CC BY
139
Рис. 3. Сравнение производительности для случая репликации.
времени большее количество абонентов смогут воспользоваться услугами оператора сотовой сети, во-вторых, оно даёт значительное уменьшение времени отклика системы. Хотя на данный момент большая часть времени соединения тратится на работу оборудования, обеспечивающего сервис мобильной связи, а не регистрацию звонка, этот показатель не будет являться узким местом при соединении абонента ещё долгое время.
Однако нужно отметить, что резидентные в оперативной памяти базы данных имеют и «обратную» сторону медали. Во-первых, на их производительность значительно влияет обращение к диску - характерно для синхронного случая. В проведённом эксперименте завершение транзакции (commit) выполнялся после 100 вставок в таблицу. Если же выполнять завершение транзакции после каждой вставки, то показатели резидентной в памяти базы оказываются значительно ниже, чем при использовании стандартной СУБД, т.е. в таком случае преимущество проявляется только в асинхронном эксперименте.
Во-вторых, производители резидентных в оперативной памяти баз данных рекомендуют использовать для обеспечения надёжности технологию репликации - повторения всей или части информа-
ции на другом сервере. Однако сразу настораживает тот факт, что накладные расходы сети серьёзно ухудшают показатели производительности.
С экономической точки зрения использование этого метода является крайне эффективным, так как позволяет увеличить производительность системы до 10 раз, сократить время доступа к информации и обеспечить необходимую надёжность за счёт дублирования информации.
Литература:
1 ) Документация Oracle. «Oracle TimesTen In-Memory Database Introduction Release 7.0». http://download.oracle.com/otn_hosted_doc/ timesten/701/TimesTen-Documentation/intro.pdf
2) Alex Otwagin. «Введение в ОС Linux. Разделяемые сегменты памяти». http://skif.bas-net.by/bsuir/base/node233.html
3) Документация Oracle. «Oracle® Call Interface Programmer’s Guide». http://docs.oracle.com/cd/E11882_01/appdev.112/e10646.pdf
4) Документация Oracle. «Oracle TimesTen In-Memory Database C Developer’s Guide 11g Release 2 (11.2.2)». http://docs.oracle.com/ cd/E21901_01/doc/timesten.1122/e21637.pdf
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В МОНГОЛИИ
Энхболор Д., аспирантка, кафедра «Экономика промышленности и организация предприятий», НИУ Московский Энергетический
институт
В статье рассматриваются вопросы экономической целесообразности развития солнечной энергетики в условиях Монголии. Для этого был проведен сравнительный анализ технико-экономических показателей угольной ТЭЦ и солнечной фотоэлектрической станции. Анализ показал, что в ближайшие 5 лет использование солнечной энергетики потребует государственного субсидирования генерирующим компаниям. Для ее развития экономически целесообразно использовать экспортный потенциал угольной промышленности.
Ключевые слова: возобновляемые источники энергии, солнечная энергия, солнечная фотоэлектрическая станция, теплоэлектроцентраль, себестоимость электроэнергии.
ECONOMIC ASPECTS OF SOLAR ENERGY DEVELOPMENT IN MONGOLIA
Enkhbolor D., the post-graduate student, Industrial economics and organization of enterprises chair National Research University, the
Moscow Power Engineering Institute
The article seeks to examine the economic feasibility of solar energy development in Mongolia. For this was held a comparative analysis of technical and economic indicators of the coal thermoelectric plant and a solar photovoltaic plant. The analysis showed that in the next 5 years solar energy would require government subsidies to generating companies, and economically feasible, provided that the state uses the export potential of the coal industry for its development.
Keywords: Renewable energy; Solar energy; Solar photovoltaic plant; Thermoelectric plant; the cost of electricity.
Анализ современного состояния и перспектив развития миро- быстро совершенствуются, следовательно, снижается себестои-
вой энергетики показывает, что в течение последнего десятилетия мость произведенной с их помощью электроэнергии, во-вторых,
потребление энергоресурсов растет быстрыми темпами на фоне ВИЭ экологичные, и в случае необходимости могут работать автосокращения и удорожания традиционных энергоресурсов в мире. номно и снабжать энергией потребителей, не подсоединенных к
Связи с этим для энергетики 21 века характерно повышение роли распределительным сетям централизованных источников энергии.
Возобновляемых Источников Энергии (ВИЭ). Преимуществами Резкий взлет цен на нефть и другие традиционные энергоноси-
ВИЭ являются: во-первых, технологии, задействованные в ВИЭ, тели в 2007 г, и в первой половине 2008 гг. придал значительное
ускорение развитию ВИЭ. Установленная мощность ВИЭ составили более 25% суммарных генерирующих мощностей в мире (согласно оценкам, 5 360 ГВт в 2011 г.) и обеспечили 20,3% общемирового потребления электричества. Суммарная мощность ВИЭ, не относящихся к гидроэнергетике, составила 390 ГВт, что на 24% превышает уровень 2010 г. 1
По некоторым данным мировое производство электроэнергии с использованием фотоэлектрических установок (ФУ) возрастет с 2006 по 2030 г. почти в 50 раз и достигнет к концу этого периода 245 ТВт.ч, что будет составлять около 0,7% общего производства электроэнергии в мире. При этом наибольшее развитие ФУ произойдет в ЖКХ, вследствие роста рыночных цен на электроэнергию, а также государственной поддержки сферы ВИЭ. 2
Темпы роста мирового рынка ФУ ведущие европейские эксперты признают самой динамично развивающейся отраслью энергетики. Она обладает значительно большим потенциалом, чем другие возобновляемые источники энергии. Если объемы мощностей солнечных ФУ в 2010 году составили 40 ГВт, то в 2011 году этот показатель достиг отметки 70 ГВт. Это связано с тем, что новые технологии становятся все более дешевыми. Из всего объёма мировых инвестиций в альтернативную энергетику, которые в 2011 году составили $ 1 млрд, на долю солнечной пришлось 40 %. По оценкам экспертов Международного энергетического агентства, к 2050 году 25 % электричества в мире будет производиться за счет солнечной энергетики.3
Основные мощности по производству солнечных панелей сегодня располагаются в азиатском регионе. За последние несколько лет, благодаря активности китайских инвесторов, он сумел обогнать Европу и Северную Америку. Из десяти компаний, являющихся мировыми лидерами в производстве солнечных панелей, восемь сегодня представляют азиатский регион.
Аналитики считают, что главным направлением научно-технического прогресса в солнечной энергетике, на современном этапе станет повышение КПД и снижение удельных капитальных вложений на энергоустановках малой и средней мощности. Лидирующие компании в этой области, такие как Siemens и Semprius , добились потрясающих результатов, доведя КПД солнечного элемента на кремниевой основе почти до 34%. Достигнуть этого позволила новая технология фокусировки солнечного света, которая встроена непосредственно в фотогальванический элемент, что позволило получать в два раза больше электроэнергии с той же площади.
Современные ФУ из монокристаллического кремния (те которые обычно располагаются на крышах домов и используются в современных солнечных электростанциях) в лучшем случае имеют КПД 20%, а теоретически могут выдавать до 28% — это их предел. Современные солнечные установки из поликристаллического кремния (гибкие, тонкопленочные элементы, как правило для использования в быту) и того меньше - 16%. Внедрение новой технологии должно произойти в течение уж этого года, что позволит солнечной энергетике выйти на качественно новый уровень.4
Сегодня более чем в ста странах мира на законодательном уровне закреплена поддержка энергетики, использующей ВИЭ. Мотивы у всех разные: формирование условий для развития и модернизации действующих производств, научных институтов, создание новых рабочих мест, решение задачи по снижению объемов вредных выбросов в атмосферу и.т.д.
Достигнутые в этой области результаты были получены в первую очередь благодаря программам государственной поддержки. Ее объемы сокращаются, когда себестоимость электроэнергии, выработанной на основе применения ВИЭ, равняется себестоимости электроэнергии, генерируемой традиционными энергоносителями.
В число мер государственной поддержки по стимулированию использования чистой энергии входят: субсидии для производителей ВИЭ — «зеленые сертификаты», которые освобождают от уплаты ряда налогов; льготные кредиты; специальные гранты. Тарифы на покупку «зеленой» электроэнергии, субсидируемой из государственного бюджета, действуют в большинстве стран Евросоюза, Канаде, Китае, Южной Корее, Израиле, Австралии, на Украине, а также в Монголии и других государствах. На сегодня это сорок одна страна. Например, Индия только недавно приступила к использованию солнечной энергетики, но уже к 2022 году планирует достичь 22 ГВт генерирующих мощностей. Для этих целей правительство выделяет $ 46 миллиардов. В Германии существуют специальные банки, которые кредитуют солнечные системы под низкие проценты. В конце девяностых годов прошлого века в этой стра-
не была принята программа «сто тысяч солнечных крыш». При оборудовании домов солнечными батареями государство финансировало 70 % их стоимости. В итоге сегодня в стране насчитывается более полумиллиона бытовых солнечных установок для производства электроэнергии и тепла. Правительство Японии планирует выделить $ 300 млн на развитие солнечной энергетики в странах Азии, Африки и Ближнего Востока для того, чтобы занять долю на рынке развивающихся стран и затем поставлять туда продукцию японских фирм. 5
Парламент Монголии в июне 2005 года утвердил Национальную программу в области возобновляемой энергии, которая устанавливает амбициозные цели широкого развития ВИЭ: повышение доли технологий возобновляемой энергетики в общем объеме энергоснабжения с 0,9 % в 2005 году до 3-5 % к 2010 и до 20-25 % - к 2020 году. Целью этой программы также является обеспечение электроэнергией всех районных соумов6 и населенных пунктов, в настоящее время не подключенных к энергосистеме, за счет внедрения систем производства электроэнергии на базе ВИЭ, в том числе автономное и централизованное использование солнечных панелей. В 2010 году с помощью государства программа “100000 солнечных юрт” успешно реализовалась. В данный момент реализуется новая программа “70000 солнечных юрт”. На состоянии сегодняшнего дня в Монголии введены в эксплуатацию некоторые солнечные фотоэлектрические станции (СЭС) меленькими мощностями до 260 КВт, и 7 ТЭЦ общей мощностью 840 МВт, из них ТЭЦ мощностью 36 МВт находится на восточной энергосистеме, остальные 6 ТЭЦ общей мощностью 804 МВт находится в центральной энергосистеме, где почти проживают 70% населения. Большинство ТЭЦ были введены в эксплуатацию в 1960-1980 годах с помощью советских специалистов. Соответственно установленное оборудование (ПТ-80-130, Т-100-130, ПТ-12-35/10, ПТ-25-90) сильно устарело и требуется реконструкции.
Благодаря динамичному развитию экономики Монголии прогнозируется устойчивый рост энергопотребления. В 2010 году энергопотребление составило 2940 млн. квт.ч, а годовой рост потребления составил 5 %. Соответственно к 2020 году энергопотребление страны составит примерно 4410 млн. квт.ч , что приводит к острому дефициту энергии. Основной рост энергопотребления наблюдается в Центральной Энергосистеме, это связано с урбанизацией, с открытием крупных горнодобывающих предприятий на меднозолотом месторождении и с расширением и подземной разработки угольных шахт.
Правительство планирует покрыть стремительно-растущий спрос с помощью возобновляемых источников энергии и традиционных источников энергии. Связи с этим разработаны 2 варианта энергоснабжения в Монголии.
Первый вариант формируется на базе возобновляемых источников энергии, в том числе на базе солнечной энергии. В последние годы проводились множество исследований применения солнечной энергии, которые показали, что в южной части страны есть возможность построить солнечную тепловую станцию большой мощности. Там же до 2020 года планируется строительство СЭС мощностью 25 МВт и 30 МВт. Технико-экономический анализ строительства СЭС мощностью 25 МВт, тип солнечных панелей которой Sunpower J-SM-270, показал, что станция будет производить 50000 Мвт электроэнергии в год, и сэкономит более 50000 тн угля, что сократит ежегодно примерно 85 695 тн выбросов парникового газа в окружающую среду.
Второй вариант развития энергетики формируется на базе традиционных источников энергии. В Монголии 150 млрд.тн запасов угля, что означает она входит в число 12 стран, имеющих наибольшие запасы угля, 20 млрд.тн из них определено тщательной разведкой. 12.2 млрд.тн из них планируется использовать в энергетике, что составляет более 90% от общего производства. Предполагается сооружения ТЭЦ для обеспечения энергии крупных месторождения в Южной Гоби, и будут подключены к Центральной Энергосистеме (табл.1).
Основным показателем конкурентоспособности энергоустановок является себестоимость произведенной электроэнергии. Для оценки экономической целесообразности использования солнечной энергетики в Монголии был проведен сравнительный анализ технико-экономических показателей угольной ТЭЦ и СЭС. При этом варьировались следующие переменные:
• уровень капитальных вложений в объекты строительства: ТЭЦ и СЭС;
Таблица 1. Планируемые ТЭЦ
ТЭЦ Планируемая мощность Мвт Удельное капитальное вложение $/квт Затраты на топлива $/тн Срок службы Лет
ТЭЦ-5 (в городе Улан-Баторе) 300 1240 14,2 40
ТЭЦ (Таван-Толгой в южной Гоби) 600 1110 10 40
ТЭЦ (Оюу-Толгой в южной Г оби) 450 1500 20 40
Таблица 2. Технико-экономические показатели станции
Мощн ость [МВт] Капитал ьное вложени е [млн.$] Удельное капитальное вложение [$] Число часов использова ние электричес кой мощности, hy [ч/год] Число часов использовани е тепловой мощности, hT [ч/год] Г одовая выработк а [МВт.ч] Цена на топливо (уголь) [$/тн]
ТЭЦ
36 43,2 1182 5000 4500 180000 20
48 53,44 1113 5000 4500 240000 20
100 113,2 1132 5000 4500 500000 20
СЭС
6 19,5 3250 1000 - 6000 -
9,55 32,9 3450 1500 - 14325 -
25 91 3640 2000 - 50000 -
Рисунок 1. Зависимость себестоимости
■ цена на топливо (уголь) ТЭЦ ;
■ режим работы ТЭЦ по теплу и электроэнергии;
■ режим работы СЭС по электроэнергии
■ техническое обслуживание и ремонт (ТОиР)
Для сравнения себестоимости электроэнергии в расчете использовались энергетические характеристики паротурбинных установок небольшой мощности 12-25 МВт [7 ] и СЭС мощностью 6 МВт (тип ycTaHOBKH:First Solar FS-260-265 Вт). 9.55 МВт (тип
электроэнергии ТЭЦ от режимов работы
установки:Ассюпа К-6 КВт, К-12 КВт ), 25 МВт (тип установки: SunPower 270Вт). Основные технико-экономические показатели рассматриваемых станции представлены на таблице 2.
На рисунке 1 представлены результаты расчета себестоимости электроэнергии при изменении режимов работы ТЭЦ мощностью 48 МВт.
Таким образом, при указанных значениях показателей (табл.2) себестоимость электооэнеогии изменяется в диапазоне 19-34 %
Себестоимость электроэнергии ТЭЦ и СЭС
Изменение кап.вложения в процентах
Рис. 2. Зависимость себестоимости электроэнергии ТЭЦ и СЭС от уровня капитальных вложений.
-30% -20% 0% 20% 30%
Изменение цены на топливо в процентах
Рис. 3. Зависимость себестоимости электроэнергии ТЭЦ от цены на топливо (уголь)
Изменение ТОиР в процентах Рис. 4. Зависимость себестоимости электроэнергии ТЭЦ и СЭС от ТОиР
(Ьу=3500ч/год, Ьт=3000ч/год - Ьу=5000ч/год, Ьт=4500ч/год) в рассматриваемых режимах работы ТЭЦ.
Влияния на себестоимости электроэнергии изменения уровня капитальных вложений в объекты строительства ТЭЦ мощностью 48 МВт и СЭС мощностью 25 МВт, показаны на рисунке 2.
При указанном уровне показателей (табл.2), себестоимость электроэнергии ТЭЦ составляет 3,2 цент/КВт.ч. Из рисунка видно, что при увеличением капитального вложения на 20% увеличивается и себестоимость электроэнергии на 12,5%, и при снижением капитального вложения на 30% соответственно снижается себестоимость на 18,7%.
Себестоимость электроэнергии СЭС мощностью 25 МВт, при указанном уровне показателей (табл.2), составляет 12,4 цент/КВт.ч. Как показано на рисунке, себестоимость электроэнергии также увеличивается на 19,3% вместе с увеличением капитального вложения на 20%, и уменьшается на 29 % при снижении капитального вложения на 30 %.
Затраты на топливо (уголь) ТЭЦ мощностью 100 МВт при указанном уровне показателей (табл.2) составляет 10,9 млн.$, а себестоимость электроэнергии составляет 3,8 цент/КВт.ч. Как показано на рисунке 3 себестоимость электроэнергии ТЭЦ растет на 5,3 % вместе с увеличением цены на топливо (уголь) на 20%, и снижается на 7,9 % вместе с снижением цены на топливо (уголь) на 30%.
Диапазоны изменения себестоимости электроэнергии ТЭЦ и СЭС от ТОиР представлены на рисунке 4.
Затраты ТОиР ТЭЦ мощностью 36 МВт при указанном уровне показателей (табл.2) составляет 2,6 млн.$, а себестоимость элект-
роэнергии составляет 3,4 цент/КВт.ч. Как показано на рисунке себестоимость электроэнергии ТЭЦ меняется на 17,6 % вместе с изменением ТОиР на 50 %.
Затраты ТОиР СЭС мощностью 25 МВт при указанном уровне показателей (табл.2) составляет 1,82 млн.$, а себестоимость электроэнергии составляет 12,4 цент/КВт.ч. Как показано на рисунке себестоимость электроэнергии СЭС меняется на 18,5 % вместе с изменением ТОиР на 50 %.
На рисунке 5 представлены результаты расчета себестоимости электроэнергии ТЭЦ и СЭС в разных мощностях при указанном уровне показателей (табл.2).
Из рисунка видно, что себестоимость электроэнергии СЭС в 46 раз выше чем себестоимость электроэнергии ТЭЦ.
Для создания благоприятных условий для развития солнечной энергетики в Монголии необходимо увеличить экспорт угля, что создаст финансовые ресурсы для государственного субсидирования генерации солнечной энергии.
При отмене государственного регулирования внутренней цены на уголь в Монголии разрыв между себестоимостью электроэнергии ТЭЦ и СЭС уменьшается до 2 раза. Например, предварительные исследования строительства СЭС мощностью 25 МВт в южной части Монголии показали, что планируемая СЭС будет производить 62,5 млн. квт.ч электроэнергии, и сэкономит примерно 18750 т угля, сократит 85 695 т выбросов парникового газа на окружающую среду ежегодно. Для сравнения с ТЭЦ можно провести расчет экономической эффективности солнечной энергетики. В настоящее время экспортная цена угля составляет 120 $/т, исходя из этого
Рис. 5. Себестоимость электроэнергии ТЭЦ и СЭС
прибыль от экспорта сэкономленного угля составит 18750 т * 120 $/т = 2 250 000 $ . Отсюда вычитаем себестоимость угля, которая не больше 20%, то выручка от экспорта угля составляет 2 250 000 $ -450 000 $ = 1 800 000 $, которая поступит в государственный бюджет. А также согласно международному соглашению «Киотский протокол», которое обязывает развитые страны и страны с переходной экономикой сократить или стабилизировать выбросы парниковых газов, в государственный бюджет поступит 85 695 т * 18 $/т = 1 542 510 $ . При этом установленный тариф электроэнергии, произведенной на СЭС составляет 18 цент/квт.ч, а максимальная себестоимость электроэнергии СЭС по расчету получается 23,2 цент/квт.ч. Государство платит в виде субсидии 5,2 цент/квт.ч * 62 500 000 квт.ч = 3 250 000 $ .
В итоге государственный бюджет поступает 3 342 510 $ за счет экспорта угля и сокращения парникового газа, и уходит из него 3 250 000 $ за счет субсидии в тарифе генерирующим компаниям. При уровне цены на уголь 150 $/т себестоимость электроэнергии ТЭЦ сравняется с себестоимостью электроэнергии СЭС. Прогнозируемые темпы роста мировых цен на уголь составляет 10 %. Отсюда и рассматриваемый уровень цен на уголь может быть достигнут через 3-4 года.
Исходя из результатов проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что в ближайшие 5 лет использование солнечной энергетики в Монголии потребует государственных субсидий генерирующим компаниям, и экономически целесообразно при условии что государство использует экспортный потенциал угольной промышленности для развития энергетики ВИЭ.
Выводы:
1. Для энергетики 21 века ВИЭ является одним из наиболее перспективным методом для развития мировой энергетики. В 2011 году установленная мощность ВИЭ составили более 25% суммарных генерирующих мощностей в мире, это согласно оценкам, 5 360 ГВт и обеспечили 20,3% общемирового потребления электричества. Одна только солнечная энергия в перспективе будет доминирующим источником энергии с долей приблизительно 60% мирового производителя энергии к концу века,
2. Монголия обладает значительным потенциалом солнечной энергии. Приблизительно на 71% общей площади интенсивность солнечной радиации составляет 5,5-6,0 КВт.ч на м2 в день и 29003000 световых часов в год. А также имеется опыт использования солнечной энергии путем строительства солнечной электростанции малой мощностью и использования солнечных панелей для автономного энергоснабжения.
3. Для обоснования перспектив развития солнечной энергетики был произведен сравнительный анализ технико-экономических показателей (уровень капитальных вложений в объекты строительства, цена на топливо (уголь), режим работы, техническое обслуживание и ремонт ) ТЭЦ и СЭС. Проведенные расчеты показали, что себестоимость электроэнергии произведённой на СЭС, на всем диапазоне выше чем себестоимость электроэнергии, произведенной на ТЭЦ, при минимальной себестоимости в 3 раза, и при максимальном себестоимости в 6 раз. Предполагается, что к 2017 году цена одного солнечного КВт.ч сравняется с ценой одного КВт.ч, производимого на ТЭЦ благодаря быстрому усовершенствованию солнечных технологий, удешевлению капитальных вложений ФУ, и практически не истощаемому ресурсу энергии - Солнцу.
4. В перспективе в ближайшие 5 лет солнечная энергетика потребует государственные субсидировании генерирующим компаниям, и экономически целесообразно при условии что государство использует экспортный потенциал угольной промышленности для развития энергетики ВИЭ.
5. При обосновании масштабов развитии солнечной энергетики нужно иметь в виду, что это дает ряд положительных эффектов не экономического характера: экологические, социальные, научно-технические, которые создают предпосылки для построения в Монголии экономики постиндустриального типа.
Литература:
1. Интернет ресурс Energo Belarus - http://energobelarus.by/
2. Интернет ресурс Экономический портал - http:// institutiones.com/
3. Интернет ресурс Renewables 2012 Global Status Report - http:/ /www.ren21.net/
4. Интернет ресурс - http://pozitivchik.info
5. Аль-Хулайди М.А. Инновационная энергетика развивающихся стран с использованием возобновляемых источников энергии (на примере Йемена)// Х конференция стран с развивающимися рынками в условиях финансово- экономического кризиса: Сб. трудов, РУДН, г. Москва - 2011.
6. соум- самый маленький населенный пункт В Монголии
7. Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района : методические рекомендации к курсовой работе по курсу «Экономика отрасли и организация производства» по направлению «Теплоэнергетика» /, В. В. Бологова, А. Г. Зубкова, О. А. Лыкова, И. В. Мастерова, Моск. энерг. ин-т (ТУ) . - М. : Изд-во МЭИ, 2006 . - 96 с.
