Оценка окупаемости ВЭС на основе экономии замещенного при их использовании органического топлива при наличии прогноза его стоимо­сти в достаточно отдаленном будущем (порядка 10 - 15 лет и более) осу­ществляется следующим образом.

В предположении бесперебойной работы ВЭУ с определенным для данного места коэффициентом использования ее номинальной мощнос­ти 7СИНМ и расходу мазута или дизельного топлива на 1 кВт • ч вырабаты­ваемой ТЭЦ и ДЭС электроэнергии (около 0,325 кг/кВт • ч мазута и 0,250 кг/кВт • ч дизтоплива соответственно) определяется посезонная и годо­вая их экономия за счет замещения ТЭЦ и ДЭС на ВЭС.

Цены на основные виды углеводородного топлива на внутреннем оте­чественном рынке в последние годы постоянно растут и достигли в 2008 г. следующего уровня: для угля и газа — до 80 EURO/т, для мазута — до 400 EURO/т, для дизельного топлива — до 1000 EURO/t.

В табл. 3.11 для примера приведены результаты расчетов годовой эко­номии угля, газа, мазута и дизельного топлива за счет использования ВЭУ, работающих с различными коэффициентами использования номи­нальной мощности #инм.

С учетом реально достижимой стоимости капитальных вложений при возведении ВЭС в России = 1400 - 1600 EURO/кВт из данных табл. 3.11 следует, что даже без учета инфляционного роста цен на мазут, газ и дизельное топливо, их сэкономленная стоимость достигает уров­ня капзатрат на ВЭС, работающих с #инм > 30%, менее чем за 10, 7 и 3 года, соответственно. С учетом эксплуатационных затрат на содержа­ние ВЭС, их период окупаемости за счет сэкономленного топлива без учета инфляции, исходя из данных табл. 3.11, не превышает 15, 10 и 5 лет соответственно для мазута, газа и дизтоплива.

Заметим, что при имеющихся ценах на органическое топливо, топ­ливосжигающие технологии производства энергии являются принци­пиально затратными или неокупаемыми.

Таблица 3.11 Средние удельные (на 1 кВт номинальной мощности ВЭУ) сезонные экономии угля, газа, мазута и дизтоплива (в тоннах) за счет замещения ТЭЦ или ДЭС на ВЭС ВЭУ мощностью 1 кВт, ЯпУМ. % 10 15 20 25 30 35 40 45 Гбдовая выработка ВЭУ, кВт*ч 876 1314 1752 2190 2628 3066 3504 3942 Топливо Цена. EURO/t Расход, т 0.284 0.427 0.569 0.711 0.854 0.996 1.138 1.281 Уголь 70 Стоимость. EURO 19,9 29,9 39.9 49,8 59.8 69.8 79.7 89.7 Расход т *) 0.219 0,328 0.438 0.547 0.657 0.766 0.876 0.985 Газ 340 Стоимость. EURO 74.5 111,7 148.9 186.2 223.4 260.6 297,8 335.1 Расход, т 0.284 0.427 0.569 0.711 0.854 0.996 1.138 1.281 Мазут 180 Стоимость, EURO 51.24 76.86 102.4 128,1 153,7 179.3 204.9 230.6 Дт- ТОПЛИВО Расход, т 0.219 0.328 0.438 0.547 0.657 0.766 0.876 0.985 700 Стоимость. EURO 153,3 229.9 306,6 383.2 459.9 536.5 613,2 689.8

*1 Расход газа в таб. 3.11 исчислен в энергетически эквивалентных весовых еди­ницах

Для примера, в табл. 3.12 приведены некоторые результаты анали­за окупаемости ДЭС с ресурсом 25 000 часов до капитального ремонта в зависимости от ее удельной стоимости (320, 480, 640 EURO/kBt) [87].

Таблица 3.12

Рыночная цена топлива. EURO/t	320	480	640	800
Себестоимость энергии ДЭС (ры­ночная цена топлива EURO/кВт-ч)	>0.13	>0.18	>0.25	>0.35
Окупающая ДЭС отпускная цена на энергию (рыночная цена топлива EURO /кВт-ч)	>0.11	>0.17	>0.24	>0.33

Из проведенного анализа следует, что при рыночных ценах на ди­зельное топливо > 0.6 EURO/кг (Московский уровень 2007 г.) и тари­фах на энергию (от 0,05 до 0,10 EURO/кВт *ч), выработка энергии на ДЭС не может быть прибыльной при любых самых эффективных энер­гетических показателях ДЭС. Последние повышения цен (до « 0.8 - 1,0 EURO/кг и выше в труднодоступных районах Камчатки, Якутии, Чу­котки) при действующих там или где-либо в России самых высоких та­рифах на электроэнергию опустили экономические показатели ДЭС до

уровня безнадежной убыточности, а себестоимость электроэнергии ДЭС оказывается при этом в 10 - 20 раз выше отпускных тарифов. При совре­менных российских экономических и политических условиях такие на­учно-технические мероприятия как повышение ресурса, снижение цены, снижение потребления топлива ДЭС теряют практический смысл.

