Итехнико-экономического обоснованияиспользованияветроэнергетических установок
-- [ Страница 2 ] --
|
|
|
| |||||||||
Рис. 3.7. Высотные профилисредних годовых скоростей ветра помноголетним данным АС
Высотнаяизменчивость V(h) на 100–600 м поданным АС представлена в табл. 3.10.
Таблица 3.10. Высотнаяизменчивость СКвО (в %) среднегодовыхскоростей ветра
| Станция\Высота | 15 м | 100 м | 200 м | 300 м | 600 м |
| Барабинск | 14,7 | 5,3 | 4,7 | 3,9 | 2,9 |
| Александровск-на-Сахалине | 20,2 | 12,3 | 10,5 | 8,2 | 6,8 |
Автором развиты методы моделирования годового (ГХ) исуточного (СХ)хода скоростей ветраV(h), определяемые в межстанционныхпространствах по безразмерным данным всехМС и АС исследуемогорайона, приведенным к средним месячным,сезонным и годовым VСР. Погрешности определения СХ V(h)оценивались позначениям СКвО среднемесячныхмодельных значенийотносительно эмпирических и достигают 13–16%на уровне hметео и 5–6% на100–200 м весной и летом. Зимой погрешности моделированияСХ V(h) уменьшаются в большинстве рассмотренныхрегионовдо 8%и менее. Погрешности моделированияГХ V(h) падают с высотой. Точность моделированияГХ сезонных VСРвыше, чем среднемесячных.В межстанционных пространствах наиболее точно ГХ V(h) моделируется по“очищенным” среднемесячным скоростям ветра МС иАС и среднесезонным значениямG(V).
Методика моделирования W и РВЭУреализована автором по модели (3.1) согласносхеме нарис. 3.10 и основана настатистическиустановленном авторомквазилинейном характере связей удельныхмощностей и КИУМ ВЭУс VСР(h) сотличающимися количественнокоэффициентамлинейнойсвязи в разных ветро-климатическихзонах и сезонах (рис.3.11). Сезонные значения СКвОPВЭУ приVСР4,0м/с достигают 13–18%,приводя к ошибкам расчета PВЭУ21–30%, нос ростом VСР уменьшаются до3–9% с погрешностями прогноза КИУМменее 15% при VСР<5м/с и 5% при VСР 7–8м/с.
Выявлено, что сезонные отличия G(V) приводят к различиям КИУМдо 20–25% при погрешностяхVСР <7–10%. Численная методика расчета РВЭУ помодели (2.1) реализована с использованием БД“Флюгер”двумя программами. Перваяобеспечиваетрасчет табулированнойфункции G(VВК) на высоте HВКВЭУ и алгоритмическиреализованаследующимобразом.На выбра- | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис.3.11. Зависимость среднегодового КИУМот средней скорости ветраVСР для севера ЕТР | нныхкруговых территориях с центром взаданных координатах, либо МС или АСс |
тремя разнымирадиусами: RМЕТЕО(150–250 км), RАЭРО(400–700 км) иRf(V) (500–700км), определенных с учетом плотности МСи АС и статистической достоверности, изБД “Флюгер” выбираются данные измеренийV(h) на высотеhметео наМС в круге RМЕТЕО и на высотах 100,200, 300, 600 м наАС в круге RАЭРО.По данным всехМС в круге с RМЕТЕО строятся уравнения связи среднихсезонных скоростей ветраи коэффициентовМилевского ипроводится процедура “очистки” данных VМЕТЕО, используемых далее в качестве нижних граничных условий при определении параметров модели “Сэндвич”.Средниемесячные и сезонные V(h) взаданной месте на высотах100–600 мопределяются по модели осреднения “1/R” поданным всех АС вкруге RАЭРО. V(h). Значения V(HВК)рассчитываются по модели“Сэндвич”и по ним определяютсясоответствующие им сезонные G(V) и по ним по моделям(3.1) и (3.2) рассчитываютсясезонные значения W иРВЭУИД. Вторая программа попостроенным для рассматриваемого районаG(VВК), рассчитаннымкоэффициентам КНИД и КТГи рабочимхарактеристикам ВЭУ P(V), выбранных из БД “Эргомаш”, производит по (2.1) расчет врассматриваемой области средних месячныхи сезонных значений PВЭУ, КИУМи их СКвО.
