Оценка эффективности инновационного развития энергетического комплекса РФ

Для достижения 10% доли ветроэнергетики в мировом производстве электроэнергии необходимы ежегодные инвестиции с 5 млрд. USD до 78 млрд. USDк 2020 г. Эти цифры лишь небольшая доля ежегодных инвестиций в мировую энергетику, которые в последние годы составляли в среднем 170-200 млрд. USD в год.

 Затраты на возведение и эксплуатацию ветроагрегатов значительно упали сегодня. Например, в Дании с 1981 по 1995 гг. эти затраты снизились на 66 %. На сегодня основная доля приходится на ВЭУ мощностью в десятки и сотни киловатт, но расширяется производство ВЭУ и мегаваттного класса. Экономические показатели ВЭУ и ТЭС сравнялись. В США ставится задача снизить стоимость ветровой энергии до 2,5 центов/Вт.ч. Расходы на техническое обустройство места расположения ВЭУ (фундаменты, строения, дороги, сети) достигают 30-40% стоимости собственно ВЭУ.

Эксплуатационные издержки с учетом амортизации исчисляются в размере 5-6% от величины общих капиталовложений в изготовление, установку и обустройство ВЭУ.

В европейских странах государства субсидируют разработки в области ветроэнергетики. Размер бюджетных дотаций может составлять до 50% всех затрат.

Производство энергии за счет ветра возрастает на 20% ежегодно и в 2009 г. в итоге составит 33 400 МВт установленной мощности по всему миру. Для того чтобы достичь доли в 10% от общего производства электроэнергии к 2010 г., необходим 30% ежегодный рост с 2009 г., который в итоге должен привести к показателю в 181 000 МВт установленной мощности. Начиная с 2010 г. прогнозируемый 20% рост приведет к общему показателю в 1,2 млн. МВт установленной мощности к концу 2020 г.

Таким образом, за счет энергии ветра будет производиться 2966 ТВт·ч электроэнергии в год, что составит 10,85% от прогнозируемого мирового потребления. К 2040 г. энергия ветра может обеспечивать более 20% мировой потребности в электроэнергии.

Внедрение технологии преобразования ветровой энергии в электрическую энергию в РФ позволит увеличить производство энергии за счет ветра  на 20% ежегодно; cэкономить органическое топливо, сохранить запасов углеводородов; снизить дефицита мощности в ОЭС Европейской части России и на юге РФ.

Таблица 1.5

Экономические показатели технологий ВИЭ и прогноз их изменения22

 

Источник энергии	Мощность (2005)	Капитальные затраты, долл. США/кВт	Стоимость энергии, центы США/кВтч
			2005	2020
Энергия биомассы                 Производство   электроэнергии, ГВт   тепла, ГВт (тепл) Этанол, млрд. л Биодизель, млрд. л	~44 ~225 ~36 3,5	500–600 170–1000 170–350 500–1000	3–12 1–6 25–75 с/л 25–85 с/л	3–10 1–5 6–10 долл./Дж 10–15 долл./Дж
Энергия ветра, ГВт ВЭС	59	850–1700	4–8	3–8
Солнечная энергия              Фотоэлектричество, ГВт Термодинамические станции, ГВт Тепло	5,6    0,4 -	5000–10000    2500–6000 300–1700	25–160    12–34 2–25	5–25    4–20 2–10
Геотермальная энергия     Электроэнергия, ГВт Тепло, ГВт (тепл)	9 11	800–3000 200–2000	2–10 0,5–5	1–8 0,5–5
Энергия океана, ГВт   приливная   волновая   OTEC*	0,3 Менее 0,1 Менее 0,1	1700–2500 2000–5000 8000–20000	8–15 10–30 15–40	8–15 5–10 7–20
Энергия внутренних водоёмов, ГВт   крупные ГЭС   малые ГЭС	690 25	1000–3500 700–800	2–10 2–12	2–10 2–10

 

*OTEC – Ocean thermal energy Conversion – использование перепада температуры воды в океане.

 

Что касается водородной энергетики, ориентирующейся на органическое топливо (истощаемое), то стратегически этот путь ошибочен. Изменение средней удельной стоимости мощности фотоэлектрических модулей показано в таблице 2.6

Таблица 1.623

Годы	1950	1960	1970	1980	1990	1995	2000	2006
Удельная стоимость, долл./Вт	1000	500	100	20	10	6	5	4

 

 

И всё же технологии возобновляемой энергетики, обеспечивающие экономически целесообразное получение водорода из биомассы, становятся актуальными.

Еще одним из возможных приоритетных направлений инновационного развития в РФ это использование энергии приливов.

Интерес к технологии преобразования энергии приливов в электрическую энергию впервые появился в середине прошлого века. Сразу в нескольких странах началось строительство опытных приливных электростанций.

