Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Архив номеров >> Энергетика >> >> Архив номеров

Анонсы

13.02.18 Комитет Государственной Думы по энергетике проводит «круглый стол» на тему: «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования» подробнее >>>

13.02.18 Вице-президент НП "Энергоэффективный город" выступит с докладом о критериях отбора проектов для программы модернизации ТЭС на семинаре Некрасова подробнее >>>

12.02.18 29-30 марта 2018г. II Всероссийская специализированная научно-практическая конференция молодых специалистов «Современные технологии в энергетике» подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

20.02.18 Предиктивная (прогнозная) аналитика на производстве // статья подробнее >>>

16.02.18 Энергосервис: машина времени для денег // статья подробнее >>>

15.02.18 Сети LPWAN, как оптимальная среда для передачи данных IoT в энергетике // статья подробнее >>>

14.02.18 Выступление Александра Новака на заседании комитета по экономической политике Совета Федерации Российской Федерации // ВИДЕО подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 1 (51) за 2018 г

Скачать номер в формате pdf (3179 kБ)

Cнижения эмиссии СО2: развитие когенерации или строительство ВИЭ?



Рубрика: Энергетика
Автор: С.С. Белобородов

С.С. БелобородовС.С. Белобородов, вице-президент НП «Энергоэффективный город», г. Москва

Стоимость электрической энергии, с учетом климатических особенностей, является важным фактором конкурентоспособности российской экономики. Рост стоимости электроэнергии снижает конкурентоспособность наших предприятий.

Обсуждение экологических аспектов проектов, как правило, ведется без проведения комплексного анализа. В основном идет сравнение абсолютных значений ввода в промышленную эксплуатацию ветро- (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций в США, Китае и Германии без анализа специфики решаемых в зарубежных энергосистемах задач.

В журналах часто описывают успехи разных стран, которые грамотно используют свои климатические преимущества: солнечная электростанция в пустыне Сахара, ветропарк в открытом море у берегов Дании, и так далее. Мы с искренним уважением относимся к успехам этих стран. Но мы живем в России. В чем наши преимущества?

В данной статье не рассматриваются вопросы влияния ветро- и солнечной генерации на биосферу, а также экологические аспекты добычи лития, производства аккумуляторов, солнечных батарей и другое.

В данной статье выполнено сравнение эффективности энергосистем разных стран с энергосистемой Российской Федерации по вопросу выбросов СО2 с точки зрения структуры производства электрической энергии, коэффициента использования тепла топлива (КИТТ), коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ВИЭ, стоимости электроэнергии ВИЭ и стоимости электроэнергии для конечных покупателей, а также влияния приоритета загрузки ВИЭ на объем комбинированной выработки электроэнергии ТЭЦ.

 

Структура производства электрической энергии

Структура производства электрической энергии значительно отличается для разных стран. В табл. 1 представлена информация о производстве электроэнергии на угольных и газовых ТЭС, АЭС и ВИЭ. К объектам ВИЭ отнесены ГЭС, ВЭС и СЭС.

 

Табл. 1. Структура производства электрической энергии

2016 год

Угольные ТЭС, %

Газовые ТЭС, %

АЭС, %

ВИЭ*, %

Дания****

46

7,1

-

46,9

Германия**

43

8,5

14,7

33,8

Китай****

67,4

3,2

3,7

25,7

США**

31

34

20

15

Южная Корея**

39

25

31

5

Россия***

14,8

49,5

18,3

17,4

Примечание:

*включая ГЭС (ГАЭС), ВЭС, СЭС;

**источник: сайт НП Совет рынка, Зарубежная электроэнергетика;

***источник: Отчет о функционировании электроэнергетики за 2016 год (предварительный), Минэнерго РФ;

****«Key world energy statistics», IEA, 2017, http://www.iea.org/statistics

 

Из таблицы видно, что доля производства электрической энергии на ГЭС, СЭС, ВЭС в России выше, чем в США, и чуть ниже, чем в Китае. В абсолютном выражении в 2016 году в Германии было выработано 185 млрд кВтч на объектах ВИЭ, в России – 186,7 млрд кВтч.

