Разработка схемы выдачи мощности и оценка эффективности работы ветровой электростанции мощностью 1 МВт в Северной зоне Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан

Тип работы: Диссертация
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 29 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАЗАХСКИЙ АГРОТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ С.СЕЙФУЛЛИНА

Жолоушинов Каниат Асгатович

Разработка схемы выдачи мощности и оценка эффективности работы ветровой электростанции мощностью 1 МВт в Северной зоне Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан

6М071800-ЭлектроэнергетикаМ099 - Энергетика и электротехника

Диссертация на присуждение степени магистра технических наук

Научный руководитель к.т.н. Ауельбек М. А.

Нур-Султан - 2022

Содержание

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
4
ВВЕДЕНИЕ
5
1 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЫНОК РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН И ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО В ЧАСТИ ПОДДЕРЖКИ СТРОИТЕЛЬСТВА ВЭС

1.1 Анализ цен на электроэнергию в Республике Казахстан

1.2 Анализ цен на электроэнергию ВЭС в Северной зоне ЕЭС РК

1.3 Законы и нормативные правовые акты в части поддержки строительства ВЭС (Закон о поддержке ВИЭ, нулевой тариф на передачу ээ ВИЭ)

1.4 Выводы по главе 1 (возможные способы обеспечения окупаемости проекта строительства ВЭС)

2 ВЫБОР ТИПА И КОЛИЧЕСТВА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
7
2.1 Новые ВЭУ
9
2.2 Бывшие в употреблении ВЭУ
12
2.3 Выбор главной электрической схемы ВЭС

2.4 Выводы по главе 2

3 ВЫБОР ПЛОЩАДКИ РАЗМЕЩЕНИЯ ВЭС
7
3.1 Существующие и проектируемые ВЭС (КХ Родина, Зенченко, Ерментау, Астана, АктОбл-BI и др.)
9
3.2 Перспективные районы для размещения ВЭС (карта ветров РК)
12
3.3 Анализ схем подстанций в перспективных районах размещения ВЭС (подключаемся на напряжении 6-10 кВ)

3.4 Оценка пропускной способности ЛЭП напряжением 6-10 кВ в перспективных районах размещения ВЭС

3.5 Проверка наличия свободного земельного участка (на сайте земельного комитета есть карта свободных земельных участков)

3.6 Выбор наиболее перспективных точек подключения (примерно 5 перспективных точек подключения)

4 СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ВЭС
16
4.1 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы выдачи мощности и выбор рекомендуемого варианта

4.2 Релейная защита и автоматика
20
4.3 Выводы по главе 4

5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ВЭС
16
5.1 Оценка капитальных затрат в строительство ВЭС

5.2 Расчет сроков окупаемости
20
5.3 Выводы по главе 5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
18
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
18
Приложение 1 Технические характеристики ВЭУ
19
Приложение 2 Карты, карты-схемы
20
Приложение 3 Электрические схемы
21
Приложение 4
22
Приложение 5
23

Введение

Республика Казахстан по своему географическому положению находится в ветровом поясе северного полушария и на значительной части территории Казахстана наблюдаются достаточно сильные воздушные течения, преимущественно Северо-Восточного, Юго-Западного направлений. В ряде районов Казахстана среднегодовая скорость ветра составляет более 6 мс, что делает эти районы привлекательными для развития ветроэнергетики. В этой связи Казахстан рассматривается как одна из наиболее подходящих стран мира для использования ветроэнергетики. По экспертным оценкам, ветроэнергетический потенциал Казахстана оценивается как 1820 млрд. кВтч
Для привлечения инвестиций в развитие ветроэнергетики, как и других видов ВИЭ, принято соответствующее законодательство с мерами по экономическому стимулированию использования ВИЭ, а также принята государственная программа по развитию ветроэнергетики.
Разработан механизм поддержки инвесторов который включает в себя:
* гарантию покупки всего объема энергии ВИЭ по фиксированному тарифу в течение 15 лет;
* фиксированные тарифы подлежат ежегодной индексации на уровень инфляции;
* производители ВИЭ освобождаются от оплаты услуг энергопередающих организаций на передачу электрической энергии;
* покупателем выступает расчетно-финансовый центр (РФЦ);
* предоставление юридическим лицам, осуществляющим проектирование, строительство и эксплуатацию объектов по использованию ВИЭ, инвестиционных преференций в соответствии с законодательством Республики Казахстан об инвестициях.
В связи с тем, что поступление электроэнергии от возобновляемых источников носит вероятностный характер, то для поддержания качества электроэнергии необходим определенный резерв мощности.
Министерство энергетики, исходя из доступного резерва мощности по регионам, устанавливает максимально допустимую мощность объектов ВИЭ. На 2022 год приняты следующие ограничения по суммарной установленной мощности электростанций, работающих на солнечной и ветряной энергии:
* северная зона: СЭС 139 МВт, ВЭС 631 МВт;
* южная зона: СЭС 288 МВт, ВЭС 182 МВт;
* западная зона: СЭС 40 МВт, ВЭС 120 МВт.
В данной работе рассматривается вариант сооружения ВЭС в северной зоне, а именно в Северо-Казахстанской области. Данный регион выбран из-за хорошего ветропотенциала, наличия развитой сети, а также наличие достаточного резерва мощности.
Цель работы - выбор площадки для установки ветроагрегатов, выбор точки присоединения ВЭС, анализ режимов работы сетей Северо-Казахстанской области при подключении ВЭС, оценка эффективности ввода и технико- экономическое обоснование.
Казахстан обладает самым крупным топливно-энергетическим комплексом в регионе Центральной Азии. Доступность угля, добываемого преимущественно карьерным способом, и развитая транспортная инфраструктура обуславливают низкую стоимость электроэнергии, которая является основой для конкурентоспособности экономики и важным социальным фактором. Тем не менее, использование угля как основного топлива для производства электрической и тепловой энергии в стране имеет значительные последствия для окружающей среды и климата, поэтому в Казахстане проводится политика постепенного замещения угля природным газом и возобновляемыми источниками энергии. Принятый ряд стратегических документов, Стратегия развития Казахстана до 2050 года и Концепция по переходу к зелёной экономике ставят амбициозные задачи по существенному сокращению доли угольной генерации и формируют базис новой энергетической политики Казахстана.
Энергетическая политика отразилась в принятии в 2014 году эффективных мер законодательной поддержки возобновляемой энергетики с обеспечением высокого уровня стабильности для инвестиций, что позволило за семь лет ввести более 1466 МВт ветровых и солнечных электростанций и порядка 114 МВт малых ГЭС и приблизится к достижению целевого показателя ВИЭ в 3% от общей выработки в энергосистеме в 2020 году. Внедрение рыночных механизмов отбора проектов ВИЭ с 2018 года создало условия для снижения средней цены электроэнергии ветровых (на 14%) и солнечных (на 55%) электростанций до уровня сопоставимого с проектами газовой генерации. Однако развитие источников с непостоянным характером выработки, зависящих от погодных условий и времени суток, таких как ветровые и солнечные станции, усиливает существующую проблему регулирования и стабильности энергосистемы в условиях дефицита собственных маневренных мощностей.
Модернизация электростанций и электрических сетей, также входит в задачи энергетической политики ввиду высокой степени износа оборудования. Принятый в новой редакции Экологический кодекс ставит масштабную задачу по модернизации электростанций с переходом на принципы наилучших доступных технологий1 (НДТ) с достижением значительного снижения уровня выбросов загрязняющих веществ. Обязательства в рамках Парижского соглашения по климату накладывают на Казахстан существенные обязательства по декарбонизации экономики и электроэнергетики, в частности, исполнение которых зависит от темпов реформирования ценовой политики и пересмотра механизмов обеспечения стабильности инвестиций в сектор. Несмотря на целевые усилия правительства по модернизации генерирующих и сетевых активов, отрасль характеризуется значительной степенью износа основных фондов, сравнительно низкой эффективностью генерации (33-35%), высокой величиной потерь электроэнергии при передаче (8,3%), а также проблемой дефицита маневренных мощностей для регулирования суточного графика. Развитие возобновляемых источников энергии, модернизация энергетической инфраструктуры и внедрение НДТ ведут к росту стоимости электроэнергии, сдерживаемой правительством страны, исходя из целей экономического и социального развития. Рыночные инструменты, внедрённые на рынке электроэнергии для снижения цен, не дают никакого ощутимого эффекта, а остающиеся административно-регуляторные механизмы сдерживания роста цен на электроэнергию и тепло не являются достаточно гибкими и прозрачными, что приводит к дисбалансам и недофинансированию отрасли.

1 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЫНОК РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН И ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВО В ЧАСТИ ПОДДЕРЖКИ СТРОИТЕЛЬСТВА ВЭС

0.1 Анализ цен на электроэнергию в Республике Казахстан

Казахстан обладает самым крупным топливно-энергети-ческим комплексом в регионе Центральной Азии. Доступность угля, добываемого преимущественно карьерным способом, и развитая транспортная инфраструктура обуславливают низкую стоимость электроэнергии, которая является основой для конкурентоспособности экономики и важным социальным фактором. Тем не менее, использо- вание угля как основного топлива для производства электрической и тепловой энергии в стране имеет значительные последствия для окружающей среды и климата, поэтому в Казахстане проводится политика постепенного замещения угля природным газом и возобновляемыми источниками энергии. Принятый ряд стратегических документов, Стратегия развития Казахстана до 2050 года и Концепция по переходу к зелёной экономике ставят амбициозные задачи по существенному сокращению доли угольной генерации и формируют базис новой энергетической политики Казахстана.
Энергетическая политика отразилась в принятии в 2014 году эффективных мер законодательной поддержки возобновляемой энергетики с обеспечением высокого уровня стабильности для инвестиций, что позволило за семь лет ввести более 1466 МВт ветровых и солнечных электростанций и порядка 114 МВт малых ГЭС и приблизится к достижению целевого показателя ВИЭ в 3% от общей выработки в энергосистеме в 2020 году. Внедрение рыночных механизмов отбора проектов ВИЭ с 2018 года создало условия для снижения средней цены электроэнергии ветровых (на 14%) и солнечных (на 55%) электростанций до уровня сопоставимого с проектами газовой генерации. Однако развитие источников с непостоянным характером выработки, зависящих от погодных условий и времени суток, таких как ветровые и солнечные станции, усиливает существующую проблему регулирования и стабильности энергосистемы в условиях дефицита собственных маневренных мощностей.
Модернизация электростанций и электрических сетей, также входит в задачи энергетической политики ввиду высокой степени износа оборудования. Принятый в новой редакции Экологический кодекс ставит масштабную задачу по модернизации электростанций с переходом на принципы наилучших доступных технологий1 (НДТ) с достижением значительного снижения уровня выбросов загрязняющих веществ. Обязательства в рамках Парижского соглашения по климату накладывают на Казахстан существенные обязательства по декарбонизации экономики и электроэнергетики, в частности, исполнение которых зависит от темпов реформирования ценовой политики и пересмотра механизмов обеспечения стабильности инвестиций в сектор. Несмотря на целевые усилия правительства по модернизации генерирующих и сетевых активов, отрасль характеризуется значительной степенью износа основных фондов, сравнительно низкой эффективностью генерации (33-35%), высокой величиной потерь электроэнергии при передаче (8,3%), а также проблемой дефицита маневренных мощностей для регулирования суточного графика. Развитие возобновляемых источников энергии, модернизация энергетической инфраструктуры и внедрение НДТ ведут к росту стоимости электроэнергии, сдерживаемой правительством страны, исходя из целей экономического и социального развития. Рыночные инструменты, внедрённые на рынке электроэнергии для снижения цен, не дают никакого ощутимого эффекта, а остающиеся административно-регуляторные механизмы сдерживания роста цен на электроэнергию и тепло не являются достаточно гибкими и прозрачными, что приводит к дисбалансам и недофинансированию отрасли.
Установленная мощность электростанций Казахстана на 1 января 2021 года по данным Системного оператора (АО KEGOC) составила 23,6 ГВт, при этом основу генерации (свыше 82%) составляют тепловые электростанции (ТЭС) 19,4 ГВт, представленные угольными (13,4 ГВт) и газовыми (6,0 ГВт) мощностями.
В стране эксплуатируется 68 ТЭС, из которых: 41 ТЭЦ, обеспечивающих тепловой энергией население и промышленных потребителей, 6 конденсационных электростанций, 15 газотурбинных и 6 газопоршневых. В части возобновляемых источников в энергосистему подключены 47 гидроэлектростанций (ГЭС), из которых 41 относится к малым2, а также 29 ветровых (ВЭС) и 45 солнечных электростанций (СЭС) и 1 биогазовая установка (БГУ)3.
Развитие нефтегазового комплекса на западе страны привело к постепенному росту доли газовой генерации в энергобалансе, а принятая с 2014 года законодательная база по поддержке ВИЭ позволила нарастить мощности электростанций ВИЭ, к которым согласно законодательству относятся ветровые, солнечные, малые гидроэлектростанции и биогазовые. Однако с 2021 года в законодательные механизмы поддержки ВИЭ включены поправки, приравнивающие к ВИЭ мусоросжигающие заводы (план ввода 100,8 МВт).
В целом, с 2014 года прирост установленной мощности электростанций к 2021 году составил 2,8 ГВт (13%), при этом на возобновляемые источники энергии пришлось более 1,6 ГВт, см. Рисунок 1.1.1.
Рисунок 1.1.1 - Динамика изменения мощностей и структура производства электроэнергии по видам топлива

В региональном разрезе энергосистема Казахстана разделена на три зоны - объединение Северной и Южной энергетических зон (далее Северная энергозона и Южная энергозона), соединённых тремя линиями 500 кВ, и Западную энергетическую зону (далее - Западная энергозона), работающую обособленно. Особенностью энергетических зон является формирование генерации по типу доступного топлива.
В Западной энергозоне, где размещены ключевые нефтегазоносные месторождения страны, эксплуатируются только ТЭС на газе, при этом часть электростанций являются собственными источниками электроэнергии нефтегазовых месторождений и не поставляют электроэнергию в сеть. Также, Атырауский энергоузел имеет связь с ОЭС Юга (Астраханским энергоузлом) ЕЭС России по ВЛ-110 кВ, а Западно-Казахстанская область имеет связи с ОЭС Средней Волги ЕЭС России по трем ВЛ 220 кВ.
В Северной энергозоне сосредоточены основные угледобывающие месторождения, в том числе один из крупнейших в мире угольный разрез Богатырь. Основу профицитной Северной энергозоны составляет угольная генерация, в том числе все угольные КЭС4 (называемые по традиции ГРЭС), а также гидроэлектростанции восточного Казахстана. В Северной энергозоне сосредоточено порядка 70% всех генерирующих мощностей страны. Наличие развитой электрической сети 220-500-1150 кВ, в том числе связывающей ЕЭС Казахстана и ОЭС Сибири ЕЭС России, позволяет передавать электроэнергию как в Южную энергозону, так и обмениваться перетоками с ЕЭС России. В Северной энергозоне сосредоточены основные промышленные потребители электроэнергии, в том числе горно-металлургического комплекса.
Южная энергозона является дефицитной. С точки зрения потребления электроэнергии эта зона с наибольшей долей населения, при этом состав генерации разнообразен, и характеризуется наличием как угольной, так и газовой генерации, а также гидроэнергетикой. Примечательно, что по развитию малой гидроэнергетики зона является лидером в стране. Дефицит Южной энергозоны (13,5 млрд кВт*ч) покрывается перетоками с Северной энергозоны. Ввиду климатических условий она является наиболее подходящей для развития солнечной и ветровой генерации. Однако, существующие проблемы регулирования и балансирования ввиду отсутствия резервов маневренных источников не позволяют использовать имеющийся природный потенциал. Другим важным активом Южной энергозоны является крупнейшая газовая КЭС Жамбылская ГРЭС, которая с 1992 работает в неэффективном режиме на пониженной нагрузке (в 2020 году КИУМ 17%), вызванной проблемами с поставками природного газа (изначально, из Узбекистана). При этом ввод магистрального газопровода Бейнеу-Шымкент в 2015 году не решил проблемы недозагрузки мощностей этой газовой ГРЭС. Ценовое давления со стороны угольных КЭС Северной зоны приводит к ситуации существенной недозагрузки5 газовой генерации даже в условиях энергодефицитной Южной энергозоны.
Дисбаланс в энергетических зонах заключается и в размещении мощностей. Так, в Северной энергозоне установленная мощность электростанций 15,89 ГВт, а в Южной всего 4,20 ГВт, дефицит Южной энергозоны покрывается тремя линиями 500 кВ транзита Север-Юг, однако на данном маршруте отмечается периодическая перегрузка линий электропередач.
В настоящее время в Министерстве энергетики Республики Казахстан рассматриваются различные варианты полного объединения всех трех энергетических зон, однако даже самый краткий маршрут соединения (Атырау-Актобе) 500 км потребует значительных инвестиций в строительство высоковольтных линий 500 кВ, см Рисунок 1.1.2.

Рисунок 1.1.2 - Карта энергетической инфраструктуры Казахстана

Предельные тарифы на электрическую энергию
тенгекВтч
№ пп
Группа энергопроизводящих организаций, реализующих электрическую энергию
Наименование энергопроизводящих организаций
Предельные тарифы на электрическую энергию по годам

2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
2023 год
2024 год
2025 год
1
1-группа
ТОО Экибастузская ГРЭС-1 им. Б.Нуржанова
5,76
5,80
5,90
5,90
5,90
5,90
5,90
2
2-группа
АО Евроазиатская энергетическая корпорация
4,50
5,55
5,59
5,59
5,59
5,59
5,59
3
3-группа
АО Станция Экибастузская ГРЭС-2
7,73
9,13
8,59
8,59
8,59
8,59
8,59
4
4-группа
ТОО Главная распределительная энергостанция Топар
5,83
7,50
7,91
7,91
7,91
7,91
7,91
5
5-группа
АО Жамбылская ГРЭС им. Т.И. Батурова
8,10
9,10
10,45
10,45
10,45
10,45
10,45
6
6-группа
ТОО Караганда Энергоцентр
6,70
7,91
8,78
8,78
8,78
8,78
8,78
7
7-группа
ТОО Усть-Каменогорская ТЭЦ
6,44
7,72
8,48
8,48
8,48
8,48
8,48
8
8-группа
АО Севказэнерго
6,70
8,38
9,44
9,44
9,44
9,44
9,44
9
9-группа
АО Астана-Энергия
5,06
6,17
6,70
6,70
6,70
6,70
6,70
10
10-группа
АО Павлодарэнерго (ТЭЦ-2,3)
6,60
8,29
9,49
9,49
9,49
9,49
9,49
11
11-группа
АО АрселорМиттал Темиртау ТЭЦ-2, ТЭЦ-ПВС
7,00
7,00
6,77
6,77
6,77
6,77
6,77
12
12-группа
АО Алюминий Казахстана
4,03
4,80
4,93
4,93
4,93
4,93
4,93
13
13-группа
ТОО Казахмыс Энерджи (ЖТЭЦ, БТЭЦ)
8,42
10,39
12,02
12,02
12,02
12,02
12,02
14
14-группа
АО Риддер ТЭЦ
7,80
10,10
12,68
12,68
12,68
12,68
12,68
15
15-группа
ТОО Согринская ТЭЦ
8,20
9,50
10,70
10,70
10,70
10,70
10,70
16
16-группа
ТОО Bassel Group LLS
7,57
8,86
10,53
10,53
10,53
10,53
10,53
17
17-группа
ТОО Текелийский энергокомплекс
10,20
11,78
11,97
11,97
11,97
11,97
11,97
18
18-группа
ТОО Степногорская ТЭЦ
8,00
9,95
11,66
11,66
11,66
11,66
11,66
19
19-группа
ТОО Шахтинсктеплоэнерго
6,30
6,30
5,76
5,76
5,76
5,76
5,76
20
20-группа
АО Атырауская ТЭЦ
6,82
8,48
13,24
13,24
13,24
13,24
13,24
21
21-группа
АО Актобе ТЭЦ
6,54
8,10
8,10
8,10
8,10
8,10
8,10
22
22-группа
ГКП Кентау Сервис
7,30
7,30
7,07
7,07
7,07
7,07
7,07
23
23-группа
ГКП Аркалыкская ТЭК
6,40
8,67
8,44
8,44
8,44
8,44
8,44
24
24-группа
ГКП Костанайская ТЭК
6,33
7,61
7,28
7,28
7,28
7,28
7,28
25
25-группа
АО Жайыктеплоэнерго
6,57
9,47
8,89
8,89
8,89
8,89
8,89
26
26-группа
АО Алматинские электрические станции ТЭЦ-1,2,3 Капшагайская ГЭС, Каскад ГЭС
8,70
10,30
10,23
10,23
10,23
10,23
10,23
27
27-группа
ТОО МАЭК-Казатомпром
12,12
13,10
13,04
13,04
13,04
13,04
13,04
28
28-группа
ТОО Жанажолская ГТЭС
8,95
10,02
11,44
11,44
11,44
11,44
11,44
29
29-группа
ТОО Уральская ГТЭС
10,55
11,81
11,43
11,43
11,43
11,43
11,43
30
30-группа
ТОО Жайыкмунай
7,60
7,60
7,60
7,60
7,60
7,60
7,60
31
31-группа
АО Кристалл Менеджмент
8,94
10,40
12,44
12,44
12,44
12,44
12,44
32
32-группа
Бухтарминская ГЭК ТОО Казцинк
1,10
1,10
1,46
1,46
1,46
1,46
1,46
33
33-группа
ТОО АЭС Шульбинская ГЭС
2,43
3,44
2,85
2,85
2,85
2,85
2,85
34
34-группа
ТОО АЭС Усть-Каменогорская ГЭС
1,86
2,59
2,14
2,14
2,14
2,14
2,14
35
35-группа
АО Шардаринская ГЭС
8,72
8,10
8,77
8,77
8,77
8,77
8,77
36
36-группа
АО Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева
12,02
12,02
10,90
10,90
10,90
10,90
10,90
37
37-группа
ТОО Актюбинский рельсобалочный завод
8,78
10,80
13,05
13,05
13,05
13,05
13,05
38
38-группа
ТОО Sagat Energy
13,68
15,46
15,04
15,04
15,04
15,04
15,04
39
39-группа
АО 3-Энергоорталык
10,02
11,30
12,34
12,34
12,34
12,34
12,34
40
40-группа
ГКП Кызылордатеплоэлектроцентр
9,24
11,30
11,58
11,58
11,58
11,58
11,58
41
41-группа
АО Таразэнергоцентр
8,76
8,76
8,53
8,53
8,53
8,53
8,53
42
42-группа
ТОО Батые Пауэр
11,38
12,78
12,35
12,35
12,35
12,35
12,35
43
43-группа
ТОО УПНК-ПВ
7,00
7,00
7,48
7,48
7,48
7,48
7,48
44
44-группа
ГКП Теплокоммунэнерго
7,39
7,39
7,16
7,16
7,16
7,16
7,16
45
45-группа
ТОО Karabatan Utility Solution
-
12,10
10,67
10,67
10,67
10,67
10,67
46
46-группа
ТОО ОралМунайПром
-
-
16,92
16,92
16,92
16,92
16,92
47
47-группа
ТОО ЕРС Industry
-
-
10,17
10,17
10,17
10,17
10,17

0.2 Анализ цен на электроэнергию ВЭС в Северной зоне ЕЭС РК

По информации АО Самрук-Энерго, основная потребность в электроэнергии Республики Казахстан в 2020 году покрывалась за счет тепловых электрических станций, на долю которых приходится 80,2% от общей генерации в стране. Гидроэлектростанции страны в 2020 году занимали долю 8,8%, а газотурбинные электростанции обеспечили 8,8% от общей выработки электроэнергии.
Следуя международным тенденциям низкоуглеродного развития, в мае 2013 года Казахстан принял Концепцию по переходу страны к зеленой экономике и утвердил масштабную цель: к 2050 году 50% генерации должны включать альтернативные и возобновляемые источники энергии. Так, согласно Концепции перехода к зеленой экономике и Стратегическому плану развития Республики Казахстан до 2025 года, доля ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии должна составлять 3% к 2020 году, 6% к 2025 году, 10% к 2030 году и 50% (альтернативные + ВИЭ) в 2050 году.
За последние 5 лет, с момента введения фиксированных тарифов на ВИЭ в 2014 году, произошел значительный рост в развитии проектов по ВИЭ. Так, по итогам 2020 года в Казахстане действовало 115 (29 ВЭС - 486,3 МВт; 43 СЭС - 911,6 МВт; 38 ГЭС - 229,0 МВт; 5 БиоЭС - 7,8 МВт) объектов ВИЭ общей установленной мощностью 1 634,7 МВт.
К 2025 году ожидается, рост общей установленной мощности объектов ВИЭ до 3000 Мвт.

Рисунок 1.2.1 - Изменение количества объектов ВИЭ

Согласно Графику, утвержденному Министерством энергетики Республики Казахстан, на 2020 год было объявлено о проведении аукционов в общем объеме на 250 МВт установленной мощности, с разбивкой по следующим типам электростанций:

Рисунок 1.2.2 - Объъем аукционов по ВИЭ за 2020 год

Всего было запланировано и проведено 8 аукционов (4 - по малым, 4 - по крупным проектам ВИЭ), из которых 6 аукционов - без документации и 2 аукциона - с документацией.
В соответствии с Правилами определения фиксированных тарифов и предельных аукционных цен, предельные аукционные цены на 2020 год определяются по максимальной цене победителей по итогам аукционных торгов 2019 года. Исходя из этого, предельные стартовые цены для аукционов 2020 года были установлены на следующем уровне (без НДС): ВЭС - 21,69 тгкВтч; СЭС - 16,97 тгкВтч; ГЭС - 15,48 тгкВтч; Био ЭС - 32,15 тгкВтч. В целом, на аукционах 2020 г. было отобрано 16 проектов ВИЭ общей установленной мощностью 147,95 МВт, из них ВЭС - 64,95 МВт, СЭС - 60 МВт, ГЭС - 23 МВт. Всего приняло участие 27 компании из 4 стран: Республика Казахстан, Российская Федерация, Нидерланды и Федеративная Республика Германия.

Рисунок 1.2.3 - Карта расположения крупных станций ВИЭ

По информации Министерства энергетики Республики Казахстан, выработка электрической энергии объектами ВИЭ по Республике Казахстан по итогам 2020 год составила 3,2 млрд. кВтч. Увеличение выработки электрической энергии объектами ВИЭ по сравнению с 2019 годом составило 74%. По количеству объектов ВИЭ в разрезе технологий преобладают ГЭС и СЭС. Наибольшее количество станций размещены в Алматинской, Туркестанской и Жамбылской областях. По установленной мощности также преобладает южная зона Казахстана. При этом, 96% всей производимой электро энергии ВИЭ сосредоточено в четырех областях Казахстана - Алматинская, Жамбылская, Восточно-Казахстанская и Туркестанская (данные Министерства Энергетики РК).
Централизованная покупка и продажа электрической энергии, произведенной объектами по использованию ВИЭ, осуществляется на основе заключенных договоров с энергопроизводящими организациями, использующими ВИЭ и условными потребителями по типовым формам, утвержденным Министерством энергетики Республики Казахстан. На сегодняшний день ВИЭ является динамично развивающимся сектором в производстве электроэнергии в Казахстане, выработка электроэнергии от объектов ВИЭ с каждым годом увеличивается благодаря комплексу мероприятий по реализации программ развития ВИЭ в Республике Казахстан. Привлекательность Казахстана, как страны с четкими целями и понятным правовым полем, позволила инвесторам привлечь необходимые капиталы для строительства первых крупнейших солнечных, ветровых и гидроэлектростанций. Наиболее крупными станциями на сегодняшний день являются:
- СЭС Бурное Солар -100 МВт, СЭС EneverseKunkuat -100МВт, СЭС Baikonyr Solar -50 МВт, СЭС M-KATGreen-100 МВт, СЭС Сарань -100 МВт, СЭС Агадырь-50 МВт, СЭС Нура - 100 МВт, СЭС Каскелен - 50 МВт;
- ВЭС Первая ветровая электростанция - 45 МВт, ВЭС ЦАТЭК GreenEnergy - 100 МВт, ВЭС ВетроЭнергоТехнологии -52,8 МВт, ВЭС Форт Шевчкнко -43,6 МВт, ВЭС Бадамша - 48 МВт, ВЭС Жанатас - 50 МВт;
- ГЭС Коринская -28,50 МВт, ГЭС Лепсы-2 - 16,99 МВт.
По итогам 2020 года, количество действующих станций ВИЭ, реализующих электроэнергию через ТОО РФЦ по ВИЭ составило 72 единицы общей установленной мощностью 1 570 МВт (ВЭС - 544 МВт; СЭС - 949 МВт; ГЭС - 76 МВт; БиоЭС - 1 МВт). Выработано и реализовано электроэнергии - 2,54 млрд. кВтч, в том числе: ВЭС - 1 080 млн. кВтч; СЭС - 1 231 млн. кВтч; ГЭС - 227 млн.кВтч; БиоЭС - 4,9 млн.кВтч.
За 2020 год объем покупки ТОО РФЦ по ВИЭ электроэнергии у станций ВИЭ составил 2 543,4 млн. кВтч, затраты на покупку электроэнергии ВИЭ составил 84 752,9 млн. тенге. C момента запуска механизма поддержки ВИЭ, основанного на централизованной покупке и продаже электроэнергии ВИЭ, объемы покупки электроэнергии ВИЭ увеличились с 8 млн. кВтч в 2014 году до 2 543,4 млн. кВтч к 2020 году. Количество энергопроизводящих организаций использующих ВИЭ, осуществляющих электроэнергию РФЦ увеличилось с 6 до 72 к 2020 году.
На протяжении нескольких лет ежегодный прирост объемов электроэнергии ВИЭ по сравнению с предыдущим годом составляет более 69%, при этом темп прироста затрат на продажу электрической энергии ВИЭ увеличивается более чем на 80%. Рост данных показателей связан с вводом в эксплуатацию новых объектов ВИЭ, а также ежегодной индексацией фиксированных тарифов на величину инфляции.
Величина тарифа на поддержку ВИЭ в 2020 году утверждена ТОО РФЦ по ВИЭ по зоне потребления электрической энергии 1 -- с 1 января по 30 июня 2020 года - 34,62 тенгекВтч без НДС, с 1 июля по 31 декабря 2021 года - 36,47 тенгекВтч без НДС, по зоне потребления электрической энергии 2 -- 24,46 тенгекВтч без НДС. Порядок расчета и утверждения тарифа на поддержку регламентируется Правилами определения тарифа на поддержку ВИЭ, утвержденными Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.