Приливные электростанции (ПЭС). Общий потенциал использования приливной энергии мирового океана оценивается в 800 ГВт, что может обеспечить до 15% мирового энергопотребления. В настоящее время действует:

• ПЭС Ранс во Франции (249 МВт),
• Аннаполис - в Канаде (20 МВт),
• три ПЭС - в Китае.

Это энергетика, основанная на практически неистощимом и экологически чистом источнике — мощи морских приливов и отливов. Преимущества приливной энергии в ее возобновляемости и постоянстве в каждом месяце (в отличие от речной энергии, резко уменьшающейся в маловодные годы), а также в безопасности, так как нет угрозы волны прорыва, образующейся при повреждении плотины ГЭС, нет выбросов ТЭС и радиационной опасности АЭС.

 Особенности такой энергии  в ее концентрации на локальных  участках побережий с высокими  приливами и ее дискретности в течение суток и месяца. Для России развитие приливной энергетики имеет особые перспективы, связанные с огромной протяженностью ее морских побережий и необходимостью освоения северных территорий.24

40 лет назад в губе Кислой  Баренцева моря в Кольской энергосистеме была введена в эксплуатацию пионерная в России приливная электростанция – экспериментальная Кислогубская ПЭС. Здание Кислогубской ПЭС по предложению главного инженера проекта и строительства Л.Б. Бернштейна было впервые в мировой практике гидроэнергетического строительства сооружено наплавным способом (без перемычек), что позволило на треть сократить стоимость ПЭС. Впоследствии наплавной способ использовали при сооружении ГЭС Лав и ГЭС Мюррей на притоках реки Миссури и строительстве защитных сооружений Санкт-Петербурга.

На Кислогубской ПЭС в одном из двух её водоводов был установлен приобретенный во Франции капсульный гидроагрегат с диаметром рабочего колеса 3,3 м (на ПЭС Ранс в 1967 г. установлено 24 капсульных машин с диаметром 5,3 м). Второй водовод был предназначен для установки в нем нового отечественного гидроагрегата для ПЭС.25

В 1984-86 гг. в Канаде и Японии были проведены исследования в напорном потоке поперечно-струйной (ортогональной) турбины – разновидности ротора Дарье с прямолинейными лопастями крыловидного профиля. Однако ее коэффициент полезного действия (КПД) оказался менее 40% и дальнейшие работы были прекращены.

В 1989 – 2000 годах специалисты научно-исследовательского сектора института "Гидропроект", впоследствии преобразованного в ОАО "НИИЭС", найдя оптимальные геометрические очертания турбинной камеры и лопастной системы ортогональной турбины, повысили ее КПД до 60-65% (в зависимости от диаметра турбины) и доказали экономическую целесообразность ее применения как на микроГЭС и малых ГЭС с напорами не более 5-7 м, так и на ПЭС с максимальными приливами до 13 м при возможности двухсторонней работы ортогональной турбины.

В 2001-2004 годах на малой ГЭС "Сенеж" в Московской области были установлены два ортогональных гидроагрегата диаметром 0,25 м на расчетный напор 6м и диаметром 0,86м на напор до 4-5 метров.

На Кислогубской ПЭС с 2004 года проводятся испытания оригинальной конструкции ортогональной гидротурбины с рабочим колесом диаметром 2,5 метра, которая имеет повышенный коэффициент полезного действия и не изменяет направление вращения при приливах и отливах. Установленная мощность гидроагрегата составляет 200 кВт.

В 2006 году в соответствии с Инвестиционной программой ОАО РАО "ЕЭС России" по заказу ОАО "ГидроОГК" на ФГУП "ПО "Севмаш" в г.Северодвинске был изготовлен экспериментальный металлический наплавной энергоблок Малой Мезенской ПЭС с ортогональным гидроагрегатом с диаметром рабочего колеса 5 метров и установленной мощностью 1500 кВт. После вывода модуль - блока со стапеля завода он был отбуксирован по морю и установлен в проектное положение в створе Кислогубской ПЭС.26 В настоящее время на энергоблоке ведутся работы по программе комплексных натурных испытаний ортогональных гидроагрегатов и вспомогательного оборудования. Полученные результаты испытаний будут использованы при промышленном изготовлении гидроагрегатов приливных электростанций.

Впоследствии технологии и конструкции, отработанные на Кислогубской ПЭС, будут применены при создании перспективных приливных электростанций, таких как Мезенская ПЭС (Архангельская область, Мезенский залив Белого моря) проектной мощностью 4000 МВт и Тугурской ПЭС (Хабаровский край, Тугурский залив Охотского моря) проектной мощностью 3580 МВт.

