно увеличивает (вплоть до удвоения) себестоимость электроэнер-

-ии ВЭС, повышая ее по сравнению с бескредитным финансированием іаже в районах с высоким ВЭП (#инм * 30%) до значений > 8,0 — ?.5 EURO-центов/кВт • ч.

Оценки сроков окупаемости ВЭУ в разных регионах России

Оценка окупаемости сетевых ВЭС проводилась в работе двумя спо — гобами.

Первый основывается на данных о существующих тарифах на элект­роэнергию в регионе и прогнозе их долгосрочного роста в достаточно от­даленном будущем (порядка 10 лет и более). Точность оценки окупаемос­ти ВЭС данным способом определяется точностью долгосрочного (на :рок — ресурса ВЭУ) прогноза тарифов, зависящих от себестоимости :-лектроэнергии, вырабатываемых разными спообами в разных регионах, = также от социально-политических и экономических факторов, трудно поддающихся долгосрочному прогнозированию. Поэтому оценки окупа­емости ВЭС данным способом должны осуществляться с помощью пара­метрически заданных вариантных моделей с предоставлением пользова­телю права экспертного суждения об их достоверности.

Второй способ основывается на оценке экономии топлива, замещен­ного при использовании ВЭС. Оценка окупаемости сетевых ВЭС на ос­нове долгосрочного прогноза динамики тарифов на электроэнергию, инфляции и цен на покупку электроэнергии, вырабатываемой дан­ной ВЭС, реализована в работе в соответствии с методикой, алгорит­мами и формулами, описанными в начале Главы 3 в следующей пос­ледовательности :

1) с использованием моделей инфляции, моделей вероятностей отка­за ВЭУ и условий погашения кредита, определяются по отдельным го­дам и накопленным на конец N-го года расходам на сооружение, содер­жание и ремонт ВЭС;

2) с использованием модели многолетней динамики закупочных цен на энергию, вырабатываемую ВЭС, определяются по отдельным годам и накопленным на конец п-го года доходам от продаж электрической энер­гии, вырабатываемой ВЭС с коэффициентом использования номиналь­ной или установленной мощности Ктт

Расчет окупаемости ВЭС в российских условиях в настоящее время имеет специфику, связанную, с одной стороны, с низкими (по сравне­нию с европейскими) тарифами на отпускаемую как предприятиям, так и частному сектору электрическую и тепловую энергии как в отдельных регионах, так и в стране в целом, а, с другой стороны, высокими темпа­ми их роста в последние 10 лет.

При этом, в последнее время тарифы на энергию в России росли быс­трее официальной инфляции, и эта тенденция, по-видимому, сохранит­ся в ближайшее время.

Предельный рост тарифов в российских условиях ограничен их вкла­дом в общий рост цен. Например, заявленный на 2008 год рост тарифов на электроэнергию повлечет ускорение темпов инфляции на 10 — 15 %. В долгосрочном сценарии рыночного (конкурентного) развития эконо­мики РФ рост тарифов ограничен уровнем мировых цен на энергоноси­тели и энергию.

Данное соображение иллюстрируют графики долгосрочного прогноза осредненных по странам тарифов на электроэнергию на рис. 3.11 [24].

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.11. Долгосрочный прогноз тарифов на электроэнергию в России и странах ЕС

Графики получены для стран Запада для условий с постоянным по годам индексом инфляции /о = 2,7% и своевременной замены отрабо­тавших ресурс мощностей и для России с учетом нарастания вероятнос­ти отказов объединенной энергосистемы (в результате большой изношен­ности ее ресурса в среднем) и экспоненциального роста инфляции при 1о = 7,5 % (в соответствии с официальным прогнозом Минэкономразвития РФ на 2007 год) для оптимистичного и пессимистичного сценария об­новления энергосистемы, зависящего от уровня инвестиций в энергети­ку. Линейный рост тарифов в странах ЕС обусловлен стабильностью и сбалансированностью экономики и постоянным и своевременным обнов­лением (3 — 5% в год) энергетических мощностей.

В большинстве областей и регионов РФ основным производителем элек­троэнергии для объединенной электросети являются ТЭЦ (до 50% энер­гетических мощностей России), работающие на угле, газе или мазуте, за счет экономии которых при использовании ВЭС и осуществляется окупа­емость последних. Достаточно точный долгосрочный прогноз цен на уг­леводородное топливо также практически не возможен, однако, по срав­нению с прогнозом тарифов (для которых цена на нефть является лишь одной из составляющих), он представляется более реализуемым.