Согласно анализу суммарную погрешность параметра X(VСР ) определяет погрешность, связанная сразбросом функций f(V)и G(V), определенных для заданной VСРи погрешностью определения самойVСР. При установленном квазилинейномхарактере X(VСР)X(VСР.).=.А·VСР+.B (3.10) => суммарнаяпогрешность его определения Xдля аргумента Vо,определенного с точностью ±X, описывается формулой:X =± [2X+A2·2V ] 1/2 = ± [2X + ((dX(V)/dV)|V=Vo)2·2V] 1/2(3.11). Коэффициент А вычисляется для каждого района исезона по статистически установленнымзависимостям искомого параметра X(VСР)от VСР. Характерные значения, A, и X дляприведенных на рис. 2.4–2.5ВЭУ V44 и V80 для VСР =7–8 м/с на высотах HВКданы в табл.3.13.
Таблица 3.13. Характерныезначения, A, иX для ВЭУ V44-600 кВт и V80-2 МВт
| ВЭУ | A | X | |||
| V44 | безразмерные | 7,0% | 22,3% /1 м/с | 12,4% | 20,0% |
| V80 | безразмерные | 6,5% | 21,2% / 1 м/с | 12,1% | 18,5% |
Характерные значения Xсоставляют 18–20%,но с ростом величина Xвозрастает и при 20% Xдля рассмотренных ВЭУ достигает 29–31%. Точность определенияРВЭУ по методике автора существеннорастет при больших VCP.Требуемая дляпрактики точность прогноза РВЭУограничивает допустимые погрешностиопределения и : предельныеошибки определения средних сезонныхрегиональных VСР должны быть <8–10%, а разброс РВЭУдля данной VСР из-за вариацийэмпирических распределений скорости, недолжен приводить к погрешности более12–15%. Выводы Главы 3обобщают полученные результаты, состоящиев разработке автороминформационно обеспеченной, методическиобоснованной и численно реализованнойметодики определения характеристик ВЭП и энергетическихпоказателей ВЭС в заданных пунктах и районах РФ. Достигнутая точностьметодики определения РВЭУ(10–14% длятерриторий РФс равнинным и 18–24%– со сложнымрельефом) позволяет считать ее не простонаиболее достоверной из известных, но иединственной аналитической методикойпрогноза мощности ВЭС на территории РФ, приближающейся ктребуемой согласно международной практике10%-ной точности присущественном опережении ведущихотечественных и зарубежных методик поэффективности.
В Главе4 “Исследование возможностей иэффективности использованияВЭС вразличных регионах и субъектах РФ” описаны результаты исследованияавтором перспектив и эффективностииспользования ВЭС для выработкиЭлЭн впромышленных масштабах в различныхрегионах и субъектах РФ.Исследованы и установленыновые закономерноститерриториального, сезонногои высотного распределения натерритории РФскоростей VСР,удельных мощностей ветра WСР, вероятностей ветроэнергетическихштилей PШт(V<4м/с) и погрешностей ихопределения.Существенноуточнены количественные параметры ВЭП на традиционносчитающихся перспективными дляиспользования ВЭС побережьях морей Северного Ледовитого и Тихого океанов.Выявлены новыерегионы страны, перспективные дляэкономически эффективного использованияВЭУ большой исредней мощности. Расчетные данные о высотной изменчивости региональных сезонных и годовыхзначенийW в 100-метровом ПСА даны для примеравтабл. 4.1.
Таблица 4.1. Средниерасчетные значения сезонных и годовыхудельных мощностей ветра
| Регион | Центральныйметеоцентр региона | Средние расчетные значениясезонных и годовых удельных мощностейветра, Вт/м2 | |||||
| Высота | Зима | Весна | Лето | Осень | Годовые | ||
| СеверЕТР | Архангельск | 15 м | 225 | 162 | 104 | 209 | 175 |
| 50 м | 583 | 369 | 236 | 474 | 416 | ||
| 100 м | 783 | 527 | 328 | 658 | 574 | ||
| Центр ЕТР | Москва | 15 м | 154 | 112 | 61 | 110 | 109 |
| 50 м | 340 | 255 | 154 | 258 | 252 | ||
| 100 м | 446 | 367 | 245 | 369 | 357 | ||
Статистическиустановлена достоверная (сСКвО <3–4,5%и R2=0,82)связь РВЭУ с DВК ВЭУ исреднегодовой скоростью ветра VГ вида: РВЭУ=А(VГ)(DВК)2+В(VГ)DВК+С(VГ)(4.1)
Параметрические расчеты при разныхзначениях VСР (рис.4.1)выявили, что удельная
РМАХ=0,91·(1000/n)2·(420–450)=(3,8–4,1) МВт/км2(4.5). В районах с высокими(VСР9–10 м/с),умеренными (VСР7–8 м/с)и малыми (VСР5–6 м/с) скоростями на осиВК суммарные РМАХ ВЭУ на площади 1км2 составляютсоответственно 1,8–2,0; 0,9–1,4 и 0,4–0,7МВт/км2, при этом РМАХопределяется расстоянием между ВЭУ (табл. 4.2). Таблица 4.2. Зависимостьот расстояния между ВЭУ (в DВК)удельной (на 1 км2) РВЭС (для ВЭУV90 с DВК=90 м с КИУМ=30% при VСР=8м/с)
Вразделе 4.3даны результаты анализа распределенияна территории РФ средних сезонные игодовых значенийкоэффициентов использования номинальноймощности ВЭУ КИУМ=РВЭУ расп /РВЭУ ном. Установлено, чтодля большинства перспективных дляиспользования ВЭУ регионов РФ характерен годовой ход КИУМ с зимним максимумом и летним минимумом игодовойамплитудой вразных регионах от 15до 50% от среднегодовых. Высокие значения КИУМхарактерны для побережийморей, где значения КИУМ для ВЭУтипа SWT-93 свысотами башен 100 м достигают 35–38% зимойи 27–30% летом присреднегодовых КИУМ=33–35%. Перспективны дляиспользования ВЭС южные области ЕТР, Урала и Западной Сибири, где КИУМна 100 м 30–33%зимой и 25–27% летомпри среднегодовых 28–30%. Высоки КИУМ на территории западных (Брянской, Курской, Смоленской) областейи в центре ЕТР,достигающие на 100 м 30–32% зимой и 24–26%летом при среднегодовых 28%. Высоки значения КИУМна территории областей центральногоФедеральногоокруга РФ:Белгородской,Тверской,Калужской, гдесреднегодовые КИУМ на H=100 мдостигают 26–28%. Суточный ход (СХ) КИУМ имеетрегиональные количественные икачественные особенности. В большинстве регионов страны СХКИУМ зимой выраженслабо и составляет <10% от среднесуточных. Летом СХ КИУМ наблюдается набольшей части территории РФ самплитудой до 15–25% от среднесуточных.Амплитуды СХ КИУМуменьшаютсяс высотой HВК ина 100 м составляют 40%от приземных. Распределение КИУМ навысотах 50и 100 мподобны,но на 50 м отличается меньшими значениями на 2–4%.Представление о региональной и высотной изменчивости КИУМв 100-метровом ПСАдает табл. 4.3. Таблица 4.3.Расчетные значения сезонных и годовыхКИУМ ВЭУ, %.
