АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ

ECONOMKAL ASPECTS

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

ECONOMICAL ANALYSIS IN RENEWABLE ENERGY

УДК 621.311

АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

О.В. Марченко, С.В. Соломин

Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН ул. Лермонтова, 130, Иркутск, 664033, Россия Тел.: (3952) 42-88-61; факс (3952) 42-67-96 e-mail: marchenko@isem.sei.irk.ru; solomin@isem.sei.irk.ru

Проведен анализ экономической эффективности применения возобновляемых источников энергии в автономных энергосистемах в зависимости от уровней нагрузки, цены органического топлива, климатических и метеорологических условий.

THE ANALYSIS OF ECONOMIC EFFECTIVENESS OF RENEWABLE ENERGY SOURCES IN DECENTRALIZED ENERGY SYSTEMS

O.V. Marchenko, S.V. Solomin

L.A. Melentiev Energy Systems Institute, SB RAS 130 Lermontov str., Irkutsk, 664033, Russia Tel.: (3952) 42-88-61; fax: (3952) 42-67-96 e-mail: marchenko@isem.sei.irk.ru; solomin@isem.sei.irk.ru

Economic efficiency of renewable energy sources application in autonomous energy systems is analyzed depending of load levels, organic fuel cost and climate characteristics.

Олег Владимирович Марченко

Сведения об авторе: канд. техн. наук, ведущий научный сотрудник Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, доцент Иркутского гос. университета.

Образование: инженер-физик, в 1976 г. окончил Московский инженерно-физический институт (МИФИ).

Профессиональный опыт: с 1975 г. работал в Сухумском физико-техническом институте, с 1992 г. - в ИСЭМ СО РАН.

Область научных интересов: оценка экономической эффективности энергетических технологий, математическое моделирование систем с возобновляемыми источниками энергии, исследования долгосрочных перспектив развития мировой энергетики.

Публикации: автор и соавтор 8 монографий и более 120 научных статей в отечественных и зарубежных журналах.

Сергей Владимирович Соломин

Сведения об авторе: канд. техн. наук, старший научный сотрудник ИСЭМ СО РАН. Образование: инженер-электрик, в 1986 г. окончил Иркутский политехнический институт. Профессиональный опыт: с 1986 г. работал в Отделе автоматизации и технической физики Иркутского научного центра СО РАН, с 1995 г. - в ИСЭМ СО РАН.

Область научных интересов: оценка экономической эффективности возобновляемых источников энергии, моделирование и анализ перспектив развития мировой энергетической системы.

Публикации: автор и соавтор 5 монографий и более 70 научных статей.

78

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 5 (73) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

I S lJ

£2 Ш

Введение

Зоны децентрализованного энергоснабжения охватывают большую часть территории России. Они расположены на Крайнем Севере европейской и азиатской частей страны, в Сибири и на Дальнем Востоке, а также в некоторых центральных и южных районах европейской части страны [1, 2].

В децентрализованных энергосистемах используется, как правило, дорогое (вследствие необходимости его транспортировки) органическое топливо. В связи с этим становится актуальной задача использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для повышения экономичности энергоснабжения в этих районах.

Для оценки конкурентоспособности ВИЭ необходимо сравнить стоимость производимой ими энергии со стоимостью энергии конкурирующих источников энергии. В связи с тем, что многие ВИЭ работают в неуправляемом режиме и требуют дублирования их мощности, стоимость вырабатываемой ими энергии следует сравнивать с топливной составляющей стоимости энергии энергоисточника на органическом топливе [2]. Более точный расчет с учетом системных эффектов, обусловленных стохастическим режимом работы ВИЭ, использующих энергию ветра, солнца и малых рек, позволяет определить, какое именно количество ВИЭ требуется ввести в систему (при сохранении дублирующих источников энергии на органическом топливе) и какой это даст экономический эффект [3].

В настоящей работе рассматриваются следующие варианты использования ВИЭ: газогенераторные электростанции на древесном топливе (ГГЭС), малые ГЭС (МГЭС), ветроэлектрические станции (ВЭС), солнечные (фотоэлектрические) электростанции (СЭС) и системы солнечного теплоснабжения (ССТ). Конкурирующими альтернативными энергоисточниками являются дизельные электростанции (ДЭС), газодизельные электростанции (ГДЭС) и котельные на угле и мазуте.

Стоимость энергии

Стоимость энергии (удельные затраты или минимальную цену, при которой проект строительства и эксплуатации энергоисточника экономически эффективен) можно представить в виде [2, 4]

Я = —— ( + 8) +-^т" ,

СЕ■ Ну ' 8,15-103 п

где к - удельные капиталовложения, и8$/кВт; СЕ - коэффициент использования установленной мощности (КИУМ); Н = 8760 ч/год; Е = ст /(1 - е-т) -коэффициент возврата капитала; а = 1п(1 + й); й -годовая норма дисконта; т - срок службы энергоисточника, лет; 5 - ежегодные условно-постоянные

издержки (доля от капиталовложений); р - цена топлива, и8$/т у.т.; п - КПД.

Последнее слагаемое в формуле представляет собой топливную составляющую стоимости энергии. Для энергоисточников, использующих энергию ветра, солнца или рек, цена топлива р = 0, а значение коэффициента использования установленной мощности существенно зависит от метеорологических факторов [3, 5-8].

Исходные данные для расчетов

При формировании расчетных вариантов ставилась задача учета разнообразия условий работы ВИЭ при минимальном количестве рассматриваемых пунктов. На территории России выделены три условных региона (юг, средняя полоса, север) с характерными для них значениями числа часов использования максимума нагрузки и цен органического топлива.

Рассмотрены благоприятные (вариант А) и неблагоприятные (вариант В) условия для ВИЭ в пределах данного региона. Варианты различаются как технико-экономическими показателями энергоисточников, так и величиной годового числа часов использования установленной мощности, зависящей от климатических и метеорологических условий (приход солнечной радиации, скорость ветра, температура и др.), а также ценой древесного топлива (в варианте А цена топлива ГГЭС соответствует сценарию низких цен, в варианте В - высоких).

Принято, что годовой приход солнечной радиации на юге составляет 1200-1300 кВтч/м2 (условия Краснодарского края), в средней полосе - 10001100 кВт ч/м2 (условия Московской области), на севере - 800-900 кВтч/м2 (условия Крайнего Севера, 70° с. ш.) [9]. Средняя многолетняя скорость ветра на юге изменяется в интервале 5-6 м/с, в средней полосе - 3-4 м/с, на севере - 6-7 м/с (границы интервалов соответствуют вариантам В и А) [10].

Рассматривались малые ГЭС с минимальным воздействием на окружающую среду (бесплотинные деривационные). Такие МГЭС, как правило, не могут работать в холодный период года вследствие пере-мерзания малых рек. Даже в южных районах России в зимнее время использование напорных трубопроводов может оказаться невозможным [11]. В расчетах принято, что на юге МГЭС не работают в течение 2 месяцев (декабрь, январь), в средней полосе -4 месяца (ноябрь-февраль), на севере - 6 месяцев (октябрь-март).

В табл. 1 приведены принятые в расчетах технико-экономические показатели ВИЭ и конкурирующих энергоисточников на органическом топливе. Они зависят от единичной мощности установок, которая определяется нагрузкой потребителей. В настоящей работе рассматривались три группы потребителей (1, 2 и 3) с максимальной электрической

■ J

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 5 (73) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009

79

нагрузкой 25, 250 и 2500 кВт и тепловой нагрузкой 50, 500 и 5000 кВт соответственно.

Для выбранных регионов сформированы три сценария цен органического топлива в районах децен-

трализованного энергоснабжения (табл. 2). Это позволяет проанализировать внешние условия для оценки конкурентоспособности ВИЭ в максимально широком диапазоне.

