ООО "Тайкун", ветроэнергетика в Беларуси, ветровые генераторы.

В основе существующей в Беларуси системы электроснабжения и отопления лежит использование природного газа в качестве топлива, производство электроэнергии почти поровну распределено между электростанциями (конденсационные электростанции) и ТЭЦ.

Нефть и продукты жизнедеятельности биомассы также широко используется в качестве топлива. В меньших объёмах для этой цели применяется уголь. По сравнению с наилучшей доступной технологией (НДТ), эффективность конденсационных электростанций невысокая (КПД 38-39% против 60% у НДТ). КПД теплоэлектроцентралей и тепловых станций ближе к НДТ. Очевидно, что с ростом цен на ископаемые виды топлива, такая структура тепло- и электроснабжения приведет к значительному повышению стоимости производства тепла и электричества.

Существующий топливно-энергетический баланс в энергетике Беларуси:

Существующая энергосистема (2005) 

Таблица 1: Потребляемая и производимая энергия тепло- и электростанций. В таблицу не включены данные об импортируемой электроэнергии (около 10% энергоснабжения) и сетевые потери. Источник: Международное энергетическое агентство.

Цены на топливо сегодня и завтра
В прошлом мы наблюдали значительные колебания цен на нефть, однако сейчас наступил более стабильный период. С января 2009 г. по 3 апреля 2009 г. цена на нефть выросла с 35 долларов США за баррель (это минимум за последние 4 года) до 52,6 долл./баррель, причем тенденция медленного повышения цен сохранилась. Текущая цена на нефть составляет 55 долл./баррель. Принимая во внимание ограниченность запасов нефти и постоянно растущую стоимость ресурсов (залежи ископаемых глубоко под водой, ресурсы Арктики и т.д.) Международное энергетическое агентство (МЭА) в докладе о перспективах развития мировой энергетики, подготовленном в 2008 г.,прогнозирует повышение стоимости нефти до 100 долл./баррель к 2010 г., до 110 долл./баррель к 2020 г. и до 122 долл./баррель к 2030 г. Основываясь на этих данных, среднесрочная цена установлена на уровне 100 долл./баррель, долгосрочная – на уровне 115 долл./баррель.

Цены на газ на спотовых рынках в Западной Европе и США изменялись вслед за скачками цен на нефть в 2008 г., однако Беларусь закупает российский газ в соответствии с подписанными долгосрочными договоренностями, согласно которым текущая цена составляет 140 долл./м3. В среднесрочной перспективе цена на газ для Беларуси составит 450 долл./м3, т.к. при вступлении страны во Всемирную торговую организацию (ожидается, что этот шаг будет сделан совместно с Россией), Беларуси придется привести свои цены в соответствие с требованиями свободного рынка. Долгосрочная цена на газ вычисляется по следующей формуле: долгосрочная цена на нефть минус 30%, что в итоге даёт цену приблизительно на 20% превышающую среднесрочную цену.

МЭА прогнозирует долгосрочную цену на газ для Западной Европы на уровне 17 долл./ MBtu* к 2020 г. с последующим повышением до 24 долл./MBtu к 2030 г., что составляет 13,6 €/ГДж и 19 €/ГДж соответственно. Этот прогноз соответствует расчету цен МЭА на нефть и не основан на упомянутой в данном документе формуле «минус 30%».
*Mbtu – Одна тысяча британских тепловых единиц.

Долгое время уголь был самым дешевым видом топлива, однако при составлении прогноза должны учитываться мировые цены на уголь, которые уже заметно выше стоимости энергии биомассы со времени её появления на рынке. Текущая стоимость угля в портах Роттердам и Антверпен составляет 67 долл./т, в то время как в 2008 г. она достигла 200 долл./т. В докладе о перспективах мировой энергетики, подготовленном МЭА в 2008 г., долгосрочная цена рассчитана на уровне 120 долл./т (2010-2015 гг.) с возможным последующим снижением. Прогнозы МЭА были составлены до обострения мирового экономического кризиса, поэтому вероятно снижение среднесрочной цены до 100 долл./т. Долгосрочная цена установлена на уровне 120 долл./т. Причиной увеличения прогнозируемой долгосрочной цены по сравнению с расчетами МЭА является ограниченность дешевых угольных ресурсов. Очень высокие цены в 2008 г. (приблизившиеся к 200 долл./т) указывают на истощение дешевых ресурсов, поэтому прогнозируемое МЭА снижение цен на уголь после 2015 г. маловероятно.

Цена биомассы взята из установленной в середине 2008 г. цены на древесное топливо в размере 100 000 бел. руб. за 8 м3, что соответствует 4,5 €/м3 при валютном курсе 1 € = 2800 бел. руб. (по состоянию на август 2008 г.). В качестве краткосрочного прогноза взята цена на уровне 5 € за м3 дров, хотя в крупных установках в основном используется щепа. Обычно себестоимость древесной щепы выше, чем затраты на заготовку дров, однако для производства щепы может использоваться низкокачественная древесина, поэтому разница в цене между дровами и щепой снижается при рассмотрении крупных объёмов.

Для расчета средне- и долгосрочной цены берётся удвоенная краткосрочная цена, т.к. согласно предложенной концепции устойчивого развития энергетики, возникнет необходимость в расширении масштаба использования дорогих ресурсов биомассы. Вероятно, что в данном проекте будут предусмотрены шаги по возобновлению лесов для нужд энергетики. Согласно расчетам, долгосрочная цена будет приблизительно на 35% ниже текущей цены на древесную щепу в Латвии (по ценам 2008 г.), что указывает на объективность оценки при возможном появлении рынков биомассы в балтийском регионе. 

Существующие и прогнозируемые цены на топливо:

Таблица 2: Существующие и прогнозируемые цены на топливо.

Для сравнения все цены указаны в €/ГДж, при конвертации Евро в долл. США был использован обменный курс 1,25:

Таблица 3: Существующие и прогнозируемые цены на топливо в €/ГДж.

Стоимость·производства·тепла·и·электроэнергии·при·существующей энергосистеме
Указанные ниже цены на топливо являются минимальными в рамках существующей энергосистемы. В них не входят налоги и прочие расходы (к примеру, на охрану окружающей среды). Стоимость тепловой энергии рассчитывается на выходе со станции. Цена электроэнергии рассчитывается с учетом того, что стоимость топлива для производства тепла на ТЭЦ равна стоимости топлива для производства тепла на тепловой станции. Основные·капитальные вложения в расчет не включены, поэтому уровень инвестиций для существующей энергосистемы равен 0.

Существующая энергосистема (2005)

Таблица 4: Текущие и прогнозируемые цены на тепловую и электроэнергию в рамках существующей энергетической структуры.

Стоимость эксплуатации и технического обслуживания тепловых станций установлена на уровне 0,5 €/ГДж, что отражает низкие издержки на эксплуатацию и техническое обслуживание газовых теплостанций. Для электростанций данные издержки оцениваются фиксированной суммой в 25 000 €/год за каждый установленный МВт (и 5500 часов эксплуатации при полной загрузке) + переменная сумма 6 €/МВт-ч, которая вдвое выше стоимости эксплуатации итехнического обслуживания новой станции. Возможно, данный расчет стоимости эксплуатации и технического обслуживания отражает верхний предел цен, однако более низкий расчет стоимости эксплуатации и техническогообслуживания не оказывают значительного влияния на выводы данного исследования.  

По сравнению с указанными ценами на выходе со станции, вероятно, что из-за сетевых потерь потребительские цены вырастут на 20%. К потребительской цене необходимо добавить также стоимость строительства и обслуживания инфраструктуры, затраты на системное управление и административные расходы. На потребительские цены также влияет и импорт электроэнергии.

Из этого следует вывод: при ожидаемом росте цен на топливо в долгосрочной перспективе, вероятно, что стоимость тепловой и электроэнергии вырастет в три раза, причем ожидается, что скачек цен произойдет в среднесрочномпериоде. В частности, это произойдет вслед за повышением цены на газ до 450 долл./1000 м3.

Стоимость производства тепла и электроэнергии при устойчивом развитии энергосистемы

Европейское отделение INFORSE и другие организации предложили проект устойчивой энергосистемы, который подразумевает замену ископаемых видов топлива эффективными и возобновляемыми источниками энергии.Реализация данной программы приведет к установлению следующего топливно-энергетического баланса (подобно Таблице 1):

Проект устойчивого развития энергосистемы 

Таблица 5: Потребляемая и производимая энергия тепло- и электростанций при устойчивом развитии энергосистемы.

В таблице не учтена импортируемая электроэнергия (около 10% энергоснабжения), энергия ветрогенераторов и сетевые потери.

При расчете минимальных потребительских цен на энергию в рамках данной системы, цифры будут значительно отличаться от нижеприведенных:

Проект устойчивого развития энергосистемы

Таблица 6: Текущие и прогнозируемые цены на тепловую и электроэнергию в рамках предложенного проекта устойчивого развития энергосистемы.

При расчете стоимости тепловой энергии учитываются: затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание в сумме 19 000 €/МВт, 4000 часов эксплуатации при полной загрузке, капитальные вложения в сумме 320 000 €/МВт,срок эксплуатации 20 лет, доход 6%. Данные показатели идентичны датским расчетам для тепловых станций, использующих в качестве топлива деревянную щепу. При расчете электростанций применяются в среднем 2/3 от показателей для ТЭЦ (около 400 МВт, срок службы 30 лет, капитальные вложения в сумме 1,66 млн. €/МВт, затраты на эксплуатацию и обслуживание в сумме 31800 €/МВт + 3 €/МВт-ч) и 1/3 от показателей для небольших станций(10 МВт, срок службы 20 лет, кап.вложения – 3,2 млн. €/МВт, эксплуатация и обслуживание - 89000 €/МВт + 19 €/МВт-ч), 5500 эксплуатационных часов при полной загрузке, а также доход в 6%. Данные по эффективности производства косвенно отражены в документе, т.к. уже заложены в проект устойчивого развития.

КПД в данных расчетах учитывается так же, как и в предложенном проекте. Термический и общий (электрический + термический) КПД не отличаются от существующей технологии (80-85%), в то время как электрический КПД составляет 47% для ТЭЦ и 55% для электростанций. При этом современные станции предложенной производительности, работающие на биомассе в качестве топлива, позволяют достичь КПД 40-42% для ТЭЦ (сочетание небольших станций с низким КПД и крупных, более эффективных станций) и около 50% для крупных электростанций. Эта разница вносит погрешность в конечный результат на уровне 2-3%, что меньше, чем другие неопределенные факторы.  


Сравнение
Сравнивая две системы, можно придти к выводу, что текущие цены на тепловую энергию приблизительно равны в условиях как существующей энергосистемы, так и предложенной концепции устойчивой энергосистемы, однако цены на электроэнергию в последнем случае выше, что обусловлено в основном капитальными вложениями. Очевидно, что соотношение цен на топливо резко изменится в среднесрочной перспективе, когда стоимость тепловой и электроэнергии в рамках устойчивой энергосистемы будет почти вдвое ниже, чем при существующей энергосистеме.

В долгосрочной перспективе эта разница будет только увеличиваться.

В условиях устойчивой энергосистемы текущие цены на энергию вырастут в будущем на 50%. Это минимально возможное повышение в рамках рассмотренных решений. В другом исследовании, затрагивающем атомную энергетику, стоимость энергии на выходе из новых атомных реакторов составляет 23 €/ГДж (81 €/МВт-ч), что на 60% больше, чем затраты на производство энергии в условиях устойчивой энергосистемы. С учетом повышения в будущем цен на ископаемые виды топлива, стоимость атомной энергии приблизительно равняется стоимости традиционной энергии при существующей структуре энергетики.


В условиях устойчивой энергосистемы потребление как тепловой, так и электрической энергии ниже, чем при существующем положении. Это обусловлено широким внедрением энергоэффективных технологий, в частности снижением потребления тепла при использовании более совершенных стройматериалов для возведения домов. Сценарий устойчивого развития подразумевает использование энергии ветра, солнечного тепла, а в дальнейшем также и солнечного фотоэлектричества. Расчет стоимости данных видов энергии не включен в данное исследование.

Ниже приведено сравнение цен:

Будущие шаги
Существует ряд вопросов, требующих дальнейшего изучения в рамках проекта устойчивого развития. К примеру, оценка роста доли энергии лесов, а также создание инфраструктуры для энергии биомассы. Во всех скандинавских странах такие системы уже существуют на протяжении нескольких лет, подобную инфраструктуру необходимо адаптировать и для условий Беларуси.

Источники
Данный документ основан на материалах, изложенных в проекте устойчивого развития для Беларуси, подготовленном Европейским отделением Международной сети организаций по возобновляемой энергетике (INFORSE-Europe) в ноябре2008 г. (доступен в сети Интернет по адресу: www.inforse.org/europe). Информация по ценам взята из публикации «Технологические данные по тепло- и электростанциям»[1] с учетом 27% надбавки на инфляцию капиталовложений и затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание 
в период с 2002 по 2008 гг.

Документ подготовлен г-ном Гунно Бойе Олесен, сотрудником Европейского офиса Международной сети организаций по возобновляемой энергетике (INFORSE-Europe), и Евгением Широковым, председателем правления МГО МООЭ 13 мая 2009 г. Последняя версия документа для обсуждения. Перевод с английского – член МГО МООЭ П.Котиков.

Источник: reenergy.by