Региональные сезонные и годовыезначения КИУМ врегионах РФ получены сиспользованием региональных сезонныхфункций G(V), рассчитанных по данным МС иАС в кругах с R=500 кмвокруг центральных АС региона. Наоснове развитых методикавтором предложен новый подход копределению технического ВЭП, основанный нарасчете среднего для субъектов РФ КИУМВЭУ при их оптимальном размещении вузлах правильной треугольной сетки сплотностью на 1 км2N=1,155·(1000/n·D)2при n =10 и прииспользовании под ВЭС10% территории субъекта. В качестве“типовой” ВЭУ на основе анализа и выборасреднего КИУМпо 27 ВЭУбольшой мощности разноготипа выбрана ВЭУ V90 с HВК=100 м (табл. 4.4), среднее по РФ расчетное значениеКИУМ которойсоставляет 19,6%. Согласно расчетам,до 30субъектов РФперспективны для эффективногоиспользования ВЭС помеждународнымкритериям (КИУМ.>28%). Уточненный автором техническийВЭП РФ (11500ТВт·ч) в11,5 раз превышает годовуювыработку ЭлЭн РФ в2009 г. С учетом возможностиболее компактного размещения ВЭУ всоставе ВЭС(<10·DВК), полученные значения технического ВЭП следует рассматривать какминимальнуюоценку. Суммарный технический ВЭПРФ вдвое превышает оценки предшественников,при этом его доля в Центральном, Северо-Западном, Приволжском иЮжном ФО,где проживает 73% населения РФ составляет 30% против полученных ранее 14%. Таблица 4.4. Техническийпотенциал ВЭР по Федеральным округам РФ.
С учетомустановленного технического ВЭП авторомопределены субъекты РФ, перспективные дляиспользования ВЭС по ресурснойобеспеченности и технологическимограничениям. Критериями перспективностииспользования ВЭС приняты наличие в субъектах РФ дефицита ЭлЭн; моделируемых поавторской методике КИУМ >28%,установленныхв качестве мирового ориентира длясухопутных ВЭСна 2014 г.; технологическихи энергетических возможностейиспользования ВЭС и обеспечения темпових ввода. Ограничение масштабовиспользования ВЭС, связанное с недостаткомрезервирующих мощностей, снимается вРФ благодаряналичию в стране ТЭС и ГЭС. ВРФ наиболее сильнымтехнологическим ограничениемиспользования ВЭС в составе действующих энергосистем является принятый в мировой практике 20%-ный предел потребляемой отВЭС мощности, установленный изсоображений надежности электросетей иподдержания в них требуемого качестваЭлЭн. С учетом изношенностисетей в РФпренебрегать данным критерием в РФ, по мнению автора,не следует, что и было учтено в расчетах.За базовуюмощность субъекта РФ при определении 20%-ного вклада ВЭС, принималасьсреднегодовая мощность всех ЭС действующих в нем в2008 г., данные о которой взяты из официальныхисточников Минэнерго. Условиепринадлежности ВЭС к субъекту РФ принято с учетомвозможностей использованияадминистративных ресурсов дляурегулирования рыночных отношений внутрисубъекта. Припланируемых Энергетической стратегией РФ суммарныхрасполагаемых электрогенерирующихмощностях в РФна 2020 и 2030 гг.( 165 и210 ГВт соответственно при среднем по всемТЭС РФ КИУМ55%)суммарные мощности ВЭС в соответствии с20%-нымограничением к 2020 и 2030гг. составят33 и 40 ГВт. Сдерживающим широкомасштабноевнедрение ВЭС фактором являютсяпроанализированные в работе ограничениятемпов ввода, связанные с возможностьюимпорта оборудования, организацией производства ВЭУ и их ремонтной инфраструктуры,подготовкойкадров. Исходяиз мировых темпов развития и имеющихся в РФ условий, целесообразным представляется сценарий развития ВЭ вРоссии темпами, соответствующимиумеренным,но устойчивым темпам развития ВЭ Испаниии Индии,которые, по мнению автора, достижимы с учетом кадрового, технологическогои производственного уровнястраны. Приэтом к 2020 и2030 г. суммарная установленная мощностьВЭС в РФ может составить6–7 и 30–33ГВт в (с долями выработкиЭлЭн1–1,5 и 5–6% от суммарной). С учетомустановленной автором ресурснойобеспеченности и высокой эффективностиВЭС при выбореВЭУ соптимальными для местных ветровых условийхарактеристиками (КИУМ.>30%), атакже за счет технически и экономическисогласованных действий генерирующих исетевых компаний, работающихв соседних и удаленных субъектах РФ и обеспечивающих оптимизацию размещения и потребление ЭлЭн ВЭС, допустимая технологическимиограничениямисуммарная годоваявыработка ВЭСв РФ к 2030 г.может достигать 80–85 млрдкВт·ч. ВГлаве 5 “Оценкаэкономических показателейсовременных ВЭС на территории РФ ивозможного экономического эффекта ихширокомасштабного использования” описаны результаты разработки и использования автором методик определения экономических показателей ВЭС в субъектах РФ и доказательстваэкономическойконкурентоспособности ВЭСс традиционными для РоссииТЭС. Схемаразвитого автором подхода к оценкеэкономических показателей ВЭС приведенана рис. 5.1.