В районах децентрализованного энергоснабжения основным источ­ником электроэнергии являются ДЭС, работающие на дизтопливе. Ис­ходными для расчетов вторым способом являются данные об эксплуата­ционных издержках на ТЭЦ и ДЭС на 1 кВт • ч вырабатываемой ими энер­гии, современные цены на мазут и дизтопливо и прогноз эксплуатаци­онных издержек на ТЭЦ и ДЭС и цен на органическое топливо (прогноз себестоимости 1 кВт • ч электроэнергии ТЭЦ) на период порядка ресурса ВЭУ (= 20 лет).

Оценка окупаемости ВЭС на основе прогноза тарифов и цен
на покупку вырабатываемой ими электроэнергии

Отличительной особенностью современной энергетики России явля­ется накопленное устаревание энергетической системы страны в сред­нем за последние 15 лет (со скоростью 3 — 5% в год), на протяжении ко­торых практически не происходило ее обновления, в результате чего средний износ энергетических мощностей приближается к критическо­му уровню 70 — 75 % от ресурсного, за которым следует резкое (экспо­ненциальное) нарастание отказов.

Оптимистичный сценарий для России (умеренный рост энергетичес­ких тарифов) реализуется при неотложном начале (в ближайшие 2-3 года) активного (5-7% в год) обновления энергетических мощностей России при низком уровне привлечения кредиторов и инвесторов, то есть в основном на средства энергетических компаний и госбюджета.

Пессимистичный сценарий разыгрывается при медленном (< 3%) обновлении энергосистемы страны, при котором при достижении ею критического износа (~ 75 — 80% от ресурса) возникает необходимость крупномасштабных срочных и непрогнозируемых вложений в ремонт­но-восстановительные работы энергетических мощностей по более до­рогим ценам, обусловленным многолетней инфляцией.

Влияние 7ГИ|Ш на баланс расходов — доходов и окупаемость ВЭС при­ведено на рис. 3.12 [24]. При больших значениях #И1Ш (> 30%) за счет выработки и продажи большего количества электроэнергии ВЭС стано­вится окупаемой. Поэтому установка ВЭС в местах с высоким ветроэнер­гетическим потенциалом является принципиально важной для дости­жения их экономической эффективности.

Без государственной поддержки отечественных ВИЭ закупочные цены на энергию ВЭС как в отдельных регионах, так и в целом по стране, будут ниже тарифов на электроэнергию, и графики роста закупочных цен на энергию ВЭС на рис. 3.13 пойдут ниже графиков прогноза тарифов на 10 — 20% .

Представление об оценках «снизу» (в лучшем для использования ВЭС случае) и «сверху» окупаемости ВЭС для разных реально существую­щих на 2006 — 2007 годы в России тарифов, при отсутствии государствен­ной поддержки ветроэнергетики, дает рис. 3.10, на котором приведены

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.12. Зависимость баланса расходов — доходов ВЭС от Кинм при закупочных ценах на электроэнергию 6,0 EURO/kBt • ч

 

—о— тариф 3 Euro-цента/кВтч, граница “сверху" —о— тариф 5 Euro-цента,’кВтч, граница “сверху" ‘ —й— тариф 7 Euro-цента/кВтч, граница “сверху"

— — о — — — тариф 3 Euro-цента/кВтч, граница “снизу"

• — о — — — тариф 5 Euro-цента/кВтч, граница “снизу"

— — Д — •• тариф 7 Euro-цента/кВтч, граница “снизу"

 

:ти ВЭУ,

35 40 45 50

 

Оценка периодов окупаемости ВИЭ. за счет экономии замещенного ими топлива

Рис. 3.13. Зависимость окупаемости (в годах), построенной без кредита (слева)
и с кредитом (справа) ВЭС от коэффициента использования ее номинальной
мощности (в %) при разных тарифах и ценах продаж их электроэнергии,
равных 120 % от тарифов

графики зависимости окупаемости ВЭС (в годах) при построенной без привлечения и с привлечением кредита ВЭС от коэффициента исполь­зования ее номинальной мощности (в %) при разных тарифах и ценах продаж их электроэнергии.

При отсутствии экономической поддержки государства в экономичес­ких условиях современной России окупаемость ВЭС в лучшем случае может достигаться за период 12-15 лет при значениях коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ #инм > 30% .

При наличии даже небольшой и необременительной для экономи­ки страны финансовой государственной поддержки государства (20% к тарифам 6-7 EURO-центов/кВт • ч) окупаемость проектов ВЭС во многих регионах России может составлять менее 9-7 лет при значе­ниях коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ ЯИ11М>25 — 30%.

Отметим, что точность полученных оценок увеличивается с ростом коэффициентов использования номинальной мощности ВЭУ и тари­фов и составляет * 15 — 20 % при #инм > 25% и тарифах > 6 EURO — центов/кВт • ч.

Комментарии запрещены.