На рис. 1 представлены значения коэффициента полезного использования тепла топлива для Германии, Китая, США, России и скандинавских стран. КИТТ тепловых электрических станций в Российской Федерации лучше, чем в Китае, США и Германии. Топливная эффективность российских станций уступает только эффективности электростанций в скандинавских странах.

Рис. 1

Рис. 1. КИИТ тепловых станций.
Источник: расчеты выполнены на основе данных по расходу топлива, выработки электрической и тепловой энергии электростанциями [1], [7].

Доля производства электрической энергии на угольных станциях составляет в Германии 43%, в Китае 67,4%, в США 31%, в Дании – около 46%, что значительно превышает долю угольных ТЭС в энергобалансе России равную 14,8%. На рис. 2 представлены значения КИТТ и электрического КПД угольных электростанций.

Рис. 2

Рис. 2. КИТТ и электрический КПД угольных электростанций.
Источник: расчеты выполнены на основе данных по расходу топлива, выработки электрической и тепловой энергии электростанциями [1].

Электрический КПД угольных электростанций в Дании, Швеции и Финляндии немного ниже значений в Германии, США и Китае, при этом коэффициент полезного использования тепла топлива почти в два раза выше, чем в Китае и США. Высокий КИТТ угольных электростанций определяется значительной долей когенерационной выработки электроэнергии в скандинавских странах.

На рис. 3 представлены значения КИТТ и электрического КПД газовых электростанций.

Рис. 3

Рис. 3. КИТТ и электрический КПД газовых электростанций.
Источник: расчеты выполнены на основе данных по расходу топлива, выработки электрической и тепловой энергии электростанциями [1].

 

Электрический КПД газовых электростанций в Дании, Швеции и Финляндии значительно ниже значений в Германии и США, и примерно равен показателям в Китае, при этом коэффициент полезного использования тепла топлива значительно больше, чем в Китае, США и Германии. КИТТ газовых электростанций в скандинавских странах значительно выше, чем у угольных электростанций, их величина характерна для работы газовых электростанций исключительно в режиме когенерации.

Когенерация в России в 2011 году составила около 28% [2]. В США и Германии преобладает раздельное производство электрической энергии и тепла. Известно, что при комбинированной выработке электрической энергии и тепла повышается топливная эффективность, снижается количество используемого топлива, и как следствие снижается количество выбросов вредных веществ.

Необходимо сравнивать выбросы вредных веществ при одинаковых условиях. Расход топлива и выбросы вредных веществ необходимо распределять пропорциально количеству топлива, отнесенного на выработку электрической или тепловой энергии. К сожалению, в большинстве случаев сравнивается исключительно производство электрической энергии, а производство тепла остается за рамками анализа.

Оценим количество выбросов СО2 для Германии, Дании, Китая, США, Южной Кореи, России, а также средние показатели в мире. Средние значения удельных выбросов СО2 для угольных технологий составляет 960 гСО2/кВтч, а для газовых 450 гСО2/кВтч [3]. Оценка для каждой страны проведена с учетом структуры топливного баланса, топливной эффективности электростанций, доли когенерации в балансе электрической энергии. Для сравнения стран использовались удельные значения выбросов СО2, определяемые делением общего количества выбросов на весь объем производства электрической энергии в стране на электростанциях всех типов, включая объекты ВИЭ. Результаты расчетов представлены на рис. 4.

Рис. 4

Рис. 4. Сравнение удельнх значений выброса углекислого газа (СО2) на выработку электрической энергии.

 

Проведенная оценка эмиссии СО2 показала, что наилучшие показатели из рассматриваемых стран имеют Дания и Российская Федерация – около 300 гСО2/кВтч. Показатели Германии и США превышают 400 гСО2/кВтч, а у Китая больше 600 гСО2/кВтч. Среднее значение в мире оценивается в 520 гСО2/кВтч. Более точные оценки можно получить, обладая фактическиеми значениями эмиссии СО2 для каждой электростанции. Чем ниже доля угольной генерации и больше доля когенерации в энергобалансе страны, тем ниже эмиссия СО2.

Таким образом, более высокий электрический КПД тепловой генерации не является гарантией низкой эмиссии СО2. Основным направлением снижения эмиссии СО2 должно быть увеличение КИТТ электростанций в результате роста доли теплофикационной выработки в энергетическом балансе Российской Федерации.

К снижению эмиссии СО2 приводит снижение доли угольной генерации. За последние годы произошло снижение эмиссии СО2 в электроэнергетике США. На рис. 5 представлена динамика изменения производства электрической энергии на угле и природном газе за период с 2005 года по 2015 год в США.

Рис. 5

Рис. 5. Доля выработки электрической энергии в США на угле и природном газе. Источник [8].

 

Снижние производства электрической энергии на угольных станциях в основном компенсируется увеличеснием производства электроэнергии на газовых станциях. Основной вклад в снижение выбросов СО2 в США вносит замена угольной генерации на газовую.

Таким образом, электроэнергетика Российской Федерации является одним из мировых лидеров в вопросах снижения эмиссии СО2, значительно опережая США, Германию и Китай.

 

КИУМ ветро- и солнечной генерации в энергосистеме России

Развитие ВИЭ в Российской Федерации определяется оплатой специальных (повышенных) тарифов на электрическую энергию (мощность) в соответствии с Постановлением Павительства РФ № 449 от 28.05.2013 «О механизме стимулирования использования ВИЭ на оптовом рынке электрической энергии и мощности» и «Правилами определения цены на мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии».

Постановлением определены эталонные значения КИУМ для ВЭС и СЭС в 27% и 14% соответственно. В табл. 2 приведены значения фактических КИУМ ветровой и солнечной генерации в ЕЭС России за период с 2015 года по 2017 год.

Табл. 2. Коэффициент использования установленной мощности электростанций ЕЭС России

Тип станции

год

КИУМ, %

I квартал

II квартал

III квартал

IV квартал

 

ВЭС

2015

 

6,35

4,99

9,97

2016

6,72

5,52

3,45

5,29

2017

17,53

10,3

 

 

 

СЭС

2015

-

23,81

22,64

19,93

2016

8,14

20,77

18,85

5,51

2017

10,99

20,32

 

 

Источник: Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС РФ за 1-4 кварталы 2016 года и 1-2 кварталы 2017 года, СО ЕЭС.

 

КИУМ ВЭС в 2016 году составил чуть более 5%, КИУМ СЭС – около 13,5%. Фактические данные КИУМ ВЭС и СЭС за 1 и 2 кварталы 2017 года немного лучше, чем аналогичные данные за 1 и 2 кварталы 2016 года. В 2016 году фактический КИУМ ВЭС были почти в пять раз ниже эталонного значения, а КИУМ СЭС соответствовал эталонному значению.

В табл. 3 приведены значения фактических КИУМ ветровой генерации в разрезе ОЭС за период с 2015 года по 2017 год.

 

Табл. 3. Коэффициент использования установленной мощности ВЭС̆ в разрезе ОЭС

ОЭС

год

КИУМ ВЭС, %

I квартал

II квартал

III квартал

IV квартал

 

Урала

2015

-

-

-

6,18

2016

6,24

5,49

4,10

4,26

2017

5,05

5,07

 

 

 

Северо-Запада

2015

4,32

5,18

3,42

4,27

2016

4,32

2,48

1,29

3,27

2017

2,27

1,72

 

 

 

Юга

2015

27,47

10,77

10,66

21,31

2016

10,77

10,29

6,41

9,11

2017

18,70

10,92

 

 

Источник: Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС РФ за 1 - 4 кварталы 2016 года и 1 - 2 кварталы 2017 года, СО ЕЭС.

 

Фактический КИУМ ВЭС в 2016 году составил в ОЭС Урала чуть более 5%, в ОЭС Северо-Запада – 2,2%, в ОЭС Юга – 9,3%. Фактические данные КИУМ ВЭС в ОЭС Северо-Запада за 1 и 2 кварталы 2017 года хуже аналогичных за 1 и 2 кварталы 2016 года. В 2016 году фактический КИУМ ВЭС во всех ОЭС не соответствовал эталонному значению.