Таблица 1 Table 1

Технико-экономические показатели энергоисточников Technical and economic characteristics of energy sources

Энергоисточник к, USS/кВт S, % П, % T, лет

1 2 3 1 2 3 1 2 3

ДЭС 500 350 320 7 5 5 32 34 35 10

ГДЭС 650 450 370 5 5 5 35 36 37 10

Котельная на угле 450 300 225 5 5 5 75 75 75 30

Котельная на мазуте 300 200 150 5 5 5 80 80 80 30

ГГЭС 2200 1200 1000 10 10 10 20 20 22 10

МГЭС 4000 2500 1800 3 3 3 90 90 90 30

ВЭС 2500 1800 1300 3 3 3 35 32 30 20

СЭС 9000 8750 8500 2 2 2 14 14 14 25

СЭС* 4200 4100 4000 3 3 3 30 30 30 30

ССТ 600 500 480 2 2 2 50 50 50 20

ССТ* 500 420 400 2 2 2 60 60 60 25

Примечание: * - перспективные (2020-2025 гг.) технико-экономические показатели.

Таблица 2

Цена топлива, USS/т у. т.

Table 2

Fuel price, US$/tce

Регион Топливо

дизельное газ уголь мазут дрова

Сценарий низких цен

Юг 400 70 25 140 30

Средняя полоса 350 75 25 120 50

Север 600 90 30 200 40

Сценарий средних цен

Юг 650 140 40 230 50

Средняя полоса 600 130 40 210 70

Север 850 160 50 300 60

Сценарий высоких цен

Юг 900 200 70 320 80

Средняя полоса 850 190 70 300 100

Север 1100 220 80 400 90

Расчеты стоимости энергии проводились при норме дисконта ё = 10%.

80

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 5 (73) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

г |

^¿AiLSlS

Результаты расчетов и их анализ новленной мощности приведены в табл. 3. В табл. 4

представлены расчетные значения топливной со-Найденные в зависимости от типов потребителей, ставляющей, а в табл. 5 - значения полной стоимо-а также климатических и метеорологических усло- сти энергии энергоисточников на органическом топ-вий значения коэффициентов использования уста- ливе для указанных регионов и групп потребителей.

Таблица 3

Расчетные значения коэффициентов использования установленной мощности

Table 3

Calculated values of capacity factors

Энергоисточник Вариант А (благоприятный для ВИЭ) Вариант B (неблагоприятный для ВИЭ)