Минимизация погрешностей из-занеопределенности долгосрочногопрогноза Эзна ВЭС иТЭС при высокой инфляции и росте цен на ЭлЭни газ и неустановленнойправовой базе, достигнута построением для них стоимостных моделей Кзи Эзс учетом их многолетнего хода. Развитые автором модели учетафакторов экономики ВЭС основаны надопущении оросте Эзn наВЭС и закупочных цен на их ЭлЭнЦn пропорционально переменным погодам индексам инфляции in иимеют нелинейный рекуррентныйвид: Эзn=Эз1·(1+·i1)·(1+·i2)·…·(1+·in) (5.1) и Цn=Ц1·(1+·i1)·(1+·i2)·…·(1+·in) (5.2), где и – коэффициентысвязи Эзn иЦn синдексами in. С учетом переменной инфляции и технических и эксплуатационныххарактеристик ВЭС значения их СЭл,сроков окупаемости (ТОК) ирентабельности (Pен) определяются сучетом (5.1)и (5.2) соотношениями: СЭл=[КзУД+NЭзn]/(NЕn)(5.3);Ток=КзУД/[NЕn·(ЦЭЛn–Эзn)] (5.4) и Pен=(NЕn·ЦЭЛk)/(КзУД+NЕnЭзk)–1 (5.4). Расчеты по (5.1)–(5.5) проведены численно с учетом хода выработкиЭлЭн иденежныхпотоков с учетом зависящихот инфляциистоимости денег, Эз, закупочных цен наЭлЭн.Согласноисследованию неадекватныйучет связей Эз на ЭС и цен на ихЭлЭн спеременнойинфляцией может приводить к погрешностям>10–13% при прогнозеэкономических показателей ВЭС (табл. 5.1). Таблица 5.1. Разбросоценок экономических показателей ВЭС приразных индексах инфляции i при коэффициентедисконтирования r = 10%, = 1, = 1
Вразделе 5.2описаны развитые автором стоимостные моделиКз и Эз на ВЭС, основанные назарубежныхданных и проанализированных факторах их отличия в условиях РФ,обусловленных региональнымиклиматическими, инфраструктурнымии экономическимиотличиями.С помощью численной модели Кз проведены параметрическиерасчеты и анализ экономических показателей ВЭС при возможных значениях составляющих затрат и получены вероятностные прогнозы суммарных Кзна ВЭС вРФ по которым Кзна ВЭС могут превышать зарубежные на 30–35%и достигать1700 €/кВт.Разработка модели многолетнего хода Эзна ВЭС актуальна в связи с отсутствиемдостоверных методов прогноза Эз какза рубежом, так и в РФи построена авторомв предположении линейной связи Эзn с вероятностью простоев ВЭУ РТП(n) вn-м году: Sn (n) = So+ $·РТП(n) (5.6) сиспользованием обобщенных данных омноголетнем ходе Эз наВЭС в странахЕС, для определения параметров моделиSo и$ (табл.5.2). Таблица 5.2.Многолетний ход среднегодовых Эз на ВЭУ разныхпоколений (в % Кз) [1]
Результаты моделирования Эзна ВЭУ 600 кВт помодели (5.6), приведенные курсивомв табл. 5.2,подтверждают качественную иколичественную состоятельность модели.С учетом погрешности расчета РТПпо развитым автором моделям (<5%) максимальная погрешность моделирования Эз наВЭУ 600 кВт на20-м году непревышает 12%. Модель Эз (5.6) использована для прогноза многолетнего роста Эзна ВЭУ мощности 2 МВт