При неизменности данных условий рентабельное производство энер­гии следует связывать либо с установками, потребляющими дешевые виды топлива (с ценой < 200 USD/т при отпускных тарифах не более 0,06 - 0,10 EURO/kBt*4), либо с переходом на возобновляемые (бес­топливные) источники энергии, наиболее экономичными из которых являются современные ВЭС.

Результаты расчетов окупаемости за счет экономии мазута при ис­пользовании ВЭС на базе ВЭУ Vestas V-44 и Enercon Е-40 (обе ВЭУ но­минальной мощности 600 кВт) в составе с ТЭЦ приведены в табл. 3.13 на примере г. Петропавловск-Камчатский, полученные для двух зна­чений цен на мазут с учетом прогнозной динамики инфляции и реаль­ных экономических и эксплуатационных условий для ВЭС в данном регионе [87].

Таблица 3.13 Окупаемость ВЭС в годах для ВЭУ Vestas V-44 / Enercon Е-40 с ТЭЦ Тип ВЭУ Новые ВЭУ ВЭУ б/v Пункт Без кредита С кредитом Без кредита С кредитом 1 Іетрогіавловок - Камчатский 12.4/10.8 22,3/19.4 6.1/5.2 7.4/6.4 І Іетропавловск - Камчатский 8,3/7,2 14.9/13.0 3,7/3,2 4.9/4,3

Аналогичные закономерности имеют силу и в исследуемых по про­екту TACIS регионах.

Расчеты окупаемости проведены для цен на мазут 120 EURO/т (вер­хняя строка) и 180 EURO/т (нижняя строка) и его потреблении из расче­та 330 г/кВт • ч для новых ТЭЦ и 400 г/кВт • ч для ТЭЦ со старым обору­дованием. Приведенные данные для исследуемых в работе регионов уточ­нены с учетом реальных данных о потреблении топлива на 1 кВт • ч вы­рабатываемой ТЭЦ электроэнергии и динамики цен на мазут.

Жизненно важными для России, две трети территории которой не охвачено централизованным энергоснабжением и запитываются элек­троэнергией от дизельных электростанций, являются проблемы фи­нансовой доступности, обеспеченности и доставки, и, в конечном ито­ге, экономии дизельного топлива. В масштабах страны объем так на­зываемого «северного завоза» (в основном дизтоплива) составляет по публикуемым данным свыше 20 млн. т. В связи с этим особую акту-

альность приобретает оценка окупаемости ветроэнергетических и вет­родизельных станций (ВДЭС) в различных регионах России.

Оценки окупаемости ВДЭС основываются на данных о существую­щих затратах на производство электроэнергии на ДЭС региона и про­гнозе их долгосрочного роста в достаточно отдаленном будущем (по­рядка 10 лет и более). Основным производителем электроэнергии для районов, не объединенных централизованной электросетью страны, являются ДЭС, работающие на ставшем в последние годы чрезвычай­но дорогим дизельном топливе (в 2008 г. цена дизтоплива в отдален­ных регионах России достигла уровня 28 - 36 тысяч рублей, или 850 - 1000 EURO/т), за счет экономии которого при использовании ВЭС в их составе и осуществляется окупаемость последних. Исходными дан­ными для расчетов при этом являются эксплуатационные издержки на ДЭС на 1 кВт • ч вырабатываемой ими электроэнергии, современ­ные цены на дизельное топливо, а также прогноз эксплуатационных издержек и цен на дизтопливо (прогноз себестоимости 1 кВт • ч элект­роэнергии ДЭС) на период порядка ресурса ВЭУ (^ 20 лет).

Точность прогноза цен себестоимости 1 кВт • ч электроэнергии ДЭС определяет точность оценки окупаемости ВЭС.

