Экономическая Оценка использования ветровых энергетических установок в Камчатской области

УДК 338.45:620.311

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВЕТРОВЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В КАМЧАТСКОЙ ОБЛАСТИ

Т.И. Аванесова

В статье излагается целесообразность и экономическое обоснование строительства ветроустановок как альтернативного источника энергии на Камчатке.

The article states the expediency and economical grounds of wind power stations ’ building as an alternative source of energy of Kamchatka peninsula.

За время рыночных реформ в России обострился топливно-энергетический кризис, обусловленный как постоянным удорожанием топлива и его дефицитом, так и старением энергетического оборудования эксплуатируемых электростанций. Все это усугубляется практически полным отсутствием за последние 10 лет крупных инвестиций в электроэнергетику.

На данный момент в Камчатской области при избытке генерирующих мощностей наблюдается отсутствие дешевой электрической энергии и, как следствие, возможности развития промышленности. Основой энергоснабжения населения и других потребителей Камчатской области являются топливные электрические станции. В силу высокой доли топливной составляющей в составе издержек производства и постоянного повышения стоимости органического топлива наблюдается увеличение тарифа на электрическую энергию. Надежность энергоснабжения от топливных электростанций связана также с трудностями доставки органического топлива. Внедрение бестопливных ветровых энергетических установок является объективным выходом из сложившейся ситуации.

В соответствии с Программой развития ветроэнергетики ОАО РАО «ЕЭС России», утвержденной приказом РАО «ЕЭС России» № 419 от 14.08.2003 г., были начаты работы по созданию энергетических комплексов на базе ветровых энергетических установок и топливных электрических станций.

Необходимым условием внедрения и эксплуатации энергетических источников новых типов является их большая энергетическая, экономическая и эксплуатационная эффективность по сравнению с традиционными энергоисточниками.

Особенно важным является соблюдение этого условия на начальном этапе развития отечественной ветроэнергетики вввиду возникшего в 1990-е гг. скепсиса после первых неудачных попыток ее развития (незавершенные и неэффективные проекты ветростанций в Элисте, Воркуте, Эстонии и пр.). Возможно, результатом этого явился и объективно вынесенный, но неоправданно затянувшийся приговор: дорого, ненадежно, мелкомасштабно. Несмотря на

почти двукратное за последние 8-10 лет снижение ценовых показателей зарубежных ВЭС и достижение ими коммерческой конкурентоспособности, на самый большой в мире ветроэнергетический потенциал России, на богатый опыт практической отечественной ветроэнергетики, лидировавшей в мире в 30-60-е гг. XX в., внедрение ВЭУ происходит крайне медленно, в том числе по причине ненадежности методик технико-экономического обоснования российских ветроэнергетических проектов.

Эффективность ветроэлектрических станций (ВЭС) определяется двумя факторами: достаточным энергетическим потенциалом ветра (ВЭП) в месте установки ВЭС и техническими характеристиками ветроэнергетических установок (ВЭУ), наиболее подходящих в качестве базовых для ВЭС по энергетической и экономической эффективности.

Ветер - это направленное перемещение воздушных масс. Ветровую энергию можно рассматривать как одну из форм проявления солнечной энергии, потому что солнце является тем первоисточником, который влияет на погодные явления на Земле. Ветер возникает из-за неравномерного нагрева солнцем поверхности земли. Поверхность воды и территории, закрытые облаками, нагреваются намного медленнее; соответственно, поверхность земли, доступная для солнечного излучения, нагревается быстрее. Воздух, находящийся над нагретой поверхностью, нагревается и поднимается вверх, создавая области пониженного давления. Воздух из областей повышенного давления перемещается в направлении областей низкого давления, тем самым создавая ветер.

Ветер меняется с течением времени. В большинстве регионов наблюдаются значительные сезонные изменения ветровых потоков. Причем в зимние месяцы скорость ветра обычно выше, чем летом. Дневные изменения скорости ветра наблюдаются, как правило, вблизи морей и больших озер. Утром солнце нагревает землю быстрее, чем воду, поэтому ветер дует в направлении побережья. Вечером же земля остывает быстрее, чем вода, поэтому ветер дует от побережья.

Скорость ветра зависит от высоты над уровнем земли. Близко к земле ветер замедляется за счет трения о земную поверхность. Таким образом, ветры бывают сильнее на больших высотах относительно земли. Для сельскохозяйственных полей и пустынных территорий при увеличении высоты над поверхностью земли в два раза наблюдается увеличение скорости ветра приблизительно на 12%.

