Необходимость строительства и экономический эффект от проекта солнечно-энергетической подстанции в городе Сарани Карагандинской области

Введение

Казахстан обладает огромным потенциалом неисчерпаемых и возобновляемых энергетических ресурсов. Правительство Республики Казахстан намерено значительно увеличить долю электроэнергии, вырабатываемой из альтернативных источников. В соответствии с Государственной программой перехода к устойчивому развитию к 2050 году доля альтернативной энергии в энергобалансе Казахстана должна увеличиться до 50%. Таким образом, роль альтернативных источников энергии становится все более значимой для Казахстана [1].

Ситуация, сложившаяся в настоящее время на энергетическом рынке РК (Республики Казахстан), требует поиска новых и развития действующих альтернативных источников энергии [2, 3] (Gelmanova, Mezentseva, Valeeva, Aldabaeva, 2023; Gelmanova, Bazarov, Mezentseva, Konakbaeva, Toleshov, 2021). Одним из актуальных направлений развития неисчерпаемых источников энергии является солнечная энергия. Наиболее благоприятные условия для широкого использования солнечной энергии в резкоконтинентальном и изменчивом климате Казахстана существуют на территориях, южнее 50-й параллели (на территории Карагандинской области).

Развитие солнечной энергетики в Казахстане получает поддержку правительства и инвесторов, что позволяет строить новые солнечные электростанции и увеличивать долю солнечной энергии в общей энергетической структуре страны [4, 5] (Butrin, Gelmanova, Yarushin, 2015; Gelmanova, Pak, Sivyakova, Lelikova, Onischenko, 2019).

Методология исследования (в контексте упорядоченных задач исследования)

Технико-экономическое обоснование построения подстанции 110/30 кВ СЭС Сарань и ВЛ (Воздушной линии) 110 кВ, а также сравнение ее с традиционной электростанцией может быть выполнено в методологическом аспекте посредством проведения последующих шагов:

1. Определения потребности в электроэнергии. Для этого необходимо провести анализ потребления электроэнергии в регионе, который будет обслуживаться подстанцией 110/30 кВ СЭС Сарань и ВЛ 110 кВ. Этот анализ должен включать в себя не только текущую потребность, но и прогноз на ближайшие годы.

2. Рассмотрение и обоснование технологического аспекта строительства по данному проекту, с учетом локального, архитектурно-строительного, климатического и инфраструктурного аспектов.

3. Оценка экономической эффективности стоимости строительства и эксплуатации подстанции 110/30 кВ СЭС Сарань и ВЛ 110 кВ. При сравнении с традиционной электростанцией необходимо учитывать как затраты на строительство и эксплуатацию подстанции, так и затраты на строительство и эксплуатацию традиционной электростанции. Также необходимо учитывать экономические выгоды, связанные с производством энергии через СЭС, включая снижение затрат на топливо, а также возможность продажи избытков электроэнергии. Помимо прочего необходимо определить стоимость земельного участка, на котором будет расположена подстанция, стоимость строительных работ, стоимость оборудования и других затрат, связанных с эксплуатацией подстанции. Также необходимо учитывать возможные затраты на ремонт и техническое обслуживание.

4. Анализ и оценка рисков проекта (метод анализа безубыточности и чувствительности). При сравнении двух вариантов необходимо учитывать риски, связанные с обоими вариантами. Например, риски, связанные с изменением цен на топливо, риски связанные с изменением спроса на электроэнергию, а также риски связанные с возможными непредвиденными техническими проблемами и непредвиденными затратами на ремонт и обслуживание оборудования [4] (Butrin, Gelmanova, Yarushin, 2015).

5. Расчет времени окупаемости инвестиций. Для этого необходимо рассчитать период, в течение которого затраты на строительство и эксплуатацию подстанции будут окупаться за счет экономических выгод.

6. Оценка влияния проекта на окружающую среду. При выборе между СЭС и традиционной электростанцией необходимо учитывать экологические последствия обеих вариантов. Например, СЭС является экологически более безопасным вариантом, так как не требуется сжигание топлива.

7. Принятие решения. После проведения анализа и оценки всех вышеперечисленных факторов можно принять решение о рентабельности построении подстанции 110/30 кВ СЭС Сарань и ВЛ 110 кВ либо традиционной электростанции. При этом необходимо учитывать как экономические, так и экологические факторы, а также возможные риски.

В целом использование СЭС вместо традиционных электростанций имеет ряд преимуществ, таких как экологическая безопасность, независимость от топлива, снижение затрат на производство электроэнергии. Однако выбор конкретного варианта должен быть обоснован на основе проведенного технико-экономического анализа [6, 7] (Lukutin, Muravlev, Plotnikov, 2015; Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Результаты на основе установленных методов и задач исследования

Результат 1. По определению потребности в электроэнергии.

Город Сарань находится в Карагандинской области, территориально расположен в 14 километрах к западу от Караганды, площадь – 16 тысяч га. В настоящее время электроснабжение потребителей г. Сарани осуществляется на напряжении 6–10 кВ с подключением к подстанциям ПС-220/110/35/6 кВ«Сарань», ПС-35/10 кВ «РТИ» и ПС-35/6 «Юбилейная», комплектных трансформаторных подстанций 10–6/0.4 кВ.

Основными потребителями электроэнергии являются: промышленность – 68, 7% , домашние хозяйства – 9,3% , сектор услуг – 8% , транспорт – 5,6% , сельское хозяйство – 1,2%.

Эффективность использования электроэнергии из-за концентрации производителей в одном месте и нахождении потребителей в другом, а также от большой разницы в пиковых потреблениях во многом зависит от эффективности системы передачи электрической энергии, которая в Казахстане развита недостаточно и неравномерно. Значительная часть ЛЭП построена в советское время и имеет износ (возрастание омического сопротивления от коррозии, ухудшение электрической изоляции и пр.) порядка 60–75%.

Согласно проведенному исследованию, достижение целевого индикатора 2020 года -3% от общего объема энергопотребления или примерно 3,2 млрд кВт*ч за счет ВИЭ (Возобновляемых источников энергии), применительно к СЭС, можно обеспечить за счет их ввода в объеме 576 МВт, т.е. около 0,7 млрд кВт*ч (при КИУМ = 13%). Где КИУМ – коэффициент использования установленной мощности. То есть отношение годового потребления электроэнергии в системе к произведению числа часов в году на установленную мощность генераторов: Кu уст = Wэ год/(8760Nэ), где в формуле: Кu уст – установленная мощность; Wэ год – годовое потребление электроэнергии (кВтч); Nэ – установленная мощность генераторов (кВт).

При этом при вводе СЭС в зоне Север – Юг требуется дополнительная маневренная генерация начиная с установленной мощности примерно 600 МВт. Другими словами, на сегодня, по результатам исследований определено, что при условии достижения целевого индикатора 3% к 2020 г., способность ЕЭС (Единой энергетической системы) РК в зоне Север – Юг к оптимальному маневрированию мощностями гарантированно сохраняется при условии ввода в указанной зоне СЭС в общем объеме – до 0,6 ГВт.

В результате реализации данного проекта – СЭС в г. Сарани – предполагается эффект снижения существующего энергетического дефицита по Карагандинской области в объеме до 87 МВА.

Основные технико-технологические решения, предлагаемые солнечной электростанцией для реализации предполагаемого эффекта от проекта. Солнечная электростанция (СЭС) предназначена для промышленной выработки электрической энергии путем преобразования солнечной энергии в экологически чистую электрическую энергию в солнечных кремниевых фотоэлектрических модулях с последующей ее трансформацией во внешние электрические сети.

Основной принцип фотовольтаики: при попадании солнечного света на солнечную панель появляется электрическое напряжение между ее негативно- и позитивно-заряженными слоями.

При подключении к данной панели электрической нагрузки, возникает постоянный ток. Для полноценного использования этого тока в общественной сети его необходимо преобразовать из постоянного (DC) в переменный (АС).

Процесс преобразования постоянного тока (DС) в переменный ток (АС) происходит при помощи инвертора. Кроме своей основной функции, солнечные инверторы выполняют другие важные задачи: оценку и контроль всей системы, сбор и хранение данных о количестве произведенной энергии, постоянный мониторинг электросети с целью поддержания высокого уровня безопасности.

СЭС устанавливается на земельном участке с помощью стационарных модульных конструкций, объединенных в ряды, массивы (блоки) и поля. Основное оборудование, задействованное в технологической схеме работы СЭС, предусматривает солнечные панели, инверторы, а также устройства и элементы электрических сетей.

Производство электроэнергии на СЭС осуществляется фотоэлектрическими модулями (ФЭМ) в количестве до 370370, которые установлены на фиксированных конструкциях. Для преобразования постоянного электрического тока, получаемого на солнечных панелях, в переменный ток на СЭС используется 64 инверторных подстанции (ИПС).

Основные общеплощадочные решения – на территории солнечной электростанции размещаются солнечные модули, инверторы и трансформаторная подстанции, помещения диспетчерской и контрольно-пропускного пункта.

Общеплощадочные решения определяются: расположением, габаритами и конфигурацией проектируемых сооружений; размещением сооружений в соответствии с требованиями санитарных и противопожарных норм и правил, технологическими требованиями по расстановке солнечных модулей а также основного и вспомогательного технологического оборудования. Для уменьшения потерь на передаче и трансформации электрической энергии – основных процессах используемых в солнечных электростанциях – принимается решение об организации сбора всей генерируемой мощности.

Для принятия и распределения электроэнергии напряжением 110 кВ на территории солнечной станции предусмотрена трансформаторная подстанция с трансформатором 90 МВА напряжением 110/20–20 кВ. ОРУ- 110 кВ подстанции выполнено по схеме ЗН (Замкнутого напряжения) – блок линия-трансформатор с выключателем.

Результат 2. Рассмотрение и обоснование технологического аспекта строительства по данному проекту, с учетом локального, архитектурно – строительного, климатического и инфраструктурного аспектов.

Место размещения предприятия. Площадь земельного участка для размещения СЭС – 160 Га находится в северо-восточной зоне г. Сарани. Северно-Восточная зона расположена за пределами жилой части города и отделена от жилья автодорогой и лесозащитными полосами. Эта территория расположена на север от поселка Угольный и доходит до границы водоохраной зоны Саранского водохранилища. Месторасположение станции выбрано с учетом близкого расположения к электросетям 110кВ. Площадка для размещения СЭС относительно ровная, пригодная для обслуживания и ремонта оборудования.

Генеральный план участка солнечной электростанции решен с учетом технологической схемы объекта в соответствии с требованиями санитарных и противопожарных норм и правил. Территория участка ограждается металлической сетчатой оградой, в верхней части которой предусматриваются спиральные заграждения.

Освещение территории решается путем установки на столбах ограждения светильников с шагом между светильниками порядка 30 м. Предусмотрена установка системы видеонаблюдения по периметру площадки.

Таблица 1

Площади, предусмотренные для реализации проекта

Основные архитектурно-строительные решения. На въезде на площадку предусматривается строительство технических помещений, диспетчерской и контрольно-пропускного пункта – КПП (диспетчерская с санитарно-техническими помещениями). Размещение сооружений выполняется в соответствии с требованиями санитарных и противопожарных норм и правил, технологическими требованиями по расстановке солнечных модулей, а также основного и вспомогательного технологического оборудования. Решение санитарно-бытовых вопросов обслуживающего персонала выполнено с учетом всех требований санитарных норм.

На участке строительства по запроектированной геометрии раскладки солнечных панелей, принимается решение об устройстве фундаментов для установки несущих металлоконструкций.

