CC BY
11ВЕТРОЭНЕРГЕТИКА
WIND ENERGY
Статья поступила в редакцию 20.05.11. Ред. рег. № 1018 The article has entered in publishing office 20.05.11. Ed. reg. No. 1018
УДК 620.9: 551.556.3
ПРЕДПОСЫЛКИ, СТИМУЛЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В ЕВРОПЕ И В УКРАИНЕ
С.А. Кудря, Б. Г. Тучинский
Институт возобновляемой энергетики НАНУ 02094 Украина, Киев, ул. Красногвардейская, д. 20А Тел./факс +38 044 501-11-44, e-mail: renewable@ukr.net, bortu77@yahoo.com
Заключение совета рецензентов: 08.06.11 Заключение совета экспертов: 18.06.11 Принято к публикации: 28.06.11
Рассмотрены основные факторы и тенденции структурных изменений в электроэнергетике Европы, их соотношение с аналогичными проблемами в украинской электроэнергетике. Определены роль, место и перспективы ветроэнергетики в этом процессе. Представлена история украинской промышленной ветроэнергетики, особенности и перспективы ее развития.
Ключевые слова: факторы, тенденции, структура, электроэнергетика, история развития ветроэнергетики, перспективы развития.
PRECONDITIONS, INCENTIVES AND PROSPECTS TO DEVELOP WIND POWER IN EUROPE AND UKRAINE
S.A. Kudrya, B.G. Tuchinskyi
Institute of Renewable Energy, National Ukrainian Academy of Science 20A Krasnogvardejska str., 02094, Kyev-94, Ukraine Phone/fax: +38 044 501-11-44, e-mail: renewable@ukr.net, bortu77@yahoo.com
Referred:08.06.11 Expertise: 18.06.11 Accepted: 28.06.11
The main factors and trends of structural change in the power of Europe, their relationship with similar problems in the Ukrainian power industry are considered. The role, place and prospects of wind energy in this process are defined. It is presented the history of Ukrainian industrial wind energy, particularly its development prospects.
Keywords: factors, trends, structure, power, history of wind power development, prospects.
Краткая история развития ветроэнергетики
Ветроэнергетика в современном понимании - это совокупность средств преобразования энергии ветра в электрическую энергию.
Техническую возможность реализации такой установки доказал еще в 1888 г. американский инженер Чарльз Браш. Созданная им ветровая электроустановка (ВЭУ) имела мощность 12 кВт и на протяжении 20 лет выдавала электроэнергию в электросеть.
Однако тогда ветроэнергетика оказалась неконкурентоспособной относительно других технологий производства электроэнергии. Причины этого были следующие:
- при принятии решений о строительстве электростанций единственным критерием, который тогда учитывался, была экономическая эффективность -
ни политических, ни экологических барьеров для традиционной энергетики не существовало;
- себестоимость электроэнергии ВЭУ была очень высокой, себестоимость электроэнергии, генерированной на тепловых электростанциях, - низкой;
- интенсивно осваивались месторождения все новых и новых органических энергоресурсов, а кроме того, во второй половине ХХ века появился новый высокоэффективный вид генерации электроэнергии - атомная энергетика.
Поэтому финансировать усовершенствование ВЭУ не было смысла, и на протяжении восьмидесяти лет ветроэнергетика носила сугубо экспериментальный характер.
Промышленная же ветроэнергетика начала свое развитие в начале 70-х годов ХХ века. Причиной этого стала активизация экологов и введение ими
нового экономического понятия - «экстернальных» (внешних) затрат, включающих в себя ряд параметров, которые ранее не учитывались, таких как цена жизни и здоровья человека. Экстернальные затраты на производство электроэнергии тепловыми электростанциями (ТЭС) оказались очень высокими (так, например, для ТЭС, работающих на угле, они составляют в странах ЕС 2-7 €цента/кВт-ч [1], в США 3,5-8,3 $центов/кВт-ч [2, 3, 4]). Это привело к существенному усилению в западных странах требований к охране окружающей среды, вследствие чего значительно возросли затраты на оборудование ТЭС для очистки вредных выбросов и, естественно, себестоимость их электроэнергии. Две страны - Дания и США - законодательно ввели механизмы государственной поддержки ветроэнергетики, что послужило мощным стимулом для развития данного направления в этих странах. На этом этапе в указанных странах были построены первые ветровые электростанции (ВЭС).
Дополнительным существенным фактором ускорения развития ветроэнергетики стал глобальный
Основные документы ЕС по Key documents of the
нефтяной кризис, начавшийся в 1973 г. и побудивший многие развитые страны мира активизировать поиски возможностей диверсификации энергоресурсов. Теперь уже для стимулирования развития местной экологически чистой электроэнергетики различные механизмы государственной поддержки ветроэнергетики были реализованы не только в Дании и США, но и во многих других западных странах. Это - специальные тарифы, преференции при подключении к электросети, при закупке экологически чистой электроэнергии ВЭС и т.п. Отметим, что все эти механизмы не являются прямыми государственными дотациями, что противоречило бы «рыночности» экономик этих стран. Наличие указанных механизмов увеличило спрос на ВЭУ, что способствовало налаживанию их серийного производства.
Начиная с 90-х годов ХХ века руководящими органами ЕС принят ряд документов для стимулирования производства электроэнергии из возобновляемых источников (табл. 1).
возобновляемой энергетике EU Renewable Energy
Таблица 1 Table 1
Название документа Год Орган
Белая книга (финальный документ). Стратегия и план действий Европейского Союза. Энергия будущего: возобновляемые источники энергии 1997 Комиссия Европейского Союза
Киотский протокол к рамочной конвенции ООН об изменении климата 1998 ООН
Директива 2001/77 ЕС о реализации электроэнергии, полученной из ВИЭ, на внутреннем рынке электроэнергии 2001 Комиссия Европейского Союза
Windforce 12: A Blueprint to Achieve 12% of the Worlds Electricity from Wind Power by 2020 2004 Международная и Европейская ассоциация ветроэнергетики Гринпис
Зеленая книга. Европейская стратегия по обеспечению устойчивой, конкурентоспособной и гарантированной энергии 2006 Комиссия Европейского Союза
Перспективы мировой ветроэнергетики 2006 Глобальный ветроэнергетический совет
Сообщение Комиссии для Совета и Европейского парламента: «Возобновляемые источники энергии. Дорожная карта «Возобновляемые источники энергии в 21 веке: создание более устойчивого будущего» 2007 Комиссия Европейского Союза
Требования, представленные в этих документах, входят в число требований, обязательных для вступления в ЕС.
Все это стимулировало финансирование и активизацию работы компаний, конструирующих и производящих ВЭУ. Им удалось значительно снизить затраты на 1 кВт номинальной мощности ВЭУ и на текущее обслуживание ВЭУ, что в сочетании со специальными тарифами сделало ветроэнергетику «биз-несопригодной».
Для оценки перспектив ветроэнергетики необходимо оценить ситуацию и перспективы в отраслях, являющихся в той или иной мере ее конкурентами -в гидроэнергетике, тепловой и атомной энергетике.
Ниже кратко рассмотрены барьеры в развитии отраслей традиционной энергетики Европы, наличие которых стимулирует развитие ветроэнергетики.
Барьеры и структурные сдвиги в электроэнергетике Европы
Гидроэнергетика на больших реках является генерацией, имеющей ряд преимуществ: не требуются импортные энергоресурсы, экологически чистая (относительно) генерация, возможность маневра мощности, низкая себестоимость электроэнергии гидроэлектрических станций (ГЭС). Единственный ее недостаток заключается в том, что в Европе все
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
возможные ГЭС на больших реках уже построены, что не позволяет рассматривать эту отрасль в качестве перспективы для увеличения производства электроэнергии.
Поставки в Европу энергоносителей для атомных электростанций (АЭС) - в основном из Канады и Австралии - вполне надежные. Но экология и экономика у атомной энергетики проблематичны. Это -наиболее капиталоемкая технология генерации электроэнергии. Она требует наивысших инвестиций (2000 €/кВт и более [5, 6]), плюс высокие ликвидационные затраты (до 20% стоимости инвестиций), плюс высокие затраты на транспортировку, хранение и дезактивацию радиоактивных отходов. Значительных дополнительных затрат сегодня требуют мероприятия по повышению безопасности работы АЭС, связанные с учащением угроз терроризма и природных катаклизмов. Реальная себестоимость электроэнергии АЭС (без учета экстернальных затрат) по оценкам независимых экспертов из Массачусетского технологического института (США) и Королевской инженерной академии (Англия) составляет 5,4-8,7 $цент/кВт-ч [6]. Строительство АЭС требует отвлечения значительных средств на длительные периоды (10-15 лет) [5].
Кроме того, сегодня около половины топливных элементов для АЭС изготавливается в основном из военных резервов и гражданских отходов. Наличие таких вторичных ресурсов для АЭС, с одной стороны, сдерживало рост цены на них, а с другой стороны, препятствовало вложению инвестиций в новые месторождения урана. Теперь, с окончанием «холодной войны», когда запасы вторичных ресурсов практически иссякли, а новые месторождения оказались не разработанными, цена урана стала стремительно возрастать. Так, за период с 2000 по 2008 г. мировая цена урана возросла почти в 20 раз.
Производство топливных элементов для АЭС и дезактивация радиоактивных отходов являются экологически «грязными» процессами, опасными для здоровья людей и окружающей среды [7].
Эксплуатация АЭС требует значительных затрат воды, которая уже превратилась в дефицитный ресурс.
Большое значение для приостановки в мире строительства АЭС имела Чернобыльская катастрофа, продемонстрировавшая невозможность исключить человеческий фактор из управления работой АЭС. Уязвимость АЭС с точки зрения природных катаклизмов была продемонстрирована в 2011 г. авариями на японской АЭС «Фукусима-1».
Все это прибавило негатива к отношению населения Европы к атомной энергетике - всего 12% европейцев поддерживают ее развитие. Даже во Франции, которая является мировым лидером в атомной энергетике, только 8% населения выступает за дальнейшее развитие этой отрасли [8]. Более 70 стран мира уже отказались от проектирования и строительства АЭС, а ряд европейских стран принял решение о
постепенном закрытии функционирующих АЭС [9]. Сегодня лишь две европейские страны (Финляндия и Болгария) строят новые АЭС. С начала 1980-х годов не строятся атомные электростанции и в США [10].
Для тепловой энергетики наилучшим (в технологическом плане) энергоносителем является газ. Но, во-первых, разведанных запасов газа в мире осталось лишь на 30-40 лет [7] или еще меньше [11], из-за чего цена газа постоянно растет и будет расти впредь. Во-вторых, месторождения газа размещаются в небольшом числе стран, что делает «газовую» энергетику неперспективной с точки зрения энергонезависимости европейских стран.
Локальным энергоресурсом для европейских стран является уголь. Но использование угля в энергетических целях связано с большими объемами выбросов, вредных для здоровья людей и окружающей среды, а также выбросов парниковых газов. ТЭС, работающие на угле, являются основными «производителями» вредных выбросов в атмосферу. Так, ТЭС мощностью 2400 МВт, работающая на угле, выбрасывает в атмосферу углекислого газа - 2300 т/год, диоксида серы - 34 т/год, оксидов азота - 9 т/год, золы - 192 т/год, твердых отходов - 35 т/год [5]. Требования к снижению вредных выбросов ТЭС в Европе постоянно усиливаются. В Европе принят ряд достаточно жестких документов относительно охраны окружающей среды - Директива 88/609/ЕС, ряд протоколов к Конвенции трансграничного загрязнения воздуха (в том числе Орхузский Протокол по тяжелым металлам; Гетеборгский Протокол о борьбе с подкислением, эвтрофикацией и приземным озоном и др.) [12].
Европейские страны прилагают значительные усилия для разработки новых высокоэффективных технологий сжигания угля [12]. Но современные технологии сжигания угля оказались очень капиталоемкими - средние удельные инвестиции для паротурбинных ТЭС на угле составляют 1300 $/кВт [3, 13, 14, 15], а со средствами очистки от диоксида серы 802 и оксидов азота N0* - до 2500 $/кВт [11]. Сроки строительства таких ТЭС достаточно значительные - более семи лет [5, 13], что требует нежелательного отвлечения значительных финансовых ресурсов на продолжительнее время и увеличивает риски соответствующих инвестиционных проектов.
Централизованное производство электроэнергии на больших ТЭС (и АЭС) требует для транспортировки электроэнергии на значительные расстояния дополнительных инвестиций в строительство линий передачи - по оценке [14] это составляет дополнительно 1000 $/кВт. Потери при передаче и перераспределении электроэнергии больших ТЭС и АЭС сегодня составляют около 22% [14].
В последнее время тепловая электроэнергетика столкнулась с новой серьезной проблемой. Большинство европейских стран ратифицировало «Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении климата» [16], согласно которому в этих странах до 2012 г.
количество выбросов так называемых парниковых газов (преимущественно это углекислый газ СО2) должно снизиться на 6-8% (в странах ЕС - на 8%) по отношению к уровню 1990 г. Основными источниками парниковых газов являются тепловые электростанции, особенно работающие на угле [8, 17, 18].
Снижению выбросов парниковых газов как раз и «посвящен» «Киотский протокол к рамочной конвенции ООН об изменении климата», ратифицированный подавляющим большинством европейских стран. Согласно этому документу, до 2012 г. количество выбросов парниковых газов (в основном углекислого газа СО2) должно снизиться на 6-8% (в странах ЕС - на 8%) по отношению к уровню 1990 г. Ки-отским протоколом экологическая проблема («глобальное потепление») переведена в экономическую плоскость. Организован рынок квот на выбросы парниковых газов. Цена квоты имеет выраженную тенденцию к росту. Если на стадии подписания Киотского протокола прогнозная цена квоты $5 за тонну эквивалента СО2 многими считалась завышенной, то сегодня в среднем рыночная цена квоты составляет $30 за тонну, а по прогнозам со временем она может достичь и $100 за тонну. В результате этого прогнозируется существенное подорожание электроэнергии, произведенной из газа и особенно из угля (рис. 1).
Рис. 1. Зависимость роста стоимости электроэнергии ТЭС от цены квоты на эмиссию 1 т парниковых газов Fig. 1. Dependence of the rising cost of electricity CHP from quota prices 1 ton of emissions of greenhouse gases
Таким образом, можно констатировать, что развитие всех отраслей традиционной электроэнергетики в Европе столкнулось с серьезными препятствиями - политическими, экологическими и экономическими, преодолению которых способствует ускоренное развитие ветроэнергетики.
Ветроэнергетика на современном этапе
Современный этап развития ветроэнергетики происходит на фоне обострения всех указанных проблем традиционной энергетики - дефицита и удорожания энергоресурсов, снижения уровня энергонезависимости, увеличения нагрузки на окружающую среду. В то же время ветроэнергетика на данном этапе добилась преодоления основного препятствия для своего развития - высокой капиталоемкости. В результате этого себестоимость электроэнергии ВЭС
стала вполне сравнимой с себестоимостью электроэнергии, полученной традиционными способами.
Снижение себестоимости электроэнергии ВЭС стало следствием научно-технического прогресса в ветроэнергетике, направленного на повышение номинальной мощности ВЭУ. На данный момент компания RePower уже начала производить ВЭУ мощностью 5 МВт (RePower-5M), а компания Enercon -мощностью 6 МВт (E-112).
Затраты на производство ВЭУ имеют две составляющие - постоянную (не зависящую или слабо зависящую от мощности ВЭУ) и переменную (зависящую от мощности ВЭУ). К первой составляющей, например, можно отнести стоимость электронной системы управления ВЭУ и стоимость накладных расходов; ко второй - стоимость башни, лопастей, строительно-монтажных работ и т.п. С увеличением мощности ВЭУ постоянная составляющая остается неизменной, а переменная составляющая растет намного медленнее, чем мощность ВЭУ. Поэтому затраты в расчете на 1 кВт номинальной мощности ВЭУ снижаются с ростом номинальной мощности ВЭУ.
Аналогичная тенденция прослеживается и в отношении затрат на эксплуатацию ВЭУ. Все это вместе и объясняет причины существенного снижения себестоимости электроэнергии ВЭУ. Учитывая, что прогнозируется сохранение тенденции увеличения номинальной мощности ВЭУ, соответственно, и в дальнейшем должна снижаться себестоимость электроэнергии ВЭС (рассчитанная в неизменных ценах), что, в свою очередь, будет способствовать дальнейшему росту установленной в мире мощности ВЭС.
В табл. 2 представлены данные об установленной мощности ВЭС в странах мира на конец 2010 г. [19].
Таблица 2
Установленная мощность ВЭС в странах мира на конец 2010 года
Table 2
Installed capacity of wind farms in the world at the end of 2010
Страна Конец 2009 г. Конец 2010 г. Темп прироста, % Доля, %
Китай 25803 42287 63,88 21,75
США 35086 40180 14,52 20,67
Германия 25777 27214 5,57 14,00
Испания 19160 20676 7,91 10,64
Индия 10926 13065 19,58 6,72
Италия 4849 5797 19,55 2,98
Франция 4574 5660 23,74 2,91
Великобритания 4245 5204 22,59 2,68
Дания 3465 3752 8,28 1,93
Португалия 3357 3702 10,28 1,90
Мир 158738 194390 22,46
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
Ветроэнергетика развивается (в той или иной мере) в 74 странах мира.
Динамика и прогноз («умеренный») установленной мощности ВЭС в мире [20] показаны на рис. 2.
На рис. 3 представлен график роста внедрения ветроэнергетики в мировую генерацию электроэнергии, построенный по данным WindForce12 [21].
Рис. 2. Динамика и прогноз установленной мощности ВЭС в мире
Fig. 2. Dynamics and forecast of installed capacity of wind farm in the world
I I
a. ra
ф Q.
X IB
О U
a. w
E
щ tu
I
ос о
с о
а
25 20 16 10 5 0
19%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Год
Рис. 3. Прогноз внедрения ветроэнергетики в мировую генерацию электроэнергии Fig. 3. Forecast of wind energy implementation in the global electricity generation
Первое время считалось, что ветроэнергетику целесообразно развивать лишь в странах с мощной экономикой. Но теперь, когда ветроэнергетика позволяет обеспечить производство электроэнергии по ценам, сопоставимым с ценами традиционной энергетики, существенно изменилось отношение к данной отрасли. Сегодня ВЭС активно строятся в промышленных масштабах не только в передовых странах Европы и Америки, но и в развивающихся странах (Индия, Китай, Португалия, Греция, Египет, Бразилия, Польша и др.). Каждая из этих стран вводит систему стимулов для активного притока капитала в эту сферу, а именно: специальные («зеленые») тарифы на электроэнергию ВЭС, налоговые и таможенные льготы, государственные субсидии и т.п.
Интеграция ВЭС в энергосистему
Ветер является изменчивым энергоресурсом, поэтому для работы ВЭС в составе энергосистемы возникает необходимость осуществления определенных
мероприятий. Немало сомнений вызывала возможность согласованной работы ВЭС с энергосистемами в странах, где доля электроэнергии достигает значительной величины (на сегодня это - Дания, Германия, Испания). На первых этапах считалось, что существует лишь один путь согласования работы ВЭС с работой энергосистемы - строительство дополнительных резервных мощностей для генерации с хорошей маневренностью (например, на основе парогазовых установок). У такого решения имеет существенный недостаток - оно слишком дорогостоящее. Поэтому западные специалисты выполнили множество исследований на эту тему, показавших, что данная проблема не является такой существенной, как это представлялось изначально. Основными факторами, упрощающими и удешевляющими ее решение, являются:
- определенная согласованность суточного хода ветра с графиком суточного потребления электроэнергии;
- разработка новых, более точных методов прогнозирования выработки электроэнергии ВЭС;
- так называемая «географическая дисперсия» размещения ВЭС.
Последняя означает, что ветровые режимы на площадках, размещенных на определенных расстояниях одна от другой, отличаются между собой. Вследствие этого ВЭС на таких площадках имеют различные графики выработки электроэнергии, что способствует сглаживанию динамики суммарной выработки электроэнергии ВЭС, размещенных на территории, обслуживаемой одной энергосистемой. Этот эффект проявляется тем сильнее, чем больше расстояния между площадками ВЭС. На рис. 4 это продемонстрировано на графике зависимости коэффициента корреляции между выработкой электроэнергии ВЭС и расстоянием между ВЭС для разных интервалов наблюдения.
Рис. 4. Зависимость коэффициента корреляции между выработкой электроэнергии ВЭС от расстояния между ВЭС Fig. 4. The dependence of the correlation coefficient between the wind farmelectricity generation on the distance between wind farms
Таким образом, проблема интеграции ВЭС в энергосистему проще решается для стран, имеющих большую площадь и разнообразные климатические условия.
Опыт указанных стран с высокой долей внедрения ветроэнергетики показал, что фактические затраты на интеграцию ВЭС в энергосистему являются незначительными (рис. 5).
0.2
» I |} 0,1
^ о
Гош О
0 10 20 30
Доля ветроэнергетики, %
Рис. 5. Увеличение себестоимости электроэнергии ВЭС за счет затрат на интеграцию в энергосистему (усредненные данные)
Fig. 5. Increase in cost of electricity from wind farms on the cost of integration into the grid (average data)
Так, в Дании на момент, когда доля электроэнергии ВЭС в общей генерации электроэнергии достигла 20%, мероприятия по интеграции ВЭС в энергосистему увеличили себестоимость электроэнергии ВЭС лишь на 0,3 €цента/кВт-ч.
Таким образом, из исследований и опыта западных стран следует, что даже при условии высокого уровня внедрения ветроэнергетики увеличение себестоимости электроэнергии ВЭС за счет дополнительных затрат на интеграцию в энергосистему не является препятствием прогрессу ветроэнергетики.
Ветроэнергетика в Украине
Ветропотенциал Украины и оценка возможностей его освоения
По оценке международной программы INFORSE [22], в Украине возможно построить ВЭС общей мощностью 8000-24000 МВт. МНТЦ ветроэнергетики НАНУ выполнил детальное исследование ветрового энергетического потенциала Крыма, в котором установлено, что площадь территорий полуострова, пригодных для создания экономически эффективных ВЭС, составляет ~ 2300 км2. На этой территории можно построить ВЭС общей мощностью ~ 10 000 МВт. Не меньшую ветроэнергетическую мощность можно установить на исследованных площадках юга Николаевской и Херсонской областей, а также в приазовских регионах Донецкой и Запорожской областей. Все это позволяет считать верхнюю оценку (24000 МВт) программы INFORSE нижним пределом, отображающим уровень уже «разведанных» ветровых ресурсов Украины. Кроме того, научными
исследованиями, выполненными метеорологами Центральной геофизической обсерватории Украины, доказано, что в последующие 30-40 лет можно ожидать постепенного роста средней скорости ветра на территории Украины на 1-2 м/сек.
По состоянию на текущий момент наиболее исследован ветроэнергетический потенциал пяти регионов, прилегающих к Черному и Азовскому морям: АР Крым, юга Николаевской и Херсонской областей, юго-востока Запорожской и Донецкой областей. Исследования проводились с использованием данных многолетних наблюдений (20-30 лет) метеостанций системы Госкомгидромета Украины, зарегистрированных по методике Всемирной метеорологической организации, а также автоматическими регистраторами характеристик ветра. Данные регистрации характеристик ветра автоматическими метеопостами вместе с данными долгосрочных наблюдений государственных метеостанций использованы для компьютерных расчетов по специально разработанным математическим моделям. В результате определены зоны наиболее высокого ветрового энергетического потенциала в Украине. На основе анализа полученных данных о ветроэнергетическом потенциале территорий Украины выполнены расчеты объемов перспективного строительства ВЭС в каждом из вышеперечисленных регионов (табл. 3).
Таблица 3
Потенциалы строительства ВЭС в регионах Украины
Table 3
Potentials of wind farms building in the regions of Ukraine
Регион Потенциальная мощность ВЕС
МВт %
АР Крым 3700 23,1
Николаевская обл. 3600 22,5
Херсонская обл. 3500 21,9
Запорожская обл. 3200 20,0
Донецкая обл. 2000 12,5
Итого 16000 100,0
Карта расположения в Украине действующих промышленных ВЭС представлена на рис. 6.
Эти ВЭС созданы на базе производившихся в Украине ВЭУ USW56-100 мощностью 100 кВт и Т600-48 мощностью 600 кВт.
Государственная политика Украины относительно развития ветроэнергетики
Учитывая мировой опыт и осознавая выгоды и преимущества развития ветроэнергетики, в Украине эта отрасль вместе с другими отраслями возобновляемой энергетики получила существенную государственную поддержку.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
Рис. 6. Карта расположения в Украине действующих промышленных ВЭС Fig. 6. Map of operating industrial wind farm in Ukraine
Основным документом является Закон Украины «О внесении изменений в Закон Украины «Об электроэнергетике» относительно стимулирования использования альтернативных источников энергии» № 1220-У1 от 1 апреля 2009 г. В соответствии с данным законом «величина «зеленого» тарифа для субъектов хозяйственной деятельности, которые производят электрическую энергию из энергии ветра, устанавливается на уровне розничного тарифа для потребителей второго класса напряжения на январь 2009 года, умноженного на коэффициент «зеленого» тарифа для электроэнергии, выработанной из энергии ветра». «Коэффициент «зеленого» тарифа для электроэнергии, выработанной с использованием альтернативных источников энергии, устанавливается на уровне:
1,2 - для электроэнергии, выработанной из энергии ветра объектами электроэнергетики, величина установленной мощности которых не превышает 600 кВт;
1,4 - для электроэнергии, выработанной из энергии ветра объектами электроэнергетики, величина установленной мощности которых выше 600 кВт, но не превышает 2 000 кВт;
2,1 - для электроэнергии, выработанной из энергии ветра объектами электроэнергетики, величина установленной мощности которых превышает 2000 кВт».
«Коэффициент «зеленого» тарифа электроэнергии, выработанной объектами электроэнергетики, введенными в эксплуатацию (или существенно модернизированными) после 2014, 2019 и 2024 годов, уменьшается, соответственно, на десять, двадцать и тридцать процентов от его базовой величины, определенной частью седьмой этой статьи. В данном законе существенно модернизированными объектами электроэнергетики, которые вырабатывают электроэнергию с использованием альтернативных источников энергии, считаются объекты, стоимость модернизации энергетического оборудования которых превышает 50% первоначальной стоимости такого оборудования.
Для субъектов хозяйственной деятельности, которые производят электрическую энергию с использованием альтернативных источников энергии, «зеленый» тариф устанавливается до 1 января 2030 г.
Фиксированный минимальный размер «зеленого» тарифа для субъектов хозяйственной деятельности устанавливается путем пересчета в евро величины «зеленого» тарифа, рассчитанного по правилам данного закона, по состоянию на 1 января 2009 г. по официальному валютному курсу Национального банка Украины в указанную дату.
Размер «зеленого» тарифа не может быть меньше фиксированного минимального размера «зеленого» тарифа, который на каждую дату установления розничных тарифов для потребителей пересчитывается в национальную валюту по официальному валютному курсу Национального банка Украины на такую дату».
На рис. 7 представлена диаграмма динамики «зеленого» тарифа для ВЭС до 2030 г.
о о
ей
с *
0 О.
S 0>
О- X
(О о
а
С:
15 10 5
11,3 10,2 go а,и 7 g
—
§ а> 2009-2014 2015-2019 2020-2024 2025-2030 Период ввода ВЭС в эксплуатацию
Рис. 7. Динамика «зеленого» тарифа на электроэнергию ВЭС в Украине в зависимости от года ввода в эксплуатацию ВЭС
Fig. 7. Dynamics of the "green" electricity tariffs of WEC in Ukraine according to the year of commissioning WEC
Указанным законом предусматривается еще одна льгота, а именно: «Энергопоставщики, которые осуществляют деятельность по передаче электрической энергии с использованием собственных сетей, не имеют права отказать в доступе к этим сетям субъектам ведения хозяйственной деятельности, которые производят энергию с использованием альтернативных источников энергии. Энергопоставщики, которые осуществляют деятельность по передаче электрической энергии с использованием собственных сетей, в своих инвестиционных программах должны предусматривать расходы на подключение объектов электроэнергетики, которые производят электроэнергию из альтернативных источников энергии».
Налоговым кодексом Украины предусмотрено, что «сроком на 10 лет, начиная с 1 января 2011 г., освобождается от налогообложения прибыль предприятий отрасли электроэнергетики от продажи электрической энергии, выработанной из возобновляемых источников энергии; ... средства, которые освобождены от налогообложения, направляются предприятиями-плательщиками налога на увеличение объемов производства, переоснащение материально-технической базы, внедрение новейших технологий, связанных с основной деятельностью такого плательщика налога, и/или возврат кредитов, использованных на отмеченные цели и уплату процентов по ним».
Отметим также, что в сентябре 2010 г. вышел указ Президента Украины «О мероприятиях относительно определения и реализации проектов по приоритетным направлениям социально-экономического и культурного развития». Далее были отобраны 10
проектов, получивших статус национальных, реализация которых осуществляется под патронатом Президента. Одним из таких проектов стал проект «Энергия природы», задачей которого является развитие в Украине ветровой и солнечный энергетики.
Перечисленные меры, предпринятые украинским государством, в совокупности с неосвоенным высоким ветровым потенциалом сделали украинскую ветроэнергетику привлекательной отраслью для отечественных и государственных инвесторов. В настоящее время заявленная мощность ВЭС в поданных инвесторами заявках существенно превышает возможности их интеграции в Объединенную электроэнергетическую систему Украины. Поэтому первой задачей является отбор наиболее реальных и эффективных проектов. Вторая задача - развитие сетей электропередачи и маневренной генерации электроэнергии с целью максимального увеличения возможности развития ветроэнергетики.
Список литературы
1. External Costs. Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport. European Commission. EUR 20198. Luxembourg: Office for Official Publications of European Commission, 2003.
2. Ветер стал дешевле угля. Washington ProFile. International Information Agency. Независимая информация и аналитика из США -
www.washprofile org/arch%2009%2003/10.03%20-%20wind%20energy.html.
3. Bertel E., Fraser P. Energy policy and externalities // NEA News. 2002. No. 20.1.
4. Jacobson M.Z., Masters G.M. Exploiting Wind Versus Coal // Science's Compass, 24 august 2001. Vol. 293.
5. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания. М.: Олимп-Бизнес, 2002.
6. Milborrow D. The real cost of wind versus nuclear // WindStats. 2004. Vol. 17, No. 2.
7. Шеер Г. Восход солнца в мировой экономике. Стратегия экологической модернизации. М.: Тайдекс Ко, 2002.
8. Зелена енергетика. 2006. №2 (22).
9. Федоренко О.1., Перлов Д.Л. Еколопя i енерго-безпека Украши. Пращ мiжнародного енергоеколо-пчного конгресу "Енергетика. Еколопя. Людина". 27-28 березня 2003 р., Кив.
10. Narula R.G., Wen H., Himes K., Power B. Incremental Cost of CO2 Reduction in Power Plant // Technical Paper. ASME Turbo Expo. 2002. June 3.
11. Степанов А.В., Кухарь В.П. Достижения энергетики и защита окружающей среды. К.: Наукова думка, 2004.
12. Корчевой Ю.П., Вольчин И.А. Экологические аспекты развития теплоэнергетики Украины // Энергетика и электрификация. 2003. № 2.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 8 (100) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
13. Саламов А. А. Удельные затраты на сооружение ТЭС за рубежом // Теплоэнергетика. 1997. № 2.
14. Ponnukone G. Myth of cheap coal power // Sunday Observer, 26 October, 2003.
15. Takahashi M. Technologies for Reducing Emission in Coal-Fired Power Plants // The World Bank Energy Issues #14 August 19, 2002.
16. Киотский протокол к рамочной конвенции Организации объединенных наций об изменении климата - Киото: 1997.
17. Australian Business Council for Sustainable Energy. Submission to the Final Report of the Extractive Industries Review - December, 2003.
18. Reeves A. Wind Energy for Electric Power. A REPP Issue Brief. - Renewable Energy Policy Project. July 2003.
19. Global Wind Report. Annual market update 2010. GWEC. 2010.
20. Global Wind Energy Outlook 2010. GWEC. 2010.
21. Windforce 12: A Blueprint to Achieve 12% of Worlds Electricity from Wind Power by 2020. Greenpeace International and the European Wind Energy Association, 2004.
22. Ветроэнергетика Украины: перспектива развития на ближайшие 20 лет. К.: INFORSE. Международная сеть по сбалансированной энергии, ГО «Енерпя майбутнього столггтя», 1999.
