//Электрика. – 2010. – № 2.– С. 3–6.

 

О необходимости создания условий для развития

малой гидроэнергетики

А. Б. Баламетов, докт. техн. наук, зав. лабораторией

Азербайджанский Научно-исследовательский и проектно-изыскательский

институт энергетики

 

Расширение масштабов строительства малых гидроэлектрических станций (МГЭС) для удовлетворения потребностей – одна из важнейших тенденций развития гидроэнергетики, что отмечается на мировых энергетических конференциях, на конференциях ООН по новым и возобновляемым источникам энергии, а также на национальных симпозиумах и конференциях по вопросам проектирования, строительства и эксплуатации МГЭС, проведённых в развитых странах [1, 2]. Основные выгоды восстановления малых ГЭС: улучшение экологической обстановки, экономия топлива для экспорта путём использования возобновляемых источников энергии, создание новых рабочих мест, снижение стоимости электроэнергии, последовательное увеличение доли в общем объёме производства электроэнергии (с целью подготовки  гарантированного обеспечения электроэнергии к периоду исчерпания запасов нефти и газа, через 40–50 лет).

Население Азербайджанской Республики составляет около 9 млн человек. В Республике около 70 сельских районов, из них горных районов более 30. Численность населения горных районов примерно 1,5 млн (15 %). Для них в настоящее время всё большее развитие приобретает использование возобновляемых источников энергии.

Министерство промышленности и энергетики подготовило и представило в Администрацию президента Азербайджана проект-предложения Агентства по альтернативным и возобновляемым источникам энергии, для развития которых в Азербайджане существуют большие возможности. Это приводит к новому этапу развития в энергетике и необходимости построения структуры системы электроснабжения оптимальным сочетанием распределённых источников электроэнергии (включая ВИЭ), что приведёт к увеличению надёжности и повышению уровня энергобезопасности (в связи с этим государства, находящиеся в развитии, ставят целью повышение доли выработки электроэнергии возобновляемыми источниками энергии, в частности за счёт строительство МГЭС).

Общие ресурсы всех рек Азербайджанской Республики оцениваются в 40 млрд кВтч в год, из них технически возможно использовать 16 млрд кВтч [3, 4]; на долю МГЭС приходится около 5 млрд кВтч. Использование гидроэнергетических ресурсов малых рек в настоящее время приобретает особое значение вследствие ужесточения экологических требований. В Государственной программе развития топливно-энергетического комплекса Азербайджанской Республики на 2005–2015 гг. предусмотрено развитие строительства МГЭС. Разработана программа развития малой гидроэнергетики на период до 2009–2013 гг., по которой планируется строительство в семи экономических регионах страны МГЭС суммарной мощностью 140 МВт.

Собственные производители оборудования МГЭС у нас отсутствуют, хотя имеются проекты по строительству соответствующих производств. Пока приходится пользоваться только зарубежными технологиями.

Исходя из этого выполнение программы может задерживаться из-за высокой стоимости их строительства, оцениваемой в 1000–3000 долл. США за 1 кВт. Выполненная оценка срока окупаемости МГЭС с разной продолжительностью работы и максимальной нагрузкой показывает, что строительство новых или восстановление изношенных МГЭС при реализации электроэнергии по существующей оптовой цене может привести к сроку окупаемости более чем в 20 лет. В связи с этим необходимо экономическое стимулирование развития МГЭС путём закупки электроэнергии по завышенной цене.

Отметим, что на начальном этапе развития МГЭС взамен турбин могут использоваться насосные агрегаты, серийно выпускаемые промышленностью, с синхронными или асинхронными двигателями. Мировая практика подтверждает такую возможность – опыт имеется, например, в России и Румынии, где применение насосных агрегатов обосновывается, в первую очередь, возможностью снижения стоимости.