Группа потребителей

1 2 3 1 2 3

Юг

ДЭС 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54

ГДЭС 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54

Котельная на угле 0,42 0,44 0,46 0,42 0,44 0,46

Котельная на мазуте 0,42 0,44 0,46 0,42 0,44 0,46

ГГЭС 0,70 0,70 0,70 0,50 0,50 0,50

МГЭС 0,70 0,70 0,70 0,60 0,60 0,60

ВЭС 0,36 0,42 0,45 0,27 0,32 0,35

СЭС 0,17 0,17 0,17 0,15 0,15 0,15

ССТ 0,15 0,15 0,15 0,14 0,14 0,14

Средняя полоса

ДЭС 0,37 0,45 0,57 0,37 0,45 0,57

ГДЭС 0,37 0,45 0,57 0,37 0,45 0,57

Котельная на угле 0,54 0,56 0,58 0,54 0,56 0,58

Котельная на мазуте 0,54 0,56 0,58 0,54 0,56 0,58

ГГЭС 0,70 0,70 0,70 0,50 0,50 0,50

МГЭС 0,60 0,60 0,60 0,50 0,50 0,50

ВЭС 0,17 0,21 0,24 0,09 0,11 0,12

СЭС 0,15 0,15 0,15 0,13 0,13 0,13

ССТ 0,11 0,11 0,11 0,10 0,10 0,10

Север

ДЭС 0,40 0,48 0,60 0,40 0,48 0,60

ГДЭС 0,40 0,48 0,60 0,40 0,48 0,60

Котельная на угле 0,58 0,60 0,62 0,58 0,60 0,62

Котельная на мазуте 0,58 0,60 0,62 0,58 0,60 0,62

ГГЭС 0,70 0,70 0,70 0,50 0,50 0,50

МГЭС 0,50 0,50 0,50 0,40 0,40 0,40

ВЭС 0,45 0,50 0,53 0,36 0,42 0,45

СЭС 0,12 0,12 0,12 0,11 0,11 0,11

ССТ 0,06 0,06 0,06 0,05 0,05 0,05

¿í ¿Í

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 5 (73) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009

81

Таблица 4

Топливная составляющая стоимости электрической и тепловой энергии, производимой энергоисточниками на органическом топливе, цент/кВт-ч

Table 4

Fuel constituent of electricity and heat costs of fossil fuel-fired energy sources, cent/kW-h

Энергоисточник Юг Средняя полоса Север

Группа потребителей

1 2 3 1 2 3 1 2 3

Сценарий низких цен

ДЭС 15,4 14,5 14,0 13,4 12,6 12,3 23,0 21,7 21,1

ГДЭС 2,5 2,4 2,3 2,6 2,6 2,5 3,2 3,1 3,0

Котельная на угле 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5

Котельная на мазуте 2,1 2,1 2,1 1,8 1,8 1,8 3,1 3,1 3,1

Сценарий средних цен

ДЭС 25,0 23,5 22,8 23,0 21,7 21,1 32,6 30,7 29,8

ГДЭС 4,9 4,8 4,6 4,6 4,4 4,3 5,6 5,5 5,3

Котельная на угле 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8

Котельная на мазуте 3,5 3,5 3,5 3,2 3,2 3,2 4,6 4,6 4,6

Сценарий высоких цен

ДЭС 34,5 32,5 31,6 32,6 30,7 29,8 42,2 39,7 38,6

ГДЭС 7,0 6,8 6,6 6,7 6,5 6,3 7,7 7,5 7,3

Котельная на угле 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,3 1,3 1,3

Котельная на мазуте 4,9 4,9 4,9 4,6 4,6 4,6 6,1 6,1 6,1

Таблица 5

Стоимость электрической и тепловой энергии, производимой энергоисточниками на органическом топливе, цент/кВт-ч

Table 5

Electricity and heat costs of fossil fuel-fired energy sources, cent/kW-h

Энергоисточник Юг Средняя полоса Север

Группа потребителей

1 2 3 1 2 3 1 2 3

Сценарий низких цен

ДЭС 19,3 16,5 15,5 17,1 14,6 13,7 26,4 23,5 22,4

ГДЭС 7,2 5,0 4,0 7,0 5,0 4,1 7,2 5,4 4,5

Сценарий средних цен

ДЭС 28,9 25,5 24,3 26,7 23,6 22,4 36,0 32,5 31,1

ГДЭС 9,6 7,4 6,3 8,9 6,9 5,9 9,6 7,8 6,8

Сценарий высоких цен

ДЭС 38,5 34,6 33,0 36,3 32,6 31,2 45,6 41,5 39,9

ГДЭС 11,7 9,5 8,3 11,0 8,9 7,9 11,7 9,8 8,8

Расчеты стоимости энергии ВИЭ (табл. 6) проведены при благоприятных в пределах данного региона (вариант А) и неблагоприятных (вариант В) условиях для ВИЭ. В таблице выделены области экономической конкурентоспособности возобновляемых ис-

точников энергии (стоимость энергии ГГЭС меньше стоимости энергии энергоисточника на органическом топливе или, для ВИЭ, работающих в неуправляемом режиме (МГЭС, ВЭС, СЭС и ССТ), ее топливной составляющей).