В качестве примера приведем данные оценок средних сезонных и годовой экономии дизельного топлива за счет использования ВЭС в соста­ве ВДЭС в ряде пунктов Камчатской области, полученные в предположе­нии работы ВЭУ с ІСИНМ, определенными по данным метеорологических измерений ветра на ближайших к рассмотренным пунктам ГМС Камчат­ской области, и по данным о расходе дизтоплива на 1 кВт • ч вырабатыва­емой ДЭС электроэнергии (около 0,260 кг/кВт • ч у лучших современных зарубежных ДЭС и 320 - 380 кг/кВт • ч для большинства отечественных ДЭС, отработавших в настоящее время большую часть своего ресурса).

Результаты расчетов посезонного и годового замещения дизельного топлива при его потреблении из расчета 260 г/кВт • ч для новых ДЭС и 350 г/кВт *ч — для ДЭС на старом оборудовании, за счет использова­ния в составе ВДЭС ВЭУ Vestas V-44 и Enercon Е-40, приведены в табл. 3.14 в на примере ряда пунктов Камчатки [24].

Результаты расчетов периодов окупаемости ВЭС за счет экономии дизельного топлива для цены на дизтопливо 675 EURO/т и его потреб­лении из расчета 260 г/кВт • ч для новых ДЭС и 350 г/кВт • ч для ДЭС на старом оборудовании, при использовании ВЭС на базе ВЭУ Vestas V44 и Enercon Е-40 в составе с ВДЭС в исследуемых пунктах Камчатс­кой области, приведены соответственно в табл. 3.15 [24].

Полученные данные могут быть уточнены с учетом реальных данных о потреблении топлива на 1 кВт • ч вырабатываемой ДЭС электроэнергии и динамике цен на дизельное топливо в исследуемых в работе регионах.

Таблица 3.14 Средние сезонные экономии дизельного топлива при использовании ВЭУ Vestas V-44 / Enercon Е-40 в составе ВДЭС (в тоннах) Пункт Сезон Зима Весна Лето Осень Год 1 Петропавловск - Камчатский 141,8/159,2 84,8/98,3 33,0/38,7 87,1/101,1 346,8/397.4 1 Усть-Камчатск 104,2/117,0 79,1/90,7 54,7/64,1 81,4/94,5 319,4/367.4 1 Усть-Большерецк 116,2/130,4 95,7/110,9 51,2/60,1 99,1/115,0 362.1/416,5 ' Никольское (о Беринга) 166,3/186,7 144,1/167,0 109,3/128,2 136,1/158,0 555,7/639,9

Тип ВЭУ	Новые ВЭУ	ВЭУ б/у
Пункт	Без кредита	С кредитом	Без кредита	С кредитом
Петропавловск- Камчатский	2,8/2,4	5,0/4,4	1,04/0,90	1,66/1,45
Усть-Камчатск	3,0/2,6	5,5/4,7	1,1/0,98	1,80/1,57
У сть-Бол ынерецк	2,7/2,3	4,8/4,2	0,99/0,86	1,59/1,3
Никольское (о. Бе­ринга)	1,7/1,5	3,1/2,7	0,64/0,55	1,04/0,90

Таблица 3.15

Периоды окупаемости ВЭС в годах при использовании ВЭУ Vestas V-44 / Enercon Е-40 в составе ВДЭС при цене на дизельное топливо 675 EURO/t (данные 2007 г.)

Результаты расчетов периодов окупаемости ВЭС на базе Vestas V-44 и Enercon Е-40 на примере Камчатского региона, приведенные в табл. 3.16 [24], сводятся к следующему:

1) периоды окупаемости как новых, так и отработавших 8 лет ВЭУ, обусловленных экономией дизельного топлива при существующей цене на него и на оборудование, составляют для новых ВЭУ от 2,3 лет (Ни­кольское, о. Беринга) до 4,0 лет (Усть-Камчатск) для Enercon Е-40 и на 14 - 16% больше для Vestas V-44 (соответственно, 2,6 и 4,6 лет);

2) периоды окупаемости ВЭС на базе б/у 8-летних ВЭУ, купленных по цене примерно втрое меньшей от цены новых ВЭУ, оказываются примерно в 2,5 - 2,7 раза короче таковых для новых ВЭУ цен и со­ставляют от 0,8 лет для Никольского, до 1,5 лет для Усть-Камчатска для Enercon Е-40 и на 13 - 15% больше для Vestas V-44 (соответствен­но, 0,9 и 1,7 лет);

3) кредитное финансирование проектов ВЭС (в случае кредита на 10 лет со ставкой 12% годовых) увеличивает периоды окупаемости как новых, так и б/у ВЭУ в 1,7 - 1,8 раза и существенно зависит от кредитной ставки;

4) периоды окупаемости ВЭС с учетом ожидаемого роста цен на ди­зельное топливо при использовании новых ВЭУ Vestas V-44 и Enercon Е-40 в составе ВДЭС в исследованных пунктах Камчатки (при ценах на топливо = 675 EURO/т) меньше по сравнению с безинфляционными в 1,25 - 1,3 раза и составляют от 3,3 лет (о. Беринга), до 5,7 лет (Усть- Камчатск) для Enercon Е-40 и на 14 - 16% больше для Vestas V-44 (со­ответственно, 3,7 и 6,6 лет) даже в случае кредитного финансирования и в 1,3 - 1,5 раз меньше для ВЭУ б/у.

