Световен потенциал
Различните автори на изследвания на геотермалния потенциал, в зависимост от използваните методи за оценка и направени предвиждания, посочват различни стойности на геотермалния потенциал в две направления: потенциал за електропроизводство и потенциал за директно използване на топлинната енергия.
По експертни оценки възможния за използване в настоящия момент световен геотермален потенциал е, съответно: ~ 2 000 TWh (172 Mtoe) годишно за електропроизводство и ~ 600 Mtoe годишно за директно получаване на топлинна енергия.
Световното потребление на геотермална енергия през 1999 година достига 49 TWhе (4.21 Mtoe), произведена електрическа енергия и 53 TWht (4.56 Mtoe), произведена директно топлинна енергия. Ясно се вижда, че получаваната геотермална енергия е съвсем малка част от наличния потенциал.
В общото световно енергийно производство от геотермални източници, Европа има дял от 10% за електроенергия и около 50% от топлинното производство. Очакваното нарастване на получената енергия от геотермални източници за Европа е: около 40 пъти за производство на електроенