Формирование организационно-экономического механизма внедрения инноваций в распределенной энергетике (1142968), страница 20
Текст из файла (страница 20)
Так, системный эффект ОЭМ как механизма воздействия127напроизводителяинновационногооборудованиядляраспределеннойэнергетики, можно рассчитать на основе оценки бюджетной эффективности,при учете не только денежных потоков в бюджеты разных уровней отреализации инновационного проекта для производителя инновации, но ипотоков, возникающих при внедрении инновационного оборудования враспределенной энергетике.Для этого строятся модели оценки эффективности потенциальноговнедрения всех производимых энергоустановок по годам их реализации впроекте Fсозд., и оцениваются возникающие при этом налоговые поступления.Приэтомвнедрениеиэксплуатацияэнергооборудованияможетосуществляться в различных регионах с различными исходными условиями поКИУМ, тарифам на электрическую, тепловую энергию, а также топливо, и,соответственно,приводитькразличнымпоказателямбюджетнойэффективности.
Для адекватного отражения потенциальных эффектов длябюджета необходимо провести пересчет моделей внедрения установок, исходяиз допущения, что минимум бюджетных поступлений при рациональномповедении покупателей установок (осуществляются только экономическиэффективные проекты внедрения) будет при минимально допустимойэффективности проектов внедрения (IRRвнедр.
= Eвнедр.) и среднем для РоссииКИУМ, равном 58,58% [140]. Решение данной задачи сводится к решениюоптимизационной задачи определения тарифа X, при котором IRRвнедр.(Х) =Eвнедр. При этом в качестве Х может быть любой из тарифов (электроэнергия,теплоэнергия, газ), поскольку денежные потоки в бюджет, в результатеоптимизации, будут зависеть от соотношения между тарифами. Результатырасчета совокупного денежного потока для бюджета приведены в таблице 22.Определение пороговой цены с учетом системного эффекта для бюджетнойэффективности приведено на рисунке 33.12870%завис-ть IRRвнедр.от цены инновации60%Пороговая ценаP = 465 766 тыс. руб.завис-ть IRRконк.от цены инновацииIRR, %50%завис-ть IRRсозд.от цены инновацииIRRцентр.(P) > Eцентр.40%Азавис-ть IRRцентр.от цены инновациис системнымэффектом30%B20%IRRсозд.(P) ≥ Eсозд.Ецентр.= 27,25%CЕсозд.= 26,79%10%IRRвнедр.(P) ≥ Eвнедр.
≥ IRRконк.(P=100%)0%85%90%95%100%105%110%115%Относительное изменение цены инновации от средней на рынке, %120%Источник: разработано автором.Рисунок 33 – Учет системного эффекта внедрения инноваций в распределеннойэнергетикеТаким образом, происходит учет системного эффекта от внедренияинноваций, и появляется целесообразность государственной поддержкипроизводителя инновационного оборудования для распределенной энергетики.В результате, определенная ранее потенциальная пороговая цена ГТУ10 МВт465 766 тыс.
руб.являетсяискомой,посколькуполностьюудовлетворяет условиям модели взаимодействия субъектов процесса внедренияинноваций. Таким образом, предлагаемый организационно-экономическиймеханизмвнедренияинновацийкакмеханизмвоздействияпозволилсогласовать экономические интересы участников «полного» инновационногопроцесса и обеспечить эффективное внедрение инноваций в распределеннойэнергетике.129Таблица 22 – Результаты расчета совокупного денежного потока для бюджетаВ миллионах рублейПоказатель20142015201620172018201920202021202420252026202720282029203000102020202020202020202020202020-2895-2922531809575600626667980120813841584205423252623295033070001020202020202020202020202020000117181165151205545564578593610773804837870000025639936133755712081239126913021337170417721843000002714223823725831261129913311365140217901862000000285445403395617133213741408144414831895000000029846742241764813991444147915171558000000003104854394366741458150215390000000003235054574527011514156216000000000000336525475478732158516280000000000034954649450076216530000000000003585635085187880000000000000373585529542000000000000003876095500000000000000004036330000000000000000419-2895-2922531926101214341845233536335188677684921057512718151851785520725Источник: разработано автором.1579129Объем производства энергоустановок,шт.Ден.
поток для Бюджета от проектаFсозд.Объем внедрения энергоустановок, шт.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2017г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2018г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2019г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2020г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2021г.Ден.
поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2022г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2023г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2024г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2025г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2026г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр.
