CC BY
531
УДК 620.9
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГЕТИКИ. МИФЫ И ФАКТЫ
О 2015 г. П. П. Безруких
Необходимость широкого внедрения возобновляемых источников энергии требует учитывать все составляющие понятия их эффективности, а именно энергетическую, экологическую, режимную (эксплуатационную), экономическую и социальную эффективность.
Энергетический срок окупаемости для наземных встро- и фотоэлектрических станций как показатель их энсргоэффсктивности учитывает расход энергии на производство материалов, оборудования, транспортировку. монтаж, утилизацию, собственные нужды. Анализ сроков окупаемости показывает, что за срок службы в 25 лет встроустановка вырабатывает электрической энергии в 32,3-50.4 раза больше, чем затрачено на весь се жизненный цикл. Высокая энергетическая эффективность возобновляемых источников энергии подтверждается тем. что в течение срока службы тепловыми и атомными электростанциями постоянно потребляется энергия топлива и при этом коэффициент полезного действия значительно меньше единицы, в результате чего срок окупаемости превышает срок службы.
С точки зрения экологической эффективности проанализировано «изучение эмиссии жизненного цикла» ветро- и фотоэлектрических станций, учитывающее эмиссию СО> возникающую в технологических процессах получения материалов и комплектующих деталей, при проведении транспортных и монтажных работ, а также в процессе обслуживания, эксплуатации и утилизации. Сравнительная оценка полученных данных и данных об эмиссии парниковых газов топливной энергетики США. топливных электростанций России показала, что эмиссия вредных выбросов от фотоэлектрических станций от 35-100 раз меньше, чем для угольных, а от встроэлсктростанций на два порядка меньше, чем от тепловых.
Опыт эксплуатации зарубежных ВЭС подтверждает возможность точного прогнозирования выработки электрической энергии за различные периоды, что может стать основой для решения вопросов необходимости резервирования, регу лирования активной и реактивной мощности, а также потребности в различных ресурсах при эксплуатации встроэлсктростанций.
Для объективной оценки показателя экономической эффективности проанализированы структура и значения минимальной, средней и максимальной нормируемой себестоимости электрической энергии, вырабатываемой различными видами электростанций, вводимыми в эксплуатацию в 2010 и 2018 гг.. на основе чего можно выделить как наиболее экономичные возобновляемые источники электрической энергии гидроэлектростанции.
Оценка социального эффекта развития возобновляемых источников энергии показывает динамику создания дополнительных рабочих мест в области производства оборудования и функционирования объектов возобновляемой энергетики, улучшения условий проживания населения, развития местной инфраструктуры, производств.
Следовательно, уже сейчас можно говорить о конкурентоспособности возобновляемой энергетики.
Ключевые слова: нетрадиционные и возобновляемые источники энергии, эффективность, срок оку паемости.
The renewable energy sources promotion need requires to take into account all the efficiency concept components. that are namely energy, environmental, regime (operational), economic and social efficiency.
The energy payback time period for the land w ind and photovoltaic power plants as their energy efficiency indicator takes into account the energy consumption for the materials and equipment production, transportation, installation, disposal, their ow n needs. Payback period analysis shows that over a lifetime of 25 years, wind turbine generates electricity at 32.3-50.4 times more than spent on its entire life cycle. High renewable energy sources ener-
gy efficiency is confirmed by the fact that during the lifetime thermal and nuclear power plants continuously consume energy fuel and thus the efficiency is much less than 1. resulting in a payback period excess over the life span.
In terms of eco-efficiency there were analyzed "the life cycle emissions study" of wind and photovoltaic power plants, that takes into account CO; emissions arising during materials and component parts obtaining technological process, transport and installation w orks, as well as in the maintenance, operation and recycling. Comparative evaluation of this data and data on greenhouse gas emissions of the US fuel energy. Russia fuel power plants showed that the harmful emissions from photovoltaic plants are 35-100 times less than for coal ones ¿uid emissions from wind power plants are two times less than thermal ones.
Foreign wind power plants operating experience confirms the ability to predict accurately the electric power generation for different periods, which may be the basis to address the need of backup, active and reactive power regulation, as well as the different resources need hi the wind power plants operation
For an the cost-effectiveness indicator objcclivc assessment there was analyzed the structure and values of the minimum, average and maximum normalized electrical energy cost, generated by various power plants types, commissioned in 2010 and 2018 on the basis of what hydro power plants can be identified as the most cost-cffcctivc renewable electricity resources.
Renewable energy development social impact assessment shows the creation dynamics of the additional v acancies in the equipment manufacture, renewable energy facilities functioning, population living conditions improvement, the local infrastructure and industries development.
Therefore, we can already talk about the renewable energy competitiveness.
Key words: non-traditional and renewable sources of energy, efficiency, the payback period.
Постановка задачи. На наш взгляд, серьезным доводом в деле популяризации идей возобновляемой энергетики (ВЭ) может служить сравнительная оценка понятия эффективности ВЭ в сравнении с традиционными отраслями электроэнергетики. Предлагаемый подход к эффективности не является общепринятым, однако он базируется на научных и практических работах отечественных и зарубежных ученых и специалистов.
Раскрывая содержание, следует оценить следующие аспекты эффективности ВЭ: энергетическая эффективность; экологическая эффективность; режимная (эксплуатационная) эффективность; экономическая эффективность; социальная эффективность.
К такой постановке задачи нас вынуждают мифы сознательно или по незнанию, распространяемые в России. А именно:
• ветровые (ВЭС) и фотоэлектрические (ФЭС) станции в течение своего срока службы якобы производят меньше энергии, чем на них затрачено при сооружении, в том числе на производство сырья, материалов и оборудования (энергетическая эффективность?);
• якобы ФЭС и ВЭС не являются экологически чистыми электростанциями, поскольку при производстве сырья, материалов и оборудования для них вредные выбросы превышают удельные выбросы на
тепловых электростанциях (экологическая эффективность?);
• якобы производство электроэнергии на ВЭС и ФЭС невозможно прогнозировать на кратко- и среднесрочные периоды из-за вероятностного характера ветровой и солнечной энергии, требуется 100% резерв мощности, возникают трудности при обеспечении устойчивости работы энергосистем (режимная эффективность?);
• плотность ветровой и солнечной энергии низкая, возникает необходимость ее концентрации, отсюда дороговизна оборудования, малый коэффициент использования установленной мощности и, в конечном счете, высокая себестоимость электроэнергии (экономическая эффективность?).
Рассмотрим обоснованность этих утверждений.
Энергети ческая эффективн ость возобновляемой энергетики. Энергетическая эффективность представляет собой глобш ь йог преимущество возобновляемой энергетики перед топливной. Эту эффективность характеризует период, в течение которого электростанция на базе ВИЭ (ВЭС, ФЭС или ГЭС) производит количество энергии, которое было израсходовано на ее сооружение, включая энергетические затраты от «руды» до производства комплектующих изделий, на собственно изготовление электроустановки, транспортные расходы, монтаж, эксплуатацию и утилизацию. Назовем эту энергию «связанной»
(Эсв [кВт-ч]). Годовое производство электроэнергии энергоустановкой например ВЭС, определяется как среднее годовое значение за весь срок службы Тел {Эср.год [кВт ■ ч/год]), а период возврата «связанной» энергии называется сроком энергетической окупаемости (energy pay back time) - Тэн.ок. Таким образом, срок энергетической окупаемости (в годах) определяется по формулам:
Тэн.ОК. ~ Эс,/Эст,лж. , (1) Тер /
Эс Р. ГОД. ^ /т с л •
Энергия, израсходованная на сооружение ветростанции, включает расход энергии на производство материалов, используемых как в собственно энергоустановке, так и в аппаратах, приборах, кабелях, проводах и трансформаторах до точки присоединения к энергосистеме; производство оборудования из этих материалов и их транспортировку на предприятия-изготовители, а затем на завод, где осуществляется сборка ветротурбины; на транспортировку ветроустановки от завода изготовителя до места монтажа; монтаж и расход энергии на собственные нужды за весь срок служ-
бы. Часть материалов, в основном черные и цветные металлы, отправляется на переплавку, то есть утилизируется, расход энергии на их получение вычитается из баланса затраченной энергии на их производство.
^с« — ¡у Эон + Згг + Э, .д, + Эсн + Эиыи.
Укрупненные данные по направлениям расхода энергии в жизненном цикле ветротурбины представлены в таблице 1.
Производство электроэнергии зависит от ветровых характеристик на месте монтажа ветроустановки и определяется через коэффициент использования установленной мощности - Киум.
Согласно расчетам для ветроустановки мощностью 2 МВт фирмы Г^оМех при киум=0,4 (очень хорошие ветровые условия), срок энергетической окупаемости составил 0,76 года, или 9,27 месяца без утилизации и 5,94 месяца с утилизацией. За срок службы 25 лет ветроустановка вырабатывает электроэнергии в 32,3 раза больше, чем затрачено за весь ее жизненный цикл, без утилизации и в 50,4 раза больше с утилизацией (таблица 2).
Показатели Ед. изм. Без утилизации (захоронение) С утилизацией (рециклинг)
доля доля
Материалы Дж 1,7594-10й 0,898 1,7594- 10й 1,41
кВт ч 4,89-10" 4,89-Юь
Производство Дж 1,3593-Ю12 0,069 1,3593- Ю12 0,11
кВтч 3,77-Ю5 3,77-10'
Транспорт Дж 2,4336-Ю11 0,012 2,4336-Ю11 0,02
кВт-ч 6,76-104 6,76-104
Эксплуатация Дж 1,6778-Ю11 0,009 1,6778-Ю11 0,01
кВт ч 4,66-104 4,66-104
Вывод из эксплуатации Дж 2,1826- Ю11 0,011 -6,8512-Ю12 - 0,55
кВтч 6,06-104 - 1,903-104
Всего Дж 1,9583-10° 1,0 1,2513-10° 1,0
кВт ч 5,43910Ь 3,476-106
Источник: Life Cycle Analysis of Wind Turbine. Chaouki Ghenai, Ocean and Mechanical Engineering Department, Florida Atlantic University, USA
Таблица 1 - Направления расхода энергии в жизненном цикле ветротурбины Nordex, 2 МВт
Таблица 2 - Энергетический срок окупаемости ветротурбины 1Чогс1ех, 2 МВт,
Киум = 0,4, срок службы 25 лет
Показатели Без утилизации (захоронение) С утилизацией
Энергия, затраченная на сооружение ВЭУ, Дж 1,95 1013 1,25-1013
То же, кВт ч 5,41 106 3,47-106
Среднегодовое производство электроэнергии ветро-установкой при Киум = 40%, кВт ч/год 7106 7 106
Производство электроэнергии ветроустановкой за срок службы 25 лет, кВт ч 175Т06 175 106
Во сколько раз энергия, произведенная ветротурбиной за срок службы, больше энергии, затраченной на ее сооружение 32,32 50,43
Энергетический срок окупаемости Energy Pay Back Time, месяцев 9,27 5,94
McmomiUK: Life Cycle Analysis of Wind Turbine. Chaouki Ghenai, Ocean and Mechanical Engineering Department, Florida Atlantic University, USA
Расчет срока энергетической окупаемости для наземной ветростанции общей мощностью 300 МВт, содержащей 1Н2 ветротурбины Vestas V82-l,65 MW. (В отличие от энергетического анализа собственно ветротурбины, здесь приходится учитывать кабели и энергооборудование для подключения к энергосистеме.) Срок службы ветротурбин принят равным 20 годам, коэффициент использования установленной мощности - 0,41. Срок энергетической окупаемости составил 0,6 года, или 7,2 месяца.
Результаты оценки жизненного цикла ветростанции 100 МВт, укомплектованной ветротурбинами Vestasv VI12 единичной мощностью 3,0 МВт. Такая ветротурбина предназначена для установки в местах со средним и низким потенциалом. Многие специалисты полагают, что 75% ветроресурсов мира находятся в такой зоне. Основной вклад в энергозатраты вносит производство материалов и компонентов. При этом на долю производства башни приходится 26%, лопастей -21%, редуктора и главного вала - 11%. Период возврата первичной энергии, затраченной на сооружение ветростанции (дру-
гое название срока энергетической окупаемости), составил 8 месяцев.
Приведенные выше данные подтверждаются многочисленными расчетами, выполненными в разных странах. Итак, для ветростанции срок энергетической окупаемости меньше одного года (от 6 до 10 месяцев).
Несколько иное положение (правда, оно быстро меняется) в фотоэнергетике. В частности, для фотоэнергетической станции мощностью 62 МВт в Португалии (таблица 3) при приходе солнечной радиа-
Г)
ции 1900 кВт ч/м" в год с КПД монокристаллических модулей 16%, общим КПД станции 12% и при модулях, поставляемых из Испании, срок энергетической окупаемости составил 5,9 года [11]. Основной вклад в величину связанной энергии вносят технологические процессы получения кремния и производство фотоэлементов. Это исследование было выполнено в 2005 г. для станции, сооруженной в 2001—2003 гг. Но уже в нем упоминается, что продвинутые технологии производства кремния позволят снизить срок энергетической окупаемости до 1,2-1,8 года.
Таблица 3 - Энергетический срок окупаемости мощной фотоэлектрической станции
мощностью 62 МВт в Португалии
№ п/п Показатели Ед. измерения Количество
1 Мощность МВт 62
2 Приход солнечной радиации кВт ч/м" в год 1900
3 КПД элемента %; 16
4 КПД инверторов % 93
5 КПД трансформатора % 98
6 Количество модулей шт. 364896
7 Площадь модуля м" 1,256
8 Срок службы лет 30
9 Основные компоненты:
10 система мониторинга и управления шт. 1
11 трансформаторная подстанция 30 кВ/60 кВ шт. 1
12 трансформаторный центр 400 В/30 кВ шт. 21
13 инверторы мощностью 400 кВт шт. 207
14 установочные конструкции из гальванизированной стали шт. 30408
15 монокристаллические модули шт. 364896
16 силовые кабели м 20000
17 бетон м 34000
18 Энергетический срок окупаемости Тэн. ок.=61 ОГВт ■ ч 1 ОЗГВт ч год=Э, 9лет
Источник: Environmental Lyfe Cycle assessment of a large-scale grid connected PV Plant Case study Mom a 62 MW PV power plant, kiti Suomalainen. Division of Environmental Systems Analysis. Chambers University of technology, Goteborg, Sweden, 2006.
В исследовании, проведенном МЭА в 2011 г. для фотоэнергетических установок на крышах домов в Южной Европе (где приход солнечной радиации составляет 1700 МВт ч/м2 в год), сооруженных в 2005-2006 гг., срок энергетической окупаемости составил: для установок из монокристаллического кремния с КПД 14% -2,2 года, из поликристаллического кремния с КПД 13,2% - 2,0 года, с гибкой пленкой из кремния с КПД 12,0% - 1,7 года, для модулей теллур кадмия с КПД 10,9% -0,75 года [8].
Таким образом, ветро- и фотоэнергетика обладают высокой энергетической эффективностью и практически сравнялись по этому показателю, поскольку быстро «возвращают» затраченную на их производство энергию.
Принципиально иная картина при производстве электрической и тепловой энергии на топливных и атомных электростанциях. В энергетическом смысле они не
«окупаются» никогда, поскольку в течение срока службы постоянно потребляют энергию в виде топлива и преобразуют ее в электрическую и/или тепловую энергию с коэффициентом существенно меньше единицы. Для указанных выше электростанций справедлива следующая формула:
т _ эсв ^ср.год. т 1 ОК ъ + ^ "1 сл. ■> ^ /
С р. ГОД. С р. год.
