Баланс мощности дагестанской энергосистемы, МВт.[12]

| |Наименование показателей | |Годы | | |
| | |1998 |1999 |2000 |2005 |
|I|Потребность | | | | |
| |Максимум нагрузки |655 |680 |720 |800 |
| |Резерв мощности |206 |206 |206 |311 |
| |Итого потребность |861 |886 |926 |1111 |
| |Покрытие | | | | |
| |Установленная мощность станции |1933 |2018 |2018 |2388 |
|3|в том числе ГЭС |1829 |1834 |1834 |2044 |
| |ТЭЦ |24 |24 |24 |24 |
| |ПТУ |80 |160 |160 |320 |
| |Резервы мощности |39 |39 |39 |39 |
|5|Располагаемая мощность |1880 |1951 |1951 |2293 |
| |электростанций, всего | | | | |
|6|в том числе ГЭС |1790 |1795 |1795 |2005 |
| |ТЭЦ |24 |24 |24 |24 |
| |ПТУ |66 |132 |132 |264 |
| |Используемая в балансе мощность |1500 |1592 |1592 |2030 |
|7|Неиспользуемые мощности |380 |359 |359 |269 |
|8|Избыток (+) |+639 |+706 |+666 |+919 |
| |Дефицит(-) | | | | |
|9|Передача мощности в другие |639 |706 |666 |919 |
| |эн.системы | | | | |
|1|Фактический резерв системы |206 |206 |206 |311 |

Баланс мощности составлен с учетом потребности в резерве мощности

ОЭС Северного Кавказа в целом, величина которого г рассматриваемый период для «Дагэнерго» принимается в размере около 30% от максимума нагрузки.

В табл. 19 приведен баланс электроэнергии дагестанской энергосистемы на период до 2005 года.

Таблица 19.

Баланс эл.энергии дагестанской энергосистемы, (млн. кВт.ч.)[13]

| | | |ГОДЫ | |
|Н|аименование показателей |1995 |2000 |2005 |
| |Потребность | | | |
| |Электропотребление |3140 |3890 |4300 |
| |Экспорт эл.энергии |- |- |- |
| |Итого потребность |3140 |3890 |4300 |
| |Производство электроэнергии |3580 |5625 |6685 |
| |всего | | | |
| |в том числе ГЭС |3475 |499 |5500 |
| |ТЭЦ |105 |85 |85 |
| |ПТУ |- |550 |1100 |
| |Избыток (+) |+440 |+1735 |+2385 |
| |Дефицит (-) | | | |
| |Передача энергии в др. |440 |1735 |2385 |
| |эн.системы | | | |
| |Число час. использ. установл. |2910 |2787 |2800 |
| |Мощн. | | | |
| |в том числе ГЭС |2290 |2720 |2690 |
| |ТЭЦ |3280 |3540 |3540 |
| |ПТУ | |3440 |3440 |

По электроэнергии энергосистема в целом за год избыточна на

протяжении всего рассматриваемого периода. Избытки мощности и

электроэнергии из дагестанской энергосистемы величиной 400-900 МВт и 440-
2380 млн. кВт. ч. выдаются по внешним связям в «Севкавказэнерго» и

«Грозэнерго».

В летний период, когда избытки мощности в «Дагэнерго» наибольшие,выдача мощности осуществляется вплоть до
«Каббалкэнерго» и «Ставропольэнерго».

В связи с отсутствием в настоящее время какого-либо соглашения об

обмене перетоками мощности и электроэнергии с энергосистемой

Азербайджана, в балансах мощности и электроэнергии дагестанской

энергосистемы такие перетоки не планируются. Однако, представляется

целесообразным предусматривать в отдельных аварийных ситуациях использование существующей связи 330 кВт Дербент -Ялама для

повышения надежности электроснабжения Дербенского энергорайона, либо для выдачи части избытков мощности «Дагэнерго» в энерго

систему Азербайджана на взаимовыгодных условиях.

Намечаемое развитие генерирующих источников в период до 2005 года базируется в основном на использовании имеющихся гидроэнергоресурсов горных рек Дагестана.

В период до 2002 года предусматривается ввод двух блоков по 200МВт на Ирганайской ГЭС, ввод мощности на Гоцатлянской ГЭС (100 MB т) и
Гунибской ГЭС (5МВт).

В период с 2001 по 2005 годы планируется начать освоение гидроресурсов реки Андийское Койсу , где намечен ввод первой ГЭС этого
Каскада - Андийской ( Агвали ) .ГЭС мощностью 210 МВт.

Баланс мощности и электроэнергии дагестанской энергосистемы

складывается с избытком в течение всего рассматриваемого периода. Избытки мощности и электроэнергии 440 -2385 млн. кВт. ч. планируется передать в ОЭС
Северного Кавказа.

До 2000 г. планируется ввести 515 км высоковольтных линий (ВЛ) 30

кВт и 948 км ВЛ 110 кВт, три подстанции 330/110 кВт с суммарной мощностью трансформаторов 500 МВЛ и 17 подстанций 110 кВт с трансформируемой мощностью 288,6 МВт.

3.2 Проект развития малой гидроэнергетики в Дагестане.

Ведущей идеей принципиально новой программы развития

энергетического комплекса Дагестана должна стать мысль об отказе от

топливной концепции развития и переход к энергетике, основанной на

широкомасштабном освоении возобновляемых энергоресурсов.

Бестопливная концепция энергетики - это не голая идея, а результат

обобщения прогрессивных тенденций мирового энергетического опыта,

изучение ее технических , экономических и экологических аспектов, оценки характеристик действующего топливно-энергетического комплекса и

потенциала возобновляемых энергоносителей в республике Дагестан.

Предполагаемая бестопливная концепция - единая методологическая основа

создания бестопливных энергетических комплексов в любом регионе, где есть достаточный потенциал возобновляемых энергоносителей. Она включает в себя конкретные схемы освоения энергоресурсов, бестопливных технологий, проекты и программы реализации энергообъектов и механизм организации управления.

Одним из главных и необходимых условий создания бестопливных

энергокомплексов в любом регионе является уровень природного потенциала

его возобновляемых энергоносителей.

Наиболее отработано в мировой практике широкомасштабное освоение гидроресурсов посредством создания ГЭС средней и малой мощности.

Потенциальные возможности развития малой гидроэнергетики Северо-
Кавказского региона достаточно велики. Малыми ГЭС может быть освоен гидроэнергетический потенциал малых и средних рек, в также верховий крупных рек. В табл. 21 приведена величина потенциала малой гидроэнергетики
Северного Кавказа в сопоставлении с общим гидроэнергетическим потенциалом региона.

Согласно табл. 20 на одну долю малой гидроэнергетики приходится

около 40 % валового гидроэнергетического потенциала и около 30 %

технического.

Малыми ГЭС в регионе может быть использован гидроэнергетический потенциал не только неосвоенных рек, ни и уже зарегулированных водотоков.

Имеется в виду возможность строительства малых ГЭС при водохранилищах неэнергетического назначения (ирригационных, водоснабженческих и т.д.), на участках сосредоточенных перепадов на каналах,

трактах переброски стока и других. В табл. 21 приведен технический

гидроэнергетический потенциал водохзяйственных объектов, при которых

целесообразно строительство малых ГЭС.

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,

расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены, электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики устарели и требуют модернизации.

Таблица 21.

Технический гидроэнергетический потенциал водохозяйственных объектов, млрд. кВт. ч.[14]

|Объекты |Всего |В т. ч. крупнейшие |
|Водохранилища неэнергетического |1,07 |0,5 |
|назначения | | |
|Перепады каналов |0,3 |0,2 |
|водохозяйственного назначения | | |

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,

расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены, электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики устарели и требуют модернизации.

Списанные малые ГЭС находятся, как правило в неудовлетворительном состоянии: подпорные сооружения разрушены, механическое оборудование в нерабочем состоянии, основное техническое оборудование демонтировано. Общая характеристика выявленных действующих и списанных малых ГЭС приведена в приложении 2 и 3. На основе предварительных проработок по оценке технических

возможностей реконструкции и восстановления малых ГЭС и затрат в эти

мероприятия, выполненных институтом «Гидропроект» и его отделами в разное время, в настоящей работе отобраны перспективные малые ГЭС .

Как показывают исследования, все действующие малые ГЭС являются

рентабельными источниками энергии и должны быть сохранены в эксплуатации.

Работы по реконструкции этих станций должны выполняться в плановом

порядке ведомствами, к которым они принадлежат.

На основе анализа по перспективным объектам строительно-

хозяйственных условий, технико-экономических показателей, состояния

разработок и условий поставок технологического оборудования и с учетом

мнения энергосистем отобраны первоочередные малые ГЭС:

1. Каскад Хновских малых ГЭС, расположен на реке Даличай вблизи с.
Хнов Ахтынского района Республики Дагестан. Задачей строительства

Хновских малых ГЭС является энергоснабжение отдаленного и ненадежно

снабжаемого Ахтынского района, обеспечение стабильности напряжения на

концевых участках линий электропередачи (г. Дербент - с. Ахты - с. Хнов), а в случае выхода из строя ЛЭП обеспечение автономного снабжения

электроэнергией с. Хнов и прилегающего района. Суммарная установленная

мощность Хновских малых ГЭС составит 7,2 МВт, среднемноголетняя

выработка энергии 28,2 млн. кВт. ч.

Все три станции запроектированы по деривационной схеме с

использованием одного головного водозаборного узла (по принципу «труба в

трубу»).

2. Хиндихская малая ГЭС располагается на реке Сараор (бассейн

Аварского Койсу) на расстоянии 6.0 км от устья, предназначена для обеспечения надежности энергоснабжения поселка Хиндах. Установленная мощность малой ГЭС составит 1,2 МВт, среднемноголетняя выработка энергии -
9,3 млн.кВт.ч..В состав основного сооружения узла входят:

водозаборные сооружения с отстойником;

деривация;

станционный узел.

3. Суметинская малая ГЭС, располагается на реке

Каралазургер в 6,5 км от устья, предназначена для энергоснабжения поселка

Сумета. Установленная мощность малой ГЭС составляет 1,8 МВт.,

среднемноголетняя выработка энергии - 12,5 млн.кВт.ч..

В состав основных сооружений малой ГЭС входят:

грунтовая плотина;

водосбросные сооружения;

водоприемник ГЭС;

деривация;

станционный узел.

4. Каратинская малая ГЭС, располагается на реке Ахвах в 2,8 км от устья, предназначается для энергоснабжения поселка Карата. Установленная мощность малой ГЭС составляет 3,0 МВт, среднемноголетняя выработка энергии
- 16,6 млн.кВт.ч.. Полезный объем водохранилища Каратинской малой ГЭС, необходимый для ведения недельного регулирования, принимался равным объему заполнения за 60 часов нерабочего времени в декабре маловодного года - 75
%.
В зимний период Каратинская малая ГЭС будет иметь 12 часовую зону работы по будним дням недели.

Каратинская малая ГЭС по составу сооружений, конструкции и

компоновочным решениям аналогична малой ГЭС на реке Каралазургер.

Строительство малых ГЭС требует определенных финансовых затрат. Но прежде чем вкладывать деньги в строительство, мы должны выявить

финансовую эффективность данного проекта.

Исходными данными для определения финансовой эффективности

инвестиций в строительство ГЭС являются:

капиталовложения и ежегодные издержки по ГЭС;

доход, получаемый от реализации электроэнергии;

источники и условия финансипования стпоительства.

Капиталовложения в строительство ГЭС определяются на основе договорной цены. При этом должна учитываться

проходящая либерализация цен на энергоносители.

Ежегодные издержки по ГЭС состоят из отчислений на реновацию и

эксплуатационных расходов, включающих затраты на капитальный и текущий ремонты, расходов на заработную плату эксплуатационного персонала и прочих расходов

Эксплуатационные расходы определены исходя из условий полной

автоматизации ГЭС и осуществления ремонтного обслуживания ГЭС

сервисными службами энергосистемы.

Доход, получаемый от реализации энергии ГЭС, оценивается

произведением тарифа на электроэнергию у потребителя на выработанную ими электроэнергию. При этом учитываются потери в ЛЭП и необходимость

отнесения части прибыли от реализации электроэнергии малых ГЭС на сетевые и системные фонды, необходимые для доведения электроэнергии малых ГЭС до потребителя.

По расчетам доход малых ГЭС составит от 4 до 11

тыс. долларов, срок окупаемости до 2-4 года.

Такие экономические показатели должны заинтересовать потенциальных инвесторов.

Возможны следующие источники финансирования строительства малых ГЭС: амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов; инвестиционный фонд; местный бюджет; кредиты коммерческих банков; создание акционерного общества (АО).

Амортизационный фонд по-видимому будет расходоваться на

капиталовложения в те объекты, за счет отчислений от фондов которых он

формируется (крупные ТЭЦ и ГЭС, электрические и тепловые сети). Мало

вероятно, что этот фонд будет расходоваться на финансирование строительства малых ГЭС.

Инвестиционный фонд, который образуется благодаря включению

соответствующей статьи в структуры формирования тарифов, теоретически

является одним из возможных источников финансирования строительства малых
ГЭС. Однако, как отмечалось выше, формирование тарифов является

прерогативой правительственных органов, которые, в первую очередь, должны заботиться о социально-экономических последствиях тех или иных решений.
Поэтому величина этого фонда, если его создадут, будет сравнительно небольшой, и возможность его использования для финансирования строительства малых ГЭС будет весьма ограниченной.

Финансирование из республиканского бюджета теоретически должно

быть ощутимым.

В Федеральной целевой Программе социально-экономического развития
Республики Дагестан на период до 2001 года в группу приоритетных инвестиционных проектов, отличающихся высокой коммерческой и бюджетной эффективностью включен также проект ОАО «Дагэнерго» по строительству малых
ГЭС. В качестве основных источников средств для реализации Программы указаны: собственные средства предприятий - 31,45 %

средства федерального бюджета - 21,91 %

средства республиканского и местных бюджетов - 19,64 %

средства отечественных коммерческих банков - 16,49 %

средства других внебюджетных источников - 10,5 %

Финансирование из бюджетов всех уровней предусматриваться на безвозвратной основе.

Финансирование малых ГЭС из местного бюджета на современном

уровне развития экономики страны, когда требуют первоочередного решения

острейшие социальные проблемы, является маловероятным.

Финансирование за счет кредитов коммерческих банков безусловно

является одним из возможных путей финансирования строительства малых ГЭС.
Но эти инвесторы предоставляют кредиты по очень высокой процентной ставке и большинство из выживших на сегодняшний день коммерческих банков не в состоянии выдавать кредиты сколько ни будь значительного объема.

В этих условиях наиболее реальным путем финансирования является

создание акционерного общества по строительству и эксплуатации малых ГЭС.

Отбор первоочередных объектов, предназначенных для финансирования за счет акционерного капитала, производился на основе финансово-экономической эффективности первоочередных малых ГЭС, минимальных сроков возврата капитала, наличия проектной документации, реальных сроков поставки отечественного оборудования. На основании приведенных выше факторов выбраны
Хновские малые ГЭС для их финансирования за счет акционерного капитала.

В качестве потенциальных акционеров при строительстве малых ГЭС

могут рассматриваться потенциальные потребители энергии малой ГЭС,

энергосистемы, коммерческие структуры, физические лица.

Эти инвесторы могут участвовать в финансировании строительства

малых ГЭС на акционерных началах с последующим участием в прибыли,

получаемой от реализации электроэнергии, производимой на ГЭС,

пропорционально вложенным средствам, или за вложенный капитал получать электроэнергию.

В настоящей работе приняты следующая расчетная схема формирования АО
Первоначально создается минимальный уставной фонд за счет потенциальных акционеров (см. Табл. 23). Эмиссия акций производится

ежегодно на годовой объем строительно-монтажных работ и необходимых поставок оборудования. Суммарный акционерный капитал принимается

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5