На скорость ветра оказывают значительное влияние географические условия и характер земной поверхности (рис. 1), включая различные природные и искусственные препятствия, такие как холмы и пр., а также деревья и здания. По этой причине ВЭУ располагают по возможности на возвышенных и удаленных от высоких деревьев, жилых домов и других сооружений местах, поскольку такие препятствия снижают скорость ветра и приводят к завихрениям потока, затрудняющим преобразование энергии ветра.

Энергия, заключенная в ветре, находится в кубической зависимости от величины скорости ветра. Удвоение скорости ветра дает увеличение энергии в 8 раз. Таким образом, средняя скорость ветра 5 м/с может дать примерно в два раза больше энергии, чем ветер со средней скоростью 4 м/с. Современные ветровые энергетические установки - это надежные машины, которые весьма эффективно преобразуют энергию ветра в электрическую.

Характеристики ветра измеряются на метеостанциях. На основе данных многолетних наблюдений скоростей ветра в различных областях России составляются специализированные карты ветров (табл. 1).

- закрытые территории

- открытые территории

- морское побережье

- открытое море

- холмы и горы

Рис. 1. Ветровые ресурсы России

Карта ветров

Таблица 1

Закрытые территории Открытые территории Морское побережье Открытое море Холмы и горы

Единица измерения

м/с Вт/м2 м/с Вт/м2 м/с Вт/м2 м/с Вт/м2 м/с Вт/м2

> 6 > 250 > 7,5 > 500 > 8,5 > 700 > 9 > 800 > 11,5 > 1800

5-6 150-250 6,5-7,5 300-500 7-8,5 400-700 8-9 600-800 10-11,5 1200-1 800

4,5-5 100-150 5,5-6,5 200-300 6-7 250-400 7-8 400-600 8,5-10 700-1 200

3,5-4,5 50-100 4,5-5,5 100-200 5-6 150-250 5,5-7 200-400 7-8,5 400-700

< 3,5 < 50 < 4,5 < 100 < 5 < 150 < 5,5 < 200 < 7 < 400

Установленная мощность ветроэлектростанций (ВЭС) в мире за последние 10 лет увеличилась в 9 раз и составляет 25 000 МВт. При этом объем установленной мощности удваивался примерно каждые 2,5 года. Более 70% ветроэнергоустановок приходится на страны Европы.

По данным Американского электроэнергетического института, стоимость 1 кВт • ч электроэнергии на ВЭС за последние 10 лет снизилась с 15-20 до 5-7 центов, что сопоставимо со стоимостью электроэнергии, вырабатываемой на традиционных электростанциях.

Развитие ветроэнергетики за рубежом идет, с одной стороны, по пути увеличения единичной мощности ветроэнергоустановок и их количества в составе ветровых электрических станций, с другой - их объединения для создания крупных энергосистем. Все это создает условия для получения дешевой конкурентоспособной электрической и тепловой энергии.

В настоящее время применяются две основные конструкции ветроэнергоустановок (рис. 2): горизонтально-осевые и вертикально-осевые ветродвигатели. Оба типа ветроэнергоустановок имеют примерно равный КПД, однако наибольшее распространение получили ветроагрегаты первого типа. Наиболее часто используемой конфигурацией ветряных установок является трехлопастное ветроколесо с горизонтальным расположением ротора.

ветродвигатель ветродвигатель

Рис. 2. Основные конструкции ветроагрегатов

В соответствии с данными работы «Районирование территории Камчатской области по ветровым нагрузкам» (Дальэнергосетьпроект, 1988 г.), полуостров Камчатка находится в области развития муссонной циркуляции атмосферы. В результате этого над Камчаткой перемещаются ветровые потоки, обладающие огромным запасом энергии. Протяженность береговой линии полуострова составляет более 2 600 км. Среднегодовая скорость ветра на побережье различна, но нигде ее величина не опускается ниже 5 м/с.

Если исходить из норм размещения ветроэнергетических установок, то на 1 км2 можно разместить ветроэнергетическую станцию (ВЭС) суммарной мощностью до 28,6 МВт. Среднегодовая выработка электроэнергии на 1 кВт установленной мощности ветровой установки несколько отличается для разных районов Камчатской области, но в среднем она равна 2 200 кВт • ч/год. Исходя из принятых норм и годовой выработки электроэнергии на 1 кВт установленной мощности, несложно рассчитать, какова будет годовая выработка электроэнергии с 1 км2 побережья - 63 млн кВт • ч.