где Вср год - среднегодовой расход топлива.
Коэффициент полезного действия тепловых и атомных электростанций
меньше единицы, а отношение - -
^ с]) .¡'.од.
величина, обратная КПД, больше единицы.
Таким образом, срок окупаемости математически оказывается больше срока службы, что и подтверждает высказанное выше утверждение.
Следовательно, используя возобновляемые источники энергии, человечество может перейти на путь эффективного производства электроэнергии на ветровых, фотоэлектрических станциях. По ГЭС подобные анализы не проводились, в этом состоит ближайшая задача исследований.
Экологическая эффективность. Общепризнанно, что ветровые, солнечные, гидравлические и геотермальные станции не производят СО2, то есть они экологически чистые. Однако, как справедливо указывают противники развития возобновляемой энергетики, они состоят из компонентов, при производстве которых происходит эмиссия СО2. Данный эффект важно оценить. Исследования в этой области получили название «изучение эмиссии жизненного цикла» (life cycle emissions). Они сводятся к определению эмиссии СО2, возникающей в технологических процессах получения материалов и комплектующих деталей, при проведении транспортных и монтажных работ, а также в процессе обслуживания, эксплуатации и утилизации ветроустановок и солнечных фотоэлектри-ческих станций. Эмиссия парниковых газов определяется по следующей схеме. По каждому виду технологического процесса определяется расходуемая энергия в виде электрической и тепловой энергии и топлива. Зная удельную эмиссию по каждому виду энергии (гр. СОг/кВт-ч., СОг/Гкал, С02/тут) определяем общую эмиссию СО2 по данному технологическому процессу, а затем и суммарную эмиссию СО2 по жизненному циклу ветроустановки или фотоэлектрической станции. Разделив эту величину на электроэнергию, вырабатываемую за срок службы, получаем удельную эмиссию СО2 (или других газов) ветроустановки (ветростанции) или фотоэлектрической станции. И сравниваем с выбросом на тепловых электростанциях.
Эмиссия парниковых газов, пересчитанная в эквивалентные выбросы СО2 в 2009 г., составила 29, 28 и 18 г. С02 экв/кВт ч соответственно для солнечных элементов из монокристаллического, поликристаллического кремния и теллура кадмия [7].
Эмиссия NOx для указанных выше элементов равна соответственно: 0,067, 0,058 и 0,03 г/кВт ч. Эмиссия тяжелых металлов характерна для элементов на базе теллура кадмия в виде выбросов кадмия и довольно мала: 0,02 г на 1 кВт ч. Для сравнения: выбросы от электростанции на угле в США на 1 кВт ч составляют: 1 кг С02экв/кВт ч, 8 г S02, 3 г NOx и 0,4 г летучих частиц.
Эмиссия вредных выбросов от фотоэлектрических станций меньше, чем от угольных: по СО2 - в 35-55 раз, по NOx - в 44-100 раз. Тем не менее при расчетах предотвращения эмиссии вредных веществ следует учитывать со знаком минус эмиссию в ходе жизненного цикла фотоэлектрических установок. Согласно исследованию, проведенному World Steel Association в 2008 г. [2] для морской ветростанции Дании в Северном море мощностью 160 МВт (80 ветротурбин по 2 МВт), эмиссия С02 составила 7,6 г С02/кВт ч, по данным [4] -6,6 г С02/кВт ч, по [3] - 8 г СОг/кВт ч. Таким образом, эмиссия СО2 при сооружении ветростанций на два порядка меньше, чем от тепловых электростанций.
В таблицах 4 и 5 приведены обобщенные данные о вредных выбросах от тепловых электростанций в США и России (по данным Института энергетической стратегии). Они подтверждают различия в масштабах экологического воздействия возобновляемой и тепловой энергетики.
Режимная (эксплуатационная) эффективность. Понятие «режимная (эксплуатационная) эффективность» пока не стало общепризнанным. Мы имеем в виду, по крайней мере, четыре часто возникающих вопроса: а) требуется ли 100-процентное резервирование мощности для ветровых и солнечных электростанций, работающих в энергосистеме; б) можно ли предсказать выработку этих электростанций на кратко-, средне- и долгосрочный периоды; в) может ли устойчиво работать энергосистема при произвольно изменяющейся мощности от ВЭС и СЭС; г) можно ли регулировать мощность и напряжение в точке присоединения ВЭС и СЭС к энергосистеме.
Таолица 4 — Усредненные данные об удельной эмиссии газов топливной энергетикой США
Вид газа Удельные значения при использовании топлива, г/кВт ч
уголь природный газ нефть среднее
Диоксид углерода (СО2) 967 468 708 690
Диоксид серы (80г) 6,1 0,0032 3,1 3,63
Окислы азота (ТЧОх) 3,45 0,82 0,95 2,22
Таблица 5 - Средние удельные значения вредных выбросов от топливных электростанций России
Вид загрязняющих веществ Удельные значения при использовании топлива, г/кВт ч
нефть с 1% серы уголь с 1% серы природный газ
Диоксид углерода (СО2) 738 1 142 547
Диоксид серы (802) 4,7 1,4 -
Окислы азота (МОх) 2,3 4,0
Зола и шлак - 52 -
Летучая зола - 0,33 -
По вопросу резервирования и устойчивости энергосистем за рубежом проведено немало исследований. Большинство аргументов против ВЭС и СЭС опровергается функционированием электросетей с использованием ВИЭ на Западе. Так, в Испании в течение 3-4 часов энергосистема страны работала при 60-процентной доле ветроэнергетики.