Рассчитанные по модели удельные Эзв силу рыночныхфакторов почти в вдвое ниже договорных цен на долгосрочное(до 10 лет) обслуживаниеВЭС. Прогнозные Эзна ВЭС в РФ по оценкам автора превысят Эз вЕС на 30–40% из-за слабой ремонтной базы,дорогой перевозки, инфляции и индексациизаработной платы с ее высокой долей вЭз (до 50%).Связь Эз на ВЭС спеременнойинфляциейIn описывается разработаннойавтором моделью: In=(Io–I)·exp(–kI·n)+I (5.8), гдеIo, Inи I– индексы инфляции в год пуска ВЭС,в n-ныйи 20-ыйгода эксплуатации. Модель(5.6) использована для выявления и анализа значимыхтрендов и экономических показателей ЭС.Результаты моделированиязависимости СЭлВЭС от параметровинфляции при разных ее сценариях в РФ и ЕС данв табл. 5.3.Разброс средних Эз за10 лет на ВЭС РФ приизменении параметров (5.8) составляет 16–20%против 4% для ВЭС вЕС с малойинфляцией. Таблица 5.3. Зависимостиот инфляции средних за 20лет Эз на ВЭС в ЕС и РФ
Автором такжеразработаны модели доходной составляющейВЭС,определяемые выручкой за ЭлЭн или экономией замещенного имитоплива. Предполагалось, что при любомдопустимом сценарии цены на топливо вРФ ограниченысверху ценами ЕС, а снизу – сегодняшними ценами с последующимих ростом с темпом инфляции.
графическом виде временные ряды затрат,доходов и ихбалансов (ежегодных, суммарных к n-му году и среднихза срок их работы) ирасчетныезначенияСЭл, ТОКи РенЭС. Разработанной численной методикой решен ряд методических и практическихзадач.С ее помощью в разделе 5.3 исследована чувствительностьмоделей Кз и Эз ВЭСк изменениюопределяющих их факторов: КИУМ, КТГ, стоимости ВЭУ, КТП,внутренних имагистральныхЛЭП и дорог,а также наиболее трудно прогнозируемых цен наЭлЭн и газ и инфляции (рис. 5.5–5.7).Выявлено, что неопределенностьсценариевих роста в РФ и в ЕС может приводить к погрешностям прогноза баланса на ТЭС и ВЭС до 50%.КоличественноопределеноуменьшениеСЭл ВЭС сростом их мощности (рис. 5.6).
ЦВЭУ(D)=0,243·D2+8,43·D–339 R2=0,93 (5.11) иЦВЭУ(H)=0,0442·H2–1,39·H+786 R2=0,82 (5.12) Длясопоставимости результатовмоделирования сзарубежными данными принята наиболее распространеннаяв странах ЕС схемафиксированнойзакупочнойцены на ЭлЭнВЭС на 10-летний период сзакупкой ее в последующий периодпо ценам оптового рынка. Итоговая за 20 лет рентабельность ВЭС сКИУМ=30% при закупке ЭлЭнпо 10–13€-ц./кВтч непревышает 100% (против170% в странах ЕС с малойинфляцией).
