диссертация (1169835), страница 15
Текст из файла (страница 15)
не81учитывает процентов по кредитам, инфляции, финансирования расходов,связанных с увеличением материальных и трудовых затрат.Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) – средняя расчетнаясебестоимость производства электроэнергии в течение всего жизненногоцикла объекта. Она включает учет различных аспектов – первоначальныеинвестиции, стоимость эксплуатации и обслуживания электростанции, ценатоплива и стоимость капитала и т.д.
LCOE соответствует долгосрочной ценекВт*ч, обеспечивающей стабильную цену для потребителей, а инвестору –безубыточность его инвестиций в создании генерирующей технологиии приемлемую норму рентабельности. Важными параметрами при расчетеLCOE являются также установленная мощность конкретной электростанции,ее операционная эффективность (включая КПД89) и ожидаемый коэффициентиспользования установленной мощности (КИУМ90).Отметим, что LCOE, даже по аналогичным видам генерации, в разныхстранах может существенно отличаться.
Неравномерность распределенияэнергоресурсов, уровень технологического развития, особенности работыотдельных энергосистем (нормативное регулирование, структура отраслии т.д.) – все это приводит к различиям затрат на генерацию электроэнергии.Тем не менее, некоторые аспекты стоимости выработки электроэнергииявляются сопоставимыми, соответственно, отношение капитальных затрат(CAPEX) и эксплуатационных расходов (OPEX) при расчете LCOE дляразличных технологий генерации является предсказуемым (рис. 2.1.3).CAPEX генерации включают в себя ряд затрат, связанных с проектированиемистроительствомэлектростанции(ТЭО,сооружениеиустановкаоборудования и т.д.), в то время как уровень OPEX зависит от стоимостиКоэффициент полезного действия - основной показатель эффективности электростанции и определяетсяотношением выработанной электроэнергии к затраченной энергии (напр., теплоте сожженного топлива).90Коэффициент использования установленной мощности – отношением числа часов использования среднейза отчетный период установленной электрической мощности к календарному числу часов отчетногопериода, показывает уровень использования и управления располагаемой генерирующей мощностью.8982подключения объекта к сети, оплаты труда, стоимости топлива, тарифана выбросы углекислого газа и других эксплуатационных расходов.Рис.
2.1.3Уровень CAPEX и OPEX при расчете LCOE для типов электростанций.100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%OPEXCAPEXГазовыеУгольныеАтомныеСолнечные ВетряныеГидроИсточник: Projected Cost of Generating Electricity, IEA/NEA Publication, 2016. P. 130Наиболее зависимы с точки зрения эксплуатационных затрат являютсятепловые электростанции, энергия в которых образуется при сжиганииорганического топлива. По типу теплосиловых установок, используемых наТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергиювращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинныеи парогазовые электростанции. По типу тепловой схемы разделяютсяна блочные и неблочные (секционные, централизованные, секционноцентрализованные). Возможность одновременногопроизводства теплаи электроэнергии привела к распространению теплоэлектроцентралей (ТЭЦ).Уголь продолжает оставаться главным ресурсом для выработкиэлектроэнергии (39% мировой генерации), что объясняется относительнойдешевизной и широкой распространенностью его запасов.
Угольные ТЭСсосредоточены в основном в странах Азии и Северной Америки (83%суммарной установленной мощности угольных ТЭС в мире).Вместе с тем, транспортировка угля на дальние расстояния приводит кзначительным издержкам, что во большинстве случаях делает егоиспользование нерентабельным. Вместе с тем при выработки электроэнергии83с использованием угля высок уровень выброса в атмосферу загрязняющихвеществ. Согласно Межправительственной группы экспертов по изменениюклимата в 2017 г. выбросы CO2 в результате сжигания топлива достигли 33,6млрд.
тонн, из них около 30% выбросов приходится на угольную генерацию.Среди перспективных направлений совершенствования угольных ТЭС,позволяющих наиболее существенно сократить выбросы парниковых газови повысить КПД электростанции, являются технологии комбинированного(парогазового) цикла с внутренней газификацией угля, а также прямогосжиганиеподсверхкритическим/ультрасверхкритическимдавлением91.Одновременно внедряется технология улавливания и хранения углерода(CCS) – процесс, включающий отделение углекислого газа, выбрасываемогоэнергетическимиустановками,транспортировкукпунктамхраненияи долгосрочную изоляцию в геологических природных хранилищах.Расширение использования природного газа с 90-ых гг. XX векав мировой электроэнергетике объясняется существенным ростом его добычии появлением высокоэффективных технологий выработки электроэнергии(23% мировой генерации).
Благодаря экологическим, технологическим,эксплуатационным и, самое главное, экономическим преимуществам газпостепенно вытесняет уголь из топливно-энергетического баланса. ГазовыеТЭС сосредоточены в странах Европы, Евразии и Северной Америки (60 % –суммарной установленной мощности газовых ТЭС в мире).Строительствоугольнойэлектростанциизанимает4-5лет,среднемировые значения электрического КПД современных угольныхэлектростанцийсоставляют39-46%.Настроительствожегазовойэлектростанции уходит не более 2-ух лет, электрический КПД газовойэлектростанции достигает 55-60%.
Срок эксплуатации станций составляет91High-efficiency, low-emissions coal-fired power generation. OECD/IEA Publication, 2016. P. 21-238430-40 лет. При этом стоимость газа практически во всех странах мира болеечем в 2 раза дороже угля (если пересчитывать по теплотворной способности).Что касается коэффициента использования установленной мощности(КИУМ), необходимо отметить, что одни и те же типы генерации могутиметь разные коэффициенты. Такой разброс вызван многими факторами:размер энергосистемы, климатические условия, структура экономики,стоимостью энергоносителей и т.д.
В частности, угольные ТЭС относятсяк менее маневренным из-за невозможности быстро потушить или разжечьуголь,поэтомувосновномиспользуютсядлябазовойгенерации.КИУМ угольной генерации составляет в среднем выше 60% (например,в США – 63.8%, Китае – 64%, Южной Корее – 82%). Газовые ТЭС имеютболее низкий КИУМ, так как большинство таких станций работают в периодпиковых нагрузок или при увеличении спроса на электроэнергию92.Среднее значение стоимости возведения угольной электростанциисоставляет 2 264 $/кВт, при этом среднее значение LCOE равняется 85$/МВт*ч.
В отношении газовых электростанций усредненный показательзатрат соответствует 1 014 $/кВт, тогда как LCOE – 105 $/МВт*ч93.Энергосистемы большинства стран основаны либо на угольной, либона газовой генерации. Это обусловлено в первую очередь имеющимисяприродными ископаемыми, однако, выбор технологической и экономическойсоставляющей также играет определенную роль. В Германии, например,порядка40%выработкиэлектроэнергииприходитсянаугольныеэлектростанции, в Китае – 67%, в Индии – 78%, в ЮАР – 91%. Некоторые,например, Япония, Великобритания, имеют сбалансированную структуру,в которой не доминирует ни один вид топлива. Основным топливом92International Energy Outlook. U.S.
Energy Information Administration (EIA), 2017. P. 89Здесь и далее стоимостные значения приведены по результатам анализа данных 181 электростанцииразных типов в 22-ух странах (ставка дисконтирования - 7 %; из стран не-ОЭСР при сравнениирассматривались станции Китая, Бразилии, ЮАР и России) и на основании отчетов: Projected Costof Generating Electricity, OECD/IEA Publication, 2016; Capital cost estimates for utility scale electricity generatingplants, EIA, 2016; World energy outlook, OECD/IEA Publication, 2018.9385российской энергосистемы, сформированной в 70–80-х годах прошлого века,является газ (в районе 50%).
По российскому «газовому» пути пошли страныПерсидского залива, Северной Африки, Иран (82% генерации на природномгазе), Турция (40%), Италия (42%).Наряду со всеми существующими видами генерации ни одна другаяне развивалась такими быстрыми темпами, как атомная энергетика. В 1954 г.была сдана в эксплуатацию первая АЭС мощностью 5 Мвт, а на 1 января1980 г. было введено в строй 80 АЭС установленной мощностью 15 ГВт.Мировой энергетический кризис 70-х годов, вызванный ростом спросана электроэнергию и введенным странами ОПЕК эмбарго на нефть, привелк росту цен на энергоносители и придал дополнительный импульс развитиюатомной энергетики.
На тот момент создалось устойчивого общественноемнение, что атомная энергетика – это практически единственный реальныйальтернативный источник энергии в обозримом будущем.Ситуация с дальнейшим развитием АЭС изменилась после аварии наАЭС «Три Майл Айленд» (США) в марте 1979 г., Чернобыльскойкатастрофы в апреле 1986 г. и особенно после аварии на японской АЭС«Фукусима 1» (Япония) в марте 2011 г. Главная экологическая опасностьсвязана с возможностью аварий, вероятность которых на современных АЭСневелика, но полностью исключить их невозможно. Препятствием являетсятакже проблема захоронения радиоактивных отходов. В результате, Бельгия,Швейцария, Германия, Италия решили отказаться от эксплуатации АЭС,в то время как Франция, США, Великобритания, Россия, Китай, Индия, ОАЭ,Турция сообщили о намерении продолжать развитие атомной энергетики ссоблюдением строгих стандартов безопасности.По состоянию на 2017 г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