Опыт эксплуатации зарубежных ВЭС подтверждает возможность прогнозировать выработку энергии на различные периоды - год, месяц, сутки и даже часы - с вероятностью до 95%. Это стало возможным с учетом изучения годового хода скорости ветра на площадке ВЭС в течение пяти лет и более. Другой инструмент - прогноз скорости ветра по базе данных HACA, функционирующей в режиме открытого доступа и реального времени. И снова в качестве примера можно привести энергосистему Испании. На сайте RED ELECTRICA DEECPANA в режиме открытого доступа можно в любое время наблюдать долю выработки электростанций всех типов, в том числе прогноз и факт выработки.
На основе достаточно точного прогнозирования можно решить главный вопрос - о необходимости резервировать мощность ВЭС. Приведем вывод Utility Wind Group (организация объединяет 55 электрических компаний США, имеющих в
своих энергосистемах ветряные станции): «Устаревшее и непрофессиональное мнение, часто выражаемое в энергетике, состоит в том, что ветростанции нуждаются в резервировании передаваемой ими мощности в полном объеме. Сейчас ясно, что именно при умеренной доле ветроэнергетики необходимо иметь значительно меньшую, чем один к одному, и часто близкую к нулю дополнительную генерирующую мощность для компенсации нестабильности ветростанций» [6].
В авторитетном исследовании, проведенном в США в 2004 г. для департамента торговли штата Миннесота, было показано, что включение ВЭС мощностью 1500 МВт в энергосистему штата потребует дополнительного ввода лишь 8 МВт (0,5%) мощности на традиционном топливе, чтобы компенсировать возникающие ее вариации [5].
К сказанному выше следует добавить, что в целом по энергосистеме России коэффициент использования установленной мощности, например, в 2013 году составил 0,52. В принципе, это означает, что в энергосистеме России всегда имеется резерв мощности, хотя при этом имеются дефицитные энергосистемы, покрывающие дефицит за счет перетоков энергии от других энергосистем. Проблемой является прохождение максимума нагрузки, который
бывает в определенные сутки в январе-декабре. Это обстоятельство должно учитываться при выборе площадки для сооружения ВЭС и ФЭС. Таким образом, вопрос о резервировании мощности ВЭС для России не является препятствием для развития ветроэнергетики, по крайней мере, до того времени, пока не будет достигнута 10-процентная доля ветроэнергетики в общем объеме производстве электроэнергии.
Укажем еще на одно обстоятельство в пользу ветроэнергетики. Рассмотрим ВЭС мощностью 300 МВт, укомплектованную, например, сотней ВЭУ единичной мощностью 3 МВт. Вывод из эксплуатации по любым причинам одной ВЭУ - это всего лишь сотая часть от общей мощности ВЭС. Тогда как при неисправности или выводе в ремонт энергоблока мощностью 300 МВт это потеря для энергосистемы мощности 300 МВт. Как говорится, почувствуйте разницу.
Относительно возможности регулирования активной мощности. Разумеется, что возможность повышать мощность ВЭС ограничена мощностью ветрового потока и в этом смысле можно сказать, что такая
И это не считая потребности в воде в пароводяном цикле тепловых и атомных электростанций и охлаждающей воды конденсаторов турбин. Тогда как на ВЭС и ФЭС безвозвратный расход воды идет только на очистку лопастей ветротурбины и фотоэлектрических панелей.
Экономическая эффективность. Распространено мнение о высокой стоимости электроэнергии от электростанций на базе ВИЭ и их якобы низкой конкурентоспособности. Однако это мнение ошибочно. В связи с этим сошлемся на позицию ведущих экспертов Всемирного банка: «Традиционный финансовый анализ не способен адекватно учесть будущие риски, связанные с ценами на топливо. Он также
возможность отсутствует. Регулирования активной мощности в сторону уменьшения мощности ВЭС не ограниченно: можно изменять ступенями (отключение единичной ВЭУ) или плавно (регулированием угла поворота лопасти). Следует особо отметить, что ВЭУ новых конструкций, содержащие на выходе инвертор или преобразователь частоты, имеют диапазон регулирования реактивной мощности равный мощности генераторов. А это значит, что современные ВЭС могут поддерживать напряжение в точке присоединения к энергосистеме на заданном уровне. Это качество ВЭУ еще не до конца понято многими специалистами.
К эксплуатационной эффективности ВЭС и ФЭС относится потребность в воде.
Удельные потери воды на ВЭС в 475 раз меньше, чем на АЭС, в 400 раз меньше, чем на угольных станциях и в 275 раз меньше, чем на станциях на газе.
Удельные потери воды на ФЭС в 20 раз меньше, чем на АЭС, в 17 раз меньше, чем на угольных станциях и в 14 раз меньше, чем на электростанциях на газе (таблица 6).