Проект разработан для следующих условий:

Климатический район для строительства согласно СНиП (Строительные нормы и правила) РК 2.04.01–2001. Расчетная наружная температура наиболее холодной пятидневки – минус 32°С.Нормативное значение веса снегового покрова согласно СНиП 2.01.07-85 для III района – 1,0 кПа (100 кгс/м²).

Нормативное значение ветрового давления для III района – 0,38 кПа (38 кгс/м²). Сейсмичность района – до 6 баллов.

Нормативная глубина промерзания грунта – 1,76 м, средняя глубина проникновения "0" в грунты: для глинистых грунтов 190 см, песчаных 225 см, для щебенистых и крупнообломочных 252 см.

Все бетонные и железобетонные конструкции изготовить на портландцементе с маркой бетона по морозостойкости не ниже F100 и водонепроницаемости W4.

Марки бетона стоек по морозостойкости должны быть не ниже F150 и водонепроницаемости W6. Материал конструкций принимать по соответствующим сериям и типовым решениям.

Все работы связанные с установкой опор, должны выполняться в соответствии со СНиП РК 4.04–06–2002 (электротехнические устройства) и СНиП 3.02.01–87 (Земляные сооружения основания и фундаменты) и СНиП РК 1.03–05–2001 (Охрана труда и техника безопасности в строительстве). Антикоррозионные мероприятия выполнить в соответствии со СНиП РК 2.01–19–2004. Выполнить антикоррозионную защиту подземной части бетонных и железобетонных конструкций покраской горячим битумом за два раза толщиной 2 мм.

Таблица 2

Альтернативные выборы режима эксплуатации проекта для различных климатических условий

Транспорт. На территории СЭС имеются автомобильный въезд и проезды для машин вдоль ограждения и вдоль солнечных модулей, что обеспечивает беспрепятственное проведение ремонтно-эксплуатационных работ с применением автомобильной техники.

Инженерные системы: Основными инженерными системами данного комплекса будут являться кабельные линии от фотоэлектрических модулей до инверторных подстанций, и от инверторных подстанций до повышающей трансформаторной подстанции 110/20 кв.

Кабельные линии прокладываются в земле (траншее) на глубине 0,7 м от планировочной отметки земли. Водоснабжение и канализация объектов СЭС выполнены согласно техническим условиям. Тип и марка оборудования определяются при разработке рабочего проекта.

Освещение, теплоснабжение и вентиляция технических помещений, диспетчерской и контрольно-пропускного пункта – выполнено с применением электрической энергии получаемой от собственных нужд повышающей трансформаторной подстанции.

Результат 3. Оценка экономической эффективности стоимости строительства и эксплуатации подстанции 110/30 кВ СЭС Сарань и ВЛ 110 кВ.

Экономическая эффективность того или иного инженерного решения определяется соотношением затрат и результатов, связанных с его реализацией, и практически сводятся к оценке эффективности соответствующих капиталовложений.

Финансирование проекта планируется осуществить за счет собственных средств инвестора.

Период проектирования и строительства СЭС – 11.2015–11.2016. В расчетах принят как «нулевой» год.

Срок проекта (расчетный интервал) – 15 лет с момента пуска СЭС в эксплуатацию. Исходные данные представлены в таблице 3. Общие инвестиционные затраты по проекту составляют 29 003 470,60 тыс. тенге.

Таблица 3

Общие инвестиционные затраты по проекту

Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Эксплуатационная оценка с аспекта налогового окружения. В ТЭО проекта предусмотрены следующее налоги: налог на добавленную стоимость (12%),социальный налог (11%), корпоративный подоходный налог (20%). Источники налогообложения, ставки и порядок исчисления взяты с Кодекса Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» (Налоговый кодекс) (с изменениями и дополнениями по состоянию на 21.07.2015 г.), представленный в таблице 4.

Таблица 4

Величина налоговых поступлений за период прогнозирования за 15 лет

Величина налоговых поступлений в результате реализации данного проекта составит 11 149 545,2 тыс. тенге за 15 лет.

Закуп оборудования для реализации проекта также составит существенную долю затрат, указанных в таблице 5.

