CC BY
13Статья поступила в редакцию 26.04.11. Ред. рег. № 997 The article has entered in publishing office 26.04.11. Ed. reg. No. 997
УДК 621.311.24
ВОЗМОЖНЫЕ И ЦЕЛЕСООБРАЗНЫЕ МАСШТАБЫ РАЗВИТИЯ ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ
В.Г. Николаев
НИЦ «АТМОГРАФ» 117335, Москва, ул. Профсоюзная, д. 42/4, офис 1 Тел./факс: 8-499-744-41-63, E-mail: atmograph@gmail.com
Заключение совета рецензентов: 27.04.11 Заключение совета экспертов: 28.04.11 Принято к публикации: 30.04.11
Рассмотрены факторы, обуславливающие целесообразность развития сетевой отечественной ветроэнергетики (ВЭ). Дано ресурсное, энергетическое и экономическое обоснование целесообразности ускоренного ввода ветроэлектрических станций (ВЭС) в России суммарной установленной мощности до 6-7 ГВт к 2020 г. и 28-30 ГВт к 2030 г. Рассмотрены проблемы и необходимые условия широкомасштабного ввода и использования ВЭС. Предложены технические, финансовые и организационные пути их решения.
Ключевые слова: возобновляемые источники энергии, ветроэнергетика, электростанции на газе, ветроэлектрические станции.
POSSIBLE AND EXPEDIENT SCALES OF WIND POWER ENGINEERING
DEVELOPMENT IN RUSSIA
V.G. Nikolaev
RIC "ATMOGRAPH" 42/4, office 1, Profsoyuznaya str., Moscow, 117335, Russia Tel./fax: 8-499-744-41-63, E-mail: atmograph@gmail.com
Referred: 27.04.11 Expertise: 28.04.11 Accepted: 30.04.11
The factors of expediency of the wide scale net electrical wind power engineering development use Russia were considered. The resources, energetic and economical ground of accelerated installation of wind power plants (WPP) expediency in Russia with total capacity up to 6-7 and 28-30 GW until 2020 and 2030 respectively are given. The problems and necessary conditions of WPP wide scale introduction and use are considered Technical, financial and organizing ways of their solving are proposed.
Keywords: renewable energy sources, wind power engineering, electrical power stations on gas, wind electrical plants.
Вопрос о возможных масштабах и темпах развития отечественной ветроэнергетики актуален в связи с необходимостью выполнения Распоряжения Правительства № 1-р от 08.01.2009 о выработке 4,5% электроэнергии в России к 2020 г. на возобновляемых источниках энергии: малых ГЭС, ВЭС, ЭС на биомассе, геотермальных и приливных электростанциях. Выполнение данного Распоряжения без значительной доли ВЭС представляется затруднительным.
Необходимость развития крупномасштабной ВЭ в России обусловлена энергетическим дефицитом России, реальными возможностями наращивания электрогенерирующих мощностей страны за счет ВЭС с учетом достигнутого ими технологического уровня и больших запасов ВЭР, а также ее экономической целесообразностью. Энергетическое обеспечение страны ежегодно требует введения в пред-
стоящие 10-20 лет в среднем не менее 3,3-4,5%, или не менее 7 ГВт новых электростанций (ЭС) в год [1]. В условиях организационной и хозяйственно-правовой разобщенности энергосистем и топливно-энергетических компаний России, недостаточной эффективности государственного управления энергетикой и ограниченности в современной России финансовых, производственных и профессиональных ресурсов реализация требуемых темпов роста отечественной электроэнергетики является сверхсложной задачей. Существенным препятствием в реализации планов является также продолжительность строительно-производственных циклов традиционных АЭС (~ 8 лет), ТЭЦ и крупных ГЭС (~ 4-6 лет) с соответствующим замораживанием финансовых ресурсов.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 3 (95) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
В принятой в 2005 г. Энергетической стратегии РФ до 2030 г. [1] основой электроэнергетики страны в ближайшие 20 лет считаются ТЭЦ на органическом топливе. На их долю придется основной прирост и примерно две трети суммарной выработки электроэнергии, до двух третей из которых - на природном газе, считающемся наиболее дешевым источником энергии для РФ.
Задачей данной статьи является доказательство состоятельности современных ВЭС как реального высокоэкономичного дополнительного источника быстрого и эффективного наращивания электрогенерации в России.
Экономические аспекты электроснабжения страны на базе ВЭС
По мнению автора, необходимым условием развития ВЭ в современной России является конкурентоспособность ВЭС со считающимися наиболее дешевыми традиционными ЭС на природном газе (ГазЭС).
Приведенные в статье результаты получены с использованием развитых в НИЦ «Атмограф» методик расчета технико-экономических показателей и численного анализа баланса годовых доходов и расходов современных ЭС с учетом реальных на 2010 г. показателей строительства и эксплуатации ГазЭС и ВЭС в российских условиях с учетом многолетней динамики инфляции и цен на энергию и топливо. Выработка ВЭС определяется на основе построенной по данным об эксплуатационных характеристиках зарубежных ВЭУ [2] полуэмпирической модели многолетней динамики их технической готовности.
Составляющими расходов на ВИЭ являются капитальные затраты на строительство ВЭС, эксплуатационные издержки, затраты на капитальный ремонт, кредитная или инвестиционная составляющая. Затраты на эксплуатацию и ремонт (текущий и капитальный) определяются в работе пропорционально многолетнему ходу инфляции, описываемой развитой в [2] экспоненциальной моделью:
1п = (¡0 - ¡М)ехр(-Кгп) + 1т (1)
где ¡0, ¡п и ¡м - официальные среднегодовые индексы инфляции, соответственно, в год ввода ЭС в эксплуатацию, в п-й год эксплуатации и в год исчерпания ресурса ЭС; К1 показатель экспоненциального спадания годового индекса инфляции за период работы ЭС ~ 20 лет. При КЕ = 0 модель описывает неизменные по годам индексы инфляции. При моделировании многолетнего хода инфляции в РФ предполагалось, что при стабилизации экономики уровень инфляции в стране к 2020 году выйдет примерно на средний мировой. В 2010 г. (строительство ЭС) среднегодовой индекс инфляции в России принят равным ¡0 = ¡2009 = 10%, а средний индекс европейской инфляции - ¡м = 2,5%.
Многолетние изменения тарифов и цен на энергию ем и топливо для ЭС /м могут не следовать за
ходом инфляции, но также могут быть описаны экспоненциальными моделями, аналогичными модели инфляции (1):
£м = (£0 - £м)ехр(- Кп) + £«; (2)
/м = (/0 - />)ехр(- К/п) +/т (3)
где £м , £0 и е„ - индексы роста тарифов, а/м, / и/ -индексы цен на базовые для энергетики виды топлива, соответственно, в году ввода ЭС в эксплуатацию, в п-м году эксплуатации и в году исчерпания ресурса ЭС; К£ и К/ показатели экспоненциального спадания ежегодного роста цен за период работы ЭС ~ 20 лет. Использованные в расчетах прогнозные модели (2) и (3) иллюстрируются на рис. 1 и 2. Средние европейские цены на электроэнергию и газ растут пропорционально средней европейской инфляции (2,5% в год). Цены 2010 г. на газ в ЕС равны средним экспортным ценам Газпрома для стран ЕС, европейские цены на электроэнергию соответствуют средним оптовым закупочным ценам на электроэнергию, вырабатываемую ЭС в ЕС (70-80 евро/МВтч).
- г- ш ж ЧУ -Сценари роста це на элект юэнергию в России и в мире-
1
£
i'ISSí С-х-х-р*-^']1"* '
—с— рост мировых цен электроэнергии до 2020 г. —х— рост цен в РФ к 2020 г. до 1/2 мировых —¿г—рост цен в РФ к 2020 г. до 2/3 мировых —ж— рост цен в РФ к 2020 г. до 3/4 мировых —о— рост цен в РФ к 2020 г. до мировых —о—замораживание цен РФ 2009 г. с инфляцией РФ
ГОДЫ
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Рис. 1. Расчетные прогностические модели роста цен
на электроэнергию [1] Fig. 1. Prognostic models of electricity cost increase [1]
Сценарии роста цен на энергоносители в России и в мире
-1 - —о— рост мировых цен топлива до 2020 г. —о— рост цен в РФ к 2020 г. до 1/3 мировых —¿г—рост цен в РФ к 2020 г. до 1/2 мировых —х— рост цен в РФ к 2020 г. до 2/3 мировых —ж— рост цен в РФ к 2020 г до мировых —о—замораживание цен РФ 2009 г. с инфляцией РФ
5
.„-х--*"'
/
1
ГОДЫ
Рис. 2. Расчетные модели роста цен в России на природный газ Fig. 2. Prognostic models of gas cost increase
В работе рассмотрены различные сценарии роста цен на электроэнергию и энергоносители в России: от ограничения их роста уровнем ежегодной российской инфляции до роста по европейской модели.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 3 (95) 2011 © Научно-технический центр «TATA», 2011
Наиболее разумной автору представляется модель роста российских цен на электроэнергию с постепенным их выходом на уровень цен порядка 2/3 от средних европейских. Более высокий конечный уровень, по мнению автора, недопустим из-за необходимости создания преференций отечественному производителю в части энергообеспечения. Сохранение более низкого уровня затруднительно в современной России с учетом необходимости обновления в ближайшие годы в больших масштабах изношенной и морально устаревшей энергетической базы, ограниченными в настоящее время возможностями производственных мощностей страны и зависимости сегодняшней российской энергетики от импорта энергетического оборудования.
—о—Сценарий роста суммарной номинальной мощности ВЭС до 30 ГВт - -+- -Модельная суммарная номинальная мощность ВЭС до 30 ГВт —*— Сценарий роста суммарной номинальной мощности ВЭС до 15 ГВт ------- Модельная суммарная номинальная мощность ВЭС до 15 ГВт —о— Сценарий роста суммарной номинальной мощности ВЭС до 7,5 ГВт -------Модельная суммарная номинальная мощность ВЭС до 7,5 ГВт
■ i t f
/ i
i г ? t +
i. С А 4! Л > í
А \
и Л
4 \ ГОДЫ +
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
—о—Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 30 ГВт по сценарию ------- Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 30 ГВт по модели ■ —л— Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 15 ГВт по сценарию ■ Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 15 ГВт по модели —о— Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 7,5 ГВт по сценарию —-— Выработка эл.энергии при росте мощности ВЭС до 7,5 ГВт по модели
I I I I
Р ш =¿ t /
С S о (Г> ш / /
¡S о ю Q. / / /
О О
2010 2015 2020 2025 гады 2035 2040 2045 2050
Рис. 3. Сценарный рост установленной мощности
и выработки электроэнергии ВЭС Fig. 3. Scenarios of installed wind turbines capacities and their energy output increase
За базовую модель роста цен на природный газ на внутреннем рынке России принята модель с постепенным и конечным выходом на уровень цен до 1/2 от европейских. Поддержание такого уровня представляется вполне реальным с учетом развитой инфраструктуры, имеющихся мощностей и планов производства топливодобывающего комплекса, заинтересованности страны в росте экспортного потенциала, а также исходя из необходимости создания льготных условий отечественному производителю в части его обеспечения энергоносителями. Как наи-
более предпочтительные взяты и проанализированы на предмет энергетической и экономической эффективности три сценария развития отечественной ветроэнергетики (рис. 3).
В период 2010-2020 гг. все сценарии совпадают и подразумевают установку ВЭС к 2020 г. суммарной мощностью 7,5 ГВт с суммарной выработкой примерно 20 млрд кВт-ч. Первый сценарий подразумевает прекращение дальнейшего наращивания мощностей ВЭС и поддержания их на уровне 7,5 ГВт путем замены ВЭУ, вырабатывающих 20-летний ресурс (рис. 3). По второму и третьему сценариям продолжается дальнейшее наращивание мощностей ВЭС примерно до 15 ГВт до 2023 г. и 30 ГВт до 2030 г. соответственно с поддержанием мощностей ВЭС после периодов их наращивания на постоянном уровне.
Для оценки экономического эффекта рассмотренных сценариев более наглядны и приведены здесь результаты численного моделирования показателей завершенных экономических циклов, представляющие итоговые экономические показатели проектов ВЭС, установленных в соответствующие рассмотренным сценариям периоды (с 2010 г. по 2020, 2023 и 2030 гг.) и работающих до полной выработки 20-летнего ресурса без замены на новые. В качестве экономических показателей рассмотренных сценариев ВЭС представлены накапливаемые в соответствующие периоды доходы и расходы при строительстве, эксплуатации и продажи электроэнергии равных по выработке и по ресурсу (20 лет) ВЭС и ГазЭС, вводимых в действие в периоды с 2010 г. по 2020 и 2030 годы и работающих, соответственно, до 2040 и 2050 гг., приведенные к ценам 2010 г. по модели российской инфляции. Коэффициенты использования номинальной мощности ВЭС и ГазЭС приняты равными 30% и 50% соответственно. Для определения максимально возможной экономической эффективности рассмотренных энергетических проектов здесь приведены значения расходов и доходов, рассчитанные с нулевыми ставками кредитования и дисконтирования и до начала налоговых платежей.
Основными составляющими экономического баланса ВЭС и ГазЭС являются капитальные и эксплуатационные затраты (включая стоимость топлива для ГазЭС исходя из расхода газа 0,2 кг/кВтч), обязательные в будущем экологические штрафы за выбросы парниковых газов в атмосферу (по цене 15 евро/т), а также выручка за проданную электроэнергию по ценам российского оптового рынка, принятая равной для ВЭС и ГазЭС.
Капзатраты на 2010 г. - начальный год проектов -приняты равными 1500 евро/кВт для ВЭС и 1100 евро/кВт для ГазЭС в соответствии с европейскими ценами на оборудование и предполагаемыми российскими ценами на транспортные и строительно-монтажные работы. В последующие годы затраты на импортные комплектующие и запчасти считаются прямо пропорциональными среднегодовым индексам
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 3 (95) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
инфляции в ЕС (для европейских производителей оборудования ВЭС) или ожидаемой средней мировой инфляции (при импорте ВЭУ из Индии, Китая, Канады, США, Японии). Средние за ресурсный период эксплуатационные расходы на российских ВЭС и ГазЭС на 2010 г. приняты равными 0,015 и 0,012
евро/кВт-ч соответственно и далее растут пропорционально среднегодовым индексам официальной инфляции в РФ. Расчетные итоговые экономические показатели для трех сценариев многолетней динамики цен на топливо и электроэнергию представлены в табл. 1.
Таблица 1
Экономические показатели электрогенерации на ГазЭС и ВЭС (в ценах, приведенных к 2010 г.)
при разном росте цен на газ и электроэнергию
Table 1
Economical indexes of electricity production on wind and gaseous power stations (in 2010 costs) for different scenarios of costs of gas and electricity
Показатель Сценарий
с заморозкой цен российский мировой
ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС
Номинальная мощность ЭС, ГВт 17,88 30,02 17,88 30,02 17,88 30,02
-^ИУМ5 % 0,50 0,30 0,50 0,30 0,50 0,30
Стоимость присоединения к сети, млрд € -1,75 -3,01 -1,75 -3,01 -1,75 -3,01
Капитальные затраты, млрд € -17,38 -39,78 -17,38 -39,78 -17,38 -39,78
Эксплуатационные затраты, млрд € -15,24 -17,31 -15,24 -17,31 -15,24 -17,31
Затраты на топливо для ГазЭС, млрд € -18,02 0 -23,0 0 -46,1 0
Экспортная стоимость топлива, млрд € 45,67 46,09 46,09
Экоштраф за выбросы СО2, млрд € -9,60 0 -9,60 0 -9,60 0
Выручка за электроэнергию, млрд € 19,52 19,52 47,79 47,79 71,7 71,7
Баланс расходов и выручки, млрд € -42,47 -40,58 -19,18 -12,31 -18,37 11,60
Себестоимость эл. энергии ЭС, €/кВт-ч 0,041 0,031 0,049 0,031 0,085 0,031
Топливная составляющая, % 69,8 0 74,5 0 85,4 0
Вариант с «заморозкой» цен означает ограничение их роста уровнем ежегодной российской инфляции. В российском варианте электроэнергия ЭС реализуется на российском рынке по оптовым ценам, многолетний рост которых описывается моделью (2) с асимптотическим выходом на 2/3 от мировых.
Цены газа для ГазЭС нарастают по модели (3) с асимптотикой ^ от европейских. Мировой вариант соответствует быстрому выходу российских цен на электроэнергию и газ для ЭС на уровень европейских и их дальнейший линейный рост со скоростью европейской инфляции. Затраты на присоединение к централизованным электросетям приняты в расчетах равными среднему европейскому уровню (13% от стоимости основного оборудования ЭС).
Результаты численного моделирования рассмотренных сценариев таковы.
- Капзатраты при строительстве ВЭС вместе со стоимостью присоединения к сетям (~ 39,8 млрд евро) в 2,1 раза выше, чем на ГазЭС (~ 17,4 млрд евро).
- Эксплуатационные затраты на ВЭС (~ 17,3 млрд евро) в российских условиях окажутся примерно на 15% выше, чем на ГазЭС (~ 15,2 млрд евро).
- Затраты на топливо, потребляемое ГазЭС, при сценариях с «заморозкой» цен, «российском» и мировом составят, соответственно, 18,0, 23 и 46,1 млрд евро.
- Выручка с продаж энергии ГазЭС и ВЭС при сценариях с «заморозкой» цен, «российском» и мировом составят, соответственно, 19,5, 47,8 и 71,7 млрд евро.
- Баланс расходов и выручки на ГазЭС и ВЭС при всех рассмотренных сценариях окажется отрицательным, однако с переходом от варианта с «заморозкой» цен к мировому он изменяется в пользу ВЭС (рис. 4).
- Себестоимость вырабатываемой ГазЭС электроэнергии растет более чем вдвое при переходе от сценария с «заморозкой» цен к мировому, при этом топливная составляющая себестоимости увеличива-
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 3 (95) 2011 © Научно-технический центр «TATA», 2011
ется с 69,8 до 85,4%. Себестоимость электроэнергии ВЭС постоянна и составляет 0,031 евро/кВтч при любом ценовом сценарии.
lip .. r£— a. С ^ и X Т I 1 1 1 1 Г —1—ГазЭС без экоштрафа —ж— ГазЭС с экоштрафом —-—ВЭС с ЭлЭн по оптовым ценам ВЭС с российской ценой замещенного газа ^^ВЭС с экспортной ценой замещенного газа Wi
<0 Ю
ГОД
)12 2( да» 24 20 zsjio JS 20 36 20 40 20 44 20 43
-+-W- -Ы-+-
•ЖЖ-Ж. aat
Рис. 4. Балансы доходов и затрат на ГазЭС и ВЭС при российском сценарии роста цен на электричество и газ Fig. 4. The balances of wind and gaseous power stations profits and expenditures
Из полученных результатов расчетов и сравнения рассмотренных в работе вариантов ввода мощностей ГазЭС и ВЭС с нарастанием до 2020 и 2030 гг. (рис. 4) следуют выводы.
- При росте стоимости газа в странах ЕС и РФ выработка электроэнергии на вновь строящихся ГазЭС будет дорожать, а сами ГазЭС при оптовых ценах на электроэнергию и газ на внутреннем рынке не окупаются при всех рассмотренных вариантах роста.
- Для обеспечения безубыточности ГазЭС даже в случае «заморозки» внутренних цен на газ необходимо увеличение закупочных цен на электроэнергию на оптовом рынке минимум вдвое с соответствующим неизбежным увеличением тарифов, что противоречит либо принципам рыночной экономики (при сдерживании цен), либо социальной и экономической политике государства, направленной на поддержку отечественного производства.
- Для обеспечения безубыточности ВЭС в России необходимо увеличение закупочных цен на электроэнергию ВЭС на 70-80% при реализации российского сценария роста цен на энергию, но для ВЭС надбавка может быть обеспечена за счет прибыли от экспорта газа.
В табл. 2 приведены расчетные данные о возможных финансовых итогах деятельности участвующих в производстве и потреблении электроэнергии сторон в рассмотренном выше российском сценарии альтернативного наращивания ВЭС до 30 ГВт и равных по выработке ГазЭС до 17,9 ГВт к 2030 г.
Таблица 2
Прогноз финансовых итогов производства-потребления энергии ГазЭС и ВЭС в «российском» варианте роста цен на энергию и газ с учетом экспорта замещенного газа
Table 2
Forecast of electricity production-consumption financial results for Russian variant of gas and electricity cost increase taking into consideration the export of replaced gas
Параметр Субъекты производства и потребления электроэнергии
Электростанции Газпром Потребители Государство
ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС ГазЭС ВЭС
Затраты, млрд € -67,0 -60,1 0 0 -47,8 -47,8 0 0
Выручка, млрд € 39,2 39,2 18,9 30,9 0 0 12,8 23,8
Расчетный баланс, млрд € -27,8 -20,9 18,9 30,9 -47,8 -47,8 12,8 23,8
Реальный баланс, млрд € 0 0 18,9 30,9 -75,6 -68,7 12,8 23,8
Проект баланса, млрд € 0 15,5 18,9 25,55 -75,6 -73,5 12,8 18,45
Основными заинтересованными субъектами в данном случае являются: электрогенерирующие предприятия (ЭС), Газпром (поставщик газа для ЭС), государство (получатель налогов) и потребители электроэнергии.
Доходы производителей электроэнергии обеспечиваются выручкой за электроэнергию и, как видно из табл. 2 (строка «Расчетный баланс»), не покрывают затрат на ее производство. Доходы Газпрома равны выручке за газ на российском рынке для ЭС, или, в случае замещения газа российскими ВЭС, равны экспортной стоимости газа за вычетом экспортной пошлины, принятой в расчетах равной 30%. Доходы государства
образуются за счет налогов на добавленную стоимость с продаж электроэнергии и газа ЭС или налоговых пошлин от экспорта замещенного ВЭС газа.
Расходы потребителей в строке «Расчетный баланс» табл. 2 определены без учета затрат сетевых и сбытовых компаний и равны оплаченной ими электроэнергии ЭС (47,8 млрд евро). По сложившейся в российской электроэнергетике практике в затраты потребителей включаются доплаты, необходимые для покрытия отрицательного баланса ГазЭС (в нашем случае 27,8 млрд евро), осуществляемые путем повышения тарифов (реально в них включается и прибыль ЭС, равная нулю в наших расчетах). В суммарные
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 3 (95) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
затраты включен и экологический штраф (9,6 млрд евро), равный расходам на мероприятия по уменьшению выбросов парниковых газов на ГазЭС (из расчета 549 кГ выбросов СО2 при выработке 1 МВтч электроэнергии и экологического штрафа - 15 евро за тонну выбросов СО2 [3]).
В рамках сложившейся практики отрицательный расчетный баланс ВЭС (20,9 млрд евро), обусловленный высокими капитальными затратами на их строительство, также должен покрываться за счет потребителей электроэнергии, приводя к итоговым показателям, приведенным в строке «Реальный баланс» (табл. 2). При этом тарифная нагрузка на потребителя при использовании ВЭС вместо ГазЭС уменьшается из-за отсутствия экологических затрат. Расчетные показатели реального баланса, полученные в соответствии с действующей экономической системой обеспечения отечественной электроэнергетики, свидетельствуют о значительном экономическом эффекте от реализации предлагаемого ветроэнергетического проекта, составляющем до 30 млрд евро при максимальном в 2030 г. отрицательном балансе проекта 28 млрд евро (рис. 6) и итоговой рентабельностью проекта более 100%. При этом при безубыточной работе ВЭС в выигрыше окажутся и Газпром (12 млрд евро), и государство (11 млрд евро), и потребитель электроэнергии (за счет уменьшения тарифной нагрузки на 6,9 млрд евро).
В связи с этим в качестве наиболее заинтересованных и реальных инвесторов масштабного развития новой для России ВЭ представляются крупные предприятия нефтегазового (Газпром, Лукойл, Роснефть и пр.) и энергетического комплекса страны и само государство. В первом случае при наличии эффективной правовой базы участие в создании новой энергетической отрасли и массовом строительстве ВЭС может явиться перспективным направлением диверсификации и прибыльным бизнесом для добывающих и экспортирующих топливо, и прежде всего газ, компаний. Во втором случае государственные вклады в ВЭ следует рассматривать как выгодное долгосрочное вложение в развитие страны. Из полученных результатов следует принципиально важный вывод: источником финансирования ВЭС в РФ, помимо повышения тарифов, могут являться перераспределенные доходы от экспорта газа, замещенного ВЭС, используемыми вместо ГазЭС, а также уменьшение затрат на экологические мероприятия по сокращению выбросов в атмосферу. При этом экспортная выручка с продаж замещенного на ВЭС газа в сценариях с «заморозкой» цен и «российском» окажется, соответственно, в 2,5 и 2 раза выше стоимости газа на внутреннем рынке, обеспечивая тем самым дополнительные доходы государству за счет налоговых поступлений.
На основании полученных данных автор предлагает новый подход к финансированию ВЭС, основанный на использовании средств, вырученных за счет экспорта замещенного ими газа. Для этого предлага-
ется увеличивать доходную часть ВЭС по крайней мере на стоимость газа, сжигаемого на ГазЭС (средней по региону или по РФ в целом), равную энергетической производительности (23 млрд евро), или, исходя из повышения экономической заинтересованности инвестора и потребителя, половине величины экоштрафа (4,8 млрд евро), что, как следует из рис. 6 и табл. 2, обеспечит положительный баланс (16 млрд евро) и приемлемую рентабельность ВЭС для инвестора. Источником этих средств является перераспределение дополнительных от использования ВЭС доходов Газпрома (на 5,35 млрд евро) и бюджета государства (на 5,35 млрд евро), приведенных в строке «Реальный баланс» табл. 2, и вполне допустимое обременение пользователя на 4,8 млрд евро - половину экологического штрафа, при котором тарифная нагрузка на него остается заметно меньше, чем в отсутствие ВЭС. При таком подходе все участвующие в производстве и потреблении электроэнергии стороны оказываются заинтересованными в развитии широкомасштабной отечественной ВЭ. При предлагаемой схеме перераспределения доходов развитие отечественной электроэнергетики за счет широкомасштабного использования ВЭС, оказывается экономически выгодным и для производителей электроэнергии (включая поставщиков топлива), и для государства, и для потребителя. Предлагаемая схема и сценарии развития отечественной ВЭ возможны благодаря наличию в стране востребованных за рубежом запасов природного газа и разнице цен на него на внутреннем и внешнем рынке.
Суммарный экономический эффект использования ВЭС растет пропорционально их выработке.
Технические ограничения ввода ВЭС в России
Основные технические ограничения масштабного использования ВЭС связаны с возможностями электрических сетей по приему мощностей в нестабильном режиме. В качестве принятого в мире условия заведомо допустимой считается 20%-я доля ВЭС в суммарной мощности энергосистем [3]. С учетом изношенности сетевого хозяйства этот уровень для России можно принять равным, по мнению автора, не более 10-15%, что допускает суммарные установленные мощности ВЭС в РФ на уровне >30-40 ГВт.
Сдерживающим развитие ветроэнергетики фактором могут являться технологические ограничения темпов ввода ВЭС. Темпы роста установленных мощностей ВЭС в разных странах существенно отличаются (рис. 5). Из графиков рис. 5 следует, что страны, целенаправленно развивавшие национальные ВЭ, выходили на уровень 1 ГВт по суммарной установленной мощности ВЭС за 5-7 лет, причем эти сроки значительно снизились за последние годы. В настоящее время благодаря развитию мировых технологий имеются все возможности для ускоренного достижения такого уровня за 4-5 лет.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 3 (95) 2011 © Научно-технический центр «TATA», 2011
Рис. 5. Темпы роста установленных мощностей ВЭС в разных странах Fig. 5. The rates of countries installed wind turbines capacities
Темпы развития отечественной ВЭ в предлагаемых сценариях исходят из мировых темпов развития и имеющихся в России технико-экономических условий и соответствуют средним темпам ее развития в Испании, Индии и Турции, по мнению автора, вполне достижимым в современной России.
Ресурсная обеспеченность российской ветроэнергетики
Наиболее важным показателем энергетической и экономической эффективности ВЭС и их конкурентоспособности с ГазЭС является коэффициент использования номинальной мощности А"ИУМ. При значениях КИУМ > 30% (> 2500 тысяч часов работы с
номинальной мощностью) использование ВЭС является целесообразным по международным критериям.
Как показано в работе [2], Россия в достаточной степени обеспечена ветровыми ресурсами для производства электроэнергии на ВЭС с требуемой энергетической эффективностью (А"ИУМ > 30%), позволяющей получать с их помощью электроэнергию с себестоимостью < 4,5-5,0 евро-ц/кВт-ч во многих районах РФ, включая энергетически дефицитную европейскую часть РФ, а также западные европейские и южные дальневосточные области, представляющие интерес в связи с формированием международных рынков электроэнергии с точки зрения возможного экспорта электроэнергии ВЭС в соседние страны: Белоруссию, Грузию, Казахстан, Украину, Китай, Корею, Японию (рис. 6).
Наиболее перспективными регионами по совокупности способствующих развитию ветроэнергетики факторов согласно полученным автором результатам представляются Краснодарский край, Нижневолжский и Прикаспийский регионы (Астраханская и Волгоградская области, Калмыкия), СевероЗападный регион (Калининградская, Ленинградская и Мурманская области), юг Урала и Западной Сибири (Оренбургская, Курганская, Омская, Новосибирская, Барнаульская области), Дальневосточный регион (Камчатский и Приморский края, Сахалинская область). Для размещения мощностей ВЭС в масштабах предложенного сценария на 30 ГВт, требуются суммарные площади не более 0,5% территории РФ (при установке ВЭУ в местах со среднегодовыми значениями КИУМ > 30%) [2].
Рис. 6. Перспективные районы размещения ВЭС Fig. 6. Prospective regions for the wind power plants installation on the territory of Russia
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 3 (95) 2011
© Scientific Technical Centre «TATA», 2011
Сводка энергетических показателей рассмотренных в статье вариантов развития отечественной ветроэнергетики дана в табл. 3. С учетом полученных в работе экономических результатов для государства, Газпрома, энергокомпаний, частных инвесторов целесообразным для России автору представляется
сценарий развития отечественной ВЭ с доведением к 2020 и 2030 г. суммарной установленной мощности ВЭС до 6-7 ГВт в 2020 г. и 28-30 МВт в 2030 г. с долями выработки электроэнергии ВЭС, соответственно, около 1,5 и 5-6% от ожидаемого электропотребления страны.
Таблица 3
Выработка ВЭС в рассмотренных сценариях в млрд кВт-ч и % от суммарной в РФ
Wind electrical plant's energy output in scenarios concerned in billions kW-h/year and in % of total annual electricity generation in Russia
Table 3
Сценарий развития ВЭС Сценарий энергопотребления Выработка ВЭС по годам
2010 2015 2020 2025 2030
млрд кВт-ч % млрд кВт-ч % млрд кВт-ч % млрд кВт-ч % млрд кВт-ч %
30 ГВт к 2030 г. умеренный 0,15 0,014 2,94 0,27 19,81 1,63 46,15 3,41 78,99 5,34
оптимистический 0,24 1,45 46,15 2,98 78,99 4,51
15 ГВт к 2023 г. умеренный 0,27 1,63 40,28 2,97 40,28 2,72
оптимистический 0,24 1,45 40,28 2,60 40,28 2,30
7,5 ГВт к 2020 г. умеренный 0,27 1,63 19,81 1,46 19,81 1,34
оптимистический 0,24 1,45 19,81 1,28 19,81 1,13
Реализация такого сценария с учетом высокой энергетической и экономической эффективности ВЭС, наличия ветровых ресурсов и принципиальной технологической осуществимости представляется в высшей степени целесообразной и неотложной для страны.
Список литературы
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Минэнерго РФ. М.: ИЭС, 2009 г.
2. Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшов Ю.И. Кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. М.: «Атмограф», 2008.
3. Николаев В. Г. Ресурсное и технико-экономическое обоснование широкомасштабного развития и использования ветроэнергетики в России. М.: «Атмограф», 2011.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 3 (95) 2011 © Научно-технический центр «TATA», 2011