полностью игнорирует затраты на охрану окружающей среды и здравоохранение, связанные с эмиссией на электростанциях, сжигающих ископаемое топливо. Если мы рассмотрим затраты на полный технический цикл, то некоторые возобновляемые источники уже сейчас могут конкурировать с традиционными энергетическими ресурсами. Несмотря на это, потенциал этих финансово жизнеспособных технологий ВИЭ не реализуется полностью из-за различных барьеров рынка, таких как государственное субсидирование традиционных топлив» (СаЬгаа1 а а1., 2007). По данным этих авторов ежегодное государственное финансирование в России газовой промышленности составляет 25 млрд $
Таблица 6 - Безвозвратные потери воды на электростанциях США
Вид электрической станции АЭС ТЭС на угле ТЭС на нефтепродуктах ТЭС на газе ВЭС ФЭС
Удельные потери воды, л/кВт-ч 2,3 1,9 1,6 0,95 0,004 0,11
США, электроэнергетики - 15 млрд $ США.
Приведем еще один факт: цены на электричество, выработанное из альтернативных источников энергии, постоянно снижаются. Пока фотоэлектричество - са-
Наиболее объективной экономической оценкой различного вида электростанций служит так называемая нормированная (выровненная) себестоимость производства электроэнергии (Levelised Cost
мый дорогой вид энергии. Но в США, по данным ^£N21, за последние пять лет тонкопленочные модули ФЭС подешевели в 3 раза, кристаллические - в 2,4 раза. Все прогнозы говорят о том, что к 2015-2018 гг. цены снизятся еще больше.
of Energy (LCOE), Levelised Cost of Electricity (LCOE), Levelised Energy Cost (LEC)). При ее расчете учитываются все доходы и расходы за весь срок службы электростанции: первоначальные инвести-
Таблица 7 - Оценка нормированной себестоимости электроэнергии электростанций _в 2010 году и вводимых в 2018 году_
Тип станции Нормированная себесто электроэнергии (LEC), Í имость >/МВт-ч
Минимальная Средняя Максимальная
2010 г. 2018 г. 2010 г. 2018 г. 2010 г. 2018 г.
Обычные угольные 90,1 89,5 99,6 100,1 116,3 118,3
Усовершенствованные угольные 103,9 112,6 112,2 123,0 126,1 137,9
Усовершенствованные угольные с CCS (сист. улав. и погл.) 129,6 123,9 140,7 135,5 162,4 152,7
На природном газе (тип):
Обычные комбинированного цикла 61,8 62,5 68,6 67,1 88,1 78,2
Усовершенствованные комбинированного цикла 58,9 60,0 65,5 65,6 76,1 76,1
Усовершенствованные СС (комб. цикла) с CCS 82,8 87,4 92,8 93,4 107,5 107,5
Обычные газотурбинные 94,6 104,0 132,0 130,3 149,8 149,8
Усовершенствованные газотурбинные 80,4 90,3 105,3 104,6 119,0 119,0
Усовершенствованные ядерные 108,4 104,4 112,7 108,4 120,1 115,3
Геотермальные 85,0 81,4 99,6 89,6 113,9 100,3
Биомасса 101,5 98,0 120,2 111,0 142,8 130,8
вэс 78,2 73,5 96,8 86,6 114,1 99,8
ВЭС «Оффшорные» 307,3 183,0 330,6 221,5 350,4 294,7
Солнечные фотоэлектрические 122,2 112,5 156,9 144,3 245,6 224,4
Солнечные тепловые 182,7 190,2 251,0 261,5 400,7 417,6
Гидро- 58,6 54,4 89,9 90,3 149,7 149,2
Источник: ¡.eve И zed Cost of New Generation Resources in Ihe Annual Energy Outlook 2011, Report of the US Energy Information Administration (EIA) of the US Department of Energy (DOE). January 23, 2012 и 2013, http eia.doe.gov oiafaeo index.html
ции, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, стоимость топлива, стоимость капитала, себестоимость электроэнергии. Нормированная себестоимость ($/МВтч) определяется по формуле
» !, +М1 +Ь\
У г
-(! + /')'
где ЬЕС - удельная себестоимость произведенной электроэнергии;
I ~ 1. . л — время жизни электростанции (количество полных лет);
1г - инвестиционные расходы в год;
М( - расходы в год на эксплуатацию и техническое обслуживание;
Ех - стоимость топлива в год;
Ег — производство электроэнергии в год (МВт ч);
г - учетная ставка.
Группа ученых по заказу Министерства энергетики США провела расчеты нормированной себестоимости электроэнергии США, Европейского Союза и Китая по состоянию на конец 2010 года и прогнозу на 2018 год. Результаты расчетов приведены в таблице 7. Выделены минимальная и максимальная оценки, а также определена средняя величина нормированной себестоимости для 17 видов электростанций, в том числе атомных, на органическом топливе и на возобновляемых источниках энергии.