82

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 5 (73) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

^LrJLSLS

Как видно из результатов расчетов, ГГЭС на древесном топливе и малые ГЭС конкурентоспособны с ДЭС во всех регионах и практически во всем диапазоне рассматриваемых условий.

ВЭС конкурентоспособны с ДЭС при всех сценариях цен на топливо на юге и севере. Здесь наилучшие условия для применения ВЭУ имеют место в районах, прилегающих к побережьям морей и океанов; средняя многолетняя скорость ветра может пре-

вышать 6-7 м/с [10]. В средней полосе России ветровые условия существенно хуже, и ВЭС могут конкурировать с ДЭС лишь при удорожании дизельного топлива. Они существенно уступают по экономическим показателям малым ГЭС и ГГЭС и могут применяться лишь для экономии дорогого дизельного топлива при отсутствии возможности использования других более дешевых ВИЭ (гидроресурсов и биомассы).

Таблица 6 Table 6

Стоимость энергии, производимой ВИЭ, цент/кВт-ч Energy costs of renewable energy sources, cent/kW-h

Вариант А Вариант B

Энергоисточник Группы потребителей

1 2 3 1 2 3

Юг

ГГЭС 11,5 7,1 6,1 18,4 12,3 10,6

МГЭС 8,6 5,4 3,9 10,1 6,3 4,5

ВЭС 11,4 7,0 4,7 15,2 9,2 6,1

СЭС 76,3 74,2 72,1 86,5 84,1 81,7

СЭС (персп.) 37,4 36,5 35,6 42,3 41,3 40,3

ССТ 6,1 5,1 4,9 6,5 5,4 5,2

ССТ (персп.) 4,8 4,0 3,8 5,1 4,3 4,1

Средняя полоса

ГГЭС 12,7 8,3 7,2 13,5 11,7

МГЭС 10,1 6,3 4,5 12,1 7,6 5,4

ВЭС СЭС 86,5 84,1 8,9 81,7 45,5 99,8 97,1 94,3

СЭС (персп.) 42,3 41,3 40,3 48,9 47,7 46,5

ССТ 8,3 6,9 6,6 9,1 7,6 7,3

ССТ (персп.) 6,6 5,5 5,2 7,2 6,1 5,8

Север

ГГЭС 12,1 7,7 6,6 19,0 12,9 11,2

МГЭС 12,1 7,6 5,4 15,1 9,5 6,8

ВЭС 9,1 5,9 4,0 11,4 7,0 4,7

СЭС 108,1 105,1 102,1 118,0 114,7 111,4

СЭС (персп.) 52,9 51,7 50,4 57,7 56,4 55,0

ССТ 15,2 12,7 12,2 18,3 15,2 14,6

ССТ (персп.) 12,0 10,1 9,6 14,4 12,1 11,5

Примечание: темно-серой заливкой выделены варианты, в которых ВИЭ конкурентоспособны с ДЭС при любых ценах на топливо; горизонтальной штриховкой - при средних и высоких; вертикальной - только при высоких ценах на топливо; жирным шрифтом - конкурентоспособны с ГДЭС при средних и высоких ценах на газ; жирным курсивом - конкурентоспособны с ГДЭС (ССТ с мазутной котельной) только при высоких ценах на топливо.

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 5 (73) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009

ГГЭС, МГЭС и ВЭС в некоторых вариантах оказываются конкурентоспособными с ГДЭС (в сценариях средних и высоких цен на газ). При этом ГГЭС и МГЭС наиболее эффективны на юге (более дешевое древесное топливо для ГГЭС и высокий КИУМ для МГЭС), а ВЭС - на севере (на побережьях Тихого океана и арктических морей наиболее высоки средние многолетние скорости ветра).

Стоимость вырабатываемой фотоэлектрическими преобразователями электроэнергии слишком высока даже с учетом существенного улучшения их показателей в перспективе. Поэтому применение ФЭП может быть оправданным лишь при отсутствии возможности использования других энергоисточников.

