Эффективность возобновляемой энергетики. Мифы и факты

Постановка задачи. На наш взгляд, серьезным доводом в деле популяризации идей возобновляемой энергетики (ВЭ) может служить сравнительная оценка понятия эффективности ВЭ в сравнении с традиционными отраслями электроэнергетики. Предлагаемый подход к эффективности не является общепринятым, однако он базируется на научных и практических работах отечественных и зарубежных ученых и специалистов.

Раскрывая содержание, следует оценить следующие аспекты эффективности ВЭ: энергетическая эффективность; экологическая эффективность; режимная (эксплуатационная) эффективность; экономическая эффективность; социальная эффективность.

К такой постановке задачи нас вынуждают мифы сознательно или по незнанию, распространяемые в России. А именно:

• •    ветровые (ВЭС) и фотоэлектрические (ФЭС) станции в течение своего срока службы якобы производят меньше энергии, чем на них затрачено при сооружении, в том числе на производство сырья, материалов и оборудования (энергетическая эффективность?);

• •    якобы ФЭС и ВЭС не являются экологически чистыми электростанциями, поскольку при производстве сырья, материалов и оборудования для них вредные выбросы превышают удельные выбросы на

тепловых электростанциях (экологическая эффективность?);

• •    якобы производство электроэнергии на ВЭС и ФЭС невозможно прогнозировать на кратко- и среднесрочные периоды из-за вероятностного характера ветровой и солнечной энергии, требуется 100% резерв мощности, возникают трудности при обеспечении устойчивости работы энергосистем (режимная эффективность?);

• •    плотность ветровой и солнечной энергии низкая, возникает необходимость ее концентрации, отсюда дороговизна оборудования, малый коэффициент использования установленной мощности и, в конечном счете, высокая себестоимость электроэнергии (экономическая эффективность?).

Рассмотрим обоснованность этих утверждений.

Энергети ческая эффективность возобновляслюй энергетики. Энергетическая эффективность представляет собой глобальное преимущество возобновляемой энергетики перед топливной. Эту эффективность характеризует период, в течение которого электростанция на базе ВИЭ (ВЭС, ФЭС или ГЭС) производит количество энергии, которое было израсходовано на ее сооружение, включая энергетические затраты от «руды» до производства комплектующих изделий, на собственно изготовление электроустановки, транспортные расходы, монтаж, эксплуатацию и утилизацию. Назовем эту энергию «связанной»

(Эсв [кВт-ч]). Годовое производство электроэнергии энергоустановкой например ВЭС, определяется как среднее годовое значение за весь срок службы Тел к^ертод [кВт ■ ч/год]), а период возврата «связанной» энергии называется сроком энергетической окупаемости (energy pay back time) - Тэн.ок. Таким образом, срок энергетической окупаемости (в годах) определяется по формулам:

?эн.ок. -^св/^ср.год. (1)

Тср /

^СРТОД. ⁼             •      (2)

І=1     /

Энергия, израсходованная на сооружение ветростанции, включает расход энергии на производство материалов, используемых как в собственно энергоустановке, так и в аппаратах, приборах, кабелях, проводах и трансформаторах до точки присоединения к энергосистеме; производство оборудования из этих материалов и их транспортировку на предприятия-изготовители, а затем на завод, где осуществляется сборка ветротурбины; на транспортировку ветроустановки от завода изготовителя до места монтажа; монтаж и расход энергии на собственные нужды за весь срок служ бы. Часть материалов, в основном черные и цветные металлы, отправляется на переплавку, то есть утилизируется, расход энергии на их получение вычитается из баланса затраченной энергии на их производство.

• — Э_Л/|7. + Э_ов + Э_ГР + Э_ГЛ/ +3_(W ±Э_ВЫВ.

Укрупненные данные по направлениям расхода энергии в жизненном цикле ветротурбины представлены в таблице 1.

Производство электроэнергии зависит от ветровых характеристик на месте монтажа ветроустановки и определяется через коэффициент использования установленной мощности - Кңум-

Согласно расчетам для ветроустановки мощностью 2 МВт фирмы Nordex при Киум=0,4 (очень хорошие ветровые условия), срок энергетической окупаемости составил 0,76 года, или 9,27 месяца без утилизации и 5,94 месяца с утилизацией. За срок службы 25 лет ветроустановка вырабатывает электроэнергии в 32,3 раза больше, чем затрачено за весь ее жизненный цикл, без утилизации и в 50,4 раза больше с утилизацией (таблица 2).

Таблица 1 - Направления расхода энергии в жизненном цикле ветротурбины Nordex, 2 МВт

Показатели	Ед. изм.	Без утилизации (захоронение)		С утилизацией (рециклинг)
			доля		доля
Материалы	Дж	1,7594- 10й	0,898	1,7594-Ю13	1,41
	кВт ч	4,89-Ю6		4,89-106
Производство	Дж	1,3593 Ю12	0,069	1,3593-Ю12	0,11
	кВтч	3,77-Ю5		3,77-10’
Транспорт	Дж	2,4336 1011	0,012	2,4336-Ю11	0,02
	кВтч	6,76-Ю4		6,76-104
Эксплуатация	Дж	1,6778-Ю11	0,009	1,6778-Ю11	0,01
	кВт ч	4,66-Ю4		4,66 104
Вывод из эксплуатации	Дж	2,1826-Ю11	0,011	-6,8512-Ю12	- 0,55
	кВтч	6,06-Ю4		- 1,903-104
Всего	Дж	1,9583 Ю13	L0	1,2513-Ю13	1,0
	кВт ч	5,439-Юь		3,476 10б

Источник: Life Cycle Analysis o f Wind Turbine. Chaouki Ghenai, Ocean and Mechanical Engineering Department, Florida Atlantic University, USA

Таблица 2 - Энергетический срок окупаемости ветротурбины Nordex, 2 МВт, Киум ⁼ 0,4, срок службы 25 лет

Показатели	Без утилизации (захоронение)	С утилизацией
Энергия, затраченная на сооружение ВЭУ, Дж	1,95-1013	1,25-1013
То же, кВт ч	5,41 106	3,47 106
Среднегодовое производство электроэнергии ветро-установкой при Киум = 40%, кВт ч/год	7 106	7 106
Производство электроэнергии ветроустановкой за срок службы 25 лет, кВт ч	175106	175106
Во сколько раз энергия, произведенная ветротурбиной за срок службы, больше энергии, затраченной на ее сооружение	32,32	50,43
Энергетический срок окупаемости Energy Pay Back Time, месяцев	9,27	5,94

Источник: Life Cycle Analysis o f Wind Turbine* Chaouki Ghenai, Ocean and Mechanical engineering Department, Florida Atlantic University, USA

Расчет срока энергетической окупаемости для наземной ветростанции общей мощностью 300 МВт, содержащей 182 ветротурбины Vestas ¥82-1,65 MW. (В отличие от энергетического анализа собственно ветротурбины, здесь приходится учитывать кабели и энергооборудование для подключения к энергосистеме.) Срок службы ветротурбин принят равным 20 годам, коэффициент использования установленной мощности - 0,41. Срок энергетической окупаемости составил 0,6 года, или 7,2 месяца.

Результаты оценки жизненного цикла ветростанции 100 МВт, укомплектованной ветротурбинами Vestasv VI12 единичной мощностью 3,0 МВт. Такая ветротурбина предназначена для установки в местах со средним и низким потенциалом. Многие специалисты полагают, что 75% ветроресурсов мира находятся в такой зоне. Основной вклад в энергозатраты вносит производство материалов и компонентов. При этом на долю производства башни приходится 26%, лопастей -21%, редуктора и главного вала - 11%. Период возврата первичной энергии, затраченной на сооружение ветростанции (дру гое название срока энергетической окупаемости), составил 8 месяцев.

Приведенные выше данные подтверждаются многочисленными расчетами, выполненными в разных странах. Итак, для ветростанции срок энергетической окупаемости меньше одного года (от 6 до 10 месяцев).

Несколько иное положение (правда, оно быстро меняется) в фотоэнергетике. В частности, для фотоэнергетической станции мощностью 62 МВт в Португалии (таблица 3) при приходе солнечной радиации 1900 кВт ч/м" в год с КПД монокристаллических модулей 16%, общим КПД станции 12% и при модулях, поставляемых из Испании, срок энергетической окупаемости составил 5,9 года [И]. Основной вклад в величину связанной энергии вносят технологические процессы получения кремния и производство фотоэлементов. Это исследование было выполнено в 2005 г. для станции, сооруженной в 2001—2003 гг. Но уже в нем упоминается, что продвинутые технологии производства кремния позволят снизить срок энергетической окупаемости до 1,2-1,8 года.

Таблица 3 - Энергетический срок окупаемости мощной фотоэлектрической станции мощностью 62 МВт в Португалии

№ п/п	Показатели	Ед. измерения	Количество
1	Мощность	МВт	62
2	Приход солнечной радиации	кВтч/м" в год	1900
3	КПД элемента	%;	16
4	КПД инверторов	%	93
5	КПД трансформатора	%	98
6	Количество модулей	шт.	364896
7	Площадь модуля		1,256
8	Срок службы	лет	30
9	Основные компоненты:
10	система мониторинга и управления	шт.	1
И	трансформаторная подстанция 30 кВ/60 кВ	шт.	1
12	трансформаторный центр 400 В/30 кВ	шт.	21
13	инверторы мощностью 400 кВт	шт.	207
14	установочные конструкции из гальванизированной стали	шт.	30408
15	монокристаллические модули	шт.	364896
16	силовые кабели	м	20000
17	бетон	м	34000
18	Энергетический срок окупаемости	Тэн. ок.=61 ОГВтч 103 ГВт ч год=5,9лет

Источник: Environmental Lyfe Cycle assessment of a large-scale grid connected PV Plant Case study Moura 62 MW PV power plant, kiti Suomalainen. Division of Environmental Systems Analysis. Chambers University of technology, Goteborg, Sweden, 2006.

В исследовании, проведенном МЭА в 2011 г. для фотоэнергетических установок на крышах домов в Южной Европе (где приход солнечной радиации составляет 1700 МВт ч/м2 в год), сооруженных в 2005-2006 гг., срок энергетической окупаемости составил: для установок из монокристаллического кремния с КПД 14% -2,2 года, из поликристаллического кремния с КПД 13,2% - 2,0 года, с гибкой пленкой из кремния с КПД 12,0% - 1,7 года, для модулей теллур кадмия с КПД 10,9% -0,75 года [8].

Таким образом, ветро- и фотоэнергетика обладают высокой энергетической эффективностью и практически сравнялись по этому показателю, поскольку быстро «возвращают» затраченную на их производство энергию.

Принципиально иная картина при производстве электрической и тепловой энергии на топливных и атомных электростанциях. В энергетическом смысле они не

«окупаются» никогда, поскольку в течение срока службы постоянно потребляют энергию в виде топлива и преобразуют ее в электрическую и/или тепловую энергию с коэффициентом существенно меньше единицы. Для указанных выше электростанций справедлива следующая формула:

у _ ^СВ. | ® СР. ГОД. гр               х

• ¹    OK ^— q        ⁺ q         '¹ сл. •>           )

СР.ГОД.      СР. год.

где В_{ср год} - среднегодовой расход топлива.

Коэффициент полезного действия тепловых и атомных электростанций меньше единицы, а отношение ——— _ величина, обратная КПД, больше единицы.

Таким образом, срок окупаемости математически оказывается больше срока службы, что и подтверждает высказанное выше утверждение.

Следовательно, используя возобновляемые источники энергии, человечество может перейти на путь эффективного производства электроэнергии на ветровых, фотоэлектрических станциях. По ГЭС подобные анализы не проводились, в этом состоит ближайшая задача исследований.

Экологическая эффективность. Общепризнанно, что ветровые, солнечные, гидравлические и геотермальные станции не производят СО2, то есть они экологически чистые. Однако, как справедливо указывают противники развития возобновляемой энергетики, они состоят из компонентов, при производстве которых происходит эмиссия СО2 Данный эффект важно оценить. Исследования в этой области получили название «изучение эмиссии жизненного цикла» (life cycle emissions). Они сводятся к определению эмиссии СО2, возникающей в технологических процессах получения материалов и комплектующих деталей, при проведении транспортных и монтажных работ, а также в процессе обслуживания, эксплуатации и утилизации ветроу станов ок и солнечных фотоэлектрических станций. Эмиссия парниковых газов определяется по следующей схеме. По каждому виду технологического процесса определяется расходуемая энергия в виде электрической и тепловой энергии и топлива. Зная удельную эмиссию по каждому виду энергии (гр. СОг/кВт-ч., СОг/Гкал, СО2/тут) определяем общую эмиссию СО2 по данному технологическому процессу, а затем и суммарную эмиссию СО2 по жизненному циклу ветроустановки или фотоэлектрической станции. Разделив эту величину на электроэнергию, вырабатываемую за срок службы, получаем удельную эмиссию СО2 (или других газов) ветроустановки (ветростанции) или фотоэлектрической станции. И сравниваем с выбросом на тепловых электростанциях.

Эмиссия парниковых газов, пересчитанная в эквивалентные выбросы СО2 в 2009 г, составила 29, 28 и 18 г. СО2 экв/кВтч соответственно для солнечных элементов из монокристаллического, поли-кристаллического кремния и теллура кадмия [7].

Эмиссия NOX для указанных выше элементов равна соответственно: 0,067, 0,058 и 0,03 г/кВтч. Эмиссия тяжелых металлов характерна для элементов на базе теллура кадмия в виде выбросов кадмия и довольно мала: 0,02 г на I кВт ч. Для сравнения: выбросы от электростанции на угле в США на 1 кВт ч составляют: 1 кг СО2Экв/кВт ч, 8 г SO2, 3 г NOx и 0,4 г летучих частиц.

Эмиссия вредных выбросов от фотоэлектрических станций меньше, чем от угольных: по СО2 - в 35-55 раз, по NOx - в 44-100 раз. Тем не менее при расчетах предотвращения эмиссии вредных веществ следует учитывать со знаком минус эмиссию в ходе жизненного цикла фотоэлектрических установок. Согласно исследованию, проведенному World Steel Association в 2008 г. [2] для морской ветростанции Дании в Северном море мощностью 160 МВт (80 ветротурбин по 2 МВт), эмиссия СО2 составила 7,6 г СО2/кВтч, по данным [4] -6,6 г СО2/кВт ч, по [3] - 8 г СО2/кВт ч. Таким образом, эмиссия СО2 при сооружении ветростанций на два порядка меньше, чем от тепловых электростанций.

В таблицах 4 и 5 приведены обобщенные данные о вредных выбросах от тепловых электростанций в США и России (по данным Института энергетической стратегии). Они подтверждают различия в масштабах экологического воздействия возобновляемой и тепловой энергетики.

Режимная (эксплуатационная) эффективность. Понятие «режимная (эксплуатационная) эффективность» пока не стало общепризнанным. Мы имеем в виду, по крайней мере, четыре часто возникающих вопроса: а) требуется ли 100-процентное резервирование мощности для ветровых и солнечных электростанций, работающих в энергосистеме; б) можно ли предсказать выработку этих электростанций на кратко-, средне- и долгосрочный периоды; в) может ли устойчиво работать энергосистема при произвольно изменяющейся мощности от ВЭС и СЭС; г) можно ли регулировать мощность и напряжение в точке присоединения ВЭС и СЭС к энергосистеме.

Таблица 4 — Усредненные данные об удельной эмиссии газов топливной энергетикой США

Вид газа	Удельные значения при использовании топлива, г/кВт ч
	уголь	природный газ	нефть	среднее
Диоксид углерода (СО2)	967	468	708	690
Диоксид серы (SO2)	6,1	0,0032	3,1	3,63
О к ислы азота (NOx)	3,45	0,82	0,95	2,22

Таблица 5 - Средние удельные значения вредных выбросов от топливных электростанций России

Вид загрязняющих веществ	Удельные значения при использовании топлива, г/кВт ч
	нефть с 1% серы	уголь с 1% серы	природный газ
Диоксид углерода (СО2)	738	I 142	547
Диоксид серы (SO2)	4,7	1,4	—
Окислы азота (NOx)	2,3	4,0	1,8
Зола и шлак	—	52	—
Летучая зола	—	0,33	—

По вопросу резервирования и устойчивости энергосистем за рубежом проведено немало исследований. Большинство аргументов против ВЭС и СЭС опровергается функционированием электросетей с использованием ВИЭ на Западе. Так, в Испании в течение 3-4 часов энергосистема страны работала при 60-процентной доле ветроэнергетики.

Опыт эксплуатации зарубежных ВЭС подтверждает возможность прогнозировать выработку энергии на различные периоды - год, месяц, сутки и даже часы - с вероятностью до 95%. Это стало возможным с учетом изучения годового хода скорости ветра на площадке ВЭС в течение пяти лет и более. Другой инструмент - прогноз скорости ветра по базе данных НАСА, функционирующей в режиме открытого доступа и реального времени. И снова в качестве примера можно привести энергосистему Испании. На сайте RED ELECTRICA DEECPANA в режиме открытого доступа можно в любое время наблюдать долю выработки электростанций всех типов, в том числе прогноз и факт выработки.

На основе достаточно точного прогнозирования можно решить главный вопрос - о необходимости резервировать мощность ВЭС. Приведем вывод Utility Wind Group (организация объединяет 55 электрических компаний США, имеющих в своих энергосистемах ветряные станции): «Устаревшее и непрофессиональное мнение, часто выражаемое в энергетике, состоит в том, что ветростанции нуждаются в резервировании передаваемой ими мощности в полном объеме. Сейчас ясно, что именно при умеренной доле ветроэнергетики необходимо иметь значительно меньшую, чем один к одному, и часто близкую к нулю дополнительную генерирующую мощность для компенсации нестабильности ветростанций» [6].

В авторитетном исследовании, проведенном в США в 2004 г. для департамента торговли штата Миннесота, было показано, что включение ВЭС мощностью 1500 МВт в энергосистему штата потребует дополнительного ввода лишь 8 МВт (0,5%) мощности на традиционном топливе, чтобы компенсировать возникающие ее вариации [5].

К сказанному выше следует добавить, что в целом по энергосистеме России коэффициент использования установленной мощности, например, в 2013 году составил 0,52. В принципе, это означает, что в энергосистеме России всегда имеется резерв мощности, хотя при этом имеются дефицитные энергосистемы, покрывающие дефицит за счет перетоков энергии от других энергосистем. Проблемой является прохождение максимума нагрузки, который

И

бывает в определенные сутки в январе-декабре. Это обстоятельство должно учитываться при выборе площадки для сооружения ВЭС и ФЭС. Таким образом, вопрос о резервировании мощности ВЭС для России не является препятствием для развития ветроэнергетики, по крайней мере, до того времени, пока не будет достигнута 10-процентная доля ветроэнергетики в общем объеме производстве электроэнергии.

Укажем еще на одно обстоятельство в пользу ветроэнергетики. Рассмотрим ВЭС мощностью 300 МВт, укомплектованную, например, сотней ВЭУ единичной мощностью 3 МВт. Вывод из эксплуатации по любым причинам одной ВЭУ - это всего лишь сотая часть от общей мощности ВЭС Тогда как при неисправности или выводе в ремонт энергоблока мощностью 300 МВт это потеря для энергосистемы мощности 300 МВт. Как говорится, почувствуйте разницу.

Относительно возможности регулирования активной мощности. Разумеется, что возможность повышать мощность ВЭС ограничена мощностью ветрового потока и в этом смысле можно сказать, что такая возможность отсутствует. Регулирования активной мощности в сторону уменьшения мощности ВЭС не ограниченно: можно изменять ступенями (отключение единичной ВЭУ) или плавно (регулированием угла поворота лопасти). Следует особо отметить, что ВЭУ новых конструкций, содержащие на выходе инвертор или преобразователь частоты, имеют диапазон регулирования реактивной мощности равный мощности генераторов. А это значит, что современные ВЭС могут поддерживать напряжение в точке присоединения к энергосистеме на заданном уровне. Это качество ВЭУ еще не до конца понято многими специалистами.

К эксплуатационной эффективности ВЭС и ФЭС относится потребность в воде.

Удельные потери воды на ВЭС в 475 раз меньше, чем на АЭС, в 400 раз меньше, чем на угольных станциях и в 275 раз меньше, чем на станциях на газе.

Удельные потери воды на ФЭС в 20 раз меньше, чем на АЭС, в 17 раз меньше, чем на угольных станциях и в 14 раз меньше, чем на электростанциях на газе (таблица 6).

Таблица 6 - Безвозвратные потери воды на электростанциях США

Вид электрической станции	АЭС	ТЭС на угле	ТЭС на нефтепродуктах	ТЭС на газе	ВЭС	ФЭС
Удельные потери воды, л/кВт-ч	2,3	1,9	1,6	0,95	0,004	0,11

И это не считая потребности в воде в пароводяном цикле тепловых и атомных электростанций и охлаждающей воды конденсаторов турбин. Тогда как на ВЭС и ФЭС безвозвратный расход воды идет только на очистку лопастей ветротурбины и фотоэлектрических панелей.

Экономическая эффективность. Распространено мнение о высокой стоимости электроэнергии от электростанций на базе ВИЭ и их якобы низкой конкурентоспособности. Однако это мнение ошибочно. В связи с этим сошлемся на позицию ведущих экспертов Всемирного банка: «Традиционный финансовый анализ не способен адекватно учесть будущие риски, связанные с ценами на топливо. Он также полностью игнорирует затраты на охрану окружающей среды и здравоохранение, связанные с эмиссией на электростанциях, сжигающих ископаемое топливо. Если мы рассмотрим затраты на полный технический цикл, то некоторые возобновляемые источники уже сейчас могут конкурировать с традиционными энергетическими ресурсами. Несмотря на это, потенциал этих финансово жизнеспособных технологий ВИЭ не реализуется полностью из-за различных барьеров рынка, таких как государственное субсидирование традиционных топлив» (Cabraal et al., 2007). По данным этих авторов ежегодное государственное финансирование в России газовой промышленности составляет 25 млрд $

США, электроэнергетики - 15 млрд $ США.

Приведем еще один факт: цены на электричество, выработанное из альтернативных источников энергии, постоянно снижаются. Пока фотоэлектричество - са мый дорогой вид энергии. Но в США, по данным REN21, за последние пять лет тонкопленочные модули ФЭС подешевели в 3 раза, кристаллические - в 2,4 раза. Все прогнозы говорят о том, что к 2015— 2018 гг. цены снизятся еще больше.

Таблица 7 - Оценка нормированной себестоимости электроэнергии электростанций

в 2010 году и вводимых в 2018 году
Тип станции	Нормированная себестоимость
	электроэнергии (LEC), 5				>/МВт‘ч
	Минимальная		Средняя		Максимальная
	2010 г.	2018 г.	2010 г.	2018 г.	2010 г.	2018 г.
Обычные угольные	90,1	89,5	99,6	100,1	116,3	118,3
Усовершенствованные угольные	103,9	112,6	112,2	123,0	126,1	137,9
Усовершенствованные угольные с CCS (сист. улав. и погл.)	129,6	123,9	140,7	135,5	162,4	152,7
На природном газе (тип):
Обычные комбинированного цикла	61,8	62,5	68,6	67,1	88,1	78,2
Усовершенствованные комбинированного цикла	58,9	60,0	65,5	65,6	76,1	76,1
Усовершенствованные СС (комб. цикла) с CCS	82,8	87,4	92,8	93,4	107,5	107,5
Обычные газотурбинные	94,6	104,0	132,0	130,3	149,8	149,8
У совершенствованные газотурбинные	80,4	90,3	105,3	104,6	119,0	119,0
Усовершенствованные ядерные	108,4	104,4	112,7	108,4	120,1	115,3
Геотермальные	85,0	81,4	99,6	89,6	113,9	100,3
Биомасса	101,5	98,0	120,2	111,0	142,8	130,8
вэс	78,2	73,5	96,8	86,6	114,1	99,8
ВЭС «Оффшорные»	307,3	183,0	330,6	221,5	350,4	294,7
Солнечные фотоэлектрические	122,2	112,5	156,9	144,3	245,6	224,4
Солнечные тепловые	182,7	190,2	251,0	261,5	400,7	417,6
Гидро-	58,6	54,4	89,9	90,3	149,7	149,2

Наиболее объективной экономической оценкой различного вида электростанций служит так называемая нормированная (выровненная) себестоимость производства электроэнергии (Levelised Cost of Energy (LCOE), Levelised Cost of Electricity (LCOE), Levelised Energy Cost (EEC)). При ее расчете учитываются все доходы и расходы за весь срок службы электростанции: первоначальные инвести- ции, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, стоимость топлива, стоимость капитала, себестоимость электроэнергии, Нормированная себестоимость ($/МВт ч) определяется по формуле

«1,+МдҚ

У Е'

где LEC - удельная себестоимость произведенной электроэнергии;

• / — \...п — время жизни электростанции (количество полных лет);

I_t - инвестиционные расходы в год;

М_{ - расходы в год на эксплуатацию и техническое обслуживание;

Ft - стоимость топлива в год;

К_т — производство электроэнергии в год (МВт ч);

• г - учетная ставка.

Группа ученых по заказу Министерства энергетики США провела расчеты нормированной себестоимости электроэнергии США, Европейского Союза и Китая по состоянию на конец 2010 года и прогнозу на 2018 год. Результаты расчетов приведены в таблице 7. Выделены минимальная и максимальная оценки, а также определена средняя величина нормированной себестоимости для 17 видов электростанций, в том числе атомных, на органическом топливе и на возобновляемых источниках энергии.

Как можно видеть, средняя удельная себестоимость на наземных ВЭС составила 96,8 дол./МВтч в 2010 году и 86,6 дол./МВт*ч в 2018 году, а на обычных угольных электростанциях - 99,6 дол./МВт ч в 2010 году и 100,1 дол./МВт-ч в 2018 году. Таким образом, в Европе, США и Китае ветростанции эффективнее обычных угольных, не говоря уже об усовершенствованных угольных (112,2 и 112,6 дол./МВт ч) и угольных электростанциях с улавливанием и поглощением дымовых газов (140,7 и 135,5 дол./МВт ч). Наземные ветростанции по экономичности уступают только электростанциям на газе и превосходят газотурбинные усовершенствованные и атомные электростанции. Самые экономичные из электростанций на базе ВИЭ, конечно, гидростанции. Нет сомнений, что в ближайшие три-пять лет нормированная стоимость электроэнергии на электростанциях на базе ВИЭ приблизится к стоимости электроэнергии на традиционных электростанциях и будет существенно ниже, чем на угольных.

Социальная эффективность. Помимо снижения вредных выбросов, отрицательно влияющих на здоровье населения, значимым социальным эффектом развития ВЭ выступает создание дополнительных рабочих мест в области производства оборудования для возобновляемой энергетики и функционирования объектов ВИЭ. При этом учитываются рабочие места, непосредственно связанные с возобновляемой энергетикой (прямые) и в смежных отраслях (косвенные).

В таблице 8 приведены данные различных источников по видам ВИЭ. По оценкам REN21 (2011) общее число рабочих мест в мире в 2010 году составило 3,5 млн, при этом наибольший вклад вносят процессы производства биотоплива -1,5 млн рабочих мест.

Однако для России количеством рабочих мест не исчерпывается социальная эффективность возобновляемой энергетики.

До 20 млн человек в России живут в зонах неустойчивого электроснабжения, включая удаленные и труднодоступные районы, в которых электроснабжение осуществляется от дизельных устаревших электростанций. Зачастую население в этих районах может пользоваться электричеством два раза в сутки - 2-3 часа утром и вечером. Завоз дизельного топлива в эти районы, так называемый «северный завоз» был проблемой и в советское время и многократно усложнялся в связи с проведенной реформой электроэнергетики. Стоимость дизельного топлива многократно возрастает в связи с трудностями доставки, в результате чего себестоимость электроэнергии превышает тарифы зон централизованного электроснабжения в 5-10 раз. Государство вынуждено субсидировать оплату электроэнергии населению, но не малому и среднему бизнесу. Поэтому местная промышленность практически перестала существовать.

Таблица 8 - Оценка рабочих мест (тыс. шт.) в индустрии возобновляемой энергетики

X X X О н и S	s X CD X о 4 rO	H X CD X H X о	5 <о a s О х Й О	Г) m	Технологии ВИЭ
					О m со	и Ө	3 " X tn 5 О X ^ с о " U н	I-H	о	cd CD CD cd S О	о tn О н о X со
REN21 2011	2010	Мир	Смешанная	3500	630	350	315	-	-	-	1500
REN21 2005	2004	Мир	В основном прямые	1700	70,28	39,1	517,5	70,1	18,8	85,8	993
UNEP 200	2008	Мир	Смешанная	2332	300	170	624	39	25	1174
Rogwitz et al	2005	Европа	Смешанная	1381	180	55	-	230	-	700	100

Использование для электроснабжения местных и возобновляемых источников энергии позволяет резко снизить себестоимость электроэнергии, а значит улучшить условия проживания населения и условия развития местных производств.

Выводы

• •    В энергетическом смысле ВЭС, ФЭС и ГЭС обладают глобальным преимуществом перед топливными электростанциями, т.к. возмещают энергию, затраченную на их создание (ВЭС - до года, ФЭС - за 2-5 лет), а топливные электростанции не возвращают ее никогда.

• •    Даже с учетом эмиссии СО2 во время производства материалов и оборудования, а также монтажно-строительных работ ветростанций и фотоэлектрических станций их экологическая чистота на несколько порядков выше, чем топливных электростанций.

• •    Социальная эффективность возобновляемой энергетики выражается наличием прямых и косвенных рабочих мест с высокой степенью устойчивости, т.к. эта отрасль менее всего подвержена кризисным влияниям. Отсутствие эмиссии СО2 и других вредных выбросов улучшает условия проживания населения. Установки небольшой мощности существенно влияют на комфортность проживания людей, не

подключенных к сетям общего пользования, и на развитие местного производства.

• •    При разумном сочетании ВЭС и ФЭС с другими видами электростанций, как показывает зарубежная практика, специального резервирования их мощности не требуется. Существующих резервов в энергосистемах, как правило, достаточно для погашения нестабильности производства на ВЭС и ФЭС. Накопленный опыт эксплуатации ВЭС и ФЭС с учетом современных методов позволяет с высокой вероятностью (95% и выше) предсказывать мощность от этих станций на расчетные временные периоды.

• •    К 2018 году по минимальной и средней нормированной себестоимости электроэнергии ветровые станции будут эффективнее:

• -    угольных электростанций всех видов;

• —    электростанций на газе с комбинированным усовершенствованным циклом и захоронением СО2;

• -    газотурбинных электростанций;

• -    атомных электростанций.

ГЭС будут эффективнее любых электростанций на базе ВИЭ.

ФЭС приблизятся к усовершенствованным угольным электростанциям.

• •    Следовательно, уже сейчас можно говорить о конкурентоспособности возобновляемой энергетики.