Концепция развития электроэнергетической и теплоснабжающей инфраструктуры в Российской Федерации на основе когенерации и распределенной энергетики " " - презентация

1 Концепция развития электроэнергетической и теплоснабжающей инфраструктуры в Российской Федерации на основе когенерации и распределенной энергетики " " Международный форум Smart grid & Metering Интеллектуальные сети и системы измерений Сопредседатель Технологической платформы «Малая распределенная энергетика», Генеральный директор ЗАО «АПБЭ» И.С. Кожуховский 15 ноября 2012 г.

2 22 Отсутствие официальной позиции о роли распределенной энергетики в развитии электро- и теплоэнергетического комплекса страны, недоучет ее роли в принимаемых стратегиях и схемах; Стихийное массовое развитие малой распределенное энергетики; Нескоординированность развития электроэнергетики и муниципальных систем теплоснабжения – огромного рынка для малой энергетики! Стартовые условия разработки Концепции АПБЭ АГЕНТСТВО ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ БАЛАНСОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ АПБЭ АГЕНТСТВО ПО ПРОГНОЗИРОВАНИЮ БАЛАНСОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ Разработчик Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года, Государственной программы «Энергосбережение и повышение энергоэффективности до 2020 года» Координатор Технологической платформы «Малая распределенная энергетика»

3 3 Технологическая платформа «Малая распределенная энергетика» Цель Структурная перестройка российской энергетики, переход от жестко централизованной системы с крупными источниками генерации к разнообразию типов и форм в соответствии с особенностями конкретных потребителей и конкретных локальных условий развития Основные технологии ТП «МРЭ» Газотурбинные установки; Парогазовые установки; Газопоршневые установки; Микротурбины Установки с циркулирующим кипящим слоем; Установки газификации угля и других органических материалов; Водородная энергетика и топливные элементы; Тепловые насосы Свободно-поршневые двигатели; Комбинированные установки; др. технологии 3 На к ТП МРЭ присоединилось 168 организаций – участников, ожидается дальнейшее увеличение числа участников ТП Со-координаторы ТП «МРЭ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», НП «Российское торфяное и биоэнергетическое общество» Организация-координатор ТП «МРЭ» ЗАО «АПБЭ» Исполнительная Дирекция Дирекция по экологии и энергоэффективности 3 Решением Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям (Протокол от , В.В. Путин) утвержден перечень технологических платформ, в том числе Технологическая платформа «Малая распределенная энергетика»

4 44 11,1 % 21,0 % 47,2 % 20,5 % 0,2 % 15,6 % 18,1% 43,1 % 21,2 % 2,0 % 2010 год 2030 год 2010 г. ГВт2030 г. 219,3ВСЕГО323,8 24,324,3АЭС50,5 46,146,1ГЭС58,6 44,9ТЭС уголь68,2 0,4ВИЭ6,4 103,6140,1 ТЭС газ Характеристика Генеральной схемы до 2030 года Доля когенерации – 37 % ( по установленной мощности) Доля когенерации – 32 % ( по установленной мощности) Ввод 173 ГВт генерирующих мощностей. Рост доли АЭС в структуре мощностей в 1,43 раза. Снижение доли тепловых электростанций (на 3,4 процентных пункта), широкое внедрение ПГУ, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭС. Несмотря на рост установленной мощности ТЭЦ (когенерация), ее доля в структуре мощностей не увеличивается. Генерация малых и средних мощностей (до 300 МВт) растет незначительно. Рост ВИЭ недостаточный.

5 5 5 траллллллл Производство ТЭР 1,7 млрд.тут Экспорт ТЭР 0,7 млрд.тут + - Потребление первичных ТЭР 1,0 млрд.тут = Потребление первичных энергоресурсов: ВКЛЮЧАЯ ПОТЕРИВКЛЮЧАЯ ПОТЕРИ на производство электро- и теплоэнергии (ископаемое топливо) – 42%; Атомная генерация – 2%; Гидрогенерация – 6% (всего 50%) на производство нефтепродуктов – 32% на производственные цели в различных секторах экономики – 18% (всего 50%) Конечное потребление энергоресурсов 696 млн. ту.т, в т.ч: Электроэнергия – 97 млн.тут Теплоэнергия – 179 млн.тут (ЭЭ + ТЭ = 276 млн.тут) или 40% Уголь – 53 млн.тут Нефтепродукты – 129 млн. тут Природный газ – 235 млн.тут Прочие - 3 млн.тут (всего 420 млн.тут или 60%) Доля электрической и тепловой энергии в конечном потреблении – 40% На электро- и теплоэнергию в первичных энергоресурсах приходится – 50% Роль электро- и теплоэнергетического комплексов в топливно-энергетическом балансе РФ При производстве и передаче электро- и теплоэнергии теряется 20%от потребляемых первичных энергоресурсов 5

6 6 Потенциал повышения энергетической эффективности (ППЭЭ) в электро- и теплоэнергетическом комплексах* ППЭЭ при производстве электроэнергии 133,0 млн. тут + ППЭЭ при производстве теплоэнергии 153,7 млн. тут = Суммарный ППЭЭ в электроэнергетическом и теплоэнергетическом комплексах 286,7 млн. тут Суммарный ППЭЭ в отраслях конечного потребления энергоресурсов (промышленность, транспорт и др.) 219,7 млн. тут Потенциал повышения энергетиче- ской эффективности (ППЭЭ) в электро- и теплоэнергетическом комплексах превышает ППЭЭ в отраслях конечного потребления на 67 млн. ту.т (= 286, ,7) * из Госпрограммы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020г.» Потенциал энергосбережения в электро- и теплоэнергетическом комплексе страны - наибольший среди всех секторов экономики!

7 Характеристика электроэнергетического комплекса России Установленная мощность электростанций 11 % 68% 17 % Структура установленной мощности на , ГВт 16 %21% АЭС ГЭС ТЭС на – 223,6 ГВт 0,2 % ВИЭ В настоящее время электроэнергетический комплекс России это: - энергетика крупных мощностей (59 электростанций с мощностью более 1000 МВт, 37 - от 500 до 1000 МВт); - сверхцентрализованная энергетика (доля централизации составляет 90%); - энергетика с большой протяженностью линий электропередачи (2614 тыс. км.); - неэффективное использование мощностей (КИУМ электростанций - 52% ) - энергетика с недопустимо низкой долей производства электроэнергии на малых генерирующих установках - 1,5 млрд. кВт.ч (в зоне централизованного энергоснабжения электроэнергетического комплекса) из произведенных 1051,5 млрд. кВт.ч, - низкий уровень когенерационной выработки энергии 7

8 88 Характеристика теплоэнергетического комплекса России (1) ТЭС Тепло производится на 585 ТЭС (в т.ч общего пользования, промпредприятий) и котельных. Протяженность тепловых сетей -более км. Централизованным отоплением охвачено 80% жилищного фонда России Производство тепла в системах централизованного теплоснабжения (ТЭЦ и системы муниципального теплоснабжения) РФ составляет порядка 1500 млн. Гкал в год городов с населением более 1,0 млн. человек; городов с населением от 100 тыс. человек до 1,0 млн; города с населением от 50 тыс. до 100 тыс. человек; - 40 тысяч малых и средних населенных пунктов. Рынки тепловой энергии: В энергетическом эквиваленте в системах централизованного теплоснабжения производится тепла в 1,5 раза больше, чем электроэнергии. В платежах за энергию тепло обходится потребителям в 3-4 раза дороже электроэнергии

9 9 Характеристика теплоэнергетического комплекса России (2) Использование установленной тепловой мощности котельных Существует большой избыток тепловой мощности: КИУМ* ТЭЦ = 31% КИУМ котельных = 16% Тарифы на тепло от котельных кратно превышают тарифы от ТЭЦ (например, в г. Саратов - в 2 раза) Использование установленной тепловой мощности ТЭЦ *)КИУМ - коэффициент использования установленной мощности 499,

10 10 Недостатки российского уклада централизованного электро- и теплоснабжения ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ: нечувствительность к разнообразию параметров спроса потребителей электроэнергии; высокие потери электроэнергии в электрических сетях; неэффективность конденсационных генерирующих установок по сравнению с когенерационными, неэффективность использования топлива; Старение оборудования, отставание в новых технологиях; Быстро растущие цены на электроэнергию ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ Критическое старение оборудования и технологий в тепловой генерации; Длительное отсутствие технологического развития и обновления тепловых сетей, недостаточные капитальные вложения в новые теплоэнергетические технологии Низкий уровень использования потенциала когенерации; Неразвитость систем учета и расчетов за потребление тепла; С 2006 по 2011 гг. повреждаемость тепловых сетей в отопительный сезон выросла в 1,7 раза, что свидетельствует о недостаточных объемах замены трубопроводов (3 - 4% в год) Высокие тарифы на тепло, сдерживание их роста неэкономическими методами В итоге: неэффективность централизованного уклада электроснабжения и муниципального теплоснабжения, высокая стоимость электро- и теплоэнергии для потребителей, низкое качество услуг

11 Структура оплаты граждан за коммунальные услуги в среднем по Российской Федерации 72% - электроэнергия и тепло в структуре платежей 11

12 12 Новые условия и возможности развития распределенной генерации Зарубежный опыт: - приняты стратегические документы по развитию электроэнергетики в направлении распределенной генерации в ЕС (Директива 2004/8/ЕС от «О развитии когенерации на основе полезного тепла на внутреннем энергетическом рынке»), США (Калифорния. План развития Распределенной генерации), Австралия (Программа по реформированию энергетики Австралии); - в США эксплуатируется около 12 млн. установок малой распределенной генерации (единичной мощностью до 60 МВТ) общей установленной мощностью свыше 220 ГВт, а темпы прироста составляют порядка 5 ГВт в год; - в странах ЕС распределенная генерация составляет в среднем около 10% от общего объема производства электроэнергии (в Дании – 45%). Появились высокоэффективные установки малой мощности, сопоставимые по эффективности с крупными электростанциями.

13 Стабилизация и снижение тарифов на теплоэнергию и цен на электроэнергию, повышение качества и надежности энергоснабжения 13 Цели Концепции развития электроэнергетической и теплоснабжающей инфраструктуры в Российской Федерации на основе когенерации и распределенной энергетики обоснование необходимости развития и оптимизации электро- и теплоэнергетического комплексов страны как единого энергокомплекса формирование нового структурно-инновационного сценария развития электро- и теплоэнергетики, предусматривающего структурный маневр в сторону распределенной энергетики, рост вводов малой генерации со снижением вводов крупных электростанций максимально возможная реализации потенциала когенерационного способа производства энергии и ВИЭ

14 14 Технологическая политика 1.Увеличение тепловой загрузки действующих ТЭЦ путем замещения котельных в зоне эффективного действия ТЭЦ, строительства тепловых сетей ТЭЦ, развитие тригенерации; 2.Модернизация действующих ТЭЦ: в зоне газоснабжения - замена ПСУ на ПГУ (это даст прирост производства электроэнергии притом же производстве тепла!) ; в зоне угля, твердого топлива - замена ПСУ на ССКП или ЦКС (это позволит увеличить мощность электростанций на тех же площадках) 3.Модернизация котельных с использованием технологий малой и средней распределенной тепловой когенерации: в зоне газоснабжения - газопоршневые установки (до 100 МВт), газотурбинные установки на основе микротурбин (от 15 кВт до 1-2 МВТ), турбин малой мощности от 2 до 50 МВТ, турбин средней мощности - от 50 до 120 МВт; в зоне угля - котлы ЦКС и КС малой и средней мощности, установки газификация угля и получения из синтез-газа тепла и электроэнергии

15 15 СТРУКТУРНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ - Увеличение вводов распределенной генерации с 3,1 ГВт, предусмотренных в Генсхеме 2030, до уровня 50 ГВт, с дополнительным производством распределенной электроэнергии в объеме 250 млрд. кВт*ч в год. Снижение вводов крупных электростанций (АЭС, КЭС) со 173 до 123 ГВт; - Увеличение доли когенерационного способа производства тепла до 70% и электроэнергии до 40%; - Рост доли распределенной генерации до уровня 30% в структуре электро- и теплоэнергетического комплекса России ; - Изменение топологии электрических и тепловых сетей, значительное развитие распределительных сетей на муниципальном уровне; - Расширение использования местных видов топлива и возобновляемых источников энергии. Эффекты структурно-инновационного сценария (развитие распределенной энергетики) (1)

16 16 ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЕ ЭФФЕКТЫ - экономия, по сдержанным оценкам, 50 млн. тонн условного топлива в год (~12% от нынешнего топливопотребления); - сокращение потерь электро- и теплоэнергии в сетях; - сокращение тарифов и платежей потребителей за тепло и электроэнергию; - повышение качества и надежности электро- и теплоснабжения потребителей, повышение энергобезопасности; - рост качества жизни, особенно в малых и средних населенных пунктах Эффекты структурно-инновационного сценария (развитие распределенной энергетики) (2)

17 17 Примеры удешевления стоимости электро- и теплоэнергии в результате внедрения комбинированного электро- и теплоснабжения (для малых поселений и городов) Показатели / объектыПГУ ТЭС г. Тутаев Ярославской области (52 МВт, 36 Гкал/час) ГТУ ГУСП совхоз «Алексеевский», Республика Башкортостан (10 МВт, 16 Гкал/час) Электроэнергия (руб/кВт.ч): - цена из сети; - цена собственной выработки 2,59 1,88 2,58 1,10 Снижение цены на электроэнергию за счет собственной выработки на 27%в 2,3 раза Теплоэнергия (руб/Гкал): - тариф поставки от котельной сети; - тариф собственного производства Снижение тарифа на теплоэнергию за счет собственной выработки на 17%на 24% Внедрение распределенной когенерации обеспечило (по сравнению с раздельным энергоснабжением: э/э – из сети, т/э – от котельной) резкое снижение цен на э/э и тарифов на т/э

18 18 Развитие распределенных энергетических ресурсов требует повышения уровня интеллектуализации энергоснабжения потребителей Создание локальных интеллектуальных систем электроэ- и теплоснабжения – важнейшее направление развития интеллектуальной энергетики для России Интеллектуализация систем энергоснабжения

19 19 1. Упрощение и субсидирование технического присоединения малой генерации к электрическим сетям. 2. Разработка и согласование с газоснабжающими организациями технических требований и типовых решений по размещению газопотребляющего энергетического оборудования. 3. Введение запрета на строительство (реконструкцию) котельных без проработки возможностей внедрения когенерационного оборудования. 4. Координация разрабатываемых на муниципальном уровне схем электро- и теплоснабжения. 5. Предоставление льготных инвестиционных кредитов для отечественных производителей и потребителей когенерационного энергооборудования, используемого в распределенной энергетике. 6. Установление долгосрочных тарифов, включение в тарифы инвестиционной составляющей на весь период окупаемости оборудования Предлагаемые механизмы реализации структурно-инновационного сценария

20 20 Спасибо за внимание!