1. Преимущества малой энергетики в режиме когенерации
2. Экономические выгоды в масштабе "конечного пользователя" (микрорайон, склад, автосалон, коттедж и т.д.). Часть 1
3. Экономические выгоды в масштабе "конечного пользователя" (микрорайон, склад, автосалон, коттедж и т.д.). Часть 2
4. Экономические выгоды в масштабе страны
5. Выгоды в увеличении надежности энергоснабжения
6. Экологические выгоды
Разница между тарифами на энергию и стоимостью производства на собственной мини-ТЭЦ - это основная "ощутимая" экономическая выгода малой энергетики.
Таблица №1: Сравнение себестоимости собственной и покупной энергии.
Себестоимость энергии собственной мини-ТЭЦ (мини-электростанции с выработкой тепла) |
Стоимость покупной энергии (Московская область) |
Себестоимость электроэнергии*: 0,32 руб./кВтч |
Иные прочие потребители (низкое напряжение)**: 1,9974 руб./кВтч |
Себестоимость теплоэнергии (средневзвешенная)*: 330,24 руб./Гкал (0,28 руб./кВтч) |
Иные потребители (горячая вода): 734,60 руб./Гкал (0,63 руб./кВт) |
Малая энергетика и когенерация справедливо став важной частью энергетической системы, обеспечат значительные экономические выгоды в масштабе государства.
Причины величины и перспектив значительного роста тарифов на покупку энергии
1. Низкая эффективность генерирующего оборудования "большой" энергетики (в среднем по стране)
Таблица №2: Сравнительный анализ КПД.
Газопоршневая установка электрической мощностью 2 МВт с системой утилизации тепла |
Раздельное производство энергии |
Электрический КПД: 42,1% |
Средний электрический КПД российских тепловых станций на газе: 29% |
Тепловой КПД: 42,2% |
Средний КПД муниципальных газовых котельных: 78% |
Общий КПД: 84,3% |
Общий (арифметический) КПД: (29+78)/200 = 53,5% |
Вывод: в конечном счете, потери вследствие низкой эффективности генерации закладываются в тариф.
2. Высокий износ оборудования "большой" энергетики
В среднем, износ оборудования крупных электростанций, трансформаторных подстанций и линий электропередач составляет около 70%.
Например, в 2004 году:
Троицкая ГРЭС. Изношенность оборудования: 96%.
Характеристика: оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь.
Конаковская ГРЭС. Изношенность оборудования: 89%.
Характеристика: бывшее в эксплуатации оборудование, непригодное к дальнейшему использованию.
Физический износ оборудования Кубаньэнерго в 2004 году составлял 95%
Характеристика состояния оборудования: оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь.
Величина износа по ЛЭП 0,4-10 кВ и трансформаторных подстанций 10,6/0,4 кВ составляет соответственно 85% и 63% (в среднем по МРСК-1) [2005]
Невинномысская ГРЭС. Изношенность оборудования: 81%.
Характеристика: бывшее в эксплуатации оборудование, требующее капитального ремонта, такого как замена рабочих органов основных агрегатов.
Рязанская ГРЭС. Изношенность оборудования: 74%.
Характеристика: бывшее в эксплуатации оборудование, требующее капитального ремонта, такого как замена рабочих органов основных агрегатов.
Физический износ оборудования Ростовэнерго в 2004 году составлял 69%
Характеристика состояния оборудования: оборудование требует капитального ремонта, такого как замена рабочих органов основных агрегатов.
Строительство одного километра магистральной линии электропередач обходится в 1 млн. долл.
Американский эксперт по распределенной энергетике Том Кастен (Tom Casten) предсказывает, что США понадобится к 2010 году около 137 000 МВт новых мощностей. По Кастену, выполнение этих требований потребует 84 млрд. долл. для строительства новых электростанций и 220 млрд. долл. для новых средств передачи и распределения электроэнергии, то есть суммарно потребуется 304 млрд. долл. Выполнение того же требования с применением распределенной энергетики потребует 168 млрд. долл. для новых электростанций, но 0 долл. для линий электропередач.
Вывод: в тарифе учитываются и инвестиционные затраты на обновление основных средств "большой" энергетики (причем, как генерации, так и распределительных сетей).
3. Стоимость услуг компаний "большой" энергетики
Таблица №3: Тарифы на услуги по передаче электрической энергии в Москве на 2007 год
Уровень напряжения |
Ставка на содержание электрических сетей |
Ставка по оплате потерь |
Тариф на услуги по передаче электрической энергии |
Высокое |
329,66 |
22,28 |
351,94 |
Среднее I |
493,63 |
47,33 |
540,96 |
Среднее II |
1210,08 |
87,50 |
1297,58 |
Низкое |
1549,97 |
181,0 |
1730,97 |
Таблица №4: Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую от "Читинской энергосбытовой компании"
Прочие потребители |
1,07 |
1,30 |
1,50 |
1,70 |
В том числе: |
|
|
|
|
Покупка электроэнергии |
0,509 |
0,509 |
0,509 |
0,509 |
Услуги РАО, ФСК, НП АТС, МСК |
0,169 |
0,169 |
0,169 |
0,169 |
Передача электроэнергии с учетом потерь в сети |
0,327 |
0,557 |
0,757 |
0,957 |
Сбытовая надбавка |
0,065 |
0,065 |
0,065 |
0,065 |
Вывод: стоимость услуг по диспетчеризации, передаче и сбыту электроэнергии составляет более 70% тарифа.
1. Преимущества малой энергетики в режиме когенерации 2. Экономические выгоды в масштабе "конечного пользователя" (микрорайон, склад, автосалон, коттедж и т.д.). Часть 1
3. Экономические выгоды в масштабе "конечного пользователя" (микрорайон, склад, автосалон, коттедж и т.д.). Часть 2
4. Экономические выгоды в масштабе страны
5. Выгоды в увеличении надежности энергоснабжения
6. Экологические выгоды
|