Согласно полученным оценкам производственного потенциала био­массы, важным энергетическим резервом Краснодарского края явля­ются отходы переработки продукции сельского хозяйства, составляю­щие до 14% в общем биоэнергобалансе края, при этом 96% технологи­ческого потенциала отходов переработки сельскохозяйственной про­дукции приходится на доли мукомольного (79%) и маслобойного (17%) производства.

Оценки себестоимости электроэнергии БиоЭС на отходах переработ­ки продукции зерноводства в Краснодарском крае приведены на рис.

10.10. Расчеты основывались на данных о валовом сборе зерна в регио­не и исходили из предположений, что вся сельхозпродукция, произве­денная в регионе, в нем же и перерабатывается, и предприятия по пере­работке расположены примерно равномерно по территории региона. Последнее предположение существенно для оценки отходов топливной составляющей технологии энергопроизводства в части затрат на пере­возку отходов мукомольного производства к БиоЭС.

Структура и объем капитальных затрат на возведение энергостанций на отходах мукомольного производства принята аналогичной БиоЭС на отходах зерноводства.

При оптимальной номинальной мощности БиоЭС = 15-20 МВт себе­стоимость вырабатываемой ею электроэнергии на отходах КРС состав

ляет около 4,6 EURO-центов/кВт • ч. Отметим, что эти показатели на 10 - 12% выше, чем у БиоЭС на отходах зерноводства (5,2 EURO-цен - та/кВт • ч), и выше, чем на наиболее экономичных в настоящее время традиционных ЭС на природном газе, для которых при сегодняшних ценах на газ себестоимость электроэнергии составляет более 6,5 EURO - центов/кВт • ч.

Снижение себестоимости электроэнергии БиоЭС в данном случае дос­тигается за счет уменьшения расходов на транспортировку топлива.

Увеличение мощности БиоЭС свыше 15-20 МВт приводит к незна­чительному росту всей себестоимости вырабатываемой энергии (с 4,6 до 5,0 EURO-центов/кВт • ч при мощности БиоЭС — 50 МВт).

Как показывают расчеты, при уменьшении номинальной мощности БиоЭС ниже 5 МВт, себестоимость их энергии быстро растет до значе­ний 8-9 EURO-центов/кВт • ч (при мощности 3 МВт), существенно пре­вышая себестоимость традиционных электростанций, работающих на органическом топливе (угле, газе).

Таким образом, в соответствии с проведенными расчетами, оптималь­ная номинальная мощность БиоЭС на отходах мукомольного производ­ства, с точки зрения минимизации стоимости выработки электроэнер­гии, должна составлять от 5 МВт и выше.

При этом, ожидаемая трудоемкость производства электроэнергии на БиоЭС данного типа в условиях Краснодарского края составит 0,46 - 0,50 чел. • ч/млн. кВт • ч.

Основные технико-экономические характеристики БиоЭС на отхо­дах переработки зерна в условиях Краснодарского края приведены в табл.10.19.

Таблица 10.19 Характеристики БиоЭС на отходах мукомольного производства Номинальна*! мощность электростанции, МВт 1,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 50,0 1 2 3 4 5 6 7 8 Коэффициент использова­ния номинальной мощно­сти, Ктм* °/( 50,0 50.0 50,0 50.0 50,0 50,0 50.0 Выработка электроэнергии. МВт. ч/г. 4380 21900 43800 65700 87600 109500 219000 Расход на ЭС сырого био­топлива т/г. 5064 25318 50637 75955 101274 126592 253185 Плотность производства сырого биотоплива, т/км2 103,5 103,5 103,5 103,5 103,5 103,5 103,5 Требуемая посевная пло­щадь под биотопливо. км“ 69,9 349,3 698,6 1047,8 1397,1 1746,4 3492.8 Радиус от БиоЭС требуемой круговой посевной площа­ди. км 4,72 10,55 14,92 18,27 21.09 23,58 33,35 Расчет топливной составляющей в себестоимости биоэнергии Количество рейсов N ма­шин грузоподъемностью 3 т 1266 6330 12659 18989 25318 31648 63296 Общий пробег N машин, км 11373 127158 359656 660730 1017261 1421665 4021075 Средний пробег одной ма­шины. км 90 20,1 28,4 34,8 40,2 44„9 63.5 Суммарный расход дизель­ного топлива, т/г. 6.3 69,9 197,8 363,4 559.5 781.9 2211.6 Цена дизельного топлива. EURO/t 1000,0 1000,0 1000,0 1000,0 1000.0 1000,0 1000,0 Общая стоимость дизельно­го топлива. EURO 6881 76930 217592 399742 615443 860107 2432751 Составляющая дизельного топлива, EURO-цент/кВт ч 0,16 0,35 0,50 0,61 0,70 0,79 1,11 Количество штатных шо­феров и трактористов, ед./МВт 1 1,5 2 2 2,5 2,5 3 Составляющая зарплаты во­дителей, EURO-цент/кВт ч 0.14 0,20 0,25 0,28 0,31 0,33 0,43 Составляющая зарплаты специалистов ЭС, EURO - цент/кВт ч 4,60 1,84 1,50 1.38 1,32 1,29 1.22 Затраты на доставку топли­ва, EURO-цент/кВт ч 0,30 0,55 0,74 0,89 1,01 1,12 1,54 Затраты на подготовку топ­лива, EURO-цент/кВт ч 0,04 0,07 0,10 0,12 0,13 0,15 0,20 Топливная составляющая, EURO-цент/кВт ч 0,30 0,55 0,74 0,89 1.01 1,12 1,54

