Гидроэнергетика, гидроаккумуляция и «помощь» от прерывистой альтернативной энергетики
— Гена, тебе тяжело нести чемодан? — Да. — Гена, а давай я возьму вещи, а ты возьмёшь меня? — Молодец, Чебурашка! Это ты здорово придумал.
м/ф "Крокодил Гена"
Одной из модных тем при обсуждении перспектив прерывистой альтернативной энергетики является балансировка пилы производства энергии с помощью гидроэнергетики или гидроаккумуляции.
Очень характерными в этом отношении являются такие статьи как:
«Pumped hydro storage 'could make Australia run on renewable energy alone within 20 years'»
"Гидроаккумуляция может позволить Австралии функционировать только на возобновляемой энергии через 20 лет" (http://www.abc.net.au/news/2017-09-21/pumped-hydro-renewable-energy-sites-australia-anu-research/8966530)
«Australia blessed with more than 22,000 possible pump storage sites, ANU finds»
В Европе альтернативным энергетикам очень хочется оказать «взаимопомощь» гидроэнергетике Норвегии и юга Германии.
Эти мечты рассматриваются например в этих статьях:
«Norway Could Provide 20,000MW of Energy Storage to Europe»
«Norway is Europe’s cheapest “battery”»
Варианты создания гидроаккумулирующих и гидрогенерирующих систем
Давайте подробно рассмотрим перспективы гидроаккумуляции, и взаимодействие аккумулирующих систем и энергосистемы в целом.
Строительство гидроаккумулятора на равнине
Для рационального развития и использования прерывистой альтернативной энергетики (ПВИЭ) необходимым условием является изобретение дешевого и эффективного способа сохранения энергии.
Сторонники альтернативной энергетики сейчас в качестве подобной системы серьезно рассматривают системы гидроаккумуляции с насосами.
В классическом, общеупотребимом виде это представляет из себя высокую башню, внутри которой или на верху которой находится резервуар с водой. Такая система может быть объединена с ветротурбиной, или просто получать электроэнергию из сети.
Очевидно, что основным недостатком такой системы является либо невысокая емкость резервуара, либо зашкаливающая за пределы разумного сложность и, соответственно, стоимость проекта.
Таки образом проект вполне подходит для использования в качестве обоснования под крупное выделение денежных средств с последующим их распилом, и мало пригоден для реальной балансировки прерывистости производства и потребления энергии.
Строительство гидроаккумулятора на холме.
Для более-менее разумного строительства подобной системы необходимо наличие горы или холма, на вершине которого можно построить водохранилище для воды. Это существенно упрощают конструкцию, и делает данные проекты относительно реалистичными.
Именно такой вариант рассматривается в википедии в качестве образца https://en.wikipedia.org/wiki/Pumped-storage_hydroelectricity
Тем не менее подобные проекты не нашли широко распространения и, очевидно, не найдут.
Основными недостатками этого подхода является следующие:
- Необходимо наличие подходящей горы или холма, это должна быть огромная гора, холм, плоскогорье не занятые людьми;
- Земельный участок на вершине холма в густонаселенном регионе, будет пользоваться повышенным спросом (под жилые районы) и иметь очень высокую цену;
- Земельный участок на вершине холма в малонаселенном регионе, потребует прокладки магистрального кабеля до объектов генерации и/или потребления энергии.
- Проект все еще крайне дорого, так как строительство маленького резервуара не имеет смысла, а строительство двух огромных водохранилищ/озер достаточно дорого.
Давайте рассмотрим экономику такой системы с мощностью, например, 200 МВт.
Мощность насосов достаточная, чтобы за 13 часов поднять наверх объем воды обеспечивающий 11 часов работы турбин. (И примерно сравнимо с существующими системами).
При большой доле ветрогенерации, цены в системе меняются следующим образом (средние цены за период):
3 часов – 0,04 доллара;
12 часов – 0,06 доллара;
6 часов – 0,12 доллара;
3 часов-0,16 доллара;
Таким образом, за часы (в среднем 10 часов) с «дешевой» энергией мы закупаем 1 150 ГВтч энергии. Стоит нам это удовольствие 62,1 млн. долларов.
За часы с дорогой энергией (в среднем 9 часов) мы генерируем 805 ГВтч энергии (30% потери). Наша выручка составит 107,3 млн. долларов. Будет ли доход в сумме 40-60 млн. долларов покрывать капитальные затраты и текущие расходы? Скорее всего нет, но многое зависит от месторасположения, текущих цен на рынке, используемых технологий, уровня воровства и прочего.
Например, гидроаккумулятор Коир Глас (Шотландия) с мощностью 600 МВт, стоит больше 1 млрд. долларов. Если даже принять стоимость капитала близкой к нулю (например 2-3% годовых), то срок окупаемости проекта от 40-50 лет до бесконечности.
В качестве единичного и, скорее всего, дотируемого проекта это может реализовываться, но решить проблемы пилы генерации/потребления, подобные проекты не смогут.
К тому же нужно понимать, что в качестве самостоятельного и широкомасштабного бизнеса, это так же не может существовать. Данная система предназначена для «спасения» альтернативной генерации от убытков, связанных с каннибализацией прибыли, но, в свою очередь, подвержена аналогичной проблеме. Если в энергосистему включены очень значительные подобные мощности, они начинают заметно влиять на среднюю цену электричества, выравнивая разницу между пиками, и тем самым уничтожая прибыль данного бизнеса.
Например, в данной модели, повышение на 1 цент цен в «дешевый период» и снижение на 1 цент цены в «дорогой» период, снижает разницу между выручкой и расходами на покупку энергии до 27 млн. долларов, то есть разница снижается в два раза.
Конечно, возможно объединение подобной системы и классической ветро или солнечной генерацией. Но для полного решения проблемы с интеграцией станции в общую энергосеть и обеспечения надежности работы станции сравнимой с угольной или газовой. На 1 ГВт ветрогенерации, нужно 2-4 таких проекта, как Коир Глас, а также соответствующие магистральные линии. Это однозначно загоняет стоимость подобной гибридной системы и, следовательно, стоимость вырабатываемого электричества в космос.
Строительство плотины в горном ущелье
Гидроаккумулирующая система в горном ущелье.
Естественно, что подобный проект становится более реалистичным если появляется возможность перекрыть дамбой какое-либо ущелье, поставить в нем генераторы и насосы. Общая стоимость строительства подобной станции уже позволяет более позитивно смотреть на соотношение затрат и получаемой выгоды. Но тут возникает такой вопрос, в большинстве случаев, образовавшееся водохранилище замечательно наполняется естественным путем, и наличие в этом случае насосов, дополнительно качающих воду наверху, так же необходимо как пятое колесо телеге.
В результате данный вариант в классическом варианте, без естественной постоянной подпитки гидроресурсами, также может существовать в качестве уникальных штучных проектов. Где-то где, есть крупные производители «бесплатной» энергии, есть крупные потребители, есть горы, и очень мало воды.
Использование существующей (действующей) гидроэнергетики в качестве аккумулятора, балансирующего сеть.
В связи с этим у деятелей альтернативной энергетики возникает желание организовать «взаимопомощь» с существующими объектами гидроэнергетики.
В качестве примера такого «симбиоза» очень часто приводят «сотрудничество» ветроэнергетики Дании и гидроэнергетики Норвегии.
Ну а я в качестве примера такого же сотрудничества могу вспомнить помощь, которую оказывал Чебурашка крокодилу Гене в переноске чемодана. «Гена, тебе же тяжело нести чемодан? Давай я понесу чемодан, а ты понесешь меня!».
Давайте посмотрим какие варианты такого сотрудничества возможны и какую пользу они причиняют гидроэнергетики.
Вначале давайте рассмотрим базовую модель, описывающую взаимодействие гидроэлектростанции (200 МВт) и стабильной энергосистемы.
В данной модели мы рассматриваем гидроэлектростанцию с установленной мощность турбины в 200 МВТ. Естественно, что данная мощность выбрана не просто так, а потому, что естественный среднее поступление воды за год, позволяет круглосуточно и весь год использовать именно такую турбину. Ставить турбину большей или меньшей мощности, будет не рационально, так как или будет теряться часть воды, или будут простаивать генераторы.
Так как энергосистема стабильна, то разница в дневных колебаниях цены будет не очень значительна, например, от 0,07 до 0,13 цента за КВтЧ. И средняя цена 0,1 КВтЧ.
За исключением экстремально засушливых годов, станция работает 24 часа в сутки.
Общий объем генерации станции будет 200 МВт * 24*365 = 1 750 ГВтЧ
И общая выручка составит 175 млн. долларов.
Гидроэлектростанция в таком режиме обеспечивает базовую нагрузку сети и работает подобно атомной или угольной электростанции.
Модель гидроэлектростанции (200 Мвт) и нестабильной энергосистемы.
Добавление в энергосистемы больших объемов прерывистой альтернативной генерации приводит к огромным скачкам цены. Это связано с тем что «бесплатный» ресурс появляется, как правило, у всех альтернативных энергопроизводителей одновременно, они заливают рынок электричеством в объеме, превышающем потребление, и цена падает до нуля , а иногда и до отрицательных значений.
Предположим, что в рассматриваемой нами нестабильной системе, добавлено большая доля ветро генерации. В результате каждый день, в течение 3 часов цена держится на среднем значение 0,03 доллара за КВтЧ, 12 часов цена держится на уровне 0,07 доллара за КВтЧ и 6 часов со средним значением 0,12 доллара и 3 часа 0,16 доллара.
Очевидно, что несмотря на «невыгодную» цену в некоторые часы дня, останавливать работу станции экономически не эффективно, так как приток воды является условно постоянным, и если уменьшить продуктивный сброс воды на ¼, это приведетпросто к необходимости увеличить непродуктивный сброс воды, чтобы не допустить переполнение водохранилища.
При круглосуточной работе станции объем генерации будет прежним 1 750 ГвтЧ, а вот выручка снизится до 164 млн. долларов.
Модель гидроэлектростанции (200 Мвт) «помогающей» ветро электростанции в нестабильной энергосистеме.
Как уже было сказано, чиновники и лоббисты альтернативной энергетики как правило, доказывают необходимость помощи со стороны гидроэнергетики в деле балансировки возникающей пилы. Наиболее простой способ подобной балансировки — это принудительное отключение гидроэлектростанции в период избытка «бесплатной» энергии, и мгновенное ее включение, когда альтернативная энергия вдруг куда-то исчезает.
Как уже было сказано, уменьшение продуктивного сброса воды на ¼ приводит к увеличению непродуктивного сброса воды и снижению объемов генерации гидроэлектростанции.
В результате дневной разбег цен на рынке может быть примерно таким 0,04 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии, 0,09 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации, и 0,12 доллара в 6 часов и 0,16 доллара в оставшиеся 3 часа.
При этом станцию заставляют выключать генерацию на 6 часов каждый день.
Общий объем генерации станции снижается до 1 314 Гвт. А ее выручка снижается до 146,7 млн. долларов.
Если этого не будет хватать на покрытие не изменившихся условно постоянных расходов станции, она будет вынуждена:
- добиться на рынке повышения цены энергии, в период отсутствия альтернативной генерации, до уровня, обеспечивающего ей нормальный уровень рентабельности. То есть в замкнутой системе, это приведет к значительному росту средних цен на рынке. (Как это обычно фактически и происходит);
- добиться от правительства дотаций на покрытие своих расходов, что при формальном снижении рыночной цены электричества, приведет к восстановлению фактической стоимости энергии на прежнем уровне.
- В особо запущенном случае, электростанция не сможет генерировать достаточный объем средств для возмещения сделанных капитальных затрат (возврат кредитов), что приведет ее к какому-либо варианту банкротства.
В указанной модели, средняя цена должна возрасти примерно на 10-15%, для того, чтобы обеспечить возможность гидроэнергетики существовать в таком режиме «помощи» альтернативной генерации. При этом для системы в целом неважно, произойдет ли это за счет роста цены на рынке или роста прямых дотаций для гидроэлектростанций.
Очевидно, что такой режим помощи, оказывается крайне выгоден для альтернативной энергетики, так как позволяет им на 20-60% увеличить свою выручку. Данное увеличение выручки будет покрыто или государством и/или населением и/или снижением надежности энергосистемы.
Как видно, довольно легко доказать экономическими/математическими расчетами, что грубое принудительное объединение прерывистой альтернативной генерации и существующей гидрогенерации абсолютно бессмысленно и экономически вредно. Как и в любом варианте паразитирования прерывистой энергетики на обычной, это приводит только к увеличению совокупных расходов системы и/или снижению надежности работы системы.
Для того чтобы в подобном объединении появился бы хоть какой-то смысл необходимы дополнительные вложения в инфраструктуру и установленные мощности.
Модель гидроэлектростанции (400 Мвт) «помогающей» ветроэлектростанции в нестабильной энергосистеме.
Давайте рассмотрим вариант, при котором на естественных гидроресурсах, обеспечивающих среднюю выработку мощностью 200 МВт, ставятся турбины вдвое большой мощностью 400 Мвт.,
Систему возьмем с таким же распределением цены. Каждый день цена равна 0,04 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии, 0,09 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации, и 0,12 доллара в 6 часов и 0,16 доллара в оставшиеся 3 часа.
В течение 12 часов станция простаивает, и в течение 12 часов, в период повышенного спроса, станцию продает энергию.
Общий объем генерации станции будет 400 МВт * 12*365 = 1 750 ГВтЧ
И общая выручка составит 214 млн. долларов.
Возможно, что существенное возрастание выручки сделает выгодным такую работу станции, но необходимо учитывать следующее:
- Такой прерывистый режим работы станции, компенсирующий прерывистый режим работы альтернативной энергетики и/или балансирующий суточные колебания потребления, приводит нас к необходимости следующих дополнительных затрат.
- Более сложная плотина, и инженерно-техническое решение станции, позволяющее устанавливать больше турбин, и/или более мощные турбины;
- установка двойной мощности турбин, подстанций и прочего оборудования;
- необходимость нижнего водохранилища, регулирующего внутрисуточные колебания сброса воды;
- Прокладка двойной мощности магистральных кабелей, которые будут простаивать 50% времени.
- Сложность (дороговизну) реконструкции существующих/действующих гидроэлектростанций.
- Ну и каннибализация бизнеса. В небольших объемах, подобные системы не способны оказать «помощь» альтернативной генерации. В больших объемах, происходит выравнивание цены и резкое падение дополнительной доходности.
Как видно, подобная модернизация может иметь экономический смысл и зависит от ряда факторов, удаленности, разнице в цене по периодам и прочему.
Но необходимо учитывать, что подобную схему, завышения установленной мощности и балансировки с ее помощью вариативности потребления применяют и в стабильной системе. Применяют вполне рационально и выгодно, они необходимо для обеспечения возможности работы атомных и угольных блоков и других гидроэлектростанций в оптимальном, «ровном» круглосуточном режиме. Добавление в эту схему дополнительной вариативности в виде прерывистой генерации в большинстве случаев будет приводить только к неоправданному росту совокупных расходов.
Модель гидроэлектростанции (400 Мвт) и гидроаккумулятора «помогающей» ветроэлектростанции в нестабильной энергосистеме.
Давайте теперь, все-таки, рассмотрим модель с добавлением гидроаккумуляции, то есть насосов, к существующей, действующей гидроэлектростанции.
Опять так, чтобы в этом был бы какой-то смысл, станция должна иметь избыток установленной мощности относительно естественного притока гидроресурсов.
Для увеличения возможности по балансировке пилы, к гидроэлектростанции в предыдущем варианте, добавляются мощные насосы, способные за три часа, поднять наверх объем воды, достаточный для работы турбин мощность 400 Мвт в течение еще трех часов.
Напоминаю, что в системе есть следующее распределение цены. В среднем за день цена равна 0,04 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии 0,09 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации, и 0,12 доллара в 6 часов и 0,16 доллара в оставшиеся 3 часа.
Общий объем генерации станции на естественном гидроресурсе будет 400 МВт * 12*365 = 1 750 ГВтЧ
И общая выручка составит 214 млн. долларов.
Дополнительно за счет насосов будет обеспечивать еще 3 часа работы генераторов, вырабатывающих 437 ГВтЧ. (400 Мвт * 3 * 365 )
Расходы на покупку электроэнергии при этом составят 18,75 млн. долларов ( 625 ГВт * 0,03 доллара)
Выручка от продажи энергии составит 39,3 млн. долларов. (437 Гвт * 0,09 доллара)
То есть дополнительная прибыль составит порядка 20 млн. долларов.
И опять же на систему будет колоссально влиять разница в ценах, пока разница будет очень большой, будет экономический смысл в таком сохранение энергии. Причем обратите внимание, что «восстановленную» электроэнергию мы продаем не по ценам пикового времени (для этого у нас был и свой гидроресурс) а по ценам среднего периода.
Какие будут дополнительные расходы в такой схеме:
- Большое увеличение нижнего водохранилища.
- Затраты на насосы, позволяющие закачивать такой большой объем воды за короткий период, со всей сопутствующей инфраструктурой труб либо сразу монтаж турбин, которые могут работать в режиме насосов. (Хотя я не уверен, что их КПД в режиме генерации, будет таким же высоким, как и специализированных турбин.)
- Модернизация магистрального кабеля, позволяющего перекачивать энергию в обоих направлениях.
В каких-то условиях, это может быть выгодно, до тех пор, пока внедрение этой технологии не начнет оказывать тот эффект, ради которого она придумана, то есть не начнет сглаживать пилу и цены.
Модель гидроэлектростанции (600 Мвт) и гидроаккумулятора «помогающей» ветроэлектростанции в нестабильной энергосистеме.
Для полноты охвата темы, можно в двух словах рассмотреть вариант с еще большим увеличением мощности генерации и меньшей мощностью насосного оборудования.
В этом случае, мы будем иметь, по сути, две отдельные системы, одну мощностью 400 МВт работающую 12 часов в сутки на естественных объемах гидроресурсов. И вторую мощность 200 МВт, работающую 6-12 часов на подъем воды и 6-12 часов на сброс воды.
Понятно, что такая система будет иметь большую выручку, намного большие капитальные затраты абсолютно на все составляющие комплекса, и большее влияние на выравнивание пилы.
Цели создания и использования аккумулирующих систем
Давайте теперь рассмотрим такой важный аспект гидроаккумуляторов, да и собственно, любых аккумуляторов, используемых в энергосистемах, как цель использования.
Основных целей может быть четыре:
- Балансировка пилы потребления;
- Ликвидация пилы производства;
- Недопущение обрушения системы на кратковременных пиках потребления.
- Сглаживание пилы производства;
Цель первая. Балансировка пилы потребления.
Потребление электроэнергии в человеческом обществе имеет суточные, погодные и сезонные колебания. Для некоторых гибких вариантов генерации, например, для газовой генерации или гидрогенерации с избытком мощности, это не имеет значения, так как они без сильной потери эффективности могут регулировать свой объем выпуска энергии, и способны увеличивать генерацию в часы максимального спроса. Другие электростанции, обеспечивающие базовую нагрузку сети, являются менее гибкими и любая остановка их работы, приводит к серьезному падению эффективности, а иногда и технически невозможна. Это такие станции, как атомные, угольные и гидростанции без запаса мощности генерации.
Для обеспечения основного объема энергии в сети работают «базовые» станции. Они обычно генерируют от 50% до 80% всей потребляемой энергии. Для балансировки сети в сеть добавляются «гибкие» станции, которые генерируют дополнительное необходимое количество энергии, и зарабатывают на более высокой стоимости энергии в пиковые периоды.
В некоторых случаях при оптимальном использовании естественного рельефа, возможно создание гидроаккумуляторов с достаточно низкой стоимостью строительства, которые можно использовать в подобной системе вместо газовой или гидрогенерации.
То есть для системы в целом экономический эффект возникает за счет следующих факторов:
- Экономия топлива «гибкой» генерации, экономия гидроресурса (если это имеет смысл);
- Экономия на капитальных затратах в строительстве и текущих затрат дополнительных (ставших ненужными) станций газовой и/или гидрогенерации;
Отрицательными факторами будут следующие:
- Потери на цикле зарядка/разрядка аккумуляторов в размере от 15 до 30%;
- Расходы на капитальные затраты в строительстве и текущих затрат аккумулирующей станции.
То есть никаких религиозных предпочтений тут быть не должно, если совокупные расходы общества при создании и использовании новой аккумулирующей станции снижаются, то ее нужно и можно использовать. Если они возрастают, то строительство должно быть запрещено.
Мест, в которых возможно эффективное строительство подобных систем крайне мало, и они никогда не смогут оказывать существенного влияния на энергосистему в целом. Субсидируемое строительство подобных систем, может оказывать искажающих эффект на ценообразование на рынке, и быть деструктивным для энергосистемы.
В настоящее время единственные системы хранения имеющие приемлемое соотношение цена/мощность это гидроаккумулирующие системы, расположенные в особо удачных местах. Ну а чудо батарейки Теслы на порядки дороже и их использование никогда не будет иметь экономического или технического смысла.
Ну и последний момент важный для этой цели, так как в балансировке в основном нуждаются внутрисуточные колебания потребления, то аккумулятор способный выдавать энергию в течение 12-24 часов, является вполне адекватным, и способен полностью функционально заместить газовую станцию сравнимой мощности.
Цель вторая. Ликвидация пилы производства;
Не буду подробно и в тысячный раз останавливаться на разнице в «качестве» электроэнергии выдаваемой традиционной энергетикой и прерывистой альтернативной энергетики. Качество, естественно, относительно потребностей энергосистемы в стабильном, гибком и предсказуемом электричестве.
Для того чтобы ветрогенерация была бы сравнима с газовой генерацией, она должна быть дополнена аккумулирующей системой, способной выдавать в сеть примерно 50% от паспортной мощности ветрогенерации, в течение 6-7 дней полностью безветренной погоды. В этом случае перерывы в подачи энергии с ветрогенерирующей станции будут происходить не чаще 1-2 раз в год, что вполне сравнимо с надежностью большинства любых других станций. Мощность подобной гибридной системы будет считать не по установленной мощности ветрогенерации, а по установленной мощности аккумулирующей генерации, выдающей «базовую» нагрузку в сеть.
Но стоимость подобной гибридной системы будет следующая:
- ветрогенерирующая станция мощностью 1,3-1,4 ГВт будет стоить 3,5-4,5 млрд долларов. (с расчетом снижения цен 2016-2017 г)
- Аккумулирующая станция мощностью 650-700 МВт, на 110 ГВтч будет стоить еще около 4-4,5 млрд. долларов
- Дополнительные сети будут стоить порядка 0,5-1 млрд долларов. (Нужно учитывать, что места удобные для создания аккумуляторов могут находиться далеко от морского побережья)
С учетом потерь в размере 10-20% на цикл зарядки и разрядки (не все электричество придется прогонять через аккумулятор), а также потерь на транспортировку, цена электричества подобной гибридной системы будет не менее чем в 2,5 раза выше чем обозначаемая сегодня цена офшорного электричества. Это будет в два-четыре раза дороже цены традиционной энергетики, и в 4-6 раз дороже гидроэнергетики.
То есть в настоящее время, создание эффективных систем, сочетающих качества «бесплатности» альтернативной энергетики и регулируемость традиционной энергетики, невозможно.
И не стоит в очередной раз говорить, о возможности создания таких систем в будущем. Сразу после создания в будущем подобных систем, можно в будущем и приступить к реализации строительства подобных гибридных станций. В настоящее время, прерывистая альтернативная генерация существует, только паразитирую на обычной энергетике.
Цель третья. Недопущение обрушения системы на кратковременных пиках потребления.
При добавлении прерывистой энергетики в систему, наступает момент, когда энергосистема не способно обеспечить пиковое потребление электроэнергии
Ситуация может быть, например, как в Южной Австралии:
Примерно 1500 Мвт остатков нормальной генерации;
Примерно 1500 Мвт прогрессивной альтернативной (в основном ветер) генерации;
500 Мвт максимально возможный переток от соседей;
И 2500-2600 Мвт пиковое суточное потребление.
В такой ситуации, при формальном запасе в одну тысячу Мвт генерации, в реальности система имеет дефицит «твердой» генерации на 500 МВт. При совпадении пика потребления с безветренной погодой это приводит к недостатку в 100-500 Мвт мощности, что, в свою очередь, приводит или к аварийному обрушению системы, или к «плановому» отключению потребителей. И то и другое приводит к недовольству и огромным убыткам население и бизнеса.
Чтобы не допустить такого развития событий, у чиновников или менеджеров возникает желание прикрыть задницу обеспечить аварийный запас энергии, путем созданий крупных аккумулирующих мощностей. При этом речь не идет о полной ликвидации ежедневной пилы производства, как рассматривалось в предыдущем варианте, а только о создании относительного небольшого запаса энергии, позволяющего без отключения пользователей проходить экстремально опасные моменты.
Например, для рассматриваемой системы, было бы достаточно создание одной или нескольких аккумулирующих систем суммарной мощностью 500-600 Мвт (хотя желательно больше) и объемом хранения 10-12 ГВтЧ энергии. То есть примерно на 20 часов работы. Такой объем позволит без отключения пользователей пережить, например, два-три подряд безветренных дня. Этого, конечно, недостаточно, для создания абсолютно надежной системы, но все-таки отключения пользователей, в такой системе, будет не чаще одного-трех раз за летний сезон.
Стоимость такой системы на чудо-батарейках Илона Маска составила бы примерно 12-13 млрд. долларов. (Исходя из этого понятно, что затраты в размере более 100 млн. долларов на батарею мощностью 127 МВтЧ, абсолютно для Южной Австралии недостаточны, бессмысленны, неэффективны и вызваны только желанием срочно изображать бурную деятельность по спасению ридной страны)
Стоимость гидроаккумулирующей системы составила бы от 500 до 900 млн. долларов, в зависимости от удачности месторасположения и требуемых капитальных затрат. Это уже не такие сумасшедшие деньги, как за почти святые батарейки Маска, но тоже деньги не малые.
При этом нужно понимать, что использование аккумулирующей системы в режиме «последнего бастиона обороны» не будет оказывать никакого существенного влияния на краткосрочные колебания цены и эффективность работы различных станций, включенных в систему. Такая система, возможно, за весь летний период будет использована 10-20 раз, периодами по 1-10 часов. То есть цены, выросшие в системе в связи с добавлением в нее альтернативной энергетики, останутся крайне высокими, колебания цены останутся крайне резкими, а общесистемные расходы дополнительно увеличатся на сумму затрат на строительство и содержание аккумулирующих систем. Естественно, что такие вложения может сделать только правительство, и это является еще одной формой скрытного и огромного субсидирования альтернативной энергетики.
Цель четвертая. Сглаживание пилы производства;
Добавление в сеть значительного объема прерывистой генерации приводит к эффекту разбалансировки рынка. Так как у всех альтернативных производителей энергия появляется и исчезает одновременно, то на рынках с большой долей прерывистой генерации (более 20%) цены могут за день колебаться несколько раз от -100 долларов до + 10 000 долларов за МвтЧ.
При этом происходит эффект каннибализации бизнеса альтернативной генерации, чем больше в систему добавлено прерывистой генерации, тем меньше дохода они получают. Ну и при очень большой доле ветроэнерегетики (как, например, в Дании или в Южной Австралии), периодически возникает эффект «отбрасывания» энергии. То есть «бесплатной» энергии производится больше чем ее могут потребить пользователи и больше чем можно сбросить на соседей. Ветрогенераторы приходится останавливать, что приводит к снижению и так не слишком большого КИУМ ветротурбин.
В такой ситуации естественно возникает желание «сохранить» «дешевую» энергию для последующего использования.
Вполне можно пролоббировать строительство специально обученного аккумулирующего комплекса, предназначенного для сохранения энергии ветра и выравнивания пилы производства и, следовательно, цены на рынке. Кстати, именно для этого был построен упомянутый уже гидроаккумулятор Коир Глас (http://euanmearns.com/the-coire-glas-pumped-storage-scheme-a-massive-but-puny-beast/) стоимостью 800 млн. фунтов стерлингов.
Давайте посмотрим к чему приведет использование подобной системы, если она достаточно крупная, чтобы влиять на рынок. (А, собственно, если она не влияет на рынок, значить она просто не выполняет своей функции из-за слишком малой мощности).
Как известно, альтернативные производители энергии получают за свою энергию на 30-50% меньше средней цены на рынке.
Если взять за основу модель из предыдущего варианта, похожую на Южную Австралию, то ситуация будет примерно такой как я рассматривал в моделях гидрогенерации:
0,04 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии;
0,08 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации или большого спроса;
0,13 доллара в 6 часов;
0,16 доллара в оставшиеся 3 часа.
Средняя цена в системе 0,097 долларов, а средняя цена для альтернативной генерации 0,07 доллара.
Общий объем местного потребления за день может составлять примерно 50 ГвтЧ, которые делятся поровну между альтернативной генераций и газовой генерацией. Перетоки идут то в одну, то в другую сторону, и не особенно влияют на этот баланс.
Как только из системы исчезает ветрогенерация, газовые станции начинают поднимать вверх цена на электричество. Это не они такие плохие, это жизнь такая плохая. Они вынуждены это делать, чтобы компенсировать время вынужденного простоя, когда их отключали, дав приоритет светлой эльфийской энергии. Их условно постоянные расходы остаются достаточно высокими, и либо они их компенсируют поднятием цены, либо разорятся и уйдут из энергосистемы, сделав ее еще менее надежной.
Предположим, что альтернативно одаренное правительство (извините, но не могу написать по-другому) потратит один миллиард долларов на строительство гидроаккумулирующей системы и начнет «помогать» рынку.
В период низкой цены, аккумулирующая станция будет забирать весь избыток, а в период отсутствия ветра выкидывать его на рынок. Так как эта энергия вроде как «чистая» и «кошерная», то, конечно же, они будут так же иметь приоритет перед «грязными» газовыми и угольными станциями. Фактически местная энергосистема «сохранит» 1,8 ГВтЧ энергии, и на этот объем меньше продаст соседям, а затем в период отсутствия ветра, сгенерирует 1,4 Гвт энергии, с меньшими закупками от соседей.
То есть, по большому счету, на этом этапе объемы генерации альтернативной и газовой генерации не изменяться, за исключением необходимости дополнительно произвести 400 МвтЧ энергии потраченной на цикл зарядки/разрядки станции.
За счет дополнительного спроса в одни часы и дополнительной генерации в другие часы, цены могут краткосрочно измениться следующим образом.
0,06 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии;
0,08 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации или большого спроса;
0,13 доллара в 6 часов;
0,14 доллара в оставшиеся 3 часа.
И в результате, что получает система в целом:
- Альтернативная энергетика получает ежедневно дополнительные средства в размере примерно 2000 Мвт *3 ч. * 20 $ = 120 000 долларов;
- Газовая генерация теряет такие же деньги;
- Энергосистема вынуждена дополнительно сгенерировать/закупить энергии на суму 400*100=40 000 долларов.
То есть совокупные расходы системы увеличились (и это еще без учета амортизации капитальных затрат на строительство аккумулирующей системы и текущих расходов на ее содержание) и одновременно произошло перераспределение средств от нормальной генерации к альтернативной генерации.
Следовательно, использование аккумулирующих систем в целях выравнивания внутрисуточной пилы производства является дорогостоящим механизмом субсидирования альтернативной генерации. Другого экономического или технологического смысла она не имеет.
К чему это приведет в среднесрочной перспективе? К необходимости в очередной раз повысить цену на электричество для газовой генерации и/или введению формы государственной дотации газовой генерации. И хорошо, если это будет сопровождаться соразмеряемым снижением дотирования альтернативной генерации.
То есть цены должны стать примерно такими
0,06 доллара за КВтЧ в 3-х часовой период избытка «дешевой» энергии;
0,08 доллара за 12 часов небольшого влияния ветрогенерации или большого спроса;
0,13,5 доллара в 6 часов;
0,15 доллара в оставшиеся 3 часа.
С соответствующим возрастанием средней цены рынка.
Альтернатива этому крайне проста: непродолжительный период убыточной работы газовой станции, закрытие «не вписавшейся в рынок», «убыточной» технологии» и пробитие очередного дна в процессе разрушения надежности энергосистемы.
Давайте сравним экономические эффекты от использования аккумулирующих систем в целях балансировки пилы предложения и в целях сглаживания пилы производства.
Как уже было сказано при сглаживании пилы потребления имеются следующие факторы:
- Экономия топлива «гибкой» генерации, экономия гидроресурса (если это имеет смысл);
- Экономия на капитальных затратах в строительстве и текущих затрат дополнительных станций газовой и/или гидрогенерации;
Отрицательными факторами будут следующие:
- Потери на цикле зарядка/разрядка аккумуляторов в размере от 15 до 30%;
- Расходы на капитальные затраты в строительстве и текущих затрат аккумулирующей станции.
При сглаживании пилы производства следующий факторы:
Отрицательными факторами будут следующие:
- Потери на цикле зарядка/разрядка аккумуляторов в размере от 15 до 30%;
- Расходы на капитальные затраты в строительстве и текущих затрат аккумулирующей станции.
- - их просто нет….
1) Экономии газа не произошло.
2) Добавление аккумулятора не создало возможность, закрыть какую-то газовую станцию.
Рассмотрим ситуацию, когда ветроэнергетики настолько много что в период избытка ее невозможно потребить и/или сбросить на соседей.
Например, если средние потери ветроэнергии в рассматриваемой системы составляют 1000 МвтЧ, тогда добавление в систему такой аккумулирующей системы позволяет спасать каждый день этот объем энергии. И, соответственно, в пиковый период, или период безветренности, отпадает необходимости в генерации этого объема энергии.
Давайте так же рассмотрим как изменились положительные и отрицательные факторы:
Отрицательными факторами будут следующие:
- Потери на цикле зарядка/разрядка аккумуляторов в размере от 15 до 30%;
- Расходы на капитальные затраты в строительстве и текущих затрат аккумулирующей станции.
- Экономия топлива «гибкой» генерации, экономия гидроресурса (если это имеет смысл);
Но вот самой главной, ожидаемой экономии, то есть возможности безболезненно закрыть какую-либо газовую станцию не происходит, так как для этого нужно в разы больший объем сохраняемой энергии.
Следовательно, мы вынуждены сохранять газовую генерацию, и одновременно уменьшать объем ее работы, и, следовательно, уменьшать объем ее выручки. Так же, как и ранее, это приводит к необходимости либо повышения средней цены на рынке, либо прямого дотирования газовой генерации, либо закрытия «убыточной» газовой генерации.
Надеюсь, рассмотрел почти все вопросы, связанные со взаимодействием и «взаимопомощью» альтернативной генерации и гидроэнергетики, гидроаккумуляции.
Можно сделать некоторые выводы и подчеркнуть некоторые мысли:
- Строительство и использование гидроаккумулирующих (и любых других аккумулирующих) систем в религиозных целях – как правило неэффективно, бессмысленно и приводит к возрастанию совокупных расходов системы.
- Любая система имеет естественные суточные и сезонные колебания потребления (пилу потребления) и нуждается в балансирующих и резервных мощностях в объеме 40-60% от максимального объема потребления. В случае если с использованием удачного рельефа местности или путем модернизации существующей гидроэлектростанции можно создать гидроаккумулирующую систему с низкой стоимостью, и она позволяет заместить другие балансирующие или резервные мощности, то ее использование безусловно выгодно.
Вместе с тем таких мест объективно мало, и не хватает даже на полное покрытие потребностей балансировки пилы потребления, основная балансировка производится газовой генерацией.
Поэтому, когда «инвестор», построив офшорную ветростанцию мощностью 1 Гвт, говорит, о том, что ее балансирует построенная в другом конце страны гидроаккумулирующая система мощностью 600 Мвт. (к строительству которой он не имеет никакого отношения), то это очередная ложь и манипуляция. Аккумулирующая станция возможно и является эффективной и выгодной, и нужной для общества и системы, но она балансирует естественную и неизбежную пилу потребления. Если «инвестор» был настолько добр, что добавил в систему вариативности в размере 10% пиковой мощности в виде прерывистой генерации, он должен быть готов добавить в систему балансирующие мощности соответствующего размера (газовую генерацию, аккумулирующие системы, интерконнекторы). (но почему-то они все об этом забывают).
- Использование аккумулирующих систем для выравнивания кратковременной суточной пилы производства, является крайне дорогостоящим и неэффективным способом дотировать прерывистую генерацию. Использование таких систем в значительном объеме, усиливает деструктивное действие альтернативной генерации на энергосистему страны и ускоряет разорение и уничтожение всех недотируемых форм генерации.
«Зеленым» решением этой проблемы будет еще большое увеличение доли ветрогенерации и аккумулирующих систем. Что в свою очередь, циклически, еще больше и быстрее будет разрушать нормальную энергетику.
- Не существует непреодолимых технических, технологических или экономических причин, не позволяющих создать энергосистему с большой долей (50% и более) альтернативной прерывистой генерации. В том числе с помощью широкомасштабного внедрения аккумулирующих систем. Но «бесплатная» электроэнергия в подобной системе будет стоить в 2-4 раза дороже, чем в нормальной энергосистеме, построенной на разумном сочетании атомной, угольной, гидро и газовой генерации. Причем я в данном случае говорю не о рыночной цене, которая может быть искажена и занижена, а о реальной стоимости энергии для всего общества, всей системы в целом. В том числе включая стран-соседей, которых часто в принудительном порядке «приглашают» быть спонсорами подобного банкета.
Так как стоимость энергии прямо коррелирует с расходом ресурсов, в том числе с расходом ископаемого топлива, то, очевидно, что подобная энергосистема будет расходовать в 2-4 раза больше ресурсов вообще и топлива в частности. (Это к вопросу о «спасателях» планеты от глобального потепления).