Таблица 5

Номенклатура и цены сырья, материалов и др., в тыс. тенге

Численность персонала и заработная плата: инженер – 3 человека; системный администратор – 1 человек. Заработная плата персонала обслуживающего оборудования от 2 400 000,00 до 6 188 480 тенге в год Амортизация также составит относительно весомую долю затрат в данном проекте (табл. 6).

Таблица 6

Капитальные затраты и амортизация

Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Эксплуатационные расходы состоят из постоянных и переменных затрат. В состав постоянных затрат включены дополнительные расходы по проекту: оплата аренды земли под СЭС, затраты на покупку электроэнергии на собственные нужды, выплата за потери земли сельхоз назначения участка 160 Га, затраты на выплаты за потери земли сельхоз назначения участка 160 Га, прочие расходы. В состав переменных расходов включены расходы на оплату труда сезонных работников, расходы на топливо.

Номенклатура и цена предполагаемой продукции для выпуска от рассматриваемого проекта. Оборудование – солнечная электростанция (СЭС) общей мощностью 100 МВ. Тариф 34,61 тенге/кВт за 1 час выработанной СЭС энергии.

Указанный тариф утвержден постановлением Правительства РК 12.06.2014, № 645, с изменениями, внесенными постановлением Правительства РК от 19.03.2015 № 148. Предполагаемый объем производимой СЭС энергии в год 145 ГВт/час.

Стоимость выработки электроэнергии в один год составит 5 022 800,00 тыс. тенге (34,61*145 000 000).

Для полной окупаемости проекта (с момента выхода на выше приведенную заявленную проектную мощность) понадобится максимум 6 полных лет, что является довольно несущественным сроком в аспекте окупаемости дорогостоящих технологий возобновляемых источников энергии.

Если учитывать, что проект реализуется с 2017 года, уже частично реализует социальный эффект посредством облагаемых налогов, рост тарифов происходит практически каждые 2 года, относительно дешевую стоимость «солнечных» технологий по сравнению с «ветряными», то окупаемость данного проекта (после выхода на полную, выше заявленную проектную мощность) сможет произойти и за 4 года.

При реализации проекта необходимо учитывать все возможные проектные риски и изменения ROI, поскольку внедрение инновационных технологий всегда сопровождается серьезными финансовыми рисками, технологическими и инфраструктурными неудачами, проблемами с политикой финансирования проекта и, самое главное, социальной проблемой повышения и понижения тарифов на электроэнергию [4, 8] (Butrin, Gelmanova, Yarushin, 2015).

Результат 4. Анализ и оценка рисков проекта.

С точки зрения целей данного ТЭО проекта выделены следующие риски: снижение продажной цены выработанной СЭС энергии (снижение, утверждаемого Правительством РК, тарифа на выкуп солнечной энергии); снижение объемов продаж, выработанной СЭС энергии. Для выявления влияния параметров, связанных с указанными выше рисками на интегральные показатели, был проведен анализ чувствительности интегральных показателей к изменению данных параметров.

Следует отметить также, что проект рассчитан в постоянных ценах (т.е. в финансовом расчете проекта не предполагается рост тарифа на выкуп энергии в течение расчетного периода), что можно считать дополнительным запасом, если учесть ожидаемый опережающий рост цен на коммунальные и иные услуги сторонних организаций, потребляемые СЭС, по отношению к инфляции.

Цель проведения анализа чувствительности – установление границы изменения основных параметров, при которых проект сохраняет приемлемый уровень эффективности и финансовой состоятельности.

При проведении анализа чувствительности проекта исследовалось влияние на основные параметры проекта следующих показателей: снижение продажной цены выработанной СЭС энергии; снижение объемов продаж, выработанной СЭС энергии.

Проведенный анализ чувствительности показал, что при обеспечении положительных значений NPV и свободных денежных средств, в течение всего горизонта планирования влияние вышеуказанных параметров проекта на показатели эффективности проекта будет следующим:

При проведении однопараметрического анализа чувствительности проекта к изменениям уровня покупных цен вырабатываемой энергии исследовалось влияние покупной цены на интегральный показатель NPV для полных инвестиционных затрат. Уровень покупной цены энергии варьировался в диапазоне 8–10%.