Таблица 3.16

Периоды окупаемости ВЭС в годах при использовании ВЭУ Vestas V-44 /
Enercon Е-40 в составе ТЭЦ

Тип ВЭУ	Новые ВЭУ	ВЭУ б/у
Пункт	Без кредита	С кредитом	Без кредита	С кредитом
Петропавловск- Камчатский	3,4/2,9	6,0/5,3	1,3/1,2	2,1/1.9
Усть-Камчатск	3,6/3,2	6,6/5,7	1.4/1,3	2,3/2,0
У сть-Большерецк	3,3/2,8	5,8/5,0	1,3/1,2	2.0/1.8
Никольское (о. Беринга)	2,1/1,85	3,7/3,3	0.9/0.75	1,3/1,2

Из приведенного примера следует, что по критерию окупаемости ВЭС за счет экономии дизельного топлива использование как новых ВЭУ, так и ВЭУ б/у в качестве базовых в составе ВДЭС в Камчатском регио­не, обладающем достаточно высоким ветроэнергетическим потенциа­лом, представляется весьма привлекательным.

Таким образом, оценки окупаемости ВЭС в обеспеченных ветровы­ми ресурсами регионах России и их сравнение с альтернативными топ­ливопотребляющими источниками энергоснабжения позволяет сде­лать вывод о целесообразности строительства и широкомасштабного использования ВЭС для промышленной выработки электроэнергии.

Представленные подходы к оценкам себестоимости электроэнер­гии и окупаемости ВЭС на территории РФ при достаточно надежном (с погрешностью менее 14 - 17%) определении их энергетических показателей (мощности, выработки электроэнергии, пр.) остаются весьма приближенными, поскольку, во-первых, в отсутствие доста­точного отечественного опыта основаны на использовании в основ­ном обобщенных зарубежных данных о структуре капитальных зат­рат на сооружение ВЭС, не учитывающих российской специфики, во-вторых, весьма приближенно учитывают будущую динамику та­рифов на электроэнергию и инфляцию, возможность снижения кре­дитных ставок, в-третьих, не учитывают особенности будущих схем оплаты и возврата инвестиций. Помимо того, не проработаны и не учтены возможности конкурсного выбора компаний-производите - лей, поставщиков и строителей ВЭС, являющихся важным рыноч­ным инструментом снижения капитальных затрат на ВЭС, весьма приближенно также учтены способы и стоимости доставки ВЭС и прохождения таможенных процедур.

Однако полученные в работе с известным запасом оценки «снизу» и «сверху» могут служить не только качественной, но и весьма достовер­ной количественной базой для выбора оптимальных вариантов ВДЭС и достаточно точного технико-экономического их анализа.

Отметим также, что развитая в работе методика определения энер­гетической и экономической эффективности ВЭС и ее программная ре­ализация при наличии реальных технико-экономических показателей, действующих в том или ином регионе, позволяют повысить точность полученных результатов до 12 - 15%, достаточную для принятия обо­снованных оптимальных решений о прорабатываемых ветроэнергети­ческих проектах.

Оценки технического, экономического и технологического ветро­энергетических потенциалов по базовым для проекта TACIS субъек­там РФ приведены в табл. 3.17 .

Таблица 3.17

Субъекты Рос­сийской Фе­дерации	Средний ^1ШМ Р80,%	Площадь субъекта, тыс. км2	Техниче­ский по­тенциал, млрд, к Вт *ч/год	Экономи­ ческий млрд. кВт«ч/год потенциал	Производст­венный по­тенциал млрд. кВт*ч/год
Астраханская обл.	34,1	44,1	75,14	0,376	1,251
Краснодарский край	34,2	76,0	116,1	0,581	2,502
Нижегородская обл.	28,1	74,8	83,8	0,419	0,710

Отметим, что реализация технологических потенциалов ветроэнер­гетических ресурсов рассмотренных регионов в полном объеме могла бы обеспечить покрытие прогнозируемого потребления электроэнер­гии регионов на 5 - 7%.