Таблица 10.19 (продолжение) 1 2 3 4 5 6 7 8 Эксплуатационная состав­ляющая. EURO-цснт/кВт ч 9,16 3,06 2,30 2,04 1,92 1,84 1,69 Составляющая капитальных затрат. EURO-цент/кВт ч 1,71 1,57 1,55 1,55 1,55 1,54 1,54 Себестоимость электро­энергии. EURO-цент/кВт ч 11,20 5,25 4,69 4,59 4,60 4,65 4,97

Как видно из табл. 10.19, выработка энергии на БиоЭС, работающих на отходах мукомольно-крупяной, и, как показывает аналогичный ана­лиз, маслобойной промышленности, в условиях Краснодарского края при имеющейся организационно-технической сложности (увеличенный штат сотрудников, содержание автомобильного парка, складского хо­зяйства и пр.) является, тем не менее, экономически и организационно более выгодной, чем БиоЭС на отходах зернопроизводства и заведомо более выгодной, чем производство энергии на традиционных ЭС на орга­ническом топливе (газе, мазуте, угле).

10.6. Оценка валового, технического и экономического энергетических потенциалов отходов городов и поселений Краснодарского края

Результаты оценки энергетического потенциала органических отхо­дов жизнедеятельности городов и населенных пунктов Краснодарского края приведены в табл. 10.20.

Таблица 10.20

Валовой энергетический потенциал органических отходов жизнедеятельнос-
ти городов и населенных пунктов Краснодарского края [9]

№	Параметр	Краснодарский край	Россия в целом
1	Твердые бытовые отходы тыс. т/год	2234,2	55693
	тыс. tv. т./год	223,4	11142
2	Осадки сточных вод тыс. т/ год	484,1	13568
	ТЫС. Т V. т/год	34,6	977
	Всего:, т/год	2718,3	691260
	тыс. т у. т./год	258,0	12119

Проведенный анализ показывает, что как оцененные традиционны­ми методами значения валового (258,0 тыс. т у. т.), технического (180,7 тыс. т у. т.) и экономического (134,8 тыс. т у. т.) энергетических потенциалов, так и полученное в работе значение производственного (48,7 тыс. т у. т.) потенциала органических отходов жизнедеятельности

городов и поселений Краснодарского края существенно меньше объемов ожидаемого энергопотребления в крае в 2020 г.

Таким образом, с учетом большой обеспеченности возобновляемыми ресурсами других видов, энергопотенциал отходов городов и поселений не может, по нашему мнению, рассматриваться в настоящее время как важный энергетический ресурс края.

10.7. Оценка и технико-экономический анализ геотермальных ресур­сов Краснодарского края

10.7.1. Оценка геотермального потенциала Краснодарского края

Карты исследованных геотермальных месторождений и их геологи­ческой «привязки» в Южном административном округе приведены на рис. 10.11.

Черногорская моноклиналь

. г-

Гооная часть Северного Кав. аза Передовая третичная складчатость Южного Дагестана

Рис. 10.11. Геологическая карта геотермальных резервуаров Северного Кавказа

Распределение энергетического потенциала (температур) геотермаль­ных ресурсов в Краснодарском крае приведено на рис. 10.12.

В табл. 10.21 даны основные характеристики разведанных место­рождений термальных вод и парогидрпотерм Краснодарского края, на­ходящихся в эксплуатации и подготовленных к разработке (по дан­ным на 1999 г.).