Анализ чувствительности показал, что при уменьшении уровня тарифа электроэнергии до 8% (тариф составит 31,84 тенге) – NPV (для полных инвестиционных затрат) уменьшится до 468 781,69 тыс. тенге. Следовательно, максимальное снижение уровня цен на продаваемую энергию, при котором данный проект остается эффективным, составляет – 8%. При снижении тарифа на электроэнергию до 10% (тариф составит 31,15 тенге), NPV (для полных инвестиционных затрат) уменьшится до (-291 604,49) тыс. тенге. Следовательно, проект нерентабельный (рис. 1).

Рисунок 1. Влияние тарифных изменений на эффективность проекта Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

При проведении однопараметрического анализа чувствительности проекта к изменениям уровня объема продаж выработанной энергии исследовалось влияние уровня объема продаж на интегральный показатель для полных инвестиционных затрат.

Уровень объема продаж варьировался в диапазоне 1,5–2%. Анализ чувствительности показал, что при уменьшении объема продаж энергии до 1,5% – NPV (для полных инвестиционных затрат) уменьшится до 443 075,37 тыс. тенге. Следовательно, максимальное снижение объема продаж энергии, при котором данный проект остается эффективным, составляет – 1,5%.

При уменьшении объема продаж энергии до 2%, NPV (для полных инвестиционных затрат) уменьшится до (-515 939,47) тыс. тенге (ситуация представлена на рисунке 2).

Рисунок 2. Влияние реализуемых объемов выработки на эффективность проекта

Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Следовательно, проект нерентабельный.

Результат 5. Расчета времени окупаемости инвестиций (в контексте анализа безубыточности и чувствительности проекта).

Анализ безубыточности и чувствительности проекта к изменениям вышеперечисленных факторов приведен в таблицах 7, 8.

Проведенный анализ чувствительности проекта показал, что интегральные показатели эффективности наиболее сильно чувствительны к изменению уровня цен продаж, выработанной СЭС энергии.

Для расчета точки безубыточности использовался отчет о движении денежных средств на предприятии. На интервале планирования методом итераций подбиралось значения притоков и оттоков (в том числе первоначальных инвестиций) денежных средств, при котором проект не приносит ни прибыли, ни убытка.

Значение, когда текущая стоимость будущих чистых денежных потоков от проекта NPV равна стартовым инвестициям и является точкой безубыточности проекта.

В рамках данного проекта точка безубыточности составляет – 9% (внутренняя норма доходности IRR), период окупаемости составил 7 лет, что является достаточно приемлемым для проекта, о чем нам говорят показатели, представленные в таблице 7.

Таблица 7

Финансовые показатели проекта

Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Таблица 8

Анализ чувствительности проекта

Источник: составлено авторами по материалам [7] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Рассмотрев показатели вышепроведенного анализа при соблюдении финансовой стабильности проекта в среднесрочной перспективе, можно выразить 5 результат в виде следующего заключения:

Чистый дисконтированный доход инвестированного капитала при ставке дисконтирования 7% составил 3 554 406,76 тыс. тенге, что выше нуля, следовательно, проект можно принять к реализации. Внутренняя норма прибыли проекта – 9%, что выше на 2% ставки дисконтирования.

Следовательно, если уровень внутренней нормы доходности будет выше 9%, при сохранении первоначальных параметров проект будет нерентабельным. Индекс рентабельности проекта составил 51,5%. Период окупаемости составил 7 лет, дисконтированный период окупаемости 8 лет. В результате реализации данного проекта – СЭС в городе Сарани, предполагается эффект снижения существующего энергетического дефицита по Карагандинской области в объеме до 87 МВА [7, 8] (Beksoltan, Zhusanbay, 2015).

Результат 6. Оценка влияния проекта на окружающую среду.

