«Сонячні» перспективи енергогенерації - Економіка - dt.ua

«Сонячні» перспективи енергогенерації

20 травня, 2011, 14:39 Роздрукувати Випуск №18, 20 травня-27 травня

Оцінка конкурентоспроможності виробництва електроенергії з традиційних і відновлюваних джерел в Україні.

© megalife.com.ua

Сьогодні найбільш очевидним і важливим показником стану економіки будь-якої країни є надійність енергозабезпечення. І поняття «енергетична політика» уже не потребує додаткових пояснень.
В Україні від результативності цієї політики напряму залежить стан вітчизняного паливно-енергетичного комплексу (ПЕК).

Світ стрімко змінюється, виходить на нові технологічні орбіти, і в найближчі двадцять років українському енергокомплексу для нормального розвитку знадобляться десятки мільярдів доларів. Безумовно, триває наполегливий пошук шляхів залучення необхідних коштів. Для цього здійснюються структурні реформи, змінюється форма власності, використовується досвід західних країн, застосовуються різноманітні моделі та схеми реформування і регулювання енергетичних ринків. Але завдання підвищення ефективності енергоринків дотепер не вирішено.

Кажучи про розвиток вітчизняної електроенергетики, як і суміжних галузей, зокрема енергомашинобудування, необхідно насамперед оцінити свої можливості та потреби. Виважено, без політичного підгрунтя відповісти на запитання: чи зможе ринок забезпечити належний розвиток і структуру енергогенеруючих і енергопередавальних потужностей; чи не несуть лібералізаційні процеси на ринку електроенергії загрозу енергобезпеці держави та надійності об’єднаної енергосистеми; чи будуть економічні дії суб’єктів ринку оптимальними для економіки та країни в цілому; які структурно-інституціональні умови та форма відносин власності необхідні для залучення великих інвестицій у нові об’єкти електроенергетичного сектора; що потрібно змінити для використання повною мірою потенціалу відносин в електроенергетичній сфері?

Дорожня карта

У липні 2010 року Міжнародне енергетичне агентство опублікувало оновлену дорожню карту розвитку технологій енергогенерації «Перспективи енергетичних технологій-2010». Це сценарний аналіз ключових технологій виробництва і споживання енергії на наступні 50 років. Основний акцент цієї концепції — забезпечення розумного, природоохоронного (екологічного) і конкурентного розвитку енергетики. Визначальними при виборі технологій енергогенерації є ефективність, ступінь впливу на навколишнє середовище, капітальні та експлуатаційні витрати.

Енергетична стратегія України на період до 2030 року (далі — стратегія) стала першим національним документом, який містить прогнози структури виробництва електроенергії, плани впровадження більш ефективного та сучасного енергогенеруючого обладнання, а також перспективні показники паливоспоживання енергогенерацією.

Можливий дефіцит енергогенеруючих потужностей планується ліквідувати за рахунок будівництва нових атомних енергоблоків (передусім третього і четвертого блоків на Хмельницькій АЕС).

Не вщухають і дискусії про значущість відновлюваної енергетики в структурі українського енергобалансу, особливо у світлі Національного проекту «Енергія природи», що готується до реалізації. Нерідко в наукових і політичних колах звучать діаметрально протилежні думки про доцільність, можливості та масштаби будівництва й експлуатації об’єктів відновлюваної енергетики — від надто песимістичних до фантастичних.

Створюючи «електроенергетику майбутнього», необхідно порівняти вартісні характеристики, витрати і прибутки, оцінити перспективи формування необхідної структури енергогенерації з різних джерел. Спробуємо подивитися на ситуацію об’єктивно.

Без рожевих окулярів

На перший погляд, Україна номінально володіє значними надлишковими потужностями для виробництва електроенергії. Однак невідворотність вичерпання експлуатаційного ресурсу генеруючих потужностей, а також щорічне зростання електроспоживання доводять необхідність нарощувати енергогенеруючу складову національної енергосистеми. При формуванні перспективного балансу генеруючих потужностей слід враховувати не тільки залежність від паливного та вартісного балансів, а й маневрені характеристики енергосистеми, а також передбачати необхідність створення належного резерву потужностей. Останнє особливо актуальне для підтримки інтеграційного курсу України на входження в наднаціональні
та загальноєвропейські енергооб’єднання.

На жаль, темпи відновлення потужностей уже сьогодні відстають від задекларованих у тій самій стратегії.

Враховуючи реальний стан електроенергетичного сектора України, а також ознайомившись із кількома змодельованими варіантами його розвитку, додамо реалістичності існуючим програмним і прогнозним документам в енергосфері та наведемо показники базового й альтернативних сценаріїв. Прогнозні розрахунки виконано з допомогою моделі оптимізації енергетичних потоків TIMES-Україна, розробленої в Інституті економіки та прогнозування НАН України (див. табл. 1).

У моделі при розрахунках базового сценарію зроблено такі допущення:

— умови базового сценарію досить консервативні, не передбачають кардинальної зміни технологічної будови економіки та орієнтовані на подовження термінів експлуатації діючих потужностей із деяким поліпшенням їхніх технічних характеристик, що з урахуванням економічного стану більш імовірно. За рахунок амортизації та виведення з експлуатації частини старих потужностей допускається певна диверсифікація енергетичних потоків шляхом упровадження нових чи поліпшених технологій;

— у прогнозному періоді ТЕС використовуватимуть в основному вугільні енерготехнології. Загальна потужність нових енергоблоків становитиме близько 5 ГВт;

— за рахунок розвитку великої гідроенергетики її встановлена потужність може досягти близько
7 ГВт, тобто приріст становитиме 2,5—3 ГВт;

— в атомній енергетиці передбачається подовження термінів експлуатації діючих енергоблоків, завершення до 2018-го і 2020 року, відповідно, будівництва двох нових енергоблоків Хмельницької АЕС загальною потужністю 2 ГВт;

— до 2030 року потужність сонячних агрегатів становитиме не більш як 300 МВт, вітроенергетики — не більш як 2 ГВт, електроенергетики на біомасі — не більш як 100 МВт, геотермальних установок для виробництва електроенергії — не більш як 200 МВт.

Та навіть з урахуванням консервативності вихідних передумов базового сценарію можна говорити лише про дещо більший ступінь реалістичності його реалізації. Дуже суперечливими та невипробуваними є необхідні системні механізми та стимули, особливо ліберальні, ринкові.

Ринок не всесильний

Досвід США та країн ЄС свідчить, що лібералізація електроенергетичних ринків не передбачає чітких параметрів за оптимальною кількістю та структурою енергогенеруючих потужностей, які відповідають вимогам надійності та забезпечують резерв потужності в енергосистемі. Це не єдиний приклад недосконалості та недостатності ринкових механізмів. Зростання цін на електроенергію, а також ускладнення режимів енергопостачання і енергоспоживання не сприяють припливу інвестицій до необхідного рівня. У багатьох європейських країнах виникли складнощі з інвестиціями, насамперед для створення резерву потужності. У докризовий період в Іспанії, всупереч загальному зростанню встановленої потужності на 8%, реальний резерв зменшився на 4%. Великобританія наростила потужності на 13%, що дало змогу збільшити резерв лише на 1%, а Ірландія — на 36 і 21%, відповідно. У результаті в країнах Європи різниця між фактичними і нормативними резервами потужності може скоротитися до 15% від нормативних, а загальний дефіцит — досягти 6,7 ГВт, що збільшить потреби в імпорті електроенергії.

Інтеграційні прагнення та амбіційні плани України зобов’язують враховувати світову практику. Для нас звична державна монополія, а за умов лібералізації енергетичних ринків і передачі більшості енергоактивів у приватну власність регуляторна роль держави слабшає. Контроль за ефективністю та надійністю їхнього функціонування поступово переходить до неурядових організацій.

Прикладом цього є створення Європейського енергетичного співтовариства, сформованого на основі суб’єктів ринків електроенергії та газу країн Південно-Східної Європи. Його мета — збільшення інвестицій в енергопотужності, підвищення надійності енергопоставок з допомогою впровадження норм і стандартів енергополітики ЄС. З іншого боку, ефект «пулу» (перерозподіл навантажень між енергосистемами країн — членів співтовариства і згладжування пікових навантажень) дає можливість знизити потребу в інвестиціях у секторі виробництва і передачі електроенергії. Відповідно до «Дослідження інвестицій в енергогенерацію», проведеного Світовим банком, подібний ефект до 2018 року може становити 3 млрд. дол.

Інший приклад. У 2008 році за дорученням 42 компаній — операторів систем передачі електроенергії з 34 європейських країн створено асоціацію «Європейська мережа операторів систем передачі електроенергії» (ENTSO-E). Мета її діяльності — зміцнення співробітництва на європейському ринку електроенергії в сфері технічного розвитку, координації систем управління та узгодженості концепцій діяльності операторів мереж, усунення технічних проблем, забезпечення надійного функціонування електромереж.