Вводы первых агрегатов данных ПЭС включены в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года.

Инвестиционной программой ОАО "ГидроОГК" на 2007-2010 годы предусмотрено финансирование проектно-изыскательских работ по приливным электростанциям в объеме 16,5 млрд. рублей.

Реализация проектов строительства ПЭС позволит решить следующие задачи:

• Развитие производства электроэнергии на основе экологически чистого возобновляемого источника энергии – энергии приливов (гидроресурс Мирового океана стабилен).
• Замещение органических энергоносителей, существенная экономия органического топлива, сохранение запасов углеводородов.
• Создание условий для экономического развития регионов Европейской части России и Дальнего Востока.
• Снижение дефицита мощности в ОЭС Европейской части России и ОЭС Дальнего Востока. Привлечение энергоемких потребителей.
• Экспорт электроэнергии в страны Скандинавии, Центральной Европы и Северо-Восточной Азии.
• Разработка и внедрение передовых технологий в области гидроэнергетики.27

Широкое использование энергии морских приливов сможет обеспечить до 15  всего современного мирового потребления электроэнергии.

Запасы энергии приливов в России оценивают в 120 ГВт при выработке 270 ТВт·ч/год. В европейской части энергия приливов сконцентрирована в Мезенском заливе Белого моря (200 км от Архангельска), где можно построить ПЭС мощностью до 19,2 ГВт с выработкой 52 ТВт·ч/год.

 Причем в этом регионе  нет источников возобновляемой  энергии, альтернативных Мезенской ПЭС.

На Дальнем Востоке энергия приливов сосредоточена на побережье Охотского моря в Тугурском заливе (300 км от Комсомольска-на-Амуре), где спроектирована ПЭС на 8 ГВт при выработке 20 ТВт·ч/год, и в Пенжинском заливе, где можно построить ПЭС с фантастической на сегодня мощностью 87 ГВт с выработкой 190 ТВт·ч /год.

 До сих пор сооружение  ПЭС сдерживалось высокой капиталоемкостью традиционного способа строительства за перемычками и необходимостью изготовления большого количества осевых гидроагрегатов на специализированных турбинных заводах

 Но в связи с внедрением инноваций в смежные отрасли производства появились факторы, снижающие капиталоемкость сооружения ПЭС. 

Наплавной способ строительства. В последние десятилетия ХХ века, после успешного возведения Кислогубской ПЭС первого объекта в энергетике, выполненного этим методом, начался бум его применения почти во всех сферах морской строительной индустрии. Способ позволил на 33-45% снизить капитальные вложения в строительство по сравнению с традиционным устройством котлована под защитой грунтовых перемычек.

Так, снижение стоимости ПЭС при серийном изготовлении ее типовых наплавных блоков на судостроительных заводах может быть оценено до 50%.28

 Применение наплавного способа  для сооружения ПЭС позволяет  приступить и к разработке уникального предложения: многократно увеличить срок эксплуатации АЭС прибрежного исполнения путем периодической замены наплавным способом на лизинговой основе модуля реакторных отделений (РО).

Суть предложения состоит в отсоединении РО от АЭС, придании модулю плавучести с необходимой осадкой и транспортировке его по воде к месту утилизации или временного захоронения. На место отслужившего свой срок РО на правах лизинга (аренды) с отечественного завода также наплавным способом поставляется новое РО и включается в работу АЭС на срок аренды, после чего точно также снимается с работы, а на его место поставляется очередной блок. На 115 прибрежных АЭС во всем мире до 2010 г. заканчиваются разрешенные сроки эксплуатации РО. Применение описанного способа позволит в несколько раз увеличить срок эксплуатации АЭС.

Создание новой ортогональной гидротурбины .У данной турбины ось вращения располагается поперек потока. Она идеально приспособлена для двусторонней турбинной работы на ПЭС, так как не меняет направление вращения вала и характеристики при изменении направления течения воды по турбинному водоводу в результате чередования приливов и отливов. В сравнении с традиционной конструкцией капсульного горизонтального гидроагрегата (ПЭС "Ранс") эта турбина обладает более высокой пропускной способностью при холостом пропуске воды, что позволяет частично или полностью отказаться от применения на ПЭС водопропускных отверстий.

Снижение стоимости турбины достигается за счет простоты конструкции, меньшей металлоемкости и высокой технологичности в изготовлении. В этой связи появляется возможность изготовления ортогональных турбин на неспециализированных заводах общего машиностроения. Кроме того, сокращаются размеры здания электростанции (для Мезенской ПЭС протяженность здания с ортогональной турбиной вдоль потока 52 м, а с капсульной 105 м) и упрощается конструкция отсасывающей трубы (нет лекальных поверхностей).