В настоящее время в разных регионах Республики имеются бездействующие малые гидроэлектростанции, построенные в 1950–1960-е годы:

Зейхур ГЭС – 8,8 МВт; Муган ГЭС – 3,8 МВт;

Чичекли ГЭС – 3,0 МВт; Шеки ГЭС – 1,6 МВт; Кусар ГЭС – 1,2 МВт;

Нюгеди ГЭС – 0,8 МВт; Чинарлы ГЭС – 0,8 МВт.

В 2001 г. эти МГЭС по указу Президента Азербайджанской Республики объявлены для приватизации, и некоторые уже приватизированы. Срок эксплуатации этих станций, в основном, исчерпан, они изношены более чем на 70–80 %, некоторые списаны и полностью демонтированы.

Как известно, основные энергетические показатели ГЭС: установленная мощность Руст и годовая выработка электроэнергии W. Отношение среднегодовой выработки ГЭС к её установленной мощности называют числом часов использования установленной мощности Туст, в среднем оно составляет 3000 ч. Основным показателем для оценки уровня эффективности по строящимся энергетическим объектам являются удельные капиталовложения, которые у нас измеряются в манатах (или долларах США) на 1 кВт установленной мощности электростанции.

Капиталовложения К по гидроузлу требуются на сооружение водозабора, отстойника, деривационного канала, здания ГЭС с оборудованием, они колеблются в зависимости от конкретных условий в широких пределах.

Деривационный канал со сложным рельефом в труднопроходимых местностях горных рек требует индивидуального подхода к проектированию и строительству МГЭС. Горные реки имеют большое количество осадков, наносов; в зимнее время морозы и шуга также создают определённые проблемы.

Отсутствие отстойника в МГЭС приводит к частому ремонту турбины с заменой рабочего колеса, при этом отключения фидеров 10 кВ могут создавать проблемы останова и пуска оборудования, а перерывы в выработке электроэнергии ухудшают технико-экономические показатели работы МГЭС.

При комплексном использовании водотока капиталовложения гидроузла распределяются между всеми участниками; возможны случаи оплаты использования воды на МГЭС.

Общая экономическая эффективность капиталовложений определяется как отношение годовой прибыли к среднегодовым фондам. Для проектируемых объектов показателем общей экономической эффективности считается коэффициент рентабельности:

где П – годовая прибыль; Д – доход (стоимость годового выпуска продукции в оптовых ценах предприятия); И – ежегодные издержки на себестоимость продукции.

Для расчёта дохода используется следующая формула:

где β – стоимость реализации электроэнергии, манат/кВтч; W – выработка ЭЭ, кВтч/год; μ – коэффициент, учитывающий расходы на собственные нужды и потери электроэнергии (принимается равным 0,8–0,85).

Ежегодные издержки ГЭС состоят из эксплуатационных расходов и отчислений на амортизацию, т. е. на полное восстановление и на капитальный ремонт сооружений и оборудования:

ИГЭС=(αамК + nРустФ)αпр,

где αам – коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию (в укрупнённых расчётах принимается 0,02–0,08); n – штатный коэффициент; Ф – среднегодовой фонд заработной платы; αпр – коэффициент, учитывающий прочие эксплуатационные расходы (принимается равным 1,15).

Основными составляющими эксплуатационных расходов являются: заработная плата; расходы по текущему ремонту сооружений и оборудования; общие расходы на содержание транспорта, охраны, на командировки; дополнительные расходы по борьбе с шугой, наносами и др. Ежегодные издержки ГЭС почти не зависят от выработки электроэнергии, поэтому себестоимость изменяется обратно пропорционально выработке.

Согласно методике эксплуатации гидроэлектростанций, реконструкция станции должна гарантировать как минимум 30 лет эксплуатации, чтобы иметь положительный баланс прибыль/затраты. Поэтому технико-экономическое обоснование (ТЭО) основывается на гипотезе, что все сооружения и оборудование, которые не могут гарантировать вышеуказанное, будут полностью восстановлены или заменены. На старых гидроэлектростанциях ввиду полного износа вышло из строя основное оборудование. Для их восстановления требуются реконструкция и установка нового, ремонт существующих зданий, системы подвода и отвода воды. Поэтому срок окупаемости даже в очень оптимистичных расчётах составляет более 10 лет, хотя обычно требуется срок окупаемости менее 8 лет.