Как можно видеть, средняя удельная себестоимость на наземных ВЭС составила 96,8 дол./МВт-ч в 2010 году и 86,6 дол./МВт*ч в 2018 году, а на обычных угольных электростанциях - 99,6 дол/МВт ч в 2010 году и 100,1 дол./МВт-ч в 2018 году. Таким образом, в Европе, США и Китае ветростанции эффективнее обычных угольных, не говоря уже об усовершенствованных угольных (112,2 и 112,6 дол ./МВт ч) и угольных электростанциях с улавливанием и поглощением дымовых газов (140,7 и 135,5 дол /МВт ч). Наземные ветростанции по экономичности уступают только электростанциям на газе и превосходят газотурбинные усовершенствованные и атомные электростанции. Самые экономичные из электростанций на базе ВИЭ,
конечно, гидростанции. Нет сомнений, что в ближайшие три-пять лет нормированная стоимость электроэнергии на электростанциях на базе ВИЭ приблизится к стоимости электроэнергии на традиционных электростанциях и будет существенно ниже, чем на угольных.
Социальная эффективность. Помимо снижения вредных выбросов, отрицательно влияющих на здоровье населения, значимым социальным эффектом развития ВЭ выступает создание дополнительных рабочих мест в области производства оборудования для возобновляемой энергетики и функционирования объектов ВИЭ. При этом учитываются рабочие места, непосредственно связанные с возобновляемой энергетикой (прямые) и в смежных отраслях (косвенные).
В таблице 8 приведены данные различных источников по видам ВИЭ. По оценкам ИЕЛЧ21 (2011) общее число рабочих мест в мире в 2010 году составило 3,5 млн, при этом наибольший вклад вносят процессы производства биотоплива -1,5 млн рабочих мест.
Однако для России количеством рабочих мест не исчерпывается социальная эффективность возобновляемой энергетики.
До 20 млн человек в России живут в зонах неустойчивого электроснабжения, включая удаленные и труднодоступные районы, в которых электроснабжение осуществляется от дизельных устаревших электростанций. Зачастую население в этих районах может пользоваться электричеством два раза в сутки - 2-3 часа утром и вечером. Завоз дизельного топлива в эти районы, так называемый «северный завоз» был проблемой и в советское время и многократно усложнялся в связи с проведенной реформой электроэнергетики. Стоимость дизельного топлива многократно возрастает в связи с трудностями доставки, в результате чего себестоимость электроэнергии превышает тарифы зон централизованного электроснабжения в 5-10 раз. Государство вынуждено субсидировать оплату электроэнергии населению, но не малому и среднему бизнесу. Поэтому местная промышленность практически перестала существовать.
Таблица 8 - Оценка рабочих мест (тыс. шт.) в индустрии возобновляемой энергетики
Источник Год оценки Континент Категория рабочих мест Все ВИЭ Технологии ВИЭ
ВЭС ФЭС Солнечные тепловые ГЭС ГеоЭС Биомасса Биотопливо
№n21 2011 2010 Мир Смешанная 3500 630 350 315 - - - 1500
№n21 2005 2004 Мир В основном прямые 1700 70,28 39,1 517,5 70,1 18,8 85,8 993
шчгер 200 2008 Мир Смешанная 2332 300 170 624 39 25 1174
Rogwitz а а! 2005 Европа Смешанная 1381 180 55 - 230 - 700 100
Использование для электроснабжения местных и возобновляемых источников энергии позволяет резко снизить себестоимость электроэнергии, а значит улучшить условия проживания населения и условия развития местных производств.
Выводы
• В энергетическом смысле ВЭС, ФЭС и ГЭС обладают глобальным преимуществом перед топливными электростанциями, т.к. возмещают энергию, затраченную на их создание (ВЭС - до года, ФЭС - за 2-5 лет), а топливные электростанции не возвращают ее никогда.
• Даже с учетом эмиссии С02 во время производства материалов и оборудования, а также монтажно-строительных работ ветростанций и фотоэлектрических станций их экологическая чистота на несколько порядков выше, чем топливных электростанций.
• Социальная эффективность возобновляемой энергетики выражается наличием прямых и косвенных рабочих мест с высокой степенью устойчивости, т.к. эта отрасль менее всего подвержена кризисным влияниям. Отсутствие эмиссии С02 и других вредных выбросов улучшает условия проживания населения. Установки небольшой мощности существенно влияют на комфортность проживания людей, не
подключенных к сетям общего пользования, и на развитие местного производства.
• При разумном сочетании ВЭС и ФЭС с другими видами электростанций, как показывает зарубежная практика, специального резервирования их мощности не требуется. Существующих резервов в энергосистемах, как правило, достаточно для погашения нестабильности производства на ВЭС и ФЭС. Накопленный опыт эксплуатации ВЭС и ФЭС с учетом современных методов позволяет с высокой вероятностью (95% и выше) предсказывать мощность от этих станций на расчетные временные периоды.
• К 2018 году по минимальной и средней нормированной себестоимости электроэнергии ветровые станции будут эффективнее:
- угольных электростанций всех видов;
- электростанций на газе с комбинированным усовершенствованным циклом и захоронением С02;
- газотурбинных электростанций;
- атомных электростанций.
ГЭС будут эффективнее любых электростанций на базе ВИЭ.
ФЭС приблизятся к усовершенствованным угольным электростанциям.
• Следовательно, уже сейчас можно говорить о конкурентоспособности возобновляемой энергетики.
Литература
1. Cabraal, A. Rising to the Challenge -the Whys and Whens of Renewable Energy / A. Cabraal, S. Aqarwal, M. Takahashi // Renewable Energy World. - 2007. - Vol. 10, №4. -P. 117-129.
