Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации

Чистый дисконтированный доход рассчитывался по формуле:

(3.1)

 

где:

Д – доход от продажи энергии в год t (в руб.);

К – капитальные затраты в год t (в руб.);

Зэкспл – затраты на эксплуатацию, включающие в себя затраты на амортизацию (5% от К), затраты на ремонт (3% от К) и прочие затраты на обслуживание (3% от К) в год t (в руб.);

Зтопл – затраты на топливо в год t (в руб.);

Е – ставка дисконтирования (в %);

T – период эксплуатации ТЭЦ (в годах).

(3.2)

 

где:

В = Э*bуд (м3)

(3.3)

 

 

Теплотворная способность 9600 ккал/кг.н.т.

Для расчета ЧДД приняты следующие данные:

• Тариф на электроэнергию (Тэ) – 3 руб/кВт*ч;
• Цена топлива(Цт) – 2,75 руб/м3;
• Ставка дисконтирования (Е) – 10%.

Период окупаемости (Ток) определялся как время, за которое сумма полученного дохода от реализации проекта покрывает все вложенные капитальные затраты.

(3.4)

 

где:

n – последовательное число периодов (лет), в течении которых инвестиционный взнос остается непокрытым;

∆Дn+1 – часть суммы чистой прибыли периода (n+1), необходимой для покрытия инвестиционных затрат;

Дn+1 – общая сумма чистой прибыли периода.

ЧДД рассчитывался при ставке дисконтирования 10 %, результаты приведены в приложении.

Строительство энергоблока мощность 25 МВт при использовании:

1. газопоршневой установки 25 МВт;
2. газотурбинной установки 25 МВТ.

 

Рисунок 3.2 - ЧДД для ГПУ-25

Рисунок 3.3 - ЧДД для ГТУ-25

Но стоит обратить внимание на то, что при использовании газопоршневых установок срок окупаемости в данном случае составляет 4.9 года (ГТУ - 4,1), а так же ВНД - 9,1% (ГТУ - 9,7%).  Так же для сравнительного анализа были построены прогнозы тарифов на электро и тепло энергию, вырабатываемую собственной установкой и РРЭ (рисунок 3.4-3.7).

Рисунок 3.4 – Прогноз тарифа на электроэнергию для ГПУ-25 МВт

Рисунок 3.5 – Прогноз тарифа на теплоэнергию для ГПУ-25 МВт

 

Рисунок 3.6 – Прогноз тарифа на электроэнергию для ГТУ-25 МВт

 

Рисунок 3.7 – Прогноз тарифа на теплоэнергию для ГТУ-25 МВт

 

Проведенный анализ показал, что в диапазоне от 0,1-16 МВт наиболее предпочтительными являются газопоршневые установки, они обладают наибольшей экономической привлекательностью, наименьшим сроком окупаемости, к тому же данные вид установок более устойчив к перепадам температуры внешней среды. От сюда можно сделать вывод, что проектом предусмотрен оптимальный выбор типа генерирующей установки.

3.4 Дальнейшие направления  развития взаимоотношений большой  и малой энергетики

Проведенные расчеты и анализ доказали экономическую эффективность и целесообразность строительства объектов малой генерации, на примере мини-ТЭЦ. Так как данные проекты имеют небольшой срок окупаемости и высокую норму доходности. Одним из перспективных направлений развития локальной энергетики является обеспечение тепло и электроэнергией жилых массивов, а так же крупных промышленных компаний. Однако развитию данного направления препятствует ряд проблем, которые требуют решения, их устранение будет способствовать созданию платформу технологической и экономической для успешной реализации проектов.

 

Таблица 3.3 - Необходимые меры стимулирования развития малой распределенной энергетики в России

№	Сферы регулирования	Необходимые меры
1	2	3
1	Газоснабжение	Включение энергообъектов малой генерации в региональные балансы газа, введенеие для них фиксированных условий в заключаемых долгосрочных договорах  на поставку газа, упростить получение разрешений по использованию газа, запретить механизм уступки прав на использование газа
2	Технологическое присоединение к электрическим сетям	Введение механизма частичного финансирования потребителями региона создание сетевой инфраструктуры для проектов, реализуемых в рамках программ перспективного развития субъектов РФ (до 50%)
3	Участие малой генерации на рынках электроэнергии	Применение условий продажи мощности, предусмотренных для генерирующих объектов, вводимых в рамках договоров о предоставлении мощности (или тарифная поддержка когенерационного электричества)

 

Продолжение таблицы 3.3

1	2	3
4	Ценообразование на услуги по передачи электроэнергии	Введение механизма оплаты, позволяющего потребителям оплачивать услуги по передаче электроэнергии с учетом фактического использования сетей (с оплатой резервов мощности электросетей в случае прерывания электроснабжения от объектов малой генерации)
5	Техническое регулирование	Введение запрета на подключение к системам централизованного теплоснабжения неэффективных газовых котельных большой мощности (свыше 3 МВт), с заменой их на эффективные когенерационные установки малой энергетики
6	Взаимодействие федеральных и региональных программ развития энергоэффективности	Корректировка Генеральной Схемы размещения объектов электроэнергетики с акцентом на развитие малой генерации с включением малой распределенной энергетики в региональные программы по развитию энергетики и повышения энергоэффективности. Взаимодействие Минэнерго России и Минрегиона России в части развития когенерации.

 

 

В связи с ускорением темпов нового строительства в городе Новосибирске в период до 2015 года и далее до 2030 года возникает острая необходимость строительстве новых генерирующих мощностей для обеспечения новых потребителей тепловой и электрической энергией, а так же ликвидации существующего дефицита в отдельных районах.

Проведенные расчеты и анализ доказали экономическую эффективность и целесообразность строительства объектов малой генерации, на примере мини-ТЭЦ. Одним из перспективных направлений развития локальной энергетики является обеспечение тепло и электроэнергией жилых массивов, а так же крупных промышленных компаний.

В Новосибирской области в связи с реализацией программы «Доступное жилье» необходимо создание совместной программы развития локальных источников энергетики для обеспечения собственной тепло и электроэнергией. Наряду с этим так же необходимо пересмотреть план-прогноз развития отрасли, с включением в него малой генерации. 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Уход многих потребителей от исключительно централизованного энергоснабжения – общемировая тенденция. Потеря доверия к государству в целом и к энергокомпаниям в частности. Выгоды, которые распределенная генерация приносит ее владельцам, очевидны, но эффекты присутствия таких объектов положительны и для системы энергоснабжения в целом.

В России, несмотря на рост темпов строительства объектов распределенной генерации, этот процесс не находит должного места в перспективном планировании развития системы. Еще нет осознания того вклада, который распределенная генерация может внести в общее развитие системы и ее модернизацию, и нет осмысленной государственной политики на этот счет.

Существование распределенной генерации в зоне с развитыми магистральными и распределительными сетями, что соответствует электрическим сетям Новосибирской энергосистемы, наиболее выигрышный вариант. Как правило, здесь потребители, строящие собственную мощность, предпочитают для резервирования также подключаться к сетям, чтобы при необходимости покупать дополнительную электроэнергию на рынке (как, например, клиника Мешалкина).

Современные сети могут и давать распределенной генерации возможность, наоборот, сбрасывать в сеть лишнюю энергию.

В России пока схема управления энергосистемами традиционная. "Системный оператор" фактически скорее командует включением мощности, чем реагирует на уровень загрузки и спроса. По предложению Системного оператора, если совокупная выработка объектов распределенной генерации меньше 0,1% потребления региона, никаких дополнительных механизмов по ее учету не требуется. Если доля начинает превышать 0,1%, необходим как минимум информационный обмен с тем, чтобы не требовалось стопроцентного резервирования этих объемов за счет большой энергетики. Станции мощностью свыше 25 МВт обязаны заключать договор об оперативно-диспетчерском управлении с СО. Сверх этого, по мнению компании, все объекты распределенной генерации свыше 5 МВт должны быть оснащены системами телеметрии, позволяющими обеспечить их наблюдаемость со стороны регионального диспетчерского центра.

При этом и процедура выхода на рынок (для продажи излишков выработки) для российской распределенной генерации не так проста. Генераторы свыше 25 МВт с 1 января 2013 года потеряли право продавать электроэнергию на розничном рынке без подтверждения, выданного НП "Совет рынка" Разрешение выдается в том случае, если генерирующий объект непосредственно связан с основным промышленным производством либо работает на топливе, являющемся побочным продуктом основного производства, и, следовательно, остановка оборудования по производству энергии приведет к ограничениям в его работе. И, во-вторых, с сетевыми ограничениями: если отключение генератора внутри системы не позволяет заместить его выработку входами из внешней сети более чем на 40%, тогда генератор получает право и возможность реализовывать энергию на розничном рынке.

Мини-ТЭЦ - объект без преувеличения уникальный. Можно сказать, что с введением подобных технологических решений в повсеместную практику (как, кстати, принято за рубежом) строительная индустрия Новосибирска выйдет на качественно новый уровень.

Застройщик - компания «Сибирь-Развитие» признает, что решение самостоятельно заняться генерацией тепла и электроэнергии для энергоснабжения жилого массива «Березовое» было вынужденным. В Новосибирске не хватает мощностей, а технические условия на технологическое присоединение к действующим объектам довольно дорого обходятся. По данным ОАО «СИБЭКО», на участке в «Березовом» действительно сложные для выполнения технические условия: тепловые источники и сети, принадлежащие «СИБЭКО», в данном районе отсутствовали.

Для успешного развития малой энергетики необходима заинтересованность на региональном уровне. Это показывает и мировая практика, что связано с тем фактом, что только разумное сочетание централизованного и децентрализованного энергоснабжения, большой и малой энергетики способно решить проблемы дефицита мощности и энергии.

На протяжении рассматриваемого прогнозного периода 2015-2020 гг. величина дефицита мощности и электроэнергии только возрастает. Это обусловлено ростом нагрузки потребителей Новосибирской энергосистемы и отсутствием крупных вводов генерирующих мощностей на территории Новосибирской области.

Выработка собственных электростанций Новосибирской ЭС в период 2015-2020 гг. позволяет покрыть порядка 78-84 % потребления электроэнергии Новосибирской области. Ежегодный рост дефицита мощности и электроэнергии Новосибирской энергосистемы покрывается за счет увеличения перетоков мощности и электроэнергии из смежных энергосистем.

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.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Постановление правительства №793 "О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)" от 12 июля 1996 года
2. Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172 г. "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».
3. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 530 "Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики, а также изменен порядок ценообразования на розничных рынках электроэнергии»
4. Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 N № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии".
5. Постановление Правительства РФ «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»
6. Постановление Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 №1334-р (с учетом изменения Постановления Правительства Российской Федерации от 05.10.2010 №1685-р и предложений генерирующих компаний о переносе сроков)