Таким образом, полоса береговой линии полуострова шириной в 1 км и общей площадью 2 600 км2 обладает потенциальной мощностью, которая в электрическом эквиваленте равна 28,6 МВт • 2 600 км = 74,4 тыс. МВт, и соответственно количеством энергии, равным 63 млн кВт • ч/год • 2 600 км = 164 млрд кВт • ч в год.

Эти цифры показывают, что из всех видов энергии, которыми богата Камчатка, наиболее велика и доступна энергия ветра. Ветровую энергию не нужно искать, транспортировать и подготавливать к использованию - ее нужно просто использовать, как это делается в развитых странах.

По данным ГУ «КТМС», в соответствии со среднегодовыми скоростями ветра наиболее перспективные районы для использования ветровых энергоустановок представлены в табл. 2.

Таблица 2

Средние сезонные скорости ветра на высоте 40 м, м/с

Пункт Зима Весна Лето Осень Год

г. Петропавловск-Камчатский 7,51 6,09 4,14 5,94 5,92

пос. Усть-Камчатск 6,37 6,06 5,58 6,31 6,09

пос. Озерновский 7,34 6,5 4,86 6,74 6,36

пос. Октябрьский 7,26 6,43 4,85 6,6 6,29

г. Ключи 5,65 6 5,62 6,14 5,85

пос. Никольское (о. Беринга) 9,32 8,26 7,02 8,13 8,18

Предпосылки для развития ветроэнергетики в Камчатской области

1. Высокая стоимость привозного топлива, которая диктует необходимость увеличения топливной независимости Камчатской области путем использования местных энергоресурсов. Как уже было отмечено, энергия ветра является самым распространенным и простым в использовании энергоресурсов Камчатки.

2. Низкие для альтернативной энергетики капитальные вложения. К 2005 г. удельные капитальные вложения при возведении ветровых электрических станций в развитых странах снизились до 1 250-1 500 ^Б/кВт (для сравнения: строительство Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт обошлось, по самым скромным подсчетам, в 148 млн И8Б, или 2 960 ^Б/кВт). Кроме того, необходимо учитывать, что строительство гидро- или геотермальной электростанции невозможно без возведения инфраструктуры - дорог, линий электропередач, жилья. Это еще более увеличивает стоимость строительства. Уникальность Камчатки состоит в том, что ветровой потенциал полуострова позволяет разместить ветроэнергетические установки в тех местах, где это необходимо.

3. Развитие технологий в ветроэнергетике, которое вышло на такой уровень, что применяемое оборудование по надежности и эффективности сравнялось с тем, которое применяется в традиционной энергетике.

4. Простота монтажных работ. Строительство ветроэнергетичекой установки представляет собой конвейер по монтажу готовых модулей. Общая продолжительность запуска ветроуста-новки с момента начала монтажа не превышает 3-4 дней. Смонтированная ветроустановка, не дожидаясь строительства ветровой фермы в целом, включается в работу, что сокращает сроки окупаемости.

5. За счет того, что ветровые энергоустановки работают в автоматическом режиме, эксплуатационные расходы на них значительно меньше, чем на традиционных электрических станциях. Так, на современной ветровой электростанции мощностью 6 МВт с годовой выработкой 20 млн кВт • ч/год обслуживающий персонал состоит из двух человек (0,3 человека на 1 МВт). В ОАО «Камчатскэнерго» в 2004 г. на 1 МВт установленной мощности приходилось 5,7 человек, что в 19 раз выше.

Оценка экономической эффективности ВЭУ и ВЭС

К критериям энергетической и экономической эффективности энергетических установок (ЭУ) любого типа, необходимым для оценки перспективности их использования для данного потребителя, относятся следующие:

1) удельные капитальные затраты на возведение ЭУ, ^Б/кВт;

2) удельные ежегодные и суммарные затраты на эксплуатацию ЭУ, ^Б;

3) удельные затраты на капитальный ремонт ЭУ, И8Б;

4) среднемесячные, годовые и суммарные затраты на топливо для ЭУ, И8Б;

5) топливная составляющая себестоимости электроэнергии, %;

6) стоимость сэкономленного топлива, И8Б;

7) суммарная выручка от продажи энергии ЭС, И8Б;

8) суммарный доход за ресурс ЭС, ШБ;

9) окупаемость ЭУ, годы;

10) рентабельность работы ЭУ, %;

11) себестоимость вырабатываемой энергии, И8Б/кВт • ч;

12) экономия, обусловленная сокращением вредных выбросов.

