Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ

 

РЕФЕРАТ

 

Цель работы – оценка эффективности использования распределенной генерации на территории Новосибирской энергосистемы при существующих и перспективных балансах электроэнергии и мощности.

Этапы разработки дипломной работы:

• рассмотрение вопроса о значении малой энергетики в энгергобалансе России; уровень развития распределенной генерации в мире, а также ее особенности и основные факторы роста интереса к концепции распределенных систем;
• исследование Новосибирской энергосистемы (прогноз электропотребления и максимальных нагрузок Новосибирского региона, анализ балансов электроэнергии и мощности, а также развитие генерирующих мощностей на текущий год и дальнейшую перспективу);
• изучение существующих объектов малой энергетики в рассматриваемой энергосистеме и определение эффективности использования установок распределенной генерации в ней.

 

Работа состоит из 3 глав, содержит 88 страниц, 22 таблицы, 32 рисунка, 17 источников литературы.

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ7

ГЛАВА 1. ЗНАЧЕНИЕ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В ЭНЕРГОБАЛАНСЕ РОССИИ 9

1.1 Электроэнергетический баланс9

1.2 Развитие генерирующих мощностей 15

1.3 Развитие энергетики в современном мире 20

1.4 Распределенная энергетика и ее экономические особенности 25

1.4.1 Понятие  распределенной энергетики25

1.4.2 Виды  генерирующих установок невозобновляемой распределенной генерации 27

1.4.3 Основные  предпосылки развития распределенной  генерации в России 32

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ НОВОСИБИРСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ37

2.1 Общая характеристика Новосибирского региона и Новосибирской энергосистемы37

2.2 Основные направления  специализации Новосибирской области 38

2.3. Характеристика Новосибирской  энергосистемы 40

2.4 Прогноз электропотребления  и максимума нагрузки Новосибирской  области на пятилетний период  и перспективу до 2021 г 49

2.5 Балансы электрической  мощности и энергии Новосибирской  энергосистемы на период 2013 - 2017 гг. и перспективу до 2021 г.56

2.6 Развитие генерирующих  мощностей Новосибирского региона.58

ГЛАВА 3 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ В НОВОСИБИРСКОМ РЕГИОНЕ 63

3.1 Инвестиционная привлекательность объектов распределенной генерации 63

3.2 Показатели эффективности проектов строительства объектов распределенной генерации 64

3.3 Оценка эффективности использования распределенной генерации в Новосибирской энергосистеме 65

3.3.1 Оценка  эффективности объекта №3 - ООО  «Генерация Сибири» 72

3.4 Дальнейшие направления  развития взаимоотношений большой  и малой энергетики 77

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 79

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 82

ПРИЛОЖЕНИЯ 84

 

ВВЕДЕНИЕ

Отсутствие серьезных инноваций в технологиях производства и передачи электроэнергии, растущий дефицит и дороговизна топлива наряду с наличием принципиально неустранимых потерь при транспортировке электроэнергии и тепла в сетях, ужесточение экологических требований и санкций к генерирующим объектам делают компании «большой энергетики» менее привлекательными среди клиентов. Происходящие повсеместно процессы децентрализации специализации бизнеса и особенно промышленного производства требуют адекватной гибкости, специализации и эффективности от энергетических компаний.

Удовлетворить эти требования и призвана концепция распределенной генерации, а появление соответствующей технологической базы — простых, надежных, эффективных, экологичных и относительно недорогих устройств для выработки энергии в объемах, необходимых конкретным потребителям, — дает возможность перейти от концепции к реальным проектам. В России распределенная энергетика имеет потенциал для роста, существенно превышающий среднемировые показатели. Это объясняется совокупностью объективных факторов и особенностей текущего этапа развития экономики страны. Огромные размеры страны при низкой плотности населения приводят к недопустимым в современных условиях затратам на транспорт электроэнергии и тепла в централизованных системах. В то же время широкая доступность газа и дизельного топлива на большей части территории страны облегчает построение локальных генерирующих мощностей. Малая энергетика является одним из перспективных направлений совершенствования системы энергоснабжения.

Целью данной работы является оценка эффективности использования распределенной генерации  на территории Новосибирской энергосистемы при существующих и перспективных балансах электроэнергии и мощности. В рамках которой были поставлены следующие задачи:

• Раскрыть вопрос, касающийся определения малой генерации и ее сегодняшнего положения в общей структуре энергетики России и ЭС Новосибирской области.
• Проанализировать энергосистему НСО и рассмотреть прогнозы ее развития.
• Проанализировать технико-экономические показатели установок малой генерации.
• Разработать дальнейшие направления развития взаимоотношений большой и малой энергетики.

 

ГЛАВА 1. ЗНАЧЕНИЕ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В ЭНЕРГОБАЛАНСЕ РОССИИ

1.1 Электроэнергетический баланс

Энергетический баланс охватывает все элементы энергетического хозяйства от источника получения первичных энергетических ресурсов до полезного использования всех видов энергии потребителями. Термин «энергетический баланс» означает полное количественное соответствие (равенство) на данный момент времени между расходом и приходом топлива и энергии в энергетическом хозяйстве. В соответствии с этим энергетический баланс содержит две части: расходную и приходную. Расходная часть определяет потребность в электроэнергии, теплоте, топливе и других энергоносителях, приходная — отображает уровни добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, необходимых для удовлетворения этой потребности. Наиболее полную характеристику энергетического хозяйства дает общий (единый) энергетический баланс, который может быть разделен на частные балансы: топлива, теплоты и электрической энергии.