Суммарный тепловой потенциал разведанных месторождений тер­мальных вод и парогидрпотерм в Краснодарском крае составляет около 2,1 млн. Гкал/сут, а энергосодержание находящихся в эксплуатации и

Таблица 10.21 Характеристика месторождений термальных вод и парогидрпотерм Краснодарского края Наименование месторождения Температура, °С Запасы эксплуатации Добыча средняя расчет­ ная воды, тыс. м3/сут тепла, тыс Г кал/сут воды, тыс. м3/сут тепла, тыс. Г кал/сут Ульяновское 70,50 40,00 1,90 0,08 86,00 3,40 Мостовское 72,00 45,00 11,10 0,50 3004.00 135,20 Вошесенское 96,00 60,00 5,50 0,33 521.00 31,30 Южно-Вознесенское 85,00 50,00 1.80 0,09 250.00 12,50 Отрадненское 94,00 60,00 2,10 0,13 324,00 19,40 Грязнореченское 106,00 70,00 1,20 0,08 273,00 10,10 Воскресенское 114.00 80,00 3,70 0,30 189,00 15.10 Северо-Еременское 112,00 80,00 2,40 0,19 74,00 5,90 Межчохракское 86,00 50,00 0,80 0,04 Харьковское 98,00 60,00 0,50 0,03 36,00 2,20 Родниковское 74,00 40,00 1,00 0,04 Южно-Советское 116,00 80,00 2,00 0,16 Приурупское 101,00 65,00 1,70 0,11 ИТОГО 35,70 2,08 4757.00 244,15

подготовленных к разработке геотермальных месторождений на 1999 г. составлял около 244 тыс. Гкал/сут.

Территория Краснодарского края — одна из самых наиболее обеспе­ченных геотермальными ресурсами в России, расположенными на дос­тупной глубине.

Следует отметить высокую степень изученности характеристик име­ющихся в регионе месторождений геотермальных источников, а также наличие пробуренных скважин, позволяющих весьма быструю практи­ческую реализацию геотермальных проектов.

Эти обстоятельства позволяют рассматривать геотермальную энерге­тику в качестве одной из наиболее перспективных и доходных энерге­тических отраслей Краснодарского края.

10.7.2. Существующие и перспективные региональные геотермальные энергетические проекты в России и Краснодарском крае

В Краснодарском крае разработан и реализуется ряд энергетически эффективных и инвестиционно привлекательных проектов энергоснаб­жения на базе геотермальных источников (рис. 10.13).

Разработка проектов проводится при организационном участии и финансовой поддержке Мирового банка и Геофонда, Международной Геотермальной Ассоциации, Немецкой Геотермальной Ассоциации,

Минпромнауки РФ, Минэкономразвития РФ, РАО «ЕЭС России», ОАО ♦ Геотерм», АО «Наука», Администрации Краснодарского края.

Одним из наиболее масштабных является проект перевода энерго - гнабжения города Анапы с топливных (газовых) на геотермальные - нергоносители. В результате осуществления проекта будет создана ювременная достаточно мощная геотермальная система теплоснабже­ния г. Анапы, использующая существующие тепловые сети и теплооб­менное оборудование котельных, а в качестве источника тепла — гео­термальный теплоноситель. Основными направлениями использова­ния тепловой геотермальной системы станут теплоснабжение и горя­чее водоснабжение ЖКХ, обогрев тепличных хозяйств, гостиничных и спортивно-оздоровительных комплексов, промышленных и перера­батывающих предприятий города. Общая сумма капиталовложений по проекту составляет 18,2 млн. USD, при этом дисконтированный пери­од окупаемости проекта составит 8,25 лет, а чистый дисконтирован­ный доход составит около 4,7 млн. USD.

Весьма перспективными являются также проекты создания систем геотермального теплоснабжения в городах:

- Апшеронск (тепловая мощность — 41 МВт, стоимость — 14,6 млн. USD, окупаемость — 7,4 г.);

- Горячий ключ (тепловая мощность — 36 МВт, капвложения — 15,0 млн. USD, дисконтированный срок окупаемости — 3,6 года, чистый дис­контированный доход — 6,5 млн. USD);

- Усть-Лабинск (стоимость проекта — 25,1 млн. USD, дисконтирован­ный срок окупаемости — 3,8 года, чистый дисконтированный доход - 11 млн. USD);

- Лабинск (тепловая мощность — 36 100 Гкал/час, электрическая мощность геотермальной электростанции с бинарным циклом — 4 МВт, капвложения — 2600 млн. EURO, дисконтированный срок оку­паемости — 2,1 года, чистый дисконтированный доход — 1250 млн. EURO).