установок, внедренных в 2027г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2028г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2029г.Ден. поток для Бюджета от проектовFвнедр. установок, внедренных в 2030г.Суммарный Ден. поток для БюджетаПериод202220231303.3 Инновационное развитие распределенной энергетики как факторповышения эффективности централизованной энергетикиИнновационные преобразования зарубежных энергосистем происходят наоснове концепции интеллектуальной энергетики smart grid, при этомраспределенная энергетика является одним из ее ключевых элементов.Предполагается, что при внедрении концепции smart grid энергосистемы будутфункционировать на основе тесного взаимодействия между централизованнойираспределеннойэнергетикой,повышаянадежность,безопасность,доступность и экономическую эффективность энергоснабжения [58, 59].Однако в настоящее время остаются нерешенными технические проблемывзаимодействия технологий распределенной и централизованной энергетики, атакже отсутствуют экономические стимулы к такому взаимодействию [160].Разрабатываемое в последние годы инновационное энергооборудованиедля распределенной энергетики может обеспечить повышение эффективностицентрализованной энергосистемы, тем самым стимулируя заинтересованностькрупных энергокомпаний в развитии собственной РЭ, что в свою очередь будетспособствовать более быстрому переходу к инновационному развитиюэлектроэнергетики на базе концепции Smart Grid.Крупные электроэнергетические компании в настоящее время незаинтересованыэнергетики,вкомплексномпосколькуонавразвитииусловияхсобственнойраспределеннойцентрализованногоснабженияобъективно проигрывает крупной энергетике (при рассмотрении сопоставимыхпо уровню развития технологий) в силу более низкого КПД (ГТУ 10 МВт имеетКПД 34,5% при удельной капиталоемкости 1300$/кВт, в то время как КПДГТУ-110 МВт составляет 36%, при удельной капиталоемкости 900$/кВт)[179, 173].Однако, как уже было отмечено ранее, разрабатываемые в последниегоды инновационные энергоустановки для распределенной энергетики с131переменной частотой вращения генератора, в отличие от традиционныхтехнологий с постоянной частотой, используемых в централизованнойэнергетике,позволяютдобиватьсянужногокачестваэлектроэнергиинезависимо от частоты вращения, практически не снижая эффективность приизменении относительной мощности [66].
На рисунке 34 изображенопринципиальное преимущество такого рода генераторов.Зависимость КПД от изменения мощности ГТУ110,0Относительный КПД, %100,090,080,070,060,050,040,030,020,010,00,00102030405060708090100Относительная мощность ГТУ, %Постоянная частотаПеременная частотаИсточник: разработано автором по данным [66, 92].Рисунок 34 – Зависимость изменения КПД от изменения относительноймощности ГТУДля определения перспектив применения инновационных технологийраспределенной энергетики для повышения эффективности централизованнойэнергетикибылопроведеносравнениеэкономическойэффективностистроительства двух вариантов условной электростанции 220 МВт, исходныеданные которых приведены в таблице 23.132Таблица 23 – Варианты строительства условной электростанции 220 МВт.ПараметрОборудованиеКПДТип установкиТрадиционный вариант Инновационный вариант2 энергоустановки ГТУ- 2 энергоустановки GE 6FA мощностью110 МВт80 МВт;6 установок ГТУ-10 МВтГТУ-110: КПД = 35,5%.GE 6FA: КПД = 35,5%ГТУ-10: КПД = 34,5%ГТУ-110: установки с GE 6FA: установки с постоянной частотойпостояннойчастотой вращениявращенияГТУ-10: установки с переменной частотойвращенияИсточник: составлено автором.При этом инновационный вариант предполагает, что ГТУ-80 МВтработаетпреимущественнонаноминальномрежиме,аустановкираспределенной энергетики осуществляют регулирование мощности в течениесуток с возможностью их полной остановки при достижении 50% загрузки.В качестве информации об изменении мощности ГТУ в течениеинтервала расчета были использованы данные Системного оператора Единойэнергетической системы (СО ЕЭС) о суточных изменениях мощностигенерации по месяцам для Центрального федерального округа за 2015 год,100,0%95,0%90,0%85,0%80,0%75,0%70,0%65,0%60,0%55,0%50,0%январьфевральмартапрельмайиюньиюльавгуст0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00Мощность генерации, %приведенные на рисунке 35.Время сутоксентябрьоктябрьИсточник: разработано автором по данным [140].Рисунок 35 – Суточные изменения мощности генерации по месяцам дляЦентрального федерального округа за 2015 год133На основании данных о суточных изменениях мощности генерации помесяцам для Центрального федерального округа за 2015 год была рассчитанасреднемесячная мощность генерации по вариантам реализации.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