Себестоимость электроэнергии зависит от мощности МГЭС, капитальных затрат, степени автоматизации станции, характеристик стока реки, режимов работы в годовых разрезах. На работающей ГЭС себестоимость электроэнергии практически полностью определяется числом часов использования установленной мощности.

Удельные капиталовложения для МГЭС зависят от напора [2]. В условиях Франции с увеличением мощности агрегата от 600 до 2000 кВт при напоре 12 м суммарные удельные затраты снижаются в 1,5 раза; для ФРГ удельные капиталовложения оцениваются в 400–2600 долл./кВт, для Великобритании 600–3000, для Швеции 710–1420 долл./кВт (все стоимостные показатели даны в ценах 1980 г.). По данным зарубежных фирм, в Западной Европе строительство малых ГЭС считается экономически эффективным при капиталовложениях от 2000 до 2500 долл./кВт, в США – от 1200 до 2000, в Японии – от 2500 до 3700 долл./кВт. В КНР средняя удельная стоимость МГЭС равна 630–820 долл./кВт, (строительство гидротехнических сооружений – 42–65 % этой стоимости, энергетическое оборудование – 31–48 %, на строительство ЛЭП – 4–14 %). В России средняя удельная стоимость МГЭС составляет 600–800 долл./кВт.

В США, ФРГ, Швейцарии, Японии, Чехословакии, КНР, Великобритании уделяется серьёзное внимание строительству и созданию типовых проектов МГЭС, разработке дешёвого стандартизованного гидротурбинного оборудования. Для расширения строительства малых ГЭС в развитых капиталистических странах выделяются значительные средства,. При этом себестоимость 1 кВтч электроэнергии на малых ГЭС составляет: в Швеции 2–4 цента, в Швейцарии 2,5–5, в США 2–4 цента.

Согласно выполненному технико-экономическому обоснованию по реконструкции малых ГЭС в рамках Еникендского проекта (для северных и западных районов Республики) и производству возобновляемой энергии, для восстановления работы малых гидроэлектростанций ориентировочно требуются следующие инвестиции (тыс. долл.): Куба ГЭС (электрической мощностью 1150 кВт) – 1380; Кусар ГЭС (1200 кВт) – 860; Нюгеды ГЭС (830 кВт) – 835. Согласно выполненному японскими специалистами ТЭО, для восстановления работы малых гидроэлектростанций Республики требуются удельные капиталовложения от 2000 до 4600 долл. на 1 кВт. Результаты расчётов зарубежных специалистов получаются завышенными, и их значения для условий Азербайджана можно считать неоправданными.

Проанализируем сроки окупаемости в зависимости от стоимости оптовой закупки электроэнергии в Азербайджанской Республике [5–8] на примере МГЭС установленной мощностью 1000 кВт и удельными капиталовложениями 800 долл./кВт при Туст=3000 ч (таблица).

 

 

Капиталовложения

К=1000∙800=800000 долл.

Среднегодовая выработка

электроэнергии

W=1000×3000=3000000 кВтч

Доход от реализации электроэнергии

по оптовой цене 0,02 долл./кВтч

Д=3000000×0,02=60000 долл.

Ежегодные издержки МГЭС при штат- ном коэффициенте 6, из условия годовой зарплаты в электроэнергетике 2400 долл./чел.

ИГЭС=

=(0,01×800000 + 6×1,0×2400)×1,15=

=24560 долл.

Прибыль предприятия

П=Д–ИГЭС=60000–24560=35440 долл.