10.7.2.1. Проект геотермального теплоэлектроснабжения г. Лабинска

Примером наиболее эффективного комплексного использования гео­термальных ресурсов является реализуемый в настоящее время в Крас­нодарском крае проект создания локальной системы теплоэлектроснаб­жения г. Лабинска (рис. 10.14).

Целью проекта является создание современной геотермальной сис­темы теплоэлектроснабжения, сокращение выбросов в атмосферу заг­рязняющих веществ, снижение существующих тарифов на тепловую энергию на 20%.

Проект основан на использовании четырех существующих геотер­мальных скважин, семи проектируемых скважин, шести проектируе-

Рис. 10.14. План-схема системы геотермального теплоснабжения г. Лабинска

мых скважин обратной закачки, трех геотермальных центральных теп­ловых пунктов и бинарной электростанции мощностью 4 МВт.

Этапы реализации проекта:

1. Подготовка концепции и бизнес-планы проекта в формате МБРР;

2. Работы по оценке георесурсов и определение объемов работ по гео­полю;

3. Разработка Feasibility Study и техническое проектирование;

4. Бурение скважины и обустройство геологического поля;

5. Изготовление и поставка оборудования;

6. Строительно-монтажные работы;

7. Пусконаладочные работы.

По имеющимся оценкам типовая скважина для проекта Лабинска имеет следующие характеристики: дебит — 2550-3770 м3/сут., темпе­ратура — 105 - 117°С, минерализация — 13-15 г/л, давление на устье — 2,5 кг/см2. Прогнозные геотермальные эксплуатационные ресурсы составляют до 40 тыс. м3/сут., или 4200 Гкал/сут. Годовой график на­грузки системы геотермального теплоснабжения г. Лабинска представ­лен на рис. 10.15.

Энергия геотермального тепла максимально используется для тепло­снабжения жилищно-коммунального хозяйства, обогрева тепличных хозяйств, гостиничных комплексов, больниц, горячих плавательных и бальнеологических бассейнов, а также производственных нужд сахар­ного завода и других предприятий.

Рис. 10.15. Годовой график нагрузки системы геотермального теплоснабжения г. Лабинска

Включение в проект бинарной электростанции позволяет значитель­но повысить эффективность всего проекта за счет использования геотер­мального тепла для выработки электроэнергии в летний сезон.

Основные планируемые показатели проекта:

годовая выработка тепловой энергии — 250 тыс. Гкал/год; расчетная стоимость тепловой энергии — 400 руб. (14,4 USD); капитальные затраты — 33,1 млн. USD; срок окупаемости — 4-5 лет;

годовая экономия органического топлива — до 50 тыс. т у. т.

10.7.2.2. Проект геотермального теплоэлектроснабжения г. Усть-Ла- бинска

Целями проекта являются перевод существующего теплоснабжения города на надежное и экологически чистое геотермальное теплоснабже­ние; частичное обеспечение электроснабжения за счет собственной ге­нерирующей установки; улучшение экологической обстановки в райо­не; создание условий для развития производства сельхозпродукции и сооружения социально-бытовых объектов.

План, принципиальная схема и годовой график тепловой нагрузки использования геотермальных ресурсов для тепло - и электроснабже­ния г. Усть-Лабинска, приведены на рис. 10.16; 10.17 и 10.18.

Этапы реализации проекта:

1. Проведение проектно-изыскательских работ;

2. Бурение и обустройство 8 геотермальных скважин;

3. Сооружение магистральных тепловых сетей;

4. Сооружение геотермального центрального теплового пункта (Ге-

оЦТП);

Рис. 10.16. План-схема системы геотермального теплоснабжения г. Усть-Лабинска

Рис. 10.17. Принципиальная схема использования геотермальных ресурсов для тепло-и электроснабжения г. Усть-Лабинска (tne < + 8С)

5. Сооружение электростанции с бинарным циклом (БЭС). Основные планируемые показатели проекта:

суммарные капиталовложения — 23,6 - 25,1 млн. USD; полезный отпуск тепловой энергии — 150 тыс. Гкал/год; полезный отпуск электроэнергии — 10,0 млн. кВт /час в год; чистый дисконтированный доход — 9090 - 11000 млн. USD; утренняя норма окупаемости — 19,2%; индекс доходности — 1,39;

дисконтированный срок окупаемости — 4-6 лет с момента пуска.

Рис. 10.18. Годовой график тепловой нагрузки системы геотермального теплоснабжения г. Усть-Лабинска

Планируемые источники финансирования геотермального проекта г. Усть-Лабинска: акционерный капитал — 9050 тыс. USD; заемные сред­ства — 13000 тыс. USD; грант ГеоФонда — 1500 тыс. USD.