5.2.2. Долгосрочная программа развития альтернативной электроэнергетики в Краснодарском крае

Долгосрочная программа развития альтернативной электроэнергетики в крае рассчитывается на период с 2009 по 2020 г., т.е. на 12 лет. Здесь мы ограничимся рассмотрением только программы развития электроэнергетики, так как выбор оптимальных установок для переработки отходов в биотопливо и установок для теплоснабжения в значительной степени зависит от результатов их испытаний по пятилетней программе, а также прогресса в этой сфере промышленности страны и поэтому представляет самостоятельный вопрос, решаемый в других работах (см., например, работы В.А.

Как уже было определено, суммарный потенциал мощностей аль-тернативной электроэнергетики в 2020 г. должен составить 1 345,5 МВт. Следовательно, с учётом установленных за 5 лет 143,3 МВт, за оставшиеся 12 лет необходимо построить электростанции общей мощностью 1 202,2 МВт. В соответствии с определёнными в гл. 3 объёмами и территориальным размещением АПЭ в крае долгосрочная

программа предполагает строительство различных видов ЭС. Далее приводятся конкретные данные.

Ветроэлектростанции: ВВЭУ-1000 - 110 ед. суммарной мощностью 110 МВт; ВВЭУ-250 - 320 ед. на 80 МВт; ВВЭУ-10 - 2 ООО ед. на 20 МВт; ВВЭУ-5 - 1 000 ед. на 5 МВт. Суммарная мощность ВЭС -215 МВт, что соответствует экономическому потенциалу ветровой энергии в крае. Как было определено в гл. 3, большинство мощных ВЭС устанавливаются вдоль побережья Азовского и частично Чёрного морей. ВЭС малых мощностей могут быть использованы любыми потребителями, как в прибрежной, так и в степной зонах края.

Малые и микроГЭС: 30 МВт ( ГЭС на сбросе вод Краснодарского водохранилища); ГА9 - 3,3 МВт (на сбросе вод Фёдоровского гидроузла); ГА1 - 3 шт. на 1 МВт (в верховьях рек Кубани, Лабы, Малой Лабы); 50Пр(50) - 200 ед. на 10 МВт (на горных реках и крупных каналах); 10Пр(10) - 500 ед. на 5МВт (на каналах и ручьях); 10Пр(4) - 1 000 ед.

Солнечная термовоздушная ЭС: СТВЭС-10 - 10 МВт (на Таманском полуострове).

Суммарная мощность всех ЭС, указанных в п. 1-3, - 278,3 МВт (примерно 23% от требуемой). Остальную мощность (924 МВт) обеспечивают геотермальные ЭС.

4. Геотермальные ЭС: ГеоТВЭС-100 - 5 ед. на 500 МВт; ГеоЭС-10 (термовоздушные или с бинарным циклом, либо комбинированные — по результатам испытаний опытных установок в пятилетней программе) — 42 ед. на 420 МВт; ГеоЭС-1 - 4 ед. на 4 МВт.

Окончание табл. 6

Год освоения АПЭ МГЭС-30 с

щ ГА9 щ <

и, и г—\

о

>п

С о ш 10ПР(10) !=:

о til СТВЭС-10 2009 12 0,04 36 0,024 60 0,016 2010 15 0,045 40 0,024 70 0,017 2011 1 0,178 1 0,017 15 0,041 40 0,022 80 0,017 2012 1 1,44 15 0,036 40 0,019 80 0,015 2013 1 0,013 17 0,036 40 0,017 85 0,014 2014 18 0,032 40 0,014 85 0,012 2015 1 0,010 18 0,027 44 0,013 85 0,010 1 0,3 2016 18 0,022 44 0,011 85 0,008 2017 18 0,016 44 0,008 85 0,006 2018 18 0,011 44 0,005 85 0,004 2019 18 0,005 44 0,003 85 0,002 2020 18 - 44 - 85 - Итого: 1 1.44 1 0,178 3 0,04 200 0,311 500 0,16 1000 0,121 1 0,3

Планируемые объёмы выпуска АПЭ и производства электроэнергии каждой ЭС до 2020 г. представлены в табл. 6, где Еп - объём электроэнергии, произведённой АПЭ до 2020 г. (млрд кВт-ч), Объёмы выпуска каждого АПЭ представлены в единицах по годам.

Используя данные табл. 6, получим основные параметры для программы освоения АПЭ. При этом предположим, что средняя величина тарифа на электроэнергию в период 2009-2020 гг. составит 0,1 дол./кВт-ч (в действительности, исходя из прогноза, данного в гл. 3, эта величина может быть существенно больше, поэтому здесь мы используем фактически минимальные значения ожидаемого эффекта).

Выручка от реализации электроэнергии, выработанной ЭС до окончания срока программы, определяется по формуле

В^^ТпЦпАТи (31)

где Ni - установленная мощность ЭС; Т„ — нормативный срок работы ЭС в год (принят равным 6 000 ч/год); Цт - тариф на электроэнергию; AT-t-срокработы ЭС до 2020 г, (в годах); / -номер позиции ЭС в программе.

Балансовую прибыль в таблице рассчитаем по формуле

Л, = Я,-С4 (32)

где С,- — суммарные затраты на производство электроэнергии, определяемые как

C^NtT^n (33)

где С2 ~ себестоимость электроэнергии (см. гл.

Коэффициент рентабельности производства за время Т находим по формуле

* = (34)

С

Доход в t-м временном интервале вычисляется по формуле [117]

D,=Jt{Bt-Ct), (35) где J, — инфляционный коэффициент в интервале времени Т, определяемый из выражения

j _FcB-FrC ^xR-y ,щ

1 FV(B-C) R-l'

Здесь Fc — коэффициент ценовой инфляции; В — выручка; С - себестоимость произведённой продукции (энергии) без амортизационных отчислений; Fv ~ коэффициент валютной инфляции; х = Fc/ Fv —

соотношение коэффициентов ценовой и валютной инфляции; у = Fr/ Fv — соотношение коэффициентов инфляции на ресурсы и национальную валюту. При этом коэффициент национальной валюты определяется из формулы

Fv = (1 + U,) (1 + С/У...(1 + Щ, (37)

где Ut ~ темпы инфляции.

Инвестиционные вложения определяются из соотношения

Kt=FvAKb (38)

где АК( — инвестиции в t-м временном интервале.

Как следует из [117], если темпы инфляции на ресурсы, продукцию и национальную валюту за рассматриваемый временной интервал совпадают, то все расчёты можно вести без учёта коэффициента инфляции. В случае использования в расчётах долларового эквивалента (на длительный период) такое условие можно считать справедливым.

Срок окупаемости вложений с учётом периода времени ДТ - от начала реализации проекта до освоения его в производстве (периода проектирования, подготовки производства и строительства), а также с учётом величины п - совокупного налога (в долях) определяется из формулы [117] где в знаменателе взяты величины, средние за период Т.

Коэффициент эффективности инвестиционных вложений определяется из следующего условия:

E0^—LT>En^ (40)

h АТ + —

где RQ — рентабельность инвестиций в программу; Е„ - показатель внутренней нормы рентабельности (доходности); ЕР - дополнительная норма эффективности капитальных вложений с учётом риска (для надёжного проекта с малым уровнем риска Ер < 0,1). RQ рассчитаем по формуле

щЛА^п) (41)

К.

Эффективность использования инвестиций можно определить ещё и в виде

S

где Kw - удельные капитальные вложения на единицу продукции (коэффициент использования инвестиций), долУкВт-ч; Ws — планируемый объём производства электроэнергии по программе.

Экономический эффект от реализации энергии, произведённой ЭС, равен

3„ = E№-30/A (43)

i=l

где Т - срок эксплуатации; Зэ; ~ затраты на эксплуатацию установки в i-м году.

Основные показатели программы отражены в табл. 7.

Таблица 7 Программа развития альтернативной электроэнергетики в Краснодарском крае на период 2009-2020 гг.

Тип АПЭ Установленная мощность, МВт Год освоения АПЭ Инвестиции, млрд дол. Себестоимость энергии,

ДОЛУкВТ'Ч Производство энергии до 2020 г., млрд кВт-ч Выручка от реализации энергии, млрд дол. Прибыль от реализации энергии, млрд дол. 1 Количество ЭС, ед.

1 Геотермальная энергетика ГеоЭС-1 4 2011 3,2 0,008 0,23 0,023 0,021 4 ГеоЭС-10 420 2020 424 0,008 10,56 1,06 0,972 42 ГеоТВЭС-100 500 2020 600 0,008 12 1,2 1,104 5 Ветроэнергетика ВВЭУ-5 5 2020 20 0,035 ОД 57 0,016 0,010 1000 ВВЭУ-10 20 2020 54 0,035 1,194 0,12 0,078 2000 ВВЭУ-250 80 2020 80 0,015 2Д95 0,22 0Д87 320 ВВЭУ-1000 ПО 2020 88 0,006 3,044 0,30 0,282 ПО Малая ги^ роэнергетика МГЭС-30 30 2012 5,4 0,002 1,44 ОД 44 0,141 1 ГА9 3,3 2011 0,66 0,002 0,178 0,018 0,0177 ' 1 ГА1 1 2015 0,25 0,003 0,04 0,004 0,0039 3 50Пр(50) 10 2020 7 0,008 0,311 0,031 0,0285 200 ЮПр(Ю) 5 2020 3,5 0,022 0Д6 0,016 0,0125 500 10Пр(4) 4 2020 7 0,056 0Д21 0,012 0,0052 1000 Солнечная энергетика СТВЭС-10 10 2015 30 0,02 0,3 0,03 0,024 1 Итого 1202,3 12 лет 1323,0 - 31,93 3,2 2,89 —

Из итоговых результатов программы следует: 1) мощности альтернативной энергетики, установленные с 2009 по 2020 г. обеспечат производство порядка 7,214млрд кВт'ч/год электроэнергии, что составит эко номию замещаемого топлива в размере 2,213 млн т у.т./год. Вместе с ус тановленными за пятилетие опытными установками производство электроэнергии составит 8,074 млрд кВт-ч/год, а объём замещённого топлива будет эквивалентен 2,50 млн т у.т/год.