В таблице 4 приведены значения фактических КИУМ солнечной генерации в разрезе ОЭС за период с 2015 года по 2017 год.

 

Таблица 4. Коэффициент использования установленной мощности СЭС̆ в разрезе ОЭС

ОЭС

год

КИУМ CЭС, %

I квартал

II квартал

III квартал

IV квартал

 

Урала

2015

-

-

-

-

2016

8,34

20,06

18,72

4,83

2017

10,93

19,41

 

 

 

Юга

2015

-

-

-

-

2016

-

-

-

-

2017

10,76

20,46

 

 

 

Сибири

2015

-

23,81

22,64

11,78

2016

7,53

22,89

19,21

7,07

2017

14,56

22,69

 

 

Источник: Анализ показателей балансов электрической энергии и мощности ЕЭС РФ за 1-4 кварталы 2016 года и 1-2 кварталы 2017 года, СО ЕЭС.

 

Фактический КИУМ СЭС в 2016 году составил в ОЭС Урала – 13%, в ОЭС Сибири – 14,1%. В 2016 году фактический КИУМ СЭС в разрезе ОЭС соответствовал эталонному значению.

Постановление Правительства РФ № 449 предусматривает штрафные санкции для случаев несоответствия фактического КИУМ эталонному значению. Штрафные коэффициенты при оплате электрической мощности ВЭС и СЭС приведены в табл. 5.

 

Табл. 5. Невыполнение требований минимального КИУМ за предшествующий год

Технология

Эталонный КИУМ

Фактический КИУМ

Штрафной коэффициент

%

%

 

СЭС

 

14

КИУМ < 7%

0

7% < КИУМ < 10,5%

0,8

КИУМ > 10,5%

1

 

ВЭС

 

27

КИУМ < 13,5%

0

13,5% < КИУМ < 21,6%

0,8

КИУМ > 21,6%

1

МГЭС

 

38

КИУМ < 19%

0

19% < КИУМ < 30,4%

0,8

КИУМ > 30,4%

1

 

Если фактический КИУМ ВИЭ ниже 50% соответствующего эталонного значения, то электрическая мощность электростанции не оплачивается. Если фактический КИУМ ВИЭ выше 50% и ниже 75% соответствующего эталонного значения, то электрическая мощность электростанции оплачивается с коэффициентом 0,8. Если фактический КИУМ ВИЭ выше 75% соответствующего эталонного значения, то электрическая мощность электростанции оплачивается полностью.

Фактический КИУМ ВЭС в 2016 году ниже 13,5% (50% эталонного КИУМ), что соответствует штрафному коэффициенту 0. Фактический КИУМ CЭС в 2016 году выше 10,5% (75% эталонного КИУМ), что соответствует штрафному коэффициенту 1.

В 2016 год фактический КИУМ ВЭС в Германии составил 17-18% (для материковой генерации), в Европе в среднем 24% материковый и 41% офшорный (морской), в США 34%, в Китае 19,9% [4].

Таким образом, фактический КИУМ ВЭС в Российской Федерации в 2015 и 2016 годах в 3 раза хуже, чем в Германии, в 5 раз хуже, чем в среднем по Европе по материковым ВЭС, в 7 раз хуже, чем в США, в 8 раз хуже, чем у офшорных ВЭС в Европе.

 

Стоимость электроэнергии

Критики «медленного» внедрения объектов ветро- и солнечной генерации в Российской Федерации почему-то не рассматривают вопрос стоимости электрической энергии объектов ВИЭ в нашей стране в сравнении с аналогичными показателями за рубежом, и не учитывают ни платежеспособный спрос, ни структуру оплаты специальных тарифов «зеленой» генерации, ни покупательную способность населения.

Электрическая энергия, вырабатываемая на объектах ВИЭ в Российской Федерации, оплачивается по двухставочному тарифу, тогда как в большинстве стран мира оплата взимается по одноставочному тарифу.