Электроэнергетический баланс представляет собой баланс потребности народного хозяйства в электроэнергии и производства ее различными типами электростанций. Баланс электроэнергии неразрывно связан с балансом электрической мощности — балансом максимальной нагрузки потребителей и генерирующих мощностей с учетом рациональной величины резерва. По периодам времени различают следующие балансы: текущие (плановые и отчетные) — на один год и перспективные — на несколько лет.

Балансы мощности составляются для ОЭС, ЕЭС России и региональных энергосистем в целях:

• определения общей потребности в мощности электростанций, необходимой для надежного покрытия нагрузки;
• определения перетоков мощности между энергосистемами и требований к пропускной способности межсистемных сечений.

Расходная часть баланса мощности энергосистемы (потребность) складывается из:

• годового максимума нагрузки (собственного или совмещенного);
• сальдо перетоков между энергосистемами и экспорта-импорта;
• расчетного резерва мощности.

Баланс электроэнергии энергосистем, ОЭС и ЕЭС РФ составляется в целях:

• проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;
• определения перетоков электроэнергии между энергосистемами;
• определения потребности энергосистемы в топливе.

Баланс электрической энергии по ЕЭС России за 2011 и 2012 годы представлен в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1 - Баланс электрической энергии по ЕЭС России за 2011 и 2012 годы

Показатель	2011 год, млн кВтч	2012 год
		Млн. кВтч	2012/2011 г., %
1	2	3	4
Выработка электроэнергии, всего	1019375,3	1032270,9	101,9
В т.ч.: ТЭС	642110,5	647732,9	100,9
ГЭС	155478,8	155359,6	99,9
АЭС	172528,2	177122,7	102,7
Электростанции промышленных предприятий	49257,8	52055,7	105,7
Потребление электроэнергии	1000069,5	1016497,9	101,6
Сальдо перетоков электроэнергии «+» - прием, «-» - выдача	-19305,8	-15773,0	81,7

 

Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России за 2012 год с учетом межсистемных и экспортно-импортных перетоков электроэнергии представлен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России за 2012 г.

 

Структура выработки электроэнергии по ЕЭС России

Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1 032,3 млрд. кВтч (прирост к 2011 году составил 1,3%), в том числе:

ТЭС – 699,5 млрд. кВтч (прирост на 1,2%);

ГЭС – 155,4 млрд. кВтч (снижение на 0,1%);

АЭС – 177,4 млрд. кВтч (прирост на 2,6%).

Выработка электроэнергии электростанциями оптовых и территориальных генерирующих компаний составила:

электростанции ОГК – 352,0 млрд. кВтч (прирост к 2011 году 0,6%);

электростанции ТГК – 255,3 млрд. кВтч (снижение на 0,9%);

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС России в 2012 году приведена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС России

Рисунок 1.3 – Доля выработки электроэнергии по типам электростанций от общей выработки ОЭС в 2012 году

Баланс электрической мощности

Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован 21 декабря 2012 года в 10:00 (мск) при частоте электрического тока 50,005 Гц, среднесуточной температуре наружного воздуха -22,5 °С (на 9,7 oС ниже климатической нормы и на 4,2 °С ниже среднесуточной температуры при прохождении годового максимума 2011 года) и составил 157425 МВт, что на 6,5% выше абсолютного годового максимума 2011 года (147769 МВт).

Максимальная нагрузка электростанций ЕЭС России в час прохождения максимума нагрузки потребителей составила 158986 МВт, что на 9383 МВт (6,3%) выше аналогичного показателя 2011 года. Сальдо внешних перетоков при этом составило 1561 МВт на выдачу из ЕЭС России, что на 273 МВт ниже, чем в 2011 году. Балансы мощности на час прохождения годового максимума потребления в 2011 и 2012 году представлены на рисунке 1.4.

По сравнению с прошлым годом на час прохождения годового максимума потребления снизился объём мощности, находящейся в ремонтах (плановых – на 1,2 ГВт, аварийных – на 2,1 ГВт). Суммарный объём резервов вырос на 2,9 ГВт и составил 33,7 ГВт, в том числе на ТЭС – 21,2 ГВт, на АЭС – 0,1 ГВт, на ГЭС 12,2 ГВт, из них резервы, обеспеченные гидроресурсами, 6,8 ГВт. Величина невыпускаемого резерва, обусловленного ограничениями пропускной способности электрических сетей в ОЭС Востока, ОЭС Северо-Запада и ОЭС Сибири, составила 8,5 ГВт.

Фактическая среднесуточная температура наружного воздуха и отклонение температуры от климатической нормы по энергообъединениям в день прохождения годового максимума потребления ЕЭС России в 2012 году представлены в таблице 1.2.

 

 

 

 

Таблица 1.2 – Среднесуточная температура наружного воздуха по ОЭС и ЕЭС России в день прохождения годового максимума потребления в 2012 году

Энергообъединения	Среднесуточная температура (°С)
	21 декабря 2012 года
	Факт	Отклонение от климатической нормы
1	2	3
ЕЭС России	-22,5	-9,7
ОЭС Центра	-18,4	-10,3
ОЭС Средней Волги	-15,8	-5,0
ОЭС Урала	-25,8	-10,9
ОЭС Северо-Запада	-22,5	-15,3
ОЭС Юга	-10,0	-8,0
ОЭС Сибири	-31,0	-10,2
ОЭС Востока	-19,5	0,5

 

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.