Экономическая эффективность МГЭС

Экономическая целесообразность использования малой гидроэнергетики в энергетическом балансе района может быть выявлена путем сопоставления экономических характеристик ГЭС с соответствующими характеристиками других возможных источников получения электроэнергии. Малые и миниГЭС сопоставляют с тепловыми электростанциями, как наиболее прогрессивными по своим параметрам; микроГЭС, чаще всего работающие на изолированного потребителя, сопоставляют с мобильными дизельными электростанциями.

Экономические показатели малых ГЭС зависят от многих факторов - установленной мощности, наличия готового напорного фронта, уровня стандартизации энергетического оборудования (индивидуальное или серийное изготовление), типизации проектных решений, степени автоматизации управления и др.

Первоначальные затраты на сооружение МГЭС, как и для крупных ГЭС, выше, чем на электростанциях другого типа. Ежегодные издержки по малым ГЭС сопоставимы, а порой ниже, чем на тепловых станциях, что объясняется отсутствием расходов на топливо, более низкими расходами на эксплуатацию, ремонт и обслуживание, а также значительной долговечностью МГЭС. Так, в США затраты на производство 1 кВт·ч электроэнергии на электростанциях различных типов составляют в центах:

Таблица 4.3

Для малых ГЭС характерна иная, чем для крупных ГЭС, структура затрат на строительство. Затраты на технологическое оборудование МГЭС сопоставимы со стоимостью строительно-монтажных работ, а иногда превышают ее. Поэтому при выборе оборудования следует стремиться использовать серийно освоенное стандартное оборудование с целью избежать лишних расходов на их индивидуальное проектирование и исследование. Эффект от внедрения стандартизированного оборудования может составить от 10 до 50 % общих затрат на оборудование.

Технико-экономические показатели МГЭС существенно улучшаются при комплексном использовании гидротехнических сооружений. По расчетам американской фирмы «Аллис Чалмерс», при наличии готового напорного фронта удельные капиталовложения в МГЭС снижаются на 30…50%. На рис. 4.9 приведены средние данные по распределению затрат на строительство МГЭС в случае сооружения её в составе готового напорного фронта и при строительстве в новом створе.

a	б

Рис. 4.9. Структура затрат на строительство МГЭС

а - при готовом напорном фронте; б - при сооружении в новом створе;

1 - строительная часть; 2 - проектно-изыскательские работы;

3 - непредвиденные затраты; 4 - турбина-генератор;

5 - вспомогательное электрическое оборудование; 6 - прочее оборудование

Малые ГЭС, как правило, не претендуют на существенную роль ни в развитии экономики страны, ни в развитии энергетической системы. Целесообразность их строительства вызывается стремлением к вовлечению в топливно-энергетический баланс района возобновляемых дотационных источников энергии.

Основным методом оценки экономической эффективности сооружения малых ГЭС, как и обычных гидроэнергетических объектов, является метод сравнительной эффективности.

По этому методу сопоставляются затраты, связанные с сооружением и последующей эксплуатацией рассматриваемого энергетического объекта, с аналогичными затратами по альтернативному проекту, обеспечивающему одинаковый энергетический эффект. Обобщающей экономической характеристикой и варианта строительства МГЭС, и альтернативного решения в соответствии с типовой методикой эффективности капитальных вложений являются приведенные затраты.

Как отмечалось ранее, альтернативным вариантом для МГЭС обычно являются ТЭС.

Приведенные затраты для теплоэлектростанции можно определить как

.

(4.24)

где К₁ - единовременные капитальные вложения, руб.; И₁ - годовые эксплуатационные издержки, руб./год; Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,1/год; C₁ - стоимость используемого топлива, руб./т; В₁ - годовой расход топлива, т/год.

Годовой расход топлива можно определить через количество вырабатываемой электроэнергии (W₁, кВт·ч) и удельного расхода топлива на один киловатт-час (b, т/кВт·ч). После преобразования выражение (4.24) можно записать в виде

.

(4.25)

При строительстве в рассматриваемом районе МГЭС потребитель часть электроэнергии (W₂) будет получать от неё, недостающее количество (W₁-W₂) - от ТЭС. Приведенные затраты З₂ в этом случае

.

(4.26)

где К₂ и И₂ - капитальные затраты (руб.) и суммарные годовые издержки (руб./год) на МГЭС.

Электроснабжение потребителя от МГЭС целесообразно при выполнении условия

Суммарные годовые издержки И₂ на МГЭС можно определить как

.

(4.28)

где Е_i - нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и т.п.

Для гидроэнергетических объектов нормативный коэффициент эффективности Е_н принимается равным 0,12. При большом влиянии объектов на развитие экономики района коэффициент может быть снижен до 0,08. Сумма ежегодных отчислений для МГЭС по принятым в настоящее время нормам составляет 2…6% от капитальных затрат.

Пример расчета

Определим экономическую эффективность строительства малой ГЭС при Долгобродском водохранилище на р.Уфа неэнергетического назначения, предназначенном для водоснабжения железнодорожного узла.

Построенная малая ГЭС будет работать в составе энергосистемы, т.к. переброска воды из бассейна р.Уфы в бассейны р.Миасс в цикле водности будет осуществляться только в течение трех лет.

В качестве альтернативы сооружения малой ГЭС можно рассматривать строительство тепловой электростанции (ТЭС) с удельными капиталовложениями 2310 руб./кВт и годовыми издержками эксплуатации (без топлива) 216,7 руб./кВт по отраслевым нормам. В расчете принята стоимость челябинского угля для использования С₁ = 384.5 рублей за тонну условного топлива, β= 335 г у.т./кВт. Затраты в заменяемом варианте определены по вытесняемой мощности и выработке энергии ТЭС. Коэффициент вытеснения мощности принят 1,06, выработки энергии 1,02. Результаты расчета сведены в таблицу 4.4.

Таблица 4.4

Расчет эффективности строительства Долгобродской МГЭС

Годовая выработка рассчитывалась на 8000 ч работы МГЭС в год. За год на ТЭС расходуется 3752 т у.т. (335 г у.т./кВт·11,2·106).

Капиталовложения сооружения ГЭС рассчитывались по ценам на гидроагрегаты фирмы «ИНСЭТ», с учетом того, что стоимость оборудования составляет около 55% в структуре затрат при сооружении МГЭС при готовом напорном фронте (табл. 4.5).

Таблица 4.5

Удельные экономические показатели

Себестоимость определена исходя только из приведенных затрат на основное вспомогательное оборудование МГЭС, без учета затрат на кабельные линии 10 кВ от гидрогенератора до ТП 110/10 кВ.

Годовой экономический эффект от строительства МГЭС

(0,19 – 0.07)·11,2·106 = 1,3 млн руб.

Срок окупаемости капиталовложений в ГЭС

4,582·106 : 1,3·106 = 3,5 года.

Таким образом, сооружение гидроэлектростанции мощностью 1,3 МВт при этом водохранилище представляется вполне эффективным мероприятием.