Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации

 

Продолжение таблицы 2.10

1	2	3	4	5	6	7
Передача электроэнергии в Омскую	1506	1546	1583	1510	1546	2055
энергосистему
Передача электроэнергии в Алтайскую	100	100	100	100	100	100
энергосистему
Получение электроэнергии из Кузбасской	4002	4634	5 129	5689	6224	7539
ЭС
Получение электроэнергии из Томской эс	о	о	о	о	о	1315

 

Из приведенной таблицы 2.10 видно, что Новосибирская энергосистема на всем периоде прогнозирования является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии.

Таким образом, дефицит мощности Новосибирской энергосистемы в 2013 - 2017 гг. изменяется от 30 до 37%, а к 2021 году возрастает до 45% от величины максимума нагрузки потребителей Новосибирской области. Столь высокая степень зависимости местных потребителей от получения мощности из смежных энергосистем определяет актуальность проблемы энергобезопасности региона к концу рассматриваемого перспективного периода.

Балансовые перетоки мощности с соседними энергосистемами имеют в основном западное направление. Дефицит мощности Новосибирской энергосистемы покрывается за счет получения со стороны Кузбасской энергосистемы. Получение мощности из Алтайской энергосистемы носит режимный характер, так как Алтайская энергосистема является дефицитной и покрывает свой дефицит в основном за счет получения мощности из Красноярской энергосистемы.

Динамика дефицита электроэнергии Новосибирской энергосистемы на рассматриваемый перспективный период приведена на рисунке 2.9.

 

Рисунок 2.9 - Динамика дефицита электроэнергии, млн. кВт*ч

 

Учитывая сложившуюся ситуацию, для снижения дефицита мощности и электроэнергии, покрываемых из ОЭС Сибири, с целью ослабления зависимости экономики Новосибирской области от поставок с оптового рынка электроэнергии и мощности, а так же повышения энергобезопасности региона в целом, на территории Новосибирской области необходим ввод новых энергоисточников.

 

2.6 Развитие генерирующих мощностей Новосибирского региона

Развитие генерирующих мощностей в регионах закладывается перспективной схемой и программой развития (далее СиПР) данных субъектов, перспективной СиПР ЕЭС и генеральной схемой ЕЭС. Согласно имеющимся программам на текущий период планы по развитию генерации в Новосибирской энергосистеме не отражены в вышеуказанных документах.

Согласно СиПР Новосибирской энергосистемы:

«Развитие генерирующих мощностей Новосибирской области в рассматриваемый период 2013-2017 гг. и 2021 г., в основном, определяется развитием теплоэлектроцентралей ОАО «СИБЭКО» и развитием Новосибирской ГЭС ОАО «РусГидро». Кроме того, возможно появление когенерационных установок на вновь сооружаемых, модернизируемых, реконструируемых и расширяемых действующих котельных, размещенных как в городе Новосибирске, так и в других городах и населенных пунктах Новосибирской области».

В Генеральной схеме также нет упоминания о вводе новых генерирующих объектов по Новосибирскому региону.

Планируемые показатели работы генерирующего оборудования на 2015 год представлены в таблице 3.6.

Отпуск тепловой энергии от других локальных теплоисточников ОАО «Новосибирскэнерго» (котельные жилых районов «Береговой» и «Прибрежный») в 2015 году составит 129,2 тыс. Гкал и годовое потребление газа возрастет на 18,14 млн. куб. м.

В период до 2015 года предполагается вывести из эксплуатации основную часть оборудования 90 ата ТЭЦ-2,3,4, как оборудование, выработавшее свой ресурс. В качестве замещения выбываемых тепловых мощностей предполагается на ТЭЦ-4 установить газовый водогрейный котел КВГМ-160 тепловой мощностью 140 Гкал/ч. Оставшееся оборудование 90 ата (ТЭЦ-2, ТЭЦ-4) предполагается использовать в период прохождения максимальных тепловых нагрузок и частично в переходные периоды. При этом максимальный отпуск тепловой и электрической энергии обеспечивается от более экономичного оборудования 130 ата.

 

Таблица 2.11 - Планируемые показатели работы генерирующего оборудования на 2015 год

№ п.	Наименование	Единица измерения	ТЭЦ-2	ТЭЦ-3	ТЭЦ-4	ТЭЦ-5	Кировская районная котельная	Калининская районная котельная	Котельная Новосибирского оловокомбината	Южно-Чемская котельная	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Установленная мощность	Гкал/ч	802,0	1078,0	1076,0	2595,0	400,0	200,0	61,0	100,0	6312,0
2	Тепловые собственные нужды	Гкал/ч	23,0	31,0	43,0	112,0					209,0
3	Располагаемая мощность, в том числе:	Гкал/ч	779,0	1047,0	1033,0	2483,0	400,0	200,0	61,0	100,0	6103,0
3.1	От отборов турбин	Гкал/ч	779,0	1047,0	813,0	1440,0					4079,0
3.2	Пиковых котлов	Гкал/ч			220,0	1043,0	400,0	200,0	61,0	100,0	2024,0
4	Подключенная тепловая нагрузка, в том числе:	Гкал/ч	739,0	1109,0	1102,0	2292,0	330,0	200,0	64,0	100,0	5936,0
4.1	Отопление и вентиляция	Гкал/ч	608,2	885,0	967,6	1806,1	260,0	157,6	57,9	78,8	4821,1
4.2	ГВС	Гкал/ч	130,8	224,0	134,4	485,9	70,0	42,4	6,1	21,2	1114,9
5	Годовой отпуск тепловой энергии, в том числе:	тыс. Гкал	2492,4	3979,8	3509,3	8094,3	1049,4	636,0	192,2	353,2	20306,6
5.1	От отборов турбин	тыс. Гкал	2492,4	3979,8	3441,4	7571,5					17485,2
5.2	От водогрейных котлов	тыс. Гкал			67,9	522,8	1049,4	636,0	192,2	353,2	2821,4
6	Дефицит тепловой энергии	тыс. Гкал		2,3	2,6				0,1		5,0
7	Отпуск тепловой энергии:
7.1	На отопление и вентиляцию	тыс. Гкал	1562,6	2273,8	2483,3	4640,4	668,1	404,9	148,6	202,5	12384,2
7.2	На горячее водоснабжение	тыс. Гкал	929,8	1708,4	1026,0	3453,9	381,3	231,1	43,7	150,7	7924,8
8	Потребление газа, в том числе:	тыс. тут			10,9	83,6	167,9	101,8	30,8	56,5	451,4
8.1	Пиковыми котлами ТЭЦ	тыс. тут			10,9	83,6					94,5
9	Потребление газа, в том числе:	млн.м3			9,5	73,4	147,3	89,3	27,0	49,6	396,0
9.1	Пиковыми котлами ТЭЦ	млн.м3			9,5	73,4					82,9

 

 

На ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 включаются в работу водогрейные котлы для покрытия пиковой части тепловых нагрузок. Отпуск тепловой энергии от пиковых источников при ожидаемых тепловых нагрузках составит 67,9 тыс. Гкал/год (ТЭЦ-4) и 522,8 тыс. Гкал/год (ТЭЦ-5). Таким образом, реализуется «классическая» схема организации теплофикационной системы теплоснабжения, для которой характерно разделение графика отпуска тепла на базовую и пиковую части. Потребление газа пиковыми котлами ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 составит 82,9 млн. куб. м/год.

Для решения проблемы прогнозируемого дефицита генерирующей мощности необходимо возобновление строительства ТЭЦ-6. ТЭЦ-6 располагается юго-западнее города Новосибирска на левом берегу реки Оби, примыкает к автомагистрали «Омск - Новосибирск», на удалении 4 - 5 км от застройки города Новосибирска. Площадка частично освоена по варианту строительства ТЭЦ-6 на канско-ачинском угле. На данный момент под строительство основных сооружений по ТЭЦ-6 подготовлена территория, частично построены объекты энергетического и транспортного хозяйства, связи, временные здания и сооружения, внешние инженерные сети.

Развитие системы газоснабжения

Генеральным планом города Новосибирска планируется дальнейшее развитие системы газоснабжения города.

Газификация охватывает в первую очередь районы малоэтажной застройки, районы многоэтажной застройки, где отсутствует возможность подключения к централизованным источникам теплоэлектроснабжения, новые промышленно-коммунальные зоны в Северном и Западном планировочных секторах.

Места размещения автономных источников теплоснабжения и энергоблоков предусматривается в проектируемых промышленно-коммунальных зонах, прокладка магистральных газопроводов - в коридорах красных линий планируемой улично-дорожной сети.

 

Развитие крупных генерирующих объектов, таких как ГЭС, ТЭЦ, КЭС на перспективу до 2020 года в Новосибирской энергосистеме не планируется. А это значит, что необходимо находить другие пути решения для обеспечения надежного энергоснабжения новосибирского региона с учетом темпов прироста нагрузки.

Ранее уже был сделан вывод о Новосибирской энергосистеме, как о дефицитной в части мощностей. Концептуальными основами генерального плана г. Новосибирска увеличивается количество относительно удаленных площадок массовой застройки, к которым невозможно или экономически нецелесообразно подведение системы централизованного теплоснабжения. В связи с этим помимо максимально полного использования возможностей централизованного теплоснабжения необходимо уделять внимание развитию собственных локальных генерирующих источников. Но при выборе того или иного варианта нового строительства генерирующих объектов необходимо уделять внимание как его технико-экономическим показателям, так и вопросам поддержания энергетической безопасности и независимости г. Новосибирска.

 

ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ В НОВОСИБИРСКОМ РЕГИОНЕ

3.1 Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации

Основные факторы, влияющие на коммерческую эффективность инвестиционного проекта распределенной генерации:

• условия сбыта электрической и тепловой энергии (мощности) (механизмы торговли и соответствующие им цены и объемы поставки);
• удельные капитальные затраты в сравнении с «большой генерацией»
• условия финансирования инвестиций (сроки возврата, стоимость привлекаемого капитала и др.)
• плата за технологическое присоединение объекта к сети
• уровень цен на топливо и его доступность. (с презенташки от 30.11.2013, где про платформу малой энергетики).

Инвестиционная привлекательность и финансовая эффективность распределенных энергетических систем обусловлена относительно невысоким уровнем первоначальных вложений, возможностью быстрого и поэтапного ввода в эксплуатацию, полным контролем со стороны потребителя.

Высокая технологическая и экономическая эффективность

КПД свыше 90% в режимах когенерации и тригенерации. Себестоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла в 2 и более раз ниже сетевых тарифов за счет более эффективных технологий генерации, отсутствия транспортных потерь и накладных расходов. Срок окупаемости составляет около 5 лет (только электроэнергия) или до 2-4 лет при полной утилизации тепла в режимах когенерации и тригенерации.

Модульность, масштабируемость, мобильность

Поставка блоками необходимой мощности, возможность быстрого подключения новых блоков к уже работающей станции, а также их демонтажа и перемещения на новые объекты.

Короткие сроки ввода в эксплуатацию

Сроки строительства электростанции мощностью до 2 МВт не превышают 6-12 месяцев, для более мощных станций (10-20 МВт) может потребоваться 12-18 месяцев.

Независимость и контроль

Конечный потребитель и его подрядные организации полностью контролируют сроки возведения генерирующих объектов и процесс их эксплуатации. Полностью устраняется проблема сбоев, отключений, нарушения параметров тока и напряжения по независящим от потребителя причинам.

 

3.2 Показатели эффективности проектов строительства объектов распределенной генерации

Рaзличaют cлeдyющиe пoкaзaтeли эффeктивнocти инвecтициoнных пpoeктов:

• пoкaзaтeли кoммepчecкoй (финaнcoвoй) эффeктивнocти, yчитывaющиe финaнcoвыe пocлeдcтвия peaлизaции пpoeктa для eгo нeпocpeдcтвeнныx yчacтникoв (основные показатели – период окупаемости ;
• пoкaзaтeли бюджeтнoй эффeктивнocти, oтpaжaющиe финaнcoвыe пocлeдcтвия ocyщecтвлeния пpoeктa для фeдepaльнoгo, peгиoнaльнoгo или мecтнoгo бюджeтa;
• пoкaзaтeли экoнoмичecкoй эффeктивнocти, yчитывaющиe зaтpaты и peзyльтaты, cвязaнныe c peaлизaциeй пpoeктa, выxoдящиe зa пpeдeлы пpямыx финaнcoвыx интepecoв yчacтникoв инвecтициoннoгo пpoeктa и дoпycкaющиe cтoимocтнoe измepeниe.