5.2.2. Долгосрочная программа развития альтернативной электроэнергетикив 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 аль­тернативной 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.

1. Ветроэлектростанции: ВВЭУ-1000 - 110 ед. суммарной мощно­стью 110 МВт; ВВЭУ-250 - 320 ед. на 80 МВт; ВВЭУ-10 - 2 000 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 ус-

•; танавливаются вдоль побережья Азовского и частично Чёрного морей.

ВЭС малых мощностей могут быть использованы любыми потребите­лями, как в прибрежной, так и в степной зонах края.

2. Малые и микроГЭС: 30 МВт ( ГЭС на сбросе вод Краснодарского водохранилища); ГА9 - 3,3 МВт (на сбросе вод Фёдоровского гидроуз­ла); ГАЇ - 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);

*ⁱ 10Пр(10) - 500 ед. на 5МВт (на каналах и ручьях); 10Пр(4) - 1 000 ед.

4 МВт (на каналах и ручьях). Суммарная мощность МГЭС - 53,3 МВт.

3. 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.

Таблица 6

Планируемые объёмы освоения АПЭ и производства электроэнергии по годам

Окончание табл.

Планируемые объёмы выпуска АПЭ и производства электроэнер­гии каждой ЭС до 2020 г. представлены в табл.

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_і = И₁Т_пЦ_тАТ_і, (31)

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

Балансовую прибыль в таблице рассчитаем по формуле

П, = В-С, (32)

где Сі — суммарные затраты на производство электроэнергии, опреде­ляемые как

С, = 1У{Г_пС₂АТ» (33)

«' где С₂ - себестоимость электроэнергии (см. гл. 2).

Коэффициент рентабельности производства за время Т находим по формуле

R = ~. (34)

С

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

(35)

М ⁼ Л (А ^— Q)’

где J_t — инфляционный коэффициент в интервале времени Т, определяе­мый из выражения

j _ F_CB - F_rC _xR-y ¹ ~ F_V(B- C) ~ R-T

(36)

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

соотношение коэффициентов ценовой и валютной инфляции; у = F_r/ F_v - соотношение коэффициентов инфляции на ресурсы и национальную валюту. При этом коэффициент национальной валюты определяется из формулы

F_v = (l + U,) (1 + U₂)...(1 + t/Л (37)

где U_t ~ темпы инфляции.

Инвестиционные вложения определяются из соотношения

K,=F_vAK_b (38)

где ДК₍ - 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]

Kt

(В-С)(1-п)

±дт,

(39)

где в знаменателе взяты величины, средние за период Т.

Коэффициент эффективности инвестиционных вложений определя­

ется из следующего условия:

(40)

£о=- = -

ЛТ 4

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

R„ =

(в су-„)

(41)

Эффективность использования инвестиций можно определить ещё и в виде

к.

22" _ __ t_

(42)

гг .

где K_w - удельные капитальные вложения на единицу продукции (ко­эффициент использования инвестиций), дол ./кВт-ч; W_s — планируемый объём производства электроэнергии по программе.

Экономический эффект от реализации энергии, произведённой ЭС, равен

^Эп ~ (43)

i=l

где Т - срок эксплуатации; - затраты на эксплуатацию установки в і- м году. Из работы [21] для установок, преобразующих ВИЭ, имеем: 3_ЗІ = уК„, где у - нормативный коэффициент эксплуатационных затрат (реко­мендуемое значение у = 0,05 1/год); Е„ - капитальные затраты на установку.

204

Основные показатели программы отражены в табл. 7.

Таблица 7

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

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 эко­номию замещаемого топлива в размере 2,213 млн т у.т./год. Вместе с ус­тановленными за пятилетие опытными установками производство элек-

троэнергии составит 8,074 млрд кВт-ч/год, а объём замещённого топли­ва будет эквивалентен 2,50 млн т у.т./год.