CC BY
147УДК: 620.9
Перспективные направления развития энергетики России в условиях перехода к новым энергетическим
технологиям
В.М. Зайченко u t0000"0002"5979"4234], д.а. Соловьев u [0000"0001"5591"3067], А.А. Чернявский 2>3 [0000"0002"3291"4750]
1 Объединённый институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН), г. Москва, Россия 2 Институт «Ростовтеплоэлектропроект», г. Ростов"на"Дону, Россия
1 2 E-mail: zaitch@oivtran.ru, solovev@guies.ru,
3mr.1936@bk.ru
Аннотация. В 2011-2012 гг. наступил паритет стоимости энергии ТЭС на органическом топливе и стоимости энергии от ВЭС и СЭС. С 2017 года мощности вводимых возобновляемых источников энергии в мире превысили объемы вводимых мощностей традиционной энергетики. Поэтапно происходит переход от традиционных энергетических технологий на возобновляемые источники энергии (ВИЭ), которые становятся более выгодными с экономической точки зрения и позволяют минимизировать отрицательное воздействие энергетики на окружающую среду. Рассматривается перспективность применения комбинированных схем с использованием ВИЭ для получения энергии. Обсуждаются важнейшие направления развития энергетики нашей страны.
Ключевые слова: энергетика России, возобновляемые источники энергии, окружающая среда, энергетика будущего
1 Введение
В настоящее время в Российской Федерации потребности в электрической и тепловой энергии обеспечиваются, в основном, за счет трех источников генерации:
- тепловые электростанции и установки, работающие на ископаемом топливе;
- гидроэлектростанции;
- атомные электростанции.
Традиционная тепловая энергетика, доля которой в общем энергобалансе РФ самая большая - около 70%, является одновременно и самым большим техногенным источником вредных выбросов в атмосферу, почву, водные источники,
выбросов парниковых газов, основным из которых является углекислый газ. Наибольшие запасы органического топлива и за рубежом, и в России - это каменный и бурый угли. Но угольные тепловые электростанции характеризуются наибольшими вредными выбросами. КПД большей части существующих крупных паротурбинных ТЭС составляет 38-40%, у новых ТЭС с применением парогазовых технологий КПД достигает 55-60%. То есть 40-60% энергии сжигаемого на ТЭС топлива выбрасывается в окружающую среду.
По данным утвержденной Энергетической стратегии РФ до 2035 г. [1], к концу рассматриваемого периода объём ТЭС в энергобалансе России планируется на уровне 67.6%, т.е. практически таким же, что и в настоящее время (см. рис. 1). При этом валовый объём вредных выбросов от ТЭС прогнозируется на уровне 2.6 млн т/год, а парниковых газов - 580 млн т/год.
1000 тэс гэс аэс виэ
со
т 100
< I-
и о
с; m
-Q I-
и о
10
1
3
О
178
196
53 31
61
2020 2030 2035
расчетный период, гг.
Рис. 1. Планируемая установленная мощность. Источник: [1].
Содержащиеся в выбросах ТЭС оксиды серы и азота приводят к появлению кислотных дождей, оказывают пагубное влияние на здоровье человека и животных, а также на растения. Серьезные проблемы связаны также с золой и шлаками ТЭС. Сброс подогретых вод из систем охлаждения ТЭС в поверхностные водные источники обуславливает их тепловое загрязнение, ведущее к снижению насыщения воды кислородом.
Сооружение крупных ГЭС, доля которых в общем энергобалансе страны составляет ~20%, также сопряжено с отрицательным воздействием на окружающую среду. Водохранилища, необходимые для регулирования производительности ГЭС, занимают значительные территории, изымаемые из сельхозоборота.
Со строительством водохранилищ связано нарушение гидрогеологического режима рек, изменение свойств экосистем и видового состава гидробионтов.
Отметим, что крупные ГЭС не относят к объектам, функционирующим на базе ВИЭ. К таким объектам, согласно существующей классификации, относят малые ГЭС мощностью до 25 МВт и микроГЭС.
АЭС - электростанции, вызывающие наибольшие экологические проблемы и протесты населения, как в России, так и за рубежом. Особенно после крупных аварий на АЭС «Three Mile Island» в США в 1976 г., на Чернобыльской АЭС в России в 1986 г., на АЭС «Фукусима» в Японии в 2011 г. Если количество ядерных реакторов в мире будет увеличиваться, частота радиационных аварий будет возрастать. Необходимо принимать во внимание и большие тепловые выбросы АЭС, поскольку КПД ядерных реакторов меньше, чем парогенераторов ТЭС.
Строительство АЭС обходится в 2.0-2.5 раза дороже угольных паротурбинных ТЭС и в 3.0-3.5 раза дороже современных ТЭС с парогазовыми технологиями. В докладе Международного энергетического агентства IEA "Обновленная оценка капитальных затрат станций, производящих электроэнергию", еще в 2010 г. удельные инвестиции в новые атомные электростанции были оценены в размере 5339 дол/кВт. [2]. Необходимость учёта в расчётах себестоимости энергии АЭС затрат на вывод станций из эксплуатации, которые сопоставимы с затратами на их строительство, приводит к тому, что фактическая себестоимость производства электроэнергии на АЭС оказывается выше, чем на ТЭС, ГЭС и электростанциях на базе ВИЭ.
Во многих странах отказываются от использования АЭС. Италия еще в 19871990 гг. после Чернобыльской аварии закрыла все имевшиеся АЭС и полностью отказалась от ядерной энергетики [3]. В 2010 г. Швеция ликвидировала свой последний ядерный реактор. Бельгия, Германия, Испания, Нидерланды, Тайвань, Швейцария, проводят мероприятия по планомерному закрытию АЭС. Литва и Казахстан временно прекратили использование ядерной энергетики. Австрия, Куба, Ливия, КНДР, Польша после аварии на АЭС «Фукусима-1» в Японии не стали завершать начатое строительство своих первых АЭС. Также отказались от программ развития атомной энергетики Австралия, Азербайджан, Греция, Грузия, Дания, Ирландия, Латвия, Норвегия, Португалия и ряд других стран [4].
Доля ядерной энергетики в мировом производстве электроэнергии снизилась с 17.6% в 1996 г. до 10.7% в 2015 г. Агентство Bloomberg New Energy Finance прогнозирует общее падение доли АЭС в мире до 4% к 2040 г.
В то же время сегодня отмечается значительный рост энергетических мощностей с использованием ВИЭ, что в последние 5-7 лет связано с резким падением цен на используемое на этих станциях оборудование. Особенно разительно падение цен на кремниевые являющиеся основой большинства сооружаемых современных солнечных электростанций (СЭС).
Высокие цены на фотоэлектрические модули (ФЭМ) вплоть до 2010-2012 гг. сдерживали использование СЭС. В настоящее время при стоимости ФЭМ 400600 дол/кВт они являются самыми дешевыми источниками генерации электрической энергии. И, по мнению многих экспертов, сейчас уже становится эконо-
мически невыгодным строительство АЭС и ТЭС, по крайней мере, в странах ЕС, Китае, Индии, а также в южных регионах России [4-8].
В 2017 г. получение энергии на базе ВИЭ утвердились не только в качестве самого быстрорастущего и быстроокупаемого, но и в качестве основного сектора энергетики. Было введено в эксплуатацию более 150 ГВт новых солнечных и ветровых мощностей в мире - больше, чем объектов традиционной энергетики. В 2018 г. осуществлен ввод в эксплуатацию СЭС суммарной мощностью более 120 ГВт, ВЭС - суммарной мощностью 60 МВт [8]. Привычными стали цены порядка 0.03 дол/(кВт-ч) на электрическую энергию на установках с ВИЭ, создаваемых без господдержки. Отметим в качестве примера, что в Саудовской Аравии цена электроэнергии ВЭС составила 0.0234 дол/(кВт-ч), на мексиканских СЭС зафиксирована цена 0.0197 дол/(кВт-ч): сегодня установки, использующие ВИЭ, уверенно выходят на самоокупаемость.
Закономерности изменений стоимости электроэнергии и развитие ВИЭ
Статистический анализ многочисленных публикуемых данных позволил выявить основные закономерности изменений стоимости электроэнергии, генерируемой традиционными и нетрадиционными источниками, которые представлены на рис.2.
Ряд1 - солнечные электостанции ряд2 - ветровые электростанции
Ряд3 - атомные электростанции Ряд4 - тепловые электростанции
Рис. 2. Сравнительные изменения цен на электроэнергию. Источник: данные авторов.
2
30
25
20
L5
Ш
Приведенные зависимости свидетельствуют о том, что еще в 2011-2012 гг. наступил паритет стоимости энергии ТЭС на ископаемом топливе и стоимости энергии, генерируемой ВЭС и СЭС.
Важным моментом является также то, что после 2015 г. стоимость «солнечной» энергии стала дешевле «ветряной». Это определило опережающее развитие солнечной энергетики в мире в последние годы.
В настоящее время общая доля энергии, получаемой за счет ВИЭ, составляет в Дании - 42%, в Германии - 33%, в Австрии - 27%, в Великобритании - 21%, в России - 1%. В нашей стране еще не наступило понимание актуальности вопросов использования ВИЭ. Во многом это определяется наличием значительных запасов углеводородов, особенно каменного угля: разведанных его залежей хватит более чем на 300 лет при теперешних темпах расходования.
3 Новые технологии в создании систем аккумулирования электрической энергии большого объема в индустрии ВИЭ
Одной из важных составляющих в развитии возобновляемой энергетики являются успехи последних лет в создании систем аккумулирования большого объема электрической энергии. К ним относится строительство гидроаккумули-рующих и воздухо-аккумулирующих электростанций, появление новых систем электрохимического аккумулирования (редокс-ванадиевых, серно-натриевых, металл-воздушных и др.), развитие систем с конденсаторами сверхвысокой емкости (суперкронденсаторами - ионисторами), систем со сверхпроводящими индуктивными накопителями (СПИН), с гравитационными накопителями, с водородным аккумулированием и использованием электрохимических генераторов на топливных элементах [5, 8-10].
Пока новые высокоёмкие накопители электроэнергии достаточно дороги. И даже самые дешевые из них увеличивают общую стоимость электростанций на базе ВИЭ в 1.5-1.8 раза, заметно снижая их рентабельность. Поэтому весьма рациональным является создание комбинированных электростанций, в которых различные виды ВИЭ, дополняя друг друга, обеспечивают возможность минимизировать саму потребность в аккумулировании электроэнергии. Например, сочетание ветроэлектрических и солнечных электроустановок.
На рис. 3 в качестве примера показано, как можно обеспечить почти равномерную выработку электроэнергии в течение всего года на комбинированной солнечно-ветряной установке со среднегодовой мощностью около 340 кВт (проект опытной установки в Ростовской области, разработанный институтами ОИВТ РАН и Ростовтеплоэлектропроект).
При правильно выбранном соотношении мощностей солнечной и ветряной частей установки суммарная выработка электроэнергии в течение всего года будет почти одинаковой, с небольшими колебаниями по отношению к заданному значению - В те периоды времени, когда суммарная выработка электроэнергии установкой превышает заданное значение, избытки электроэнергии
аккумулируются тем или иным способом. В периоды со значениями выработки, меньшими wх, запасенная в накопителях энергия отдается потребителям.
Как показано на рис. 3 при использовании данной схемы емкость накопителя электроэнергии в солнечно-ветряной установке будет в десятки раз меньше, чем для случаев, когда необходимо обеспечить сезонное аккумулирование энергии раздельно для солнечной или для ветряной установки.
Рис. 3. Суммарная выработка электроэнергии комбинированной солнечно-ветряной установкой в течении года. Источник: данные авторов.
Для снижения требований к ёмкости накопителей электроэнергии можно строить комбинированные системы и с другими видами ВИЭ, например, по схемам ВЭС-ГЭС, СЭС-биоТЭС и др., в зависимости от видов ВИЭ, преобладающих на территории, где планируется размещать электростанции с использованием ВИЭ. Интересными являются варианты с использованием био-ТЭС, т.е. ТЭС, использующей для работы энергию биомассы.
4 Перспективы развития новых биоэнергетических технологий в России
Практически на всей территории России можно найти те или иные виды биомассы для использования в качестве местного исходного сырья для получения электроэнергии. Это могут быть торф, сельскохозяйственные и древесные отходы, отходы жизнедеятельности различных видов и др.
Для России биоэнергетика является одним из наиболее перспективных видов использования возобновляемых источников энергии. В нашей стране сосредо-
точены около 48% мировых запасов торфа и 23-24% древесины. И именно в области энергетического использования биомассы в сочетании с водородными технологиями в России предложены новые эффективные технические решения, которые могут вывести страну на передовые рубежи [5, 11-14].
Общий технический потенциал биомассы в РФ оценивается в 15-20 тысяч МВт. По данным [5], стоимость одного киловатта установленной мощности энергетических установок с использованием биотоплива по разрабатываемым в стране технологиям находится в пределах от 2000 до 4000 евро - на уровне новых ТЭС на традиционном топливе.
Потенциально возможное получение электрической энергии из биотоплива в РФ составляет 151-200 ГВт-ч/год, тепловой энергии - 344 ГВт-ч/год [15].
Эффективная отечественная технология конверсии биомассы предложена ОИВТ РАН [5, 11-14, 16]. Эта технология, позволяющая получать горючие газы методом обращенной газификации и последующей термической деструкции летучих газов с конверсией их в синтез-газ, обеспечивает получение энергетического газа практически не содержащего жидкой фракции. Это позволяет использовать получаемый синтез-газ непосредственно, без дополнительной очистки, в качестве топлива для газопоршневых агрегатов. При этом обеспечивается безотходная переработка биомассы с получением энергетического газа с повышенными теплотехническими характеристиками. Свойства получаемого газового топлива в зависимости от температуры ведения процессов изменяются, как показано в табл. 1.
Таблица 1. Параметры газовых смесей, получаемых при высокотемпературной переработке биомассы. Источник: данные авторов, [5].
Температура
ведения
процесса,
"С
Объёмная доля
горючих
компонентов
Теплота сгорания,
МДж/м3
Удельный Эффективность объём V, конверсии п,
м3/кг %
Н2 СО CnHm QB QH
850 0.40 0.27 0.08 11.7 10.6 0.76 42
950 0.43 0.40 0.02 11.3 10.4 1.10 60
1000 0.49 0.41 0.01 11.7 10.6 1.39 78
Стандартный 0.23 0.19 0.13 10.4 9.6 0.29 15
пиролиз
Основным достоинством технологии ОИВТ РАН является высокая степень конверсии перерабатываемой биомассы в энергетический газ. В существующих технологиях эта величина не превышает 18%, в технологии ОИВТ РАН достигает 78%. Суммарный выход горючих газов составляет 1.4 м3 на 1 кг биомассы,
а средняя теплота сгорания —11.5 МДж/м3. Получаемый синтез-газ может также являться основой для выработки жидкого биотоплива [18].
По основным финансово-коммерческим показателям малые ТЭЦ, использующие биомассу в качестве топлива, практически идентичны ТЭЦ аналогичной мощности на природном газе.
Россия является одним из ведущих экспортеров древесного топлива на мировые рынки. Из России отправляется на экспорт более 90% всего отечественного выпуска топливных гранул - пеллет [17]. Внутренний рынок топливных гранул в России только начинает интенсивно развиваться. Под этот вид топлива разработаны и выпускаются серийно автоматические котлоагрегаты.
Большие преимущества пеллеты приобретают, если провести несложную их обработку при температуре 250-300°С без доступа кислорода - торрефикацию. Проведение торрефикации позволяет увеличить на 30-40% теплоту сгорания пеллет, увеличить их насыпную плотность, снизить их гигроскопичность. Последнее делает возможным хранения пеллет на открытом воздухе без существенного ухудшения их качества даже при наличии осадков. Теоретические основы процессов торрефикации и практические рекомендации по проведению этих процессов разработаны в ОИВТ РАН [11].
Отметим, что растительная биомасса является экологически нейтральным топливом: потребление СО2 из атмосферы при росте растений соответствует эмиссии СО2 при их сжигании.
Весьма востребованы в мире различные виды жидких биотоплив. К ним относятся биоэтанол, биометанол, биодизель, биокеросин, растительные масла со специальными присадками и др. МЭА прогнозирует, что к 2030 г. мировое производство биотоплива увеличится до 150 млн тонн в нефтяном эквиваленте. Ежегодные темпы прироста производства составят 7-9%. В результате к 2030 г. доля биотоплива в общем объёме топлива в транспортной сфере достигнет 46%.
5 Экономика перспективных энергетических технологий
Появившаяся экономическая основа для повсеместного использования ВИЭ позволяет строить новую энергетику с меньшими удельными инвестициями в 1 кВт установленной мощности и с получением более дешевой электрической энергии. В табл. 2 приведены результаты сравнительных расчётов основных параметров традиционных и нетрадиционных электрических станций для условий России. Сравнение выполнено для АЭС, ТЭС, работающей на угле; ТЭС на природном газе; ГЭС; а также сетевых ВЭС и СЭС без аккумулирования.
За основу для сравнения принята условная АЭС установленной мощностью 1000 МВт, работающая в базовом режиме при среднем коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ) 70%. Это соответствует годовому времени использования установленной мощности 6132 часа. Все остальные генерирующие мощности имеют среднестатистические КИУМ меньше, чем АЭС, как показано в табл. 2.
Расчётный отпуск электроэнергии условной АЭС составляет 5825.4 ТВт-ч/год. Для адекватного сравнения принимается такой же расчётный отпуск электроэнергии и для всех остальных сравниваемых типов электростанций. Чтобы выполнить это условие при значительной разнице в КИУМ для разных технологий генерации, оказалось необходимым принять следующие значения установленных электрических мощностей: для ТЭС на угле - 1097.2 МВт, для ТЭС на природном газе - 1647.1 МВт, для ГЭС - 1758.8 МВт, для ВЭС - 2000.0 МВт, для СЭС - 2800.0 МВт.
Но, несмотря на то, что требуемые мощности ВЭС и СЭС значительно больше, чем для всех прочих электростанций, сооружение ВЭС и СЭС требует, тем не менее, при сложившейся рыночной конъюнктуре, самых малых инвестиций.
При этом важно, что и себестоимость отпускаемой электроэнергии на ВЭС и СЭС также имеет самые низкие значения.
В табл. 2 приведены полные сроки окупаемости инвестиций при условии, что тариф на отпуск электроэнергии на оптовый рынок энергии и мощности принимается равным 70 дол/(МВт-ч) с минимальным превышением наибольшей себестоимости из ряда рассматриваемых генерирующих источников.
При этих условиях только ВЭС и СЭС будут иметь приемлемые сроки окупаемости, не превышающие половину срока службы станции. Все остальные технологии генерации электроэнергии не обеспечивают окупаемость в течение всего срока жизни этих объектов, составляющего, как правило, 40 лет. При этом для всех энергообъектов, кроме ВЭС и СЭС, чистый доход за весь период эксплуатации является отрицательной величиной. При таких значениях экономических критериев интерес к инвестированию капитала в подобные проекты отсутствует.
Приемлемые финансово-коммерческие показатели для строящихся или реконструируемых электростанций на практике обеспечиваются за счет государственных субсидий. Бюджетное датирование на предоставляемую энергосистеме мощность осуществляется с использованием так называемых договоров о предоставлении мощности (ДИМ). На практике это означает доплаты из бюджета на производимую мощность для того, чтобы снизить до приемлемых значений тарифы на электроэнергию для потребителей. В табл. 2 представлен пример реализации ДПМ. При этом чтобы сравнение было корректным, в расчётах были приняты равные условия для всех типов электростанций: во всех случаях принято одно и то же повышенное значение эквивалентного одноставочного тарифа на отпуск электроэнергии, равное 120 дол/(МВт-ч). В этих условиях полные сроки окупаемости инвестиций становятся удовлетворительными для всех рассматриваемых вариантов.
Таблица 2. Сравнительная оценка основных показателей электростанций. Источник: данные авторов.
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Наименование параметров Единица измерения Значение параметров
АЭС ТЭС ВИЭ
на угле на газе ГЭС ВЭС СЭС
1 2 3 4 5 6 7 8
Коэффициент использования установленной мощности, КИУМ % 70,0 63,8 42,5 39,8 35,0 25,0
Приведенная установленная мощность, N МВт 1000,0 1097,2 1647,1 1758,8 2000,0 2800,0
Число часов использования установленной мощности, Т ч/год 6132,0 5588,9 3723,0 3486,5 3066,0 2190,0
Выработка электроэнергии: = Ы*Т/1000 ТВтч/год 6132,0 6132,0 6132,0 6132,0 6132,0 6132,0
Затраты на собственные нужды и потери электро-энергии - 5%: |«сн = 0,05 * |«эл ТВтч/год 306,6 306,6 306,6 306,6 306,6 306,6
Отпуск электроэнергии потребителям: Wотп = 0,95 Wэл ТВтч/год 5825,4 5825,4 5825,4 5825,4 5825,4 5825,4
Период проектирования и строительства, Тстр лет 6,0 3,0 3,0 5,0 2,0 1,5
Общая сумма требуемых инвестиций: К = N * куд млн. US$ 5000,0 3291,5 3705,9 5276,4 2800,0 2520,0
Расчетный срок службы электростанции, Тсл лет 40 40 40 40 30 30
Затраты на топливо - ЗТ: млн^$/год 40,5 137,4 147,2 *
Сумма амортизационных отчислений: А = а*К (а = 0,03) млн^$/год 150,0 98,7 111,2 158,3 112,0 100,8
Общая сумма эксплуатационных издержек - Иэ млн.US$/год 351,3 344,4 382,5 322,0 199,2 179,4
Себестоимость отпускаемой электроэнергии: СС = 1000 ИэМотп US$/МВтч 60,30 59,12 65,66 55,28 34,20 30,80
Показатели финансово-коммерческой эффективноти инвестиций при прямой продаже электроэнергии на ОРЭМ
Планируемый эквивалентный одноставочный средневзвешенный тариф на отпуск электроэнергии на оптовый рынок энергии иимощности (ОРЭМ), Тэл USS/МВтч 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00
Объем реализации электроэнергии: R = Тэл * Wотп млн^$/год 407,778 407,778 407,778 407,778 407,778 407,778
Валовая прибыль: ВП = R - Иэ млн^$/год 56,48 63,38 25,28 85,78 208,58 228,35
Чистая прибыль - после уплаты налоговых платежей, ЧП млн^$/год -53,52 -9,03 -56,25 -30,30 117,58 138,33
Дискретный срок окупаемости инвестиций: СО=К/(ЧП+А) лет 51,8 36,7 67,5 41,2 12,2 10,5
Полный срок окупаемости инвестиций: ПСО = СО + Тстр лет 57,8 39,7 70,5 46,2 14,2 12,0
Чистый доход за расчетный период: NV = ЧП * Тсл млн^$ -2140,9 -361,4 -2250,1 -1212,1 3527,5 4149,9
Чистый дисконтированный доход, NPV млн^$ -178,4 -30,1 -187,5 -101,0 391,9 461,1
Индекс доходности: Р1 = (К + NPV) / К 0,96 0,99 0,95 0,98 1,14 1,18
Рентабельность инвестиций: Р = 100 / ПСО % 1,73 2,52 1,42 2,16 7,04 8,31
Показатели финансово-коммерческой эффективноти инвестиций при использовании государственных субсидий
Планируемый эквивалентный одноставочный средневзвешенный тариф на отпуск электроэнергии с учетом государственных субсидий, Тэл' USS/МВтч 120,00 120,00 120,00 120,00 120,00 120,00
Объем реализации электроэнергии: R' = Тэл' * Wотп млн^$/год 699,048 699,048 699,048 699,048 699,048 699,048
Валовая прибыль: ВП' = R' - Иэ млн^$/год 347,75 354,65 316,55 377,05 499,85 519,62
Чистая прибыль - после уплаты налоговых платежей, ЧП' млн^$/год 190,20 225,79 188,01 208,77 350,60 371,35
Дискретный срок окупаемости инвестиций: СО'=К/(ЧП'+А) лет 14,7 10,1 12,4 14,4 6,1 5,3
Полный срок окупаемости инвестиций: ПСО' = СО' + Тстр лет 20,7 13,1 15,4 19,4 8,1 6,8
Чистый доход за расчетный период: NV, = ЧП' * Тсл млн^$ 7607,9 9031,5 7520,6 8351,0 10518,0 11140,4
Чистый дисконтированный доход, NPV' млн^$ 634,0 752,6 626,7 695,9 1168,7 1237,8
Индекс доходности: РГ = (К + №4) / К 1,13 1,23 1,17 1,13 1,42 1,49
Рентабельность инвестиций: Р' = 100 / ПСО' % 4,83 7,61 6,50 5,16 12,42 14,63
При этом наилучшая и весьма удовлетворительная окупаемость будет иметь место при инвестировании средств в строительство ВЭС и СЭС. Эти же виды электростанций обеспечивают и наибольший чистый доход на вложенный капитал, наибольший индекс доходности, наивысшую рентабельность инвестиций. К настоящему времени многие энергетические компании пришли к выводу, что нет смысла, по экономическим соображениям, вести строительство АЭС, ТЭС и крупных ГЭС, а предпочтение следует отдавать технологиям на базе ВИЭ.
Знаменательно, что такая всемирно известная компания как SIEMENS уже сокращает производство своих высокоэффективных газовых турбин из-за значительного снижения спроса на них.
6 Анализ перспективных направлений развития энергетики России и программа действий
Сегодня модернизация российских ТЭС на базе традиционных технологий с заменой турбин и котлов, отработавших свой ресурс, на новые, пусть даже с несколько лучшими параметрами, приведёт только к ещё большему отставанию нашей энергетики от мирового уровня. Устанавливая сегодня новое паротурбинное оборудование взамен изношенного, мы обрекаем себя на использование устаревающих энергетических технологий еще, как минимум, на 40 лет - период, равный сроку службы этого оборудования. И если еще всего 3 -4 года назад эти вопросы не стояли так остро, то теперь уже недопустима потеря времени без внедрения новых технологий на основе ВИЭ.
Становится очевидным, что действующие ныне «Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года» [1] и «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года» [19], в которых перспективная структура энергетических мощностей сохранена на сегодняшнем уровне с большей долей производства электроэнергии за счёт ископаемого топлива, уже не отвечает мировым тенденциям, социально-экономическим потребностям страны и требуют коренного пересмотра.
Напомним, что, в соответствии с решениями Парижской конференции ООН 2015 г. по климату [21] перед мировым сообществом поставлена цель: ограничить рост температуры на планете к 2050 г. в пределах 2°С. Эта цель может быть достигнута только в том случае, если к 2050 г. будет использоваться не более 10% от уже имеющихся запасов углеводородных топлив. В рамках обозначенных ограничений примерно 80% мировых запасов угля, 50% природного газа и 30% нефти должны будут остаться неиспользованными.
Если данные подходы справедливы, то затраты на разведку и освоение новых месторождений ископаемых топлив не имеют смысла. Необходимо финансировать не разведку и освоение новых месторождений природных топлив, а исследования, направленные на создание новых методов получения энергии без использования этих топлив.
Сегодня основные статьи дохода Государственного бюджета - это отчисления от прибылей корпораций, продающих за границу газ, нефть и уголь. Однако спрос на ископаемые топлива будет быстро сокращаться. В распоряжении России остается не более 10-15 лет для того, чтобы найти источники получения доходов, отличных от экспорта природных углеводородов.
Основная доля российского экспорта углеводородов приходится на страны ЕС. Развитие экономики этих стран приводит к значительному росту потребности в электрической энергии и биотопливе. Поэтому, само собой напрашивается и решение: планировать источники бюджетного дохода именно за счёт производства в России и экспорта за рубеж энергетической продукции взамен сырьевых компонентов. В этом свете, на наш взгляд, целесообразно выполнение следующей программы действий:
• Проведение маркетинговых исследований с целью определения воз-
можных объёмов продаж за границу электрической энергии и биотоплив.
• Подготовка схемы размещения в приграничных регионах новых энергогенерирующих мощностей, преимущественно солнечных электростанций, дающих сегодня наиболее дешевую электроэнергию и требующих минимальных инвестиций в их строительство. Для целей сбыта электроэнергии в страны Европы, в Турцию, Иран, Ирак, Сирию и другие страны целесообразно планировать создание крупных СЭС в южной части европейской территории РФ: в Краснодарском и Ставропольском краях, в Адыгее, в Ростовской области, в Республике Крым, где имеются тысячи гектар земли, непригодной для ведения сельхозработ и списанных с сельхозоборота (пески, заболоченные земли, овраги, неудобья, засоленные и закисленные земли и др.), которые вполне пригодны для строительства СЭС.
• Проведение научных исследований для повышения эффективности фотоэлектрических модулей, отработки новых технологий производства ФЭМ с целью обеспечения максимального их удешевления, разработки принципиально новых схем СЭС и передачи энергии, вырабатываемой ими, на большие расстояния. К этим работам могут быть привлечены российские научно-исследовательские институты, имеющие большой научно-технический задел, мало реализованный на практике.
• Создание полигонов для проведения крупномасштабных экспериментальных исследований в области использования ВИЭ. Такие полигоны могут быть созданы в Дагестане на базе Института проблем геотермии Дагестанского научного центра РАН, в г. Севастополь на базе Севастопольского государственного университета, в г. Дубна Московской области на базе Международного университета Природы, общества и человека «ДУБНА». Эти полигоны могут иметь разную технологическую направленность в соответствии с особенностями их территориального размещения.
• Проведение НИОКР по созданию эффективных технологий конверсии различных видов биомассы в электрическую и тепловую энергию, технологий по производству дешевых твердых, жидких и газообразных биотоплив.
• Проектирование и строительство новых крупных предприятий по производству биотоплив. Организация продажи биотоплив зарубежным и российским потребителям, а также потребителям в странах СНГ.
• Строительство СЭС за рубежом с последующей их продажей или поставкой электроэнергии местным потребителям.
Использование возобновляемых источников энергии уже стало нормой практически во всем мире. В странах же СНГ оно до сих пор вызывает определенное недоверие. Это привело к серьезному отставанию СНГ и, в частности, РФ в вопросах создания современной базы развития энергетики.
7 Выводы
Отказ от использования ископаемых топлив - общее направление развития мировой энергетики. В настоящее время происходит повсеместное замещение традиционных технологий получения энергии на использование возобновляемых источников. Переход от экспорта ископаемых топлив на экспорт электро-
энергии, производимой с использованием возобновляемых источников, позволит получить для нашей страны значительные бюджетные преференции.
В нашей стране имеются значительные запасы торфа и древесины. Именно эта ресурсная база может сыграть определяющую роль в переходе на новые энергетические технологии в нашей стране. В настоящее время в мире не существует эффективных промышленных технологий энергетической утилизации биомассы. Имеющиеся отечественные разработки новых технологий энергетического использования биомассы позволяют рассчитывать на передовые позиции в модернизации энергетической отрасли в этом направлении.
Бдагодарность. Работы выполнена в рамках госзадания ОИВТ РАН тема № ГР АААА-А19-119020690085-9.
Литература
1. Новак А.В. Энергетическая стратегия России до 2035 года. - М.: Минэнерго РФ, 2015 - 23 с. http://www.rsppvo.ru/attachment/energ.strategi_novac.pdf
2. Пергаменщик Б.К., Теличенко В.И., Темишев Р.Р., Возведение специальных строительных конструкций АЭС. - М.: МЭИ, 2011 - 240 с.
3. Лепин Г.Ф., Смоляр И.Н. Атомная энергетика - «мирный убийца» / Под ред. чл.-корр. НАН Беларуси проф. Б.Н. Нестеренко. Минск: Белорусский институт радиационной безопасности «Белград». - 2008. - 352 с.
4. Сидорович В. Возобновляемая энергетика становится безальтернативной // «Ведомости», 05.02.2016.
5. Зайченко В.М., Чернявский А.А., Автономные системы энергоснабжения. - М.: «Недра». 2015 - 285 с.
6. Сидорович В. Мировая энергетическая революция. Как ВИЭ изменят наш мир. М.: Альпина. - 2015.
7. Губарев А., Трансформация энергетики - стратегия России. - Bloomberg New Energy Finance. - 2017.
8. Фортов В.Е., Попель О.С., Энергетика в современном мире - Долгопрудный: изд. дом «Интеллект». 2011 - 168 с.
9. Денщиков К.К. Комбинированные энергетические установки на основе суперконденсаторов // Материалы конференции ОИВТ РАН «Результаты фундаментальных исследований в области энергетики и их практическое применение». - М. 2008.
10. EE Energy Media. Генерация и хранение. Во Франции реализуют «идеальный» ВИЭ-проект. - EEnergy.Media / Electrovesty.net. - Май 2018 г.
11. Директор Л.Б., Зайченко В.М., Синельщиков В.А. Численное моделирование энерготехнологического комплекса с реактором торрефикации // ТВТ, 55:1. - 2017, с. 133140.
12. Батенин В.М., Бессмертных А.В., Косов В.Ф., Синельщиков В.А. Теплоэнергетика 2010, № 11, стр. 36-42.
13. Батенин В.М., Зайченко В.М., Косов В.Ф. и др. Пиролитическая конверсия биомассы в газообразное топливо // Доклады Академии наук, т.446, №2, 2012, стр. 179-182
14. Демьяненко Ю.В., Ильичев В.А., Малышенко С.П. и др., Энергоустановка //Патент РФ №RU2393358. - М.: БИ 2010, №6.
15. Государственная программа «Энергоэффективность и развитие энергетики», Утверждённая Постановлением Правительства РФ от 15.04.2014 №321.
16. Larina O.M., Zaichenko V.M. Energy production from Chicken Manure by Pyrolysis and Torrefaction // Proceedings of the 25th European Biomass Conference and Exhibition EUBCE-2017. - Stockholm, Sweden. - 2017, p.1205-1209.
17. Никоноров С.М., Штепа М.В., Анализ рынка пеллетного производства в России / Международная биоэнергетика. - 2017.
18. Larina O.M., Sinelshchikov V.A., Sitchev G.A. Comparison of Thermal Conversion Methods of Different Biomass Types into Gaseous Fuel // Journal of Physics: Conference Series. - 2016. - Volume 774/012137 / - doi: 10.1088 / 1742-6596/774 / 1 / 012137.
19. «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года», Утв. Распоряжением Правительства РФ от 09.06.2017 №1209-р.
20. Конференция ООН по климату в Париже (СОР21). М.: INTERFAX. - 2015.
References
1. Novak A.V. The energy strategy of Russia until 2035. - M.: Ministry of Energy of the Russian Federation, 2015 - 23 p.
http://www.rsppvo.ru/attachment/energ.strategi_novac.pdf
2. Pergamenschik BK, Telichenko VI, Temishev RR, Construction of special building structures of nuclear power plants. - M.: MPEI, 2011 - 240 p.
3. Lepin G.F., Smolyar I.N. Nuclear Power - "Peace Killer" / Ed. Corr. NAS of Belarus prof. B.N. Nesterenko. Minsk: Belarussian Institute of Radiation Safety. - 2008. - 352 p.
4. Sidorovich V. Renewable energy is becoming uncontested // Vedomosti, 02/05/2016.
5. Zaichenko V. M., Chernyavsky A. A., Autonomous energy supply systems. - M .: "Nedra". 2015 - 285 p.
6. Sidorovich V. World energy revolution. How renewables will change our world. M .: Alpina. - 2015.
7. Gubarev A., Energy Transformation - Russia's Strategy. - Bloomberg New Energy Finance. - 2017.
8. Fortov V.E., Popel OS, Energy in the modern world - Dolgoprudny: ed. Intellect House. 2011 - 168 p.
9. Denshchikov K.K. Combined power plants based on supercapacitors // Materials of the conference JIHT RAS "Results of fundamental research in the field of energy and their practical application". - M. 2008.
10. EE Energy Media. Generation and storage. In France, they are implementing an "ideal" RES project. - EEnergy.Media / Electrovesty.net. - May 2018
11. Director LB, Zaichenko V.M., Sinelschikov V.A. Numerical modeling of an energy-technological complex with a torrefaction reactor // TVT, 55: 1. - 2017, p. 133-140.
12. Batenin V.M., Immortals A.V., Kosov V.F., Sinelschikov V.A. Thermal Engineering 2010, No. 11, pp. 36-42.
13. Batenin V.M., Zaichenko V.M., Kosov V.F. et al. Pyrolytic conversion of biomass to gaseous fuel // Doklady Akademii Nauk, vol. 466, No. 2, 2012, pp. 179-182
14. Demyanenko Yu.V., Ilyichev VA, Malyshenko SP et al., Power installation // RF Patent №RU2393358. - M .: BI 2010, No. 6.
15. The state program "Energy Efficiency and Energy Development", Approved by the Decree of the Government of the Russian Federation of April 15, 2014 No. 321.
16. Larina OM, Zaichenko VM Energy production from Chicken Manure by Pyrolysis and Torrefaction // Proceedings of the 25th European Biomass Conference and Exhibition EUBCE-2017. - Stockholm, Sweden. - 2017, p.1205-1209.
17. Nikonorov S. M., Shtepa M. V., Analysis of the pellet production market in Russia / International bioenergy. - 2017.
18. Larina OM, Sinelshchikov VA, Sitchev GA Comparison of Thermal Conversion Methods of Different Biomass Types into Gaseous Fuel // Journal of Physics: Conference Series. -2016. - Volume 774/012137 / - doi: 10.1088 / 1742-6596 / 774/1 / 012137.
19. "General layout of electric power facilities until 2035", Approved. By order of the Government of the Russian Federation dated 09.06.2017 No. 1209-r.
20. UN Climate Change Conference in Paris (COP21). M .: INTERFAX. - 2015.
Prospective directions of Russian electric power industry development within the framework of transition to new energy technologies
V.M. Zaichenko u, D.A. Solovyev ',2, A.A. Chernyavskiy 23
'Joint Institute for High Temperatures RAS, Moscow, Russia 2"ROSTOVTEPLOELECTROPROJECT", Rostov-on-Don, Russia
1 2 E-mail: zaitch@oivtran.ru, solovev@guies.ru,
3mr.1936@bk.ru
Аннотация. In 2011-2012 The parity of the cost of energy of thermal power plants on fossil fuels and the cost of energy from wind farms and solar power stations had come. Since 2017, the capacities of introduced renewable energy sources in the world have exceeded the volumes of commissioned capacities of traditional energy. The transition from traditional energy technologies to renewable energy sources (RES), which are becoming more profitable from an economic point of view and can minimize the negative impact of energy on the environment, is being phased. This article gives a review of the prospects of application of the combined schemes using renewable energy sources to generate energy. The paper discusses the most important areas of energy development in our country.
Keywords: energy of Russia, renewable energy sources, environment, the energy of the future
Acknowledgment. The work was carried out as part of the state task topic No. GR AAAA-A19-119020690085-9.