2. Ghenai, Ch. (2012). Life Cycle Analysis of Wind Turbine / Ocean and Mechanical Engineering, Florida Atlantic University. www.intechopen.com.
3. Vestas. Life Cycle Assessment of Electricity Production from a Vestas VI12 Turbine Wind Plant February 2011.
4. Vestas. Life Cycle Assessment Electricity produced from onshore sited Wind Power Plant based on Vestas V82-l,65 MW Turbines, 2006-12-29.
5. Zavadil, R., King, J., Xiadong, L., Ahlstrom, M., Lee, В., Moon, D., Finley, C., Alnes, L., Jones, L, Hudry, F., Monsteaim, M., Lai, S., Smith, J. Xcel Energy, Minnesota Department of Commerce. Wind Integration Study - Final Report, EnerNex Corporation and Wind Logics Inc., Sep. 2004.
6. Smith, J. Ch., Milligan, M. R., DeMeo, E. A. and Parsons, B. Utility Wind Integration and Operating Impact State of Art. IEEE Transactions on Power Si stems, vol. 22, №3, August 2007.
7. Fthenakis, V.,Chui Kim, H., Frichknecht, R., Rongei, M., Sinha, P., Stucki, M. 1EA (2011a). Photovoltaic Power Systems Programme. Life Cycle Inventories and Life Cycle Assessment of Photovoltaic Systems. October 2011.
8. TEA (201 lb). World Energy Outlook. Wash.
9. REN21 (2012). Renewables. Global Status Report.
10. REN2I (2013). Renewables. Global Status Report.
11. Suomalainen K. (2006). Environmental Life Cycle Assessment of a Large-scale Grid Connected PV Plant: Case Study of Moura MW PV Power Plant. Goteborg: Chalmers University of Technology.
12. Безруких, П.П. Об индикаторах состояния энергетики и эффективности возобновляемой энергетики в условиях экономического кризиса / П.П. Безруких, П.П. Безруких мл. // Вопросы экономики. -2014. - № 8. - С. 92-105.
13. Гидростанции малой мощности / В.В. Елистратов и др.; под ред. В.В. Ели-стратова. - Санкт-Петербург: Изд-во Политехнического университета, 2005. -432 с.
References
1. Cabraal, A., Aqarwal, S., Takahashi, M. (2007), Rising to the Challenge - the Whys and Whens of Renewable Energy, Renewable Energy World, Vol. 10, No. 4, pp. 117-129.
2. Ghenai, Ch. (2012), Life Cycle Analysis of Wind Turbine, Ocean and Mechanical Engineering, Florida Atlantic University available at: www.intechopen.com.
3. Vestas. Life Cycle assessment of electricity production from a Vestas VI 12 Turbine Wind Plant February 2011.
4. Vestas. Life Cycle assessment electricity produced from onshore sited Wind Power Plant based on Vestas V82-l,65 MW Turbines, 2006-12-29.
5. Zavadil, R., King, J., Xiadong, L., Ahl strom, M., Lee, В., Moon, D., Finley, С , Alnes, L., Jones, L., Hudry, F., Monsteaim, M., Lai, S., Smith, J. Xcel Energy, Minnesota Department of Commerce, Wind Integration Study - Final Report, EnerNex Corporation and Wind Logics, Inc., Sep. 2004.
6. Smith, J. Ch., Milligan, M. R, DeMeo, E. A. and Parsons, B. Utility Wind Integration and Operating Impact State of Art. IEEE Transactions on Power Sisnems, vol. 22, No. 3, August 2007.
7. Fthenakis, V., Chui Kim, H , Frichknecht, R., Rongei, M., Sinha, P., Stucki, M. IEA (2011a). Photovoltaic Power Systems Programme. Life Cycle Inventories and Life Cycle Assessment of Photovoltaic Systems. October 2011.
8. IEA (2011b). World Energy Outlook.
Wash.
9. REN2T (2012). Renewables. Global Status Report.
10. REN21 (2013). Renewables. Global Status Report.
11. Suomalainen, K. (2006). Environmental Life Cycle Assessment of a Large-scale Grid Connected PV Plant: Case Study of Moura MW PV Power Plant. Goteborg: Chalmers University of Technology.
12. Bezrukih, P.P., Bezrukih, P.P. ml. (2014), "On indicators of the state of energy
efficiency and renewable energy in the economic crisis" ["Ob indikatorah sostojanija jenergetiki i jeffektivnosti vozobnovljaemoj jenergetiki v uslovijah jekonomicheskogo krizisa"], Problems of Economics, No. 8, pp. 92-105.
13. Elistratov, V.V. i dr., pod red. V.V Elistratov (2005), "Hydro power plants of small power" ["Gidrostancii maloj moshhnos-tiM], lzd-vo Politehnicheskogo universiteta, Sankt-Peterburg, 432 p.
Сведения об авторе
Безруких Павел Павлович — доктор техн. наук, профессор, председатель комитета ВИЭ РосСНИО, академик, секретарь секции «Энергетика» Российской инженерной академии (г. Москва, Россия). Тел.: 8-917-555-57-04.
Information about the author Bezrykikh Pavel Pavlovich - Doctor of Technical Sciences, professor, Chairman of the Committee, Russian Union of Scientific and Engineering Associations (Moscow, Russia). Phone: 8-917-555-57-04.
