Актуальность эксплуатации малых ГЭС в условиях Крайнего Севера

Энергетические системы Республики Саха (Якутия) в лице компаний ПАО «Якутскэнерго» и АО «Сахаэнерго» развиваются большими темпами в связи с началом работы ГРЭС-2, автоматизации ДЭС, постройки СЭС в п. Батагай и т.д., но самым проблематичным энергорайоном является «Северный». В основном сложности заключаются в изношенности ДГУ, ЛЭП и ТП, к тому же следует отметить низкую транспортную инфраструктуру, которая увеличивает срок и цену перевозки ГСМ для ДЭС северных районов Якутии. Поэтому внедряются комбинированные электростанции, такие как: ДЭС+ СЭС, ДЭС + ВЭС, но неизвестны возможности работы ДЭС + МГЭС.

Одной из серьезных проблем функционирования энергосистемы Якутии является обособленность энергорайонов, которая не позволяет рационально использовать структуру энергетического хозяйства республики для централизованного электрообеспечения, повысить надежность энергоснабжения и создать конкурентную среду по производству электроэнергии [6]. Функционирование энергетики Севера республики характеризуется сложной транспортной схемой доставки топлива с несколькими перевалками. Высокая стоимость топлива в местах потребления, низкие технико-экономические показатели существующих энергоисточников малой мощности приводят к высокой себестоимости производства электроэнергии и тепла (в России ежегодно на завоз топлива в северные регионы затрачивается более 16 млрд. руб., в том числе в северные районы РС (Я) – свыше 7 млрд. руб., а протяженность пути составляет 500–600 суток). Износ ДЭС, несмотря на то, что на территории РС(Я) за год вводится в эксплуатацию 7 новых ДЭС, составляет 40%-60%,

В данное время решением данной проблемы могут стать комбинированные электрические станции, такие как [2]:

1.  ДЭС + МГЭС

2.  ДЭС + ВЭУ + СЭС

3.  МГЭС + ВЭУ

4.  ДЭС + БПГЭС и т.д.

Вследствие технико-экономического анализа МГЭС и БПГЭС выяснилось, что данные установки на территории РС(Я) экономически мало рентабельны: функционируя всего 3-4 месяца работы в год. Также МГЭС требует больших ресурсов для постройки самой плотины и гидроагрегата. Себестоимость 1кВт мощности для МГЭС составляет 10 000$ (по данным ПАО АК «Якутскэнерго» в условиях Крайнего Севера с учетом неразвитой транспортной инфраструктуры). Солнечные электростанции сейчас эксплуатируются в нескольких точках нашей республики. К тому же СЭС являются довольно экономически рентабельными, но наиболее подходят для снабжения электроэнергией в малых населенных пунктах (например, СЭС мощностью 60кВт в с.Батамай Кобяйского улуса). Выработка электроэнергии одного СЭС составляет от 10кВт до 60 кВт. Данные показатели являются весьма положительными для электроснабжения фермерских хозяйств, туристических баз и малых населенных пунктов, но для электроснабжения малых и средних поселков СЭС выполняет всего лишь роль вспомогательного источника электроэнергии. На основе данного анализа предлагается постройка МГЭС, которая требует следующих условий:

1.  Протяженность ВЛ ЛЭП 10кВ до потребителей должна составлять не более 20 км (данные АО ВНИИГ им Б.Е. Веденеева).

2.  Период работы МГЭС 3-4 месяца в зависимости от климатических условий.

3.  Повышение инвестиционных вливаний на фоне неразвитой транспортной инфраструктуры в РС (Я).

4.  Время постройки плотинной и бесплотинной МГЭС составляет от 1 до 3 лет.

5.  Постоянные укрепительные работы плотины створа МГЭС.

6.  Постоянные глубинные работы на дне реки.

СЭС будет эксплуатироваться 12 месяцев, но с довольно малой мощностью производства электроэнергии для районных центров (10-60 кВт). Производство электроэнергии с помощью ВЭС непостоянно на фоне малого количества ветряных установок. Таким образом, в связи со сложившейся ситуацией предлагаю начать строительство первых в Якутии МГЭС в ряде районов республики, оснащенными современными агрегатами России и стран зарубежья (основными поставщиками будут являться ЗАО «МНТО ИНСЭТ» или China National Hydroelectric Corporation). Ведь 53% территории Крайнего Севера не имеет центрального энергетического источника и компенсирует свои энергетические потребности с помощью ДЭС, которые в свою очередь требуют постоянного завоза ГСМ (для топливного снабжения ДЭС за год затрачивается 7 млрд. руб) и изношены (60–70% изношенности ДЭС в некоторых районах севера Якутии). Перечислим, предложенные модели постройки:

1.  Плотинная (контейнерного исполнения).

2.  Бесплотинная.

3.  Деривационная (для районов, расположившиеся на горной местности).

Деривационная ГЭС – довольно эффективный и наиболее простой вид МГЭС. Для ее постройки следует вычислить наибольшую высоту падения и длину водопровода. В условиях Крайнего Севера она может идеально подойти и функционировать не только 3-4 месяца, с учетом дополнительного теплоснабжения водопровода срок функционирования может дойти до 5 месяцев. Далее расчет сэкономленного топлива ДЭС по населенным пунктам, согласно данным ТЭП АО «Сахаэнерго»:

Таблица 1.

Сэкономленное топливо в РЭС за счет работы МГЭС

Были рассчитаны фиксированные расходы и сэкономленные средства МГЭС за работу в летний период. В случае направления 50% сэкономленных средств на погашение расходов за строительство и покупку оборудования, срок окупаемости проекта МГЭС существенно снизится и сделает данный проект привлекательным для инвестиций. Один из весомых источников выручки – это платное электроснабжение для потребителей населенных пунктов. Следует рассчитать окупаемость данных проектов. В секторе «Прибыль» будут включены дополнительные средства, взятые из сэкономленных средств дизельного топлива (50% – из экономии).

Таблица 2.

Расчет окупаемости проекта

Для показания инвестиционной привлекательности проекта следует учесть NPV и IRR.

Таблица 3.

Инвестиционные показатели проекта постройки МГЭС