Анализом затрат на проектированиеВЭС за рубежом установлено, чтозатраты на проектированиев РФ при использовании методик авторамогут быть снижены на 20–25%. В разделе 5.4дан анализ возможных и выбор наиболее эффективных для РФ схемзакупочных цен на ЭлЭнВЭС – необходимого условияширокомасштабного их использования в РФ.В исследовании автора закупочная цена ЭлЭн ВЭС,определяющая ихдоходы, определяласькак сумма цен ЭлЭнна оптовом рынке (3€-ц./кВт·чв 2010 г.) и растущим далее по модели (5.9) инадбавок : постоянных (базовые –4,3руб./кВт·ч) набазовый (10лет) срок (схема 1), либоравных цене замещенногона ВЭС газа вРФ (схема 2) илиэкспортной (схема 3). На рис. 5.8 даны выявленные автором зависимости 20-лет-него накопления удельного балансарасходов– доходов на ВЭСс КИУМ=30% с Кз 1500€/кВт, не окупаемых за 20 лет при покупке их ЭлЭн по ценам оптового рынка без надбавок. Схема 1 обеспечивают сроки окупаемости.6 лет для ВЭС сКИУМ=30%при рента-бельностиза 10 и 20 лет 65–70% и 100%.По окончании срока действия надбавок (10лет)
Схема1 можетпровоцировать к установке ВЭС по схеме “Secondhand” с уменьшенным ресурсом или дешевых ВЭУ невысокогокачества (рис. 5.8 срасчетнымиданными по ВЭУ б.у.,отработавшими 8 лет и стоимостью 50% отновых). К концу срокадействиянадбавок итоговая за 10 летрентабельность ВЭС составит 120% ипримерно к этому же времени истекает остаточныйресурс ВЭУ б.у.,после чего ВЭС демонтируется. Негативным следствием при этом является отсутствие стимулов к отечественному производству ВЭУ.Анализ зависимостиэкономики ВЭС от региональных цен на ЭлЭн наоптовом рынке выявил существенное снижение прибыли отВЭС при малых ценах оптового рынка, не способствующиеих использованию в Сибири и на Дальнем Востоке. Увеличенные надбавки для cеверных иприравненных к ним регионов с повышенной трудностью строительстваи эксплуатацииВЭС недостаточно стимулируют ихиспользование. С учетом полученных результатов, универсальной и организационнореализуемой схемой, обеспечивающейполноценное использованиетехнико-экономических достоинств ВЭС,представляетсяпредлагаемаяавтором для ВЭС система снадбавками к цене ЭлЭн оптового рынка, равнымистоимости замещенного
ВЭСмощностью183 МВт (КИУМ=30%,Кз=1660€/кВт, Эз = 18 €/МВтч) прицене газа 120 €/1000м3 (уровень 2011г.) и экоштрафах 20 €/тСО2, даны нарис. 5.9 и в табл.5.6. Таблица 5.6. Прогнозныеэкономические показатели выработки ЭлЭн нагипотетически введенных в 2012 г. ГазЭС и ВЭС приразличных сценариях роста цен на газ вдолях от европейских
Согласно расчетам при наиболее вероятномсценарии ростацен на газ в РФ– их выводе на“равнодоходные” сэкспортными ( 65–70% от цен ЕС) ростСЭл на ГазЭСРФ приведет кросту тарифов на ЭлЭн до 75–80% от цен ЕС. Из-за низких ценна ЭлЭнна оптовом рынке и высокихцен на газ в РФ и более высоких Кз на ВЭС, чем на ГазЭС, производствоЭлЭн на строящихся ГазЭСи ВЭС привозможных сценариях ростацен на газ и ЭлЭн при ее закупкепо ценам оптового рынкаубыточна и повлечет росттарифов для их покрытия.Перераспределениедоходов с продаж замещенного газадопускаетиные схемы возмещения расходов на ВЭС.