Срок окупаемости

Ток= /П=800000/35440=22,57 лет

 

Зависимости срока окупаемости малой ГЭС установленной мощностью 1000 кВт при удельной стоимости 800 долл./кВт от оптовой стоимости электроэнергии в пределах 0,014–0,04 долл./кВтч при различном числе часов использования установленной мощности приведены на рисунке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Срок окупаемости МГЭС установленной мощностью 1000 кВт

(по оси х показана стоимость реализации ЭЭ малой ГЭС в центах за 1 кВтч)

 

Оптовая цена покупки электроэнергии в Азербайджанской Республике не превышает 0,03 долл./кВтч. Из рисунка видно, что строительство новых или восстановление изношенных МГЭС по существующей оптовой цене в лучшем случае приводит к сроку окупаемости 12 лет и более. Это делает инвестиции такженепривлекательными для потенциальных инвесторов. Покупка электроэнергии по цене 0,04 долл./кВтч может привести к снижению срока окупаемости до 5–8 лет.

Выходом из положения является заинтересованное участие государства в решении этой проблемы, стимулирование строительства МГЭС закупкой государством электроэнергии на первом этапе по завышенным ценам, т. е. срок окупаемости может регулироваться государством. Есть также необходимость в определении мощностей самих электрических станций для оптимизации процесса обеспечения населения.

Выводы

1.       Для устранения экологического ущерба, связанного с уничтожением лесных массивов, а также для улучшения бытовых условий населения горных районов Азербайджанской Республики целесообразно восстановление МГЭС и строительство новых за счёт привлечения иностранных инвесторов и создания для них возможностей развития этой сферы.

2.       Строительство новых или восстановление изношенных МГЭС при реализации электроэнергии по существующей оптовой цене может приводить к сроку окупаемости более в 20 лет.

3.       Требуются мероприятия государственного регулирования: создание условий для развития микроГЭС мощностью менее 100 кВт; обеспечение условий для продажи агрегатов фермерам, хозяйствам в кредит; создание благоприятных условий инвесторам в восстановлении и строительстве МГЭС; экономическое стимулирование эксплуатации и развития путём закупки ЭЭ по завышенной цене (применение дотаций); государственные кредиты местным муниципалитетам для ускорения развития строительства совместных муниципальных МГЭС.

Список литературы

1.     Дьяков А. Ф. Проблемы развития нетрадиционной энергетики на современном этапе // Энергетическое строительство. 1991. № 3. С. 6–12.

2.     Карелин В. Я., Волшаник В. В. Сооружения и оборудование малых гидроэлектростанций. М.: Энергоатомиздат, 1986. 200 с.

3.     Гидроэнергетические ресурсы Азербайджанской ССР / А. С. Ализаде, Б. А. Гюльмамедов, В. Л. Сельмянский, А. А. Алиев. Т. 2. Изд-во АН АзССР 1961. 162 с.

4.     Бисултанов Р. Использование энергетических ресурсов. Баку: Баку-Сада, 1995. 189 с.

5.     Balametov A. B., Hadyiev G. A. Development of small hydro-energetics in Azerbajan. Energy Sector of Azerbaijan. 1996. Рart 3. Р. 9–11.

6.     Mustafayev R. I., Balametov A. B., Radjabov I. O. The Perspectives of Using Wind Power Farms and Small-scale Hydroelectric Power Plants in Azerbaijan Conditions / The Fourth Baku International Congress оf Energy, Ecology, Economy. Baku. September 23–26, 1997. Р. 437–439.

7.     Balametov A. B., Ziyatkhanov F. S. About necessity of stimulation of development of small Hydro-power engineering of the Republic / Eighth International Congress "Energy, Ecology, Economy". Baku. June 1–3, 2005. Р. 10–13.

8.     Balametov A. B. About development of electric power industry of Azerbaijan / Ninеth Baku International Congress "Energy, Ecology, Economy". Baku. June 7–9, 2007. Р. 26–30.