Экономически предпочтительным оказывается способ энергоснабжения с минимальными удельными капитальными затратами на 1 кВт установленной мощности и минимальной себестоимостью 1 кВт • ч электроэнергии.

Факторами, определяющими выполнимость приведенных выше критериев эффективности ЭУ, являются следующие затраты по статьям расходов при покупке и строительстве ЭУ:

1) стоимость проектных изысканий и разработки ТЭО;

2) стоимость ЭУ при покупке;

3) стоимость доставки основного и вспомогательного оборудования;

4) стоимость строительно-монтажных и пусковых работ;

5) стоимость дополнительных зданий и сооружений;

6) стоимость ЛЭП и коммуникаций;

7) эксплуатационные затраты по годам за период эксплуатации;

8) стоимость капитального ремонта;

9) стоимость топлива и его доставки по годам и за период эксплуатации;

10) остаточная стоимость ЭС после расчетного или ресурсного периода;

11) динамика тарифов на продаваемую электроэнергию;

12) динамика инфляции за ресурсный и расчетный периоды;

13) кредитная ставка и длительность периода займа;

14) возможные льготы в отношении объектов энергетики.

Указанных параметров достаточно для весьма детальных и точных оценок эффективности ЭУ и сравнения их между собой по указанным выше критериям эффективности.

В данном исследовании проведены оценки экономической эффективности ВЭУ по схеме, представленной на рис. 3.

Рис. 3. Схема оценки эффективности ветровой энергоустановки

В отсутствие отечественного опыта в данной области единственной возможностью проведения подобных оценок для такого исследования является использование зарубежных ретроспективных опытных и прогнозных данных о структуре капитальных вложений при возведении ВЭС, а также о структуре достигнутой в настоящее время и ожидаемой в ближайшие годы себестоимости электроэнергии ВЭУ и ВЭС разных мощностей, типов и климатических условий базирования.

Оценка экономической эффективности использования ВЭС в г. Петропавловск-Камчатский

Для реализации проекта выбраны ветровые турбины Бпегооп Е-70 (рис. 4) с единичной мощностью 2 МВт и в арктическом исполнении. Планируется разместить 15 ветроустановок суммарной мощностью 30 МВт. Срок службы ветроагрегатов - 20 лет, высота башни - 58...113 м, диаметр ветрового колеса - 71 м. Ометаемая площадь ветрового колеса равна 3 959 м2. Контроль мощности осуществляется поворотом лопастей. Скорость вращения ротора составляет 10-22 об/мин, выходное напряжение - 690 В, частота - 50 герц. В установке использован синхронный генератор с прямым приводом. Измеренный уровень шума при скорости ветра 8 м/с на высоте 10 м равен 101,2 дБ. Начальная рабочая скорость ветра составляет 2,5 м/с, скорость ветра для выхода на номинальную мощность - 13,5 м/с, максимальная рабочая скорость ветра -28.34 м/с. При буревой скорости ветра происходит автоматическое торможение ветроколеса с поворотом лопастей «от ветра».

6

Рис. 4. Гондола ветрогенератора Епегсоп Е-70: 1 - главная рама; 2 - моторы управления рысканием;

3 - кольцевой генератор; 4 - фланец крепления лопасти; 5 - вал генератора; 6 - втулка ротора

Ветропарк работает автоматически «в сеть». Контроль осуществляется через компьютерный терминал, который можно расположить на пульте управления близлежащей станции (например, ТЭЦ-2). Суммарная мощность ветропарка, работающего совместно с сетью, не должна превышать 15-20% от емкости сети. В нашем проекте суммарная мощность ветропарка составляет 6,5% от емкости сети.

Рис. 5. Предполагаемое место размещения ветрового парка в г. Петропавловск-Камчатский: ^ - ветропарк;_линии электропередач; ==== автодороги

Потенциальным партнером и поставщиком оборудования является НПО «Электросфера», выполняющая все работы «под ключ» (табл. 3). Среднегодовая выработка электроэнергии на

1 кВт установленной мощности ветроагрегатов зависит от среднегодовой скорости ветра и различается в зависимости от районов Камчатки. Для Петропавловска-Камчатского она равна

2 200-3 000 кВт • ч/год. Следовательно, годовая выработка электроэнергии ветропарком мощностью 30 МВт будет равняться 66-90 млн кВт • ч.

Таблица 3

Стоимость строительства ветропарка по данным НПО «Электросфера»

Статья затрат Капитальные вложения, € Капитальные вложения, тыс. руб.

Стоимость оборудования па условиях FOB (Гамбург, Германия) 25 000 000 875 000

Таможенная очистка (18% НДС, 5% пошлины) 5 750 000 201 250

Стоимость доставки в г. Петропавловск-Камчатский 3 740 000 130 900

Стоимость строительства фундаментов 2 550 000 89 250

Стоимость монтажных работ с арендой и доставкой крапа 3 250 000 113 750

Ветровой мониторинг с обработкой данных НПО «Электросфера» 380 000 13 300

Техническое предложение НПО «Электросфера» 32 500 1 137,5

Проектирование НПО «Электросфера» 162 500 5 687,5

Итого 40 865 000 1 430 275

При реализации проекта уменьшение выбросов углекислого газа в атмосферу составит: минимум: МСО2 = 0,01 • 19 879 • 3,664 • 85,3(1 - 0,01) = 61 508 т в год; максимум: МСО2 = 0,01 • 27 107 • 3,664 • 85,3(1 - 0,01) = 83 873 т в год. Экономическая эффективность проекта определяется следующими показателями:

Чистый дисконтированный доход, тыс. руб 236 947,38

Индекс доходности 1, 165 6

Срок окупаемости недисконтированный, лет 8

Срок окупаемости дисконтированный, лет 16

Внутренняя норма доходности, % 17%

Расчет показателей эффективности проекта определяется по табл. 4.

Таблица 4

Анализ чувствительности проекта

Оценка влияния изменения стоимости строительства на финансовые показатели проекта

Изменение стоимости строительства, % -20 -10 0 10 20

Внутренняя норма доходности, % 21 19 17 16 14

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 561 080,30 399 013,84 236 947,38 74 880,92 -87 185,54

Срок окупаемости, лет 7 7 8 8 9

Оценка влияния изменения выработки электроэнергии на финансовые показатели проекта

Изменение выработки электроэнергии, % -20 -10 0 10 20

Внутренняя норма доходности, % 14 16 17 19 20

Чистый дисконтированный доход, млн руб. -122 038,09 57 454,64 236 947,38 416 440,11 595 932,85

Срок окупаемости, лет 9 8 8 7 7

Оценка влияния изменения эксплуатационных затрат

Изменение эксплуатационных затрат, % -20 -10 0 50 100

Внутренняя норма доходности, % 17 17 17 17 17

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 242 237,26 239 592,32 236 947,38 223 722,66 210 497,95

Срок окупаемости, лет 8 8 8 8 8

Оценка экономической эффективности использования ВЭС в Усть-Камчатском районе

Для реализации проекта выбрана реновированная ветровая турбина Vestas V-47 с единичной мощностью 660 кВт. Планируется разместить 3 ветроустановки в пос. Усть-Камчатск (рис. 8). Срок службы реновированного ветроагрегата - 15 лет. Высота башни равна 40-60 м, диаметр ветрового колеса - 47 м, ометаемая площадь ветрового колеса - 1 735 м2. Контроль мощности осуществляется поворотом лопастей. Выходное напряжение составляет 690 В, частота - 50 Гц. В установке использован асинхронный генератор. Начальная рабочая скорость ветра составляет 3,5 м/с, скорость ветра для выхода на номинальную мощность - 16 м/с, максимальная рабочая скорость ветра - 20 м/с (рис. 6). При буревой скорости ветра происходит автоматическое торможение ветроколеса с поворотом лопастей «от ветра».

По данным НИЦ «Атмограф», ветроустановки компании «Vestas» по распространенности занимают первое место в мире.

Мощность, Гц

TTVl

600

UU /

*RJU /

300 /

200 t

TOO '

и 0 2 4 A 6 10 12 14 16 16 20

Скорость, м/с

Рис. 6. Зависимость мощности ветрогенератора Vestas V-47 от скорости ветра

Кроме того, предлагается следующая концепция: ветропарк работает параллельно с ДЭС, разгружая ее, причем тем больше, чем больше ветровые нагрузки (рис. 7).

Рис. 7. Схема параллельной работы ветропарка с ДЭС

Потенциальным партнером и поставщиком оборудования является НПО «Электросфера», выполняющая все работы «под ключ». Среднегодовая выработка электроэнергии на 1 кВт установленной мощности ветроагрегатов зависит от среднегодовой скорости ветра и различается в зависимости от районов Камчатки. Для пос. Усть-Камчатск она равна 2 200-3 000 кВт • ч/год. Следовательно, годовая выработка электроэнергии ветропарком с мощностью 1,98 МВт составит 4,356-5,94 млн кВт • ч. В будущем возможно увеличение мощности ветрового парка за счет установки дополнительных ветроагрегатов (табл. 5).

Рис. 8. Предполагаемое место размещения ветрового парка в пос. Усть-Камчатск

Таблица 5

Стоимость строительства ветропарка

№ Статья затрат Капитальные вложения, € Капитальные вложения, тыс. руб.

1 Стоимость оборудования на условиях FOB (Копенгаген, Дания) 1 185 000 41 475

2 Таможенная очистка (18% НДС, 5% пошлины) 272 550 9 539,25

3 Стоимость доставки до г. Петропавловск-Камчатский 177 750 6 221,25

4 Стоимость строительства фундаментов 177 750 6 221,25

5 Стоимость монтажных работ с арендой и доставкой крана 237 000 8 295

6 Ветровой мониторинг с обработкой данных НПО «Электросфера» 190 000 6 650

7 Техническое предложение НПО «Электросфера» 11 850 414,75

8 Проектирование НПО «Электросфера» 59 250 2 073,75

9 Стоимость строительства ЛЭП 90 000 3 150

ИТОГО 2 401 150 84 040,25

По данным НПО «Электросфера», срок поставки оборудования в порт Петропавловск-Камчатский составляет 24 недели со дня оформления заказа. Общая продолжительность запуска ветроустановки с момента начала монтажа не превышает 3-5 дней. На ввод в эксплуатацию всего ветрового парка необходимы капитальные вложения в сумме 84 040,25 тыс. руб.

В случае реализации проекта уменьшение выбросов углекислого газа в атмосферу составит:

минимум: МСО2 = 0,01 • 1 136,92 • 3,664 • 87(1 - 0,01) = 3 587,896 т/год;

максимум: МСО2 = 0,01 • 1 550,34 • 3,664 • 87(1 - 0,01) = 4 892,568 т/год.

Экономическая эффективность проекта определяется следующими показателями:

Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 67 825,18

Индекс доходности 1,807

Срок окупаемости недисконтированный, лет 5

Срок окупаемости дисконтированный, лет 7

Внутренняя норма доходности, % 26%

Расчет эффективности проекта приведен в табл. 6.

Таблица 6

Анализ чувствительности проекта

Оценка влияния изменения стоимости строительства на финансовые показатели проекта

Изменение стоимости строительства, % -20 -10 0 20 40

Внутренняя норма доходности, % 32 29 26 22 19

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 86 718,28 77 271,73 67 825,18 48 932,08 30 038,98

Срок окупаемости, лет 4 5 5 6 6

Оценка влияния изменения выработки электроэнергии на финансовые показатели проекта

Изменение выработки электроэнергии, % -40 -20 0 10 20

Внутренняя норма доходности, % 15 21 26 29 31

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 313,29 34 069,23 67 825,18 84 703,16 101 581,13

Срок окупаемости, лет 8 6 5 5 4

Оценка влияния изменения эксплуатационных затрат

Изменение эксплуатационных затрат, % -20 -10 0 50 100

Внутренняя норма доходности, % 26 26 26 26 26

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 68 269,58 68 047,38 67 825,18 66 714,18 65 603,18

Срок окупаемости, лет 5 5 5 5 5

Полученная точность расчетов позволяет избежать существенных временных (1,5-2,5 года) и финансовых (сотни тысяч у.е.) затрат на экспериментальные исследования ВЭП и повышение эффективности ВЭУ в рассмотренных местах Камчатской области.

В результате проведенной работы можно с уверенностью сказать, что использование ветровых энергетических установок в Камчатской области является экономически эффективным и выгодным.