При передачивыручки спродаж газа на экспорт или в РФ впользу ВЭС, она окупаетсяза 7 и 9 лет соответственно,обеспечиваяитоговую Рендо100% (рис. 5.9) при их СЭлна 20% ниже,чем у ГазЭС. В табл. 5.7 дан прогнозфинансовых итогов участников 20-летнегопроизводства и потребления ЭлЭн при различныхценах на газ: ВЭС и ГазЭС (генератора ипродавцаЭлЭн), Газпрома (поставщика газа),Государства (получателя налогов) и потребителей ЭлЭн.Доходы государства образуются за счет НДС (18%) с продаж ЭлЭни топлива на рынкеРФ или налоговых пошлин от экспорта газа. Затраты наэкологиюотнесенына счет ГазЭС. Источником доходов ЭС является выручка за проданную ЭлЭн. ДоходыГазпромаопределены по стоимости газа в РФ за вычетом НДС или как экспортная стоимость газа за вычетом транспортных затрати экспортных пошлин (30%). Таблица 5.7. Итоговые за 20 лет финансовыебалансы (млн. €) контрагентов ТЭК РФ привыработке ЭлЭнна ГазЭС и ВЭС при ценах газа на оптовомрынке РФ в долях от рынка ЕС
Расходыпотребителей призваныпокрытьзатраты на производство ЭлЭн.Согласно расчетам обеспечение безубыточностиГазЭС требует увеличения цен оптового рынкаминимумвдвое с соответствующимростомтарифовна ЭлЭн, что противоречитсоциальнойи экономическойполитикегосударствапо развитию отечественногопроизводства. Без использованияВЭС с ростом параметра fR/Е существенно растет баланс Газпрома именее значительно – государства, но растет и убыточность ГазЭС, требующая для своего покрытия роста тарифов. Баланс потребителей ЭлЭн ГазЭС при росте параметра fR/Е с0,4 (уровень 2008 г.) до 0,7(уровень 2013 г.) в 1,5 раза. На рис. 5.10приведены зависимости СЭл, вырабатываемойВЭС и ГазЭС при разныхих вкладах в выработку. С ростом
ветственно в 1,2 и 1,8 раза при fR/Е=0,55(уровень 2011 г.). При этом всеучаствующиев производстве и потреблении ЭлЭн стороны оказываютсязаинтересованными виспользовании ВЭС.В выигрышеокажутся Газпром ( +50 млн €)и Государство (+80млн €), чей дополнительный доход позволяет финансировать ВЭС мощностью до 80 МВт. ДлядостижениякомпромиссаинтересовГосударства, Газпрома, производителейи потребителей ЭлЭн,оптимальнойстратегиейценообразования дляроссийского ТЭК является, по оценкам автора, выводотпускных цен на газ для ГазЭСна уровень fR/Е0,6и дальнейшее их удержании на этом уровне,обеспечивая соотношение цен на ЭлЭн вРФ и ЕС науровне 0,75, чтореально с учетом развития инфраструктуры,имеющихся мощностей и планов производства ТЭК, заинтересованностив наращивании экспортного потенциала инеобходимости создания льготныхусловий по энергообеспечениюотечественного производителя. Вразделе 5.6 получены оценки потенциала ВЭС посубъектам РФ,СЭл которых выше, чем уТЭС. Расчеты,пример которых для Южногофедеральногоокруга дан в табл. 5.8, проведены дляВЭС, размещенных на освоенныхсельскохозяйственных территориях РФ (770 тыс. км2 на2008 г.) и на морскихпобережьях, имеющих приемлемую дорожную исетевую инфраструктуру. Оцененный потенциал такихВЭС (1100 млрд кВтч) больше потребленияЭлЭнв РФ в 2009 г.,в 12 раз превышаетполученные в главе 4 технологическидопустимые суммарные мощности ВЭС вРФ. Таким образом, масштабы экономическивыгодного использованияВЭС в РФ сучетом установленных их экономических преимуществ над ТЭСи имеющихся ВЭР ограниченыне экономическими, атехнологическими факторамии потребностями субъектов РФ и страны в целом вЭлЭн. Таблица 5.8. Потенциалэкономически эффективных ВЭС поадминистративным субъектам РФ
Похожие работы:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
«