Безумовно, вступ України до Європейського енергетичного співтовариства та курс на приєднання до ENTSO-E підвищить ефективність і надійність функціонування вітчизняних енергоринків. Сприятливі зміни очікуються в результаті впровадження більш прозорих і досконалих правил гри, підвищення ефективності роботи та інвестиційної привабливості суб’єктів ринкової діяльності, відкриття європейського ринку електроенергії для імпорту додаткових обсягів електроенергії.

За умов задекларованого роздержавлення паливно-енергетичного комплексу вибір енерготехнологій в Україні визначатиметься економічною доцільністю, технічною можливістю та екологічними вимогами. Економічна доцільність прораховується шляхом порівняння питомих капітальних і експлуатаційних витрат, витрат на паливо та резервування, а також вартості забезпечення екологічних вимог.

Зауважимо, що світові пріоритети розвитку окремих енерготехнологій (своєрідна мода на виробництво будь-якого виду енергії) не зумовлюють вибору нашої країни. Так, ринок квот викидів парникових газів в Україні поки що істотно не впливає на тенденції розвитку електроенергетики, тоді як у країнах OЕCР це один із потужних стимулів для скорочення споживання вуглецевоінтенсивних видів палива та утилізації викидів двоокису вуглецю.

Проте незабаром картина може змінитися через зобов’язання, взяті Україною при інтеграції в міжнародні об’єднання в енергосфері, особливо з урахуванням підготовки плану імплементації Директиви 2001/77/ЄС про сприяння використанню енергії, виробленої з відновлюваних джерел, на внутрішньому ринку електроенергії, а також зобов’язання з імплементації до 2018 року Директиви 2001/80/ЄС про встановлення граничного рівня викидів деяких забруднюючих речовин в атмосферу великими установками спалювання, що безпосередньо стосується теплової енергетики.

Потреба в значному початковому капіталі та висока вартість кредитів в Україні гальмують інвестиційні можливості навіть великих енергокомпаній при будівництві великих об’єктів енергетики або комплексній їхній реконструкції. А багато видів альтернативної енергетики майже не розвиваються без держдотацій, пільг і «зеленого» тарифу.

Базові характеристики конкурентоспроможності

Порівняємо вартісні характеристики енергогенеруючих технологій (див. табл. 2). Порівняння капітальних витрат і собівартості електроенергії при сучасних цінах на паливо допомагає зробити висновок, що серед традиційних енерготехнологій найбільш перспективними є екологічно чисті вугільні та газотурбінні технології з високими маневреними характеристиками. Також виправдовують себе заходи, спрямовані на подовження експлуатації АЕС і підвищення енергоефективності. Оцінюючи вартість електроенергії атомних електростанцій, важливо враховувати значні витрати на виведення їх з експлуатації.

Вартісні характеристики електроенергії з деяких відновлюваних джерел (електростанції на біомасі, вітрові електростанції (ВЕС) і малі ГЕС) порівнянні з установками для традиційної електроенергетики. Також необхідно врахувати, що переважна більшість нетрадиційних енерготехнологій на початковому етапі свого розвитку дуже витратні. На думку експертів і з урахуванням зарубіжного досвіду, до 2020-го цілком можливо досягти розміру капітальних витрат на кіловат потужності сонячних електростанцій у 1000 дол.

Проте будівництво низькоманеврених потужностей і потужностей із малим коефіцієнтом використання через їхню технологічну специфіку (вітро- і сонячні електростанції) потребує додаткових акумулюючих і резервних потужностей, а це істотно збільшує вартість таких джерел енергії.

Вартісні характеристики електроенергії, що заміщається, переконують у конкурентоспроможності цього сегмента виробництва енергії порівняно з упровадженням нових технологій енерговиробництва. Важливо зазначити, що разом із загальною тенденцією зменшення енергоємності економіки України ефективність перетворення первинної енергії (у тому числі виробництва електричної та теплової енергії) зростає повільніше, ніж ефективність її споживання. Адже за умов зростання цін на імпортовані енергоресурси та посилення екстенсивного компонента сировинної бази ПЕК, при низькій ефективності використання енергоресурсів у всіх ланках енергетичного ланцюжка, інвестиції в енерговиробництво забезпечуватимуть дедалі меншу віддачу. За таких умов вигідніше вкладати гроші в підвищення ефективності використання енергії (запобігання втратам, енергозбереження, що зумовить зменшення попиту на енергію).