Стоимость электроэнергии ВИЭ:

Стоимость электрической энергии, вырабатываемой солнечными электростанциями с установленной мощностью от 5 до 10 МВт в Германии, Дании, и США, ниже 6 центов за кВтч. Таким образом, стоимость электрической энергии, вырабатываемой солнечными электростанциями, в этих странах не превышает 3,8 руб./кВтч по курсу 2017 года и 2,6 руб./кВтч по курсу 2014 года.

Предельное значение стоимости электрической энергии, вырабатываемой ветровыми электростанциями, в Германии, составляет 7 евроцентов за кВтч, а фактическая стоимость меньше 5 евроцентов за кВтч. Таким образом, стоимость электрической энергии, вырабатываемой ветровыми электростанциями, не превышает 3-3,5 руб./кВтч по курсу 2017 года и 2-2,5 руб./кВтч до девальвации рубля по курсу 2014 года.

Одноставочный тариф на электрическую энергию в значительной степени зависит от КИУМ генерации. Офшорные ВЭС могут иметь КИУМ более 40%, континентальные ВЭС – 12-19%. В Российской Федерации по данным СО ЕЭС КИУМ ВЭС за 2016 год составил чуть более 5%.

В табл. 6 представлены величины удельных эксплуатационных затрат на 2012 год для объектов ВИЭ, установленные в соответствии с Постановлением Правительства РФ.

 

Табл. 6. Удельные эксплуатационные затраты на 2012 год для объектов ВИЭ

Тип генерации

Величина удельных эксплуатационных затрат в 2012 году, тыс. руб./МВт в месяц

Солнечная генерация

170

Ветровая генерация

118

Гидрогенерация

100

 

Постановлением предусмотрена индексация в соответствии в индексом потребительских цен, учет изменения установленных ЦБ РФ курсов иностранных валют по отношению к рублю, а также учет изменения в доходности государственных долгосрочных облигаций.

Величина удельных эксплуатационных затрат генерирующих объектов, функционирующих на основе использования отходов, принята для 2020 года на уровне 741 тыс. руб. на 1 МВт в месяц с последующей индексацией в соответствии с индексом потребительских цен.

На рис. 6 представлено сравнение динамики эксплуатационных затрат ВЭС и СЭС со стоимостью электрической мощности, полученной по результатам проведения конкурентного отбора мощности (КОМ) в первой ценовой зоне. Первая ценовая зона включает европейскую часть РФ и Урал.

 

Рис. 6

Рис. 6. Сравнение результатов КОМ Первая ценовая зона (ЗСП Центр) и величины эксплуатационных расходов ВЭС и СЭС. Источник: отчеты СО ЕЭС РФ о результатах КОМ.

 

В 2017 году стоимость электрической мощности, полученной по результатам проведения КОМ в первой ценовой зоне, ниже подлежащей оплате величины эксплуатационных затрат ВЭС на 36% и ниже величины эксплуатационных затрат СЭС на 55%. Стоит отметить, что КИУМ тепловой генерации в 2016 году составил 46,6% в отличие от 5,25% КИУМ ВЭС и 13,13% КИУМ СЭС.

Перераспределение финансовых ресурсов в пользу ВИЭ приводит к недофинансированию существующей тепловой генерации, обеспечивающей надежность электро- и теплоснабжения потребителей, а также ведение режимов в ЕЭС России.

Таким образом, стоимость электрической энергии, вырабатываемой на объектах ВИЭ, в Российской Федерации значительно выше (в 2-4 раза), чем за рубежом.

 

Цена электроэнергии для потребителей:

Если потребитель не может повлиять на стоимость электроэнергии на рынке, то он «голосует ногами». В результате роста стоимости электрической энергии из-за оплаты «зеленой» генерации к 2014 году 16% промышленных потребителей Германии перешло на автономные источники энергоснабжения и отключилось от электрической сети. Возникли проблемы с ведением электрических режимов, поэтому «зеленую» генерацию в настоящее время оплачивают потребители, которые на данный момент не могут отключиться от единой энергосистемы – население и малый бизнес. Величина целевого взноса на развитие ВИЭ в Германии составила 6,88 евроцентов/кВтч в 2017 году [5].

На рис. 7 представлена стоимость электрической энергии в 2014 и 2016 годах для населения в европейских странах.

Рис. 8

Рис. 7. Стоимость электрической энергии в 2014 и 2016 годах для домохозяйств с годовым потреблением от 2500 до 5000 кВтч. Источник: Eurostat, Electricity prices for household consumers - bi-annual data (from 2007 onwards) [nrg_pc_204]

 

Крупные потребители не оплачивают «зеленый» тариф (налог). В Германии для крупных потребителей с потреблением от 70-150 млн кВтч в год предусмотрены значительные вычеты. В табл. 7 представлен расчет потребляемой электрической мощности для промышленных предприятий с потреблением 70 млн кВтч и 150 млн кВтч в год, работающих в одну, две и три смены.

 

Табл. 7. Потребляемая электрическая мощность для промышленных предприятий

Потребление электроэнергии, млн кВтч

Потребляемая электрическая мощность, МВт

3-х сменный режим работы без выходных

2-х сменный режим работы без выходных

1 сменный режим работы с двумя выходными

70

8,0

12,1

17,3

150

17,1

25,9

37,1

 

Таким образом, потребление электрической энергии 70-150 млн кВтч в год в зависимости от графика работы предприятия соответствует установленной мощности в диапазоне 8-40 МВт. Данному диапазону мощности соответствуют серийно выпускаемые ГТУ, способные обеспечить работу предприятия в изолированном от энергосистемы режиме. С целью снижения рисков ухода потребителей от энергосистемы, ценообразование для данных потребителей предполагает значительные вычеты. Средняя цена электроэнергии в Германии для таких потребителей по итогам первого полугодия 2016 года составила 7,96 евроцента/кВтч (5,6 руб./кВтч по курсу 2017 года и 3,8 руб./кВтч по курсу 2014 года).

В табл. 8 представлена стоимость электрической энергии для «расчетного» крупного потребителя (100 млн кВтч в год), имеющего право на все вычеты [6].

 

Табл. 8. Стоимость электроэнергии в Германии для «расчетного» крупного потребителя

Год

Стоимость электроэнергии в Германии для «расчетного» крупного потребителя (100 млн кВтч в год), имеющего право на все вычеты

 

евроцента/кВтч

руб./кВтч (по курсу 2017 года)

руб./кВтч (по курсу 2014 года)

2016

3,4 – 4,0

2,4 – 2,8

1,6 – 1,9

2015

4,0 – 4,5

2,8 – 3,2

1,9 – 2,2

2014

4,2 – 4,7

2,9 – 3,3

2,0 – 2,3

 

На рис. 8 представлена стоимость электрической энергии для населения, промышленных и коммерческих потребителей в США за период с 2005 года по 2015 год.

Рис. 8

Рис. 8. Средняя цена электрической энергии для потребителей США. Источник [9].

 

В табл. 9 представлена стоимость электрической энергии для промышленности в США, переведенная в рубли по курсу 2017 года и курсу 2014 года.

 

Табл. 9. Стоимость электрической энергии для промышленности в США

Год

Стоимость электроэнергии для промышленности в США

 

цента/кВтч

руб./кВтч (по курсу 2017 года)

руб./кВтч (по курсу 2014 года)

2015

6,91

4,2

2,4

2014

7,10

4,3

2,5

2013

6,89

4,1

2,4

 

Оценка стоимости электрической энергии в Российской Федерации для промышленных потребителей третьей – шестой ценовых категорий, работающих в две смены, с потреблением электрической мощности от 670 кВт до 10 МВт и не менее 10 МВт, выполненая на прогнозных значениях [10], показала, что:

 

Таким образом, стоимость электрической энергии для промышленных потребителей в Российской Федерации выше, чем за рубежом, а потребление из-за климатических условий больше. Следовательно, с точки зрения затрат на электрическую энергию наша промышленность проигрывает конкуренцию.

Стоимость электрической энергии для населения в Российской Федерации значительно ниже, чем зарубежом, но и платежеспособность населения также значительно ниже. Население не может оплачивать высокую стоимость «зеленой» генерации.

Основным постулатом рыночной экономики является зависимость спроса от цены. Чем выше стоимость изделия, тем ниже спрос. Абсолютно рыночное поведение российских потребителей почему-то вызывает недовольство значительного числа людей, почему-то называющих себя «рыночниками».

Если ли бы цена электроэнергии, выработанной на ВИЭ в Германии, в Китае или в США, соответствовала российской цене, какое будущее было бы у ВИЭ в этих странах?

 

Выдавливание из баланса теплофикационной выработки ТЭЦ

Потребление и генерация электрической энергии происходит одномоментно. Дисбаланс потребления и производства электрической энергии приводит к аварийным ситуациям в энергосистеме.

Активное строительство при наличии приоритета по загрузке приводит к росту производства электроэнергии на ВИЭ, в свою очередь снижается объем производства электрической энергии на тепловой и атомной генерации. Из баланса выдавливается теплофикационная выработка ТЭЦ.

Законы физики одинаково действуют в энергосистемах всех стран. Поэтому проблема с выдавливанием из баланса эффективной тепловой генерации является не только российской. В Германии, например, ПГУ с электрическим КПД энергоблоков около 60% и меньшей стоимостью электрической энергии, чем у ВИЭ, из-за приоритета «зеленой» генерации по загрузке фактически не работает. Вывести электростанцию из эксплуатации невозможно по соображениям системной надежности.

Дополнительным фактором, влияющим на снижение объема производства электрической энергии на ТЭЦ, является необходимость резервирования выработки ВИЭ. Требуется дополнительный регулировочный диапазон в энергосистеме.

Происходит рост производства тепловой энергии на котельных, что приводит к росту стоимости тепловой энергии в результате раздельной выработки электрической и тепловой энергии, а также к росту выбросов вредных веществ, в том числе СО2.

Таким образом, в дополнение к росту стоимости электрической энергии в результате высокой стоимости электроэнергии ВИЭ, происходит снижение эффективности производства электрической и тепловой энергии, что в свою очередь приводит к росту стоимости тепловой энергии для конечных потребителей и к росту выбросов вредных веществ.

Игнорирование физических законов, ради соответствования модным тенденциям, приводит к проблемам в электроэнергетике.

В Китае принято решение о прекращении строительства ВИЭ в районах, где потери электроэнергии в сетях превышают 10%. Активное строительство ВЭС и СЭС без проведения системного анализа привело к ситуации, когда значительная часть произведенной электроэнергии теряется в электрических сетях. Доля выработки электроэнергии ВЭС и СЭС в энергобалансе Китая в 2016 году составила всего 5,3% (СЭС – 1,1%, ВЭС – 4,2%), а уже возникли серьезные проблемы в электрических сетях и введено ограничение на строительство новой генерации.

 

Экологические вопросы и перспективы ВИЭ в России

Внедрение ВИЭ не должно вредить конкурентоспособности российской экономики. Развитие ВИЭ необходимо проводить с учетом климатических, технических и экономических особенностей Российской Федерации.

Существует мнение, что плата за ВИЭ – это плата за членство в клубе «цивилизованных» стран. Мы готовы платить, но не в ущерб собственной экономике. Целесообразно начать после того как «цивилизованные» страны снизят свои удельные значения выбросов СО2 в электроэнергетике до уровня, достигнутого в Российской Федерации.

Целевым направлением снижения выбросов СО2 в Российской Федерации на ближайшие годы должно являться увеличение доли когенерации в балансе электрической энергии, а также улучшение качества ведения электрических режимов в энергосистеме [7].

Для развития ВИЭ в России необходимо значительно (в разы) снизить стоимость производства электрической энергии «зеленой» генерацией.

Развитие ВИЭ в России целесообразно обеспечивать в первую очередь в изолированных энергорайонах при наличии технической и экономической целесообразности.

Строительство ограниченного числа объектов ВИЭ может быть выполнено в рамках научно-исследовательких и конструкторских работ.

В России достаточно вопросов в области экологии, которые требуют незамедлительного решения. Финансовые ресурсы в первую очередь должны быть направлены на улучшение экологической ситуации в промышленных городах и населенных пунктах с целью выполнения конституционных норм по охране жизни и здоровья российских граждан.

 

Выводы

  1. Сектор электроэнергетики Российской Федерации является одним из мировых лидеров в вопросах снижения выбросов СО2. Удельные выбросы СО2 на выработку электрической энергии (г СО2/кВтч) в целом по энергосистеме РФ ниже, чем в США, Германии, Китае, значительно ниже среднемировых значений, и соответствуют Дании.
  2. Успешное внедрение ВИЭ происходит только в странах, где учитываются индивидуальные климатические особенности.
  3. Стоимость электрической энергии ВИЭ в Российской Федерации в разы превышает стоимость электроэнергии ВИЭ зарубежом.
  4. КИУМ ВИЭ в РФ значительно ниже, чем зарубежом.
  5. Стоимость электроэнергии для промышленных предприятий в России выше, чем за границей. Завышенные «зеленые» тарифы делают нашу промышленность не конкурентоспособной.
  6. В результате резервирования выработки ВИЭ ухудшаются режимы работы тепловой генерации, из баланса выдавливается теплофикационная выработка ТЭЦ.
  7. Непродуманное внедрение ВИЭ приводит к росту:
    • цены электрической энергии;
    • цены электрической мощности;
    • цены тепловой энергии;
    • выбросов вредных веществ.
  8. Рост стоимости тепловой энергии для конечных потребителей при низком платежеспособном спросе населения приводит к социальной нестабильности.
  9. Финансовые ресурсы в первую очередь должны быть направлены на улучшение экологической ситуации в промышленных городах и населенных пунктах с целью выполнения конституционных норм по охране жизни и здоровья российских граждан.

 

 Литература:

1.

Charlotte Hussy, Erick Klaassen, Joris Koornneef, Fabian Wigand

International comparison of fossil power efficiency and CO2 intensity – Update 2014. Final report, ECOFYS, 2014

2.

Кравченко В.М.

«Текущее состояние отрасли теплоснабжения», доклад Минэнерго России, март 2016 года, Москва.

3.

Гречухина И.А.

«Экономические механизмы развития возобновляемой энергетики», диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук, МГУ имени М.В.Ломоносова, 2016.

4.

Сидорович В. А.

«КИУМ в ветроэнергетике: все выше и выше», сайт RenEn, 19.02.2017

5.

 

«EEG Umlage pro kWh in Deutschland”, EEG Umlage, Strompreise, 2017, Strom-report.DE,

6.

Сидорович В. А.

«Цены на электроэнергию в Германии достигли пика (или дна?)», сайт RenEn, 20.02.2017

 7.

Белобородов С.С.

«Пути решения вопросов повышения эффективности системы централизованного теплоснабжения, снижения стоимости электрической и тепловой энергии, сохранения ТЭЦ», Новости теплоснабжения, №8, 2015, стр. 11-14

8

 

U.S. Energy Information Administration, Form EIA-923, Power Plant Operations Report; U.S. Energy Information Administration, Form EIA-906, Power Plant Report; U.S. Energy Information Administration, Form EIA-920 Combined Heat and Power Plant Report; and predecessor forms.

 

9

 

U.S. Energy Information Administration, Form EIA-826, Monthly Electric Sales and Revenue Report with State Distributions Report; Form EIA-861, Annual Electric Power Industry Report; and Form EIA-861S, Annual Electric Power Industry Report (Short Form).

10

 

сайт: Мосэнергосбыт/Юридическим лицам/Тарифы и цены/ Прогноз предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), поставляемую ПАО "Мосэнергосбыт" во 2-ом полугодии 2017 г.

 

Все статьи рубрики Энергетика

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47), №2 (48), №3 (49), №4 (50),

Выпуски за 2018 год: №1 (51) .

Статьи по темам

Энергетика (8) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (20) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (5) ,
Энергоменеджмент (4) ,
Энергоэффективные здания (0) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (129) ,
Теплоснабжение (68) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (45) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (41) ,
Новые технологии (45) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2018
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее