Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации

 

Рисунок 1.4 – Балансы мощности на час прохождения годового максимума потребления в 2011 и 2012 годах

Балансы мощности по ОЭС на час годового максимума потребления ЕЭС России в 2012 году представлены в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3 - Балансы мощности на час годового максимума ЕЭС России 21.12.2012

Энергообъединения	Располагаемая мощность	Ремонтная мощность	Резерв	Нагрузка	Совмещенный максимум потребления	Экспорт (-), импорт (+)
1	2	3	4	5	6	7
ЕЭС России	210997	19901	33712	158986	157425	-1561
ОЭС Центра	50054	4622	6903	39286	38000
ОЭС Средней Волги	23837	1445	5147	17520	17858
ОЭС Урала	44605	1986	4077	38768	36753
ОЭС Северо-Запада	21429	1690	4383	15418	14904
ОЭС Юга	17252	952	3006	13449	13869
ОЭС Сибири	44854	8954	6945	29081	31135
ОЭС Востока*	8965	252	3249	5464	4906

*Показатели баланса мощности  по ОЭС Востока без учета  Николаевской ТЭЦ

 

1.2 Развитие генерирующих мощностей

Расчет потребности в электрической и тепловой энергии и мощности выполняется для определения объема вводов и структуры генерирующих мощностей, выявления степени сбалансированности региональных энергосистем по мощности и энергии, выбора схемы и параметров электрических сетей, обеспечивающих выдачу мощности энергоисточников и режимы их работы.

При проектировании развития генерирующих мощностей энергосистем решаются следующие задачи:

• определение суммарной потребности в генерирующей мощности с учетом возможности получения (или выдачи) мощности и электроэнергии с оптового рынка;
• выбор оптимальной структуры вновь вводимой мощности и определение потребности в ней с учетом рекомендаций по расширению и реконструкции и техническому перевооружению действующих электростанций;
• предварительный выбор местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности и количества энергоблоков) и очередности строительства (расширения, реконструкции, технического перевооружения) электростанций;
• определение перспективных режимов работы электростанций (суточные, сезонные и годовые режимы работы) с учетом маневренных характеристик оборудования;
• определение потребности в топливе, рекомендации по видам топлива;
• определение ориентировочного объема инвестиций и потребности в основном оборудовании.

Для решения вышеуказанных задач развития генерирующих мощностей необходимо обеспечивать:

• полное покрытие прироста нагрузки и ожидаемого спроса на электроэнергию, а также создание в энергосистемах необходимых резервов мощности;
• использование местных ресурсов топлива;
• использование площадок действующих электростанций;
• наиболее экономичное развитие и использование электростанций исходя из условий функционирования и развития рынка энергоресурсов, режимов работы электростанций при соблюдении допустимого диапазона регулирования мощности, рациональных масштабов развития теплофикации;
• соблюдение норм и правил охраны окружающей среды при строительстве новых и расширении действующих электростанций;
• экономически обоснованные предложения по объемам и очередности технического перевооружения действующих электростанций.

Определение развития генерирующих мощностей производится в два этапа.

На первом этапе в составе энергетической стратегии России и стратегии развития электроэнергетики формируется оптимальная структура генерирующих мощностей с учетом развития топливно-энергетического комплекса, максимального использования гидроресурсов, возможных масштабов сооружения АЭС и других факторов. На этом этапе выполняется подготовка прогнозных тарифов (замыкающих цен) на поставки электроэнергии по отдельным (тарифным) зонам общероссийского оптового рынка электроэнергии.

На втором этапе для каждой ОЭС выполняется обоснование состава, размещения, основных параметров и очередности сооружения электростанций с учетом технического состояния действующих энергоисточников и заявок от генерирующих компаний и независимых производителей по техническому перевооружению существующих электростанций и вводу новых мощностей.

В разделе 4.3. Генеральной схемы Российской Федерации выполнено обоснование оптимального развития и размещения по ОЭС разных типов электростанций в период до 2030 года. Критерием оптимальности в модели служит минимум полных дисконтированных капитальных и эксплуатационных затрат электроэнергетики за весь рассматриваемый период, отражающий общественную эффективность разных вариантов развития электроэнергетики в рамках ТЭК страны.

Основные технико-экономические показатели, на базе которых проведены оптимизационные расчёты по оптимизации структуры генерирующих мощностей представлены в табл. 1.4.

 

Таблица 1.4 - Укрупненные показатели электростанций, использованные в оптимизационных расчетах

 

Показатели	Единицы измерения	Технологии
		АЭС	КЭС уг.			ПГЭС
1	2	3	4	5	6	7
в период до 2020 г.
Тип оборудования		ВВЭР-1150	30 МПа	24 МПа	-	ПГУ-800
Установленная мощность блока	МВт	1150	660	660		800
КПД электростанции	%		47	44		55
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	г у.т./кВт∙ч		262	280
Собственные нужды	%	7	6	6		2
Удельные капиталовложения	руб. 2007 г./кВт	59925-66300	48195-53305	44880-49725		26010-28560
в период до 2021-2030 гг.
Тип оборудования		ВВЭР-1150	32 МПа	24 МПа	ПГУ с ГФ уг	ПГУ-800
Установленная мощность блока	МВт	1150	660	660	660	800
КПД электростанции	%		50	44	52	65
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	г у.т./кВт·ч		246	280	236	189
Собственные нужды	%	5,5	6,0	6,0	6,0	2,0
Удельные выбросы СО2	т СО2/т у.т.		2,87	2,87	1,72	1,63
Удельные капиталовложения	руб. 2007 г./кВт	59925-67575	45900-51000	44880-49725	56100-61200	24375-27285

 

 

Рекомендованная структура генерирующих мощностей представлена в таблице 1.5.

Приоритетное развитие получают электростанции на базе современных парогазовых технологий. Доля ПГУ в структуре генерирующих мощностей увеличивается с 1,7 % в 2008 г. до 10—10,2 % в 2030 г., а ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ с 1,3 % в 2008 г. до 16,6—15,5 % в 2030 г., соответственно для базового и максимального варианта.

 

Таблица 1.5 – Рекомендуемая (оптимальная) структура генерирующих мощностей России при базовом и максимальном уровне электропотребления до 2030 года, в %

	Базовый вариант						Максимальный вариант
	2008 г	2010 г	2015 г	2020 г	2025 г	2030 г	2008 г	2010 г	2015 г	2020 г	2025 г	2030 г
1	2						3
Россия - всего, в т.ч.:	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
ГЭС	21,5	19,9	20,7	20,0	19,8	19,0	21,5	19,9	20,6	19,0	18,3	16,8
АЭС	10,9	11,1	11,8	13,0	15,7	16,4	10,9	11,1	12,1	13,2	15,3	16,0
ТЭС всего, в т.ч:	67,6	69,0	67,5	67,0	64,5	64,5	67,6	69,0	67,2	67,8	66,4	67,2
ТЭЦ всего, в т.ч.:	37,4	38,5	37,0	33,8	32,0	30,1	37,4	38,4	36,9	32,0	29,8	27,6
Газомазутные	21,7	23,0	23,4	21,8	20,4	19,1	21,7	23,0	23,3	20,6	19,2	17,7
- паротурбинные	20,0	19,6	16,9	15,3	11,9	8,8	20,0	19,5	16,8	14,3	10,7	7,7
- парогаз. и газотурб.	1,7	3,4	6,5	6,5	8,6	10,2	1,7	3,4	6,5	6,2	8,5	10,0
угольные	15,8	15,5	13,6	12,0	10,8	9,8	15,8	15,5	13,5	11,4	10,0	8,8
био-ТЭЦ					0,8	1,2					0,7	1,1
КЭС всего, в т.ч.:	30,1	30,6	30,5	33,2	32,6	34,4	30,1	30,6	30,4	35,8	36,6	39,6

 

Продолжение таблицы 1.5

1	2						3
газомазутные	18,6	19,1	19,5	21,0	19,9	22,2	18,6	19,1	19,4	20,6	20,7	22,4
- паротурбинные	17,4	16,9	14,6	13,5	9,4	5,7	17,4	16,8	14,5	12,6	9,5	6,9
- парогаз. и газотурб.	1,3	2,2	4,9	7,5	10,5	16,6	1,3	2,3	5,0	8,0	11,3	15,5
угольные	11,5	11,5	11,0	12,1	12,6	12,2	11,5	11,5	10,9	15,2	15,8	17,2

 

1.3 Развитие энергетики в современном мире

Современная энергетика переживает сложный период бурного развития и одновременно ожидания неизбежных качественных перемен. Все еще сохраняется почти стократный разрыв в энергопотреблении на душу населения в наиболее развитых и богатых странах мира с одной стороны, и наиболее отстающих и бедных с другой. И если ведущие страны прилагают серьезные финансовые и технологические усилия для сдерживания темпов роста своего энергопотребления, то отстающие прилагают не менее впечатляющие усилия для развития своей энергетики. А пока в результате общего роста мировой экономики и населения мира, мировое производство энергии увеличивается на 1,6% в год, что приведет к его увеличению на 50% за 25 ближайших лет.

В электроэнергетической отрасли сегодня появляются новые концепции. Например, хотя ГЭС считаются экологически благоприятствующими, сложно найти новые места для строительства ГЭС в развитых странах. Более того, некоторые страны такие как Германия и Швеция ввели законы о выводе из работы АЭС и под давлением общества остановленные АЭС не будут переносится. Кроме того, в дерегулированном секторе энергетики современности, не так просто убедить игроков на рынке вложить средства в мультимиллиардную генерацию и проекты по передаче, где срок окупаемости может быть очень долгим. Эти предметы спора и децентрализация энергетических систем и либерализация сектора электроэнергетики, наряду со значительно растущим спросом на электроэнергию в развитых странах, делает распределенную генерацию привлекательной альтернативой, которая рассматривается многими субъектами на новом рынке электроэнергетики, такими как покупатели, сетевые предприятиями, генерирующие компании и регулирующие структуры.