Применение системы солнечного теплоснабжения способно дать экономический эффект лишь на юге при конкуренции с котельными на дорогом мазуте. С котельными на угле ССТ могут конкурировать лишь с учетом экологических факторов (при введении платы за выбросы вредных веществ) [8].

Это не исключает возможности применения ФЭП и ССТ в системах малой мощности. Важные достоинства ФЭП и ССТ - компактность и модульность; они позволяют создавать малобюджетные системы энергоснабжения и имеют свою нишу для внедрения.

Выводы

1. В децентрализованных системах энергоснабжения применение возобновляемых источников энергии оказывается экономически эффективным для значительного числа рассмотренных вариантов (групп потребителей и районов размещения).

2. Наиболее эффективными энергоисточниками на базе ВИЭ являются малые ГЭС, газогенераторные электростанции на биомассе (древесном топливе) и ветроэнергетические установки. МГЭС, ГГЭС и ВЭС в большинстве случаев конкурентоспособны с электростанциями на дизельном топливе (ДЭС), а в сценариях средних и высоких цен на газ оказываются конкурентоспособными с электростанциями на газе (ГДЭС). При этом ГГЭС и МГЭС наиболее эффективны на юге, а ВЭС - на севере.

3. Фотоэлектрические преобразователи неконкурентоспособны с энергоисточниками других типов для рассмотренных модельных потребителей. Их применение может быть экономически оправданным лишь при небольших величинах нагрузки и при отсутствии возможности использования других энергоисточников.

4. Применение системы солнечного теплоснабжения способно дать экономический эффект лишь в южных районах при конкуренции с котельными на дорогом мазуте. С котельными на угле ССТ могут конкурировать лишь с учетом экологических факторов (при введении платы за выбросы вредных веществ).

Список литературы

1. Иванова И.Ю., Тугузова Т.Ф., Попов С.П., Петров Н.А. Малая энергетика Севера: проблемы и пути развития. Новосибирск: Наука, 2002.

2. Марченко О.В., Соломин С.В. Анализ области экономической эффективности ветродизельных электростанций // Промышленная энергетика. 1999. № 2. С. 49-53.

3. Марченко О. В. Математическая модель энергосистемы с возобновляемыми источниками энергии // Изв. РАН. Энергетика. 2006. № 3. С. 154-161.

4. Марченко О.В. Оценка экономической эффективности энергоисточников с учетом неопределенности исходных данных. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1995.

5. Марченко О.В., Соломин С.В. Вероятностный анализ эффективности ветроэнергетических установок // Изв. РАН. Энергетика. 1997. № 3. C. 52-60.

6. Marchenko O.V., Solomin S.V. Efficiency of wind energy utilization for electricity and heat supply in northern regions of Russia // Renewable Energy. 2004. Vol. 29, No. 11. P. 1793-1809.

7. Марченко О.В., Соломин С.В. Анализ эффективности производства водорода с применением ветроэнергетических установок и его использования в автономной энергосистеме // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). 2007. № 3 (47). C. 112-118.

8. Марченко О.В., Соломин С.В. Оценка экономической и экологической эффективности солнечного теплоснабжения в России // Теплоэнергетика. 2001. № 11. C. 46-49.

9. Пивоварова З.И., Стадник В.В. Климатические характеристики солнечной радиации как источника энергии на территории СССР. Л.: Гидрометеоиздат, 1988.

10. Емшанова Н.В., Степанова Н.Е. Оценка климатически оптимального режима использования ветровой энергии // Труды ВНИИГМИ-МЦД. 1985. Вып. 125. С. 10-19.

11. Кадастр возможностей / Под ред. Б.В. Луку-тина. Томск: НТЛ, 2002.

84

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 5 (73) 2009

© Scientific Technical Centre «TATA», 2009

Г г

¿¡^¿AiLSlLS