Сьогодні в країнах Європи інвестиційна привабливість проектів у сфері енергоефективності найчастіше вища, ніж у сфері енергогенерації. Навіть у Росії (де за наявності власної сировинної бази ПЕК — на інвестиційному полі поки що все навпаки) зроблено ставку на енергоефективність. Зокрема, у проекті концепції комплексного енергетичного розвитку до 2020 року, розробленого ВАТ «ВНДПІенергопром», потенціал вивільненої в результаті економії пікової електричної потужності оцінюється в 13 ГВт. При цьому оптимізація систем теплопостачання дасть змогу вивільнити до 50 млн. тонн умовного палива, половини якого достатньо для забезпечення виробництва електроенергії на ТЕЦ сумарною потужністю 30 ГВт.

«Сіра» чи «зелена»?

Як правило, освоєння відновлюваних джерел енергії просувається за рахунок інвестиційних коштів приватного капіталу, але потребує і державної підтримки. В Україні це підтверджується динамікою кількості підприємств, які одержали дозвіл на використання «зеленого» тарифу в Україні (див. рис. 1).

Ставка «зеленого» тарифу в Україні загалом значно перевищує витрати на виробництво електроенергії з відновлюваних джерел. Так, для енергії з біомаси на лютий 2011 року встановлено ставку в розмірі 1,35 грн./кВт•год за орієнтовної собівартості 0,59 грн./кВт•год, для малих ГЕС — 0,84 і 0,47 грн./кВт•год, відповідно. А для сонячної та вітрової електроенергії створено зелену вулицю: встановлено тарифи в розмірі 5,05 і 1,23 грн./кВт•год за орієнтовної собівартості 1,18 і 0,38 грн./кВт•год (відповідно, забезпечують відчутний стимул для розвитку цих видів енерговиробництва). Водночас немає окремої категорії «зеленого» тарифу для електроенергії з біогазу. Відповідно до чинного законодавства України, біогаз до біомаси не належить, хоча в багатьох країнах (зокрема, у Японії та Німеччині) такому виду енергетики надаються преференції.

Практика запровадження «зеленого» тарифу та інших преференцій для ринку відновлюваної енергетики в Україні зумовила потребу розрахунку альтернативного базового сценарію моделі TIMES-Україна. Такий альтернативний прогноз передбачає використання частини економічно доцільного потенціалу відновлюваних джерел енергії (див. табл. 3). Авторами зроблено такі основні сценарні допущення: установлена потужність малих ГЕС в Україні не перевищить 2 ГВт; можливість досягнення 1,5 ГВт потужності СЕС; у 2030 році встановлена потужність ВЕС не перевищить
5 ГВт; потенціал використання різноманітних видів біомаси для виробництва електроенергії становитиме близько 5 млрд. кВт•год.

Відповідно до альтернативного сценарію розвитку частка відновлюваних джерел, враховуючи малі ГЕС, у виробництві електроенергії до 2030 року становитиме 6,7% (для порівняння: за базовим сценарієм — 1,4%, базовим сценарієм стратегії — 0,5%).

Роль електроенергії, виробленої з використанням відновлюваних джерел енергії, двояка. Наприклад, електроенергію ВЕС або малих ГЕС можна успішно продавати в мережу. А використання енергії біомаси та енергії сонця більш доцільне для задоволення локальних потреб в електроенергії, оскільки створення великих генеруючих об’єктів на цих видах енергії не завжди виправдане з погляду їх технічних і вартісних характеристик.

Таким чином, доходимо висновку, що в Україні поки що немає підстав розглядати нетрадиційні та відновлювані джерела енергії як істотну заміну традиційним джерелам енергії в електроенергетичному балансі країни. Водночас має сенс підтримувати і стимулювати використання такої енергії на регіональному рівні з огляду на територіальні особливості та наявність місцевих ресурсів. Такий цілеспрямований розвиток регіональної енергетики, а також належна увага розвитку традиційної енергетики та вітчизняного котло- і турбобудування разом із підвищенням ефективності використання всіх можливих джерел енергії не тільки підсилить повноту та надійність енергопостачання, а й підготує вихід енергетичної галузі країни на новий виток розвитку.

Ми повідомляємо тільки дійсно важливі новини. Долучайся до Telegram-каналу DT.UA
Помітили помилку?
Будь ласка, позначте її мишкою і натисніть Ctrl+Enter
Додати коментар
Залишилось символів: 2000
Авторизуйтеся, щоб мати можливість коментувати матеріали
Усього коментарів: 0
Випуск №34, 14 вересня-20 вересня Архів номерів | Зміст номеру < >
Вам також буде цікаво