Основным элементом системы фотоэлектрических станций являются поликристаллические/монокристаллические кремниевые солнечные модули, благодаря которым энергия солнечного излучения преобразуется в электричество [9, 10] (Amit Kumer Podder, Anik Kumar Das et al., 2021; Dominkovi’c, Stark, Hodge, Pedersen, 2018).

Данный технологический процесс является безотходным и не сопровождается вредными выбросами в окружающую среду (как воздушную, так и водную); уровень шума и вибрации, которые могут создаваться оборудованием, не превышают допустимых величин [11, 12] (Dondariya, Porwal, Awasthi DA et al., 2018; Ahmed-Bilal Awan, Taher Shaftichi, Ahmed Abu-Khalil, 2016).

Монтаж СЭС не нарушает свойств земли, поскольку солнечные модули размещаются таким образом, что поверхность земли получает достаточное количество тепла и влаги. После демонтажа СЭС по какой-либо причине, земля может быть использована по иному назначению. Решение санитарно-бытовых вопросов обслуживающего персонала выполняется без негативного влияния на окружающую среду.

На 2015 в РК пока еще практически нет опыта для реальной оценки воздействия СЭС на окружающую среду. Это обусловлено тем, что ВИЭ в целом, и солнечная энергетика, в частности, в РК находятся в самом начале становления – как полноправного сегмента энергетики страны [13, 14] (Kurmanov, 2019; Gelmanova, Konakbaeva, Mezentseva, 2019). Все действующие СЭС в РК введены в эксплуатацию не ранее, чем 1–2 года назад. По этой причине единственно возможным способом определения реального влияния СЭС на экологию района своего размещения может быть рассмотрение этого влияния на примере давно действующей СЭС в природно-климатической зоне приближенной к РК, желательно в Евразии, в местности со схожим климатом. Объектом для приведения аналогии можно рассматривать Крымскую СЭС.

Оценим воздействие СЭС по основным техническим параметрам, характерным для любого энергетического объекта, а также сравним СЭС с традиционной энергетикой (ТЭЦ – теплоэлектроцентраль). С точки зрения оценки экологической эффективности СЭС отметим их следующие важные преимущества перед традиционными энергетическими технологиями: эксплуатация СЭС никак не влияет на качество воздуха, воды, почвы в регионе своего месторасположения.

При эксплуатации СЭС не образуются производственные отходы, не происходит каких-либо загрязняющих выбросов в атмосферу и сбросов в воду.

Шум, вибрации, какие-либо звуковые и/или инфразвуковые колебания при эксплуатации СЭС не возникают. Ионизирующее излучение (уровень радиации) остается в пределах естественных фоновых значений, характерных для данной местности, так как СЭС в своей работе вообще не использует ионизирующие источники. СЭС не создает при своей работе мощных электромагнитных полей, так как конструктивно состоит из множества одинаковых маломощных (до 270 Вт) фотоэлектрических модулей, которые разнесены на большой площади (десятки гектар). СЭС в ходе своей работы не нарушает приема телепередач, не создает радиопомех в окружающей территории. Отметим, также, что конструкция фотоэлектрических модулей очень проста, они не имеют двигающихся частей, что исключает проблему загрязнения почвы смазочным материалом, а также подачу и расход большого объема воды для их охлаждения.

Защиту окружающей среды за счет применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в частности СЭС, хорошо иллюстрирует пример сравнения опытного эксплуатационного периода СЭС и ТЭЦ на угле. Обе электростанции расположены в Крыму – неподалеку друг от друга. Оценивалась способность СЭС по устранению опасных загрязнений окружающей среды при производстве электроэнергии.

В исследуемый период объем выработанной энергии СЭС составил 490 тысяч кВт*ч, это обеспечило замещение в энергосистеме 193,5 т органического топлива (угля). Таким образом, реально предотвращен выброс в окружающую среду (для ТЭЦ с таким же объемом выработки энергии):

- дымовых газов – 2,2 млн м³;

- выноса золы – 34,8 т;

- 80 г (двуокись серы) – 3,9 т;

- (окиси азота) – 0,9 т;

- (пятиокись ванадия) – 0,4 кг;

- бензапирена (очень сильный канцероген) – 0,3 г.

После проведения строительно-монтажных работ вся площадка СЭС была рекультивирована черноземом. На поле расположения СЭС свободно растут разнообразные травы и кустарник. Была проведена оценка возможностей земледелия на площадях, занимаемых СЭС. Посадка и выращивание овощей и бахчевых культур на поле не вызвали трудностей, но для машинной обработки посевов требуется учитывать трассировку кабельных линий СЭС, что усложняет задачу. Наиболее перспективным видом земледелия на СЭС для местных условий представляется выращивание плантаций лаванды, распространенной в Крыму, – эфирно­масличных культур, но из-за перегруженности производственными задачами эта работа на СЭС не проводилась.

За годы эксплуатации Крымской СЭС (более 15 лет) отмечается крайне незначительное влияние на локальную биологическую среду. Фауна на территории СЭС очень разнообразна: зайцы, хорьки, ужи. Много птиц – голуби, чибисы, синицы, чайки и редкий вид уток. На территории поля СЭС были построены кроликовая ферма и свиноферма. Животноводство на территории СЭС не нарушает технологии, поэтому, по мнению специалистов, – может быть рекомендовано овцеводство. Работа СЭС бесшумна, обслуживает СЭС малое количество людей, на поле – высокая трава, наличие разводки питьевой воды для людей и образующиеся в местах протечек лужицы привлекают животных и птиц.

Рассматривая перспективу строительства СЭС в полупустынных и степных районах Казахстана, на примере Карагандинской области (под городом Саранью) констатировать (по оценке экологов) что ее сооружение внесет изменение в окружающую среду по своему характеру близкое к появлению на полупустынном (степном) участке перелеска (лесных защитных полос).

С точки зрения энергетических технологий посадка под солнечными модулями (фотопанелями) насаждений из определенных видов растений обеспечит закрепление почвы и снижение пылеобразования, что уменьшит загрязнение поверхности модулей СЭС и как следствие увеличит выработку энергии.

Проект является высокотехнологичным, оборудование СЭС имеет высокую степень автоматизации. Поэтому технический персонал СЭС будет небольшим – до 4–5 инженеров. При необходимости инженеры, работающие на СЭС, могут проходить курсы повышения квалификации.

Предполагается, что сервисное обслуживание СЭС – очистку фотопанелей и территории, охрану территории и т.п. будут выполнять посторонние организации и сезонные работники, привлекаемые к работе на договорной основе. Указанная категория сотрудников может составить примерно – 15–20 человек [15] (Okhotkin, Serebryannikov, 2012).

Заключение

Представляются в аспекте принятия решения о рентабельности продолжения реализации проекта.

В аспекте обеспечения предприятия ресурсами. Проект СЭС является современным и высокотехнологичным, весь монтируемый комплекс СЭС имеет высокую степень автоматизации рабочих процессов. Комплекс полностью сам обеспечивает себя электроэнергией, что позволяет решить вопрос с отоплением, освещением и электроснабжением основных технологических процессов без привлечения данного ресурса со стороны.

В аспекте социального эффекта – создает рабочие места и имеет высокие показатели налоговой доходности для республиканского бюджета.

В аспекте производственных показателей – значительно улучшает выработку электроэнергии в регионе и дает мощный инновационный эффект для производственной и инфраструктурной индустрии.

В аспекте финансовой эффективности (посредством анализа безубыточности и чувствительности) – окупаем в среднесрочной перспективе при неизменной ставке дисконта и планомерном поступлении/выбытии денежных потоков при неизменной динамике.

Общее заключение: проект экономически эффективен и должен быть реализован в соответствии со всем вышеперечисленным, с учетом всех результатов в той форме реализации, которая определена методологией исследования. Конкретные энергетические проекты влияют на экономические, социальные и экологические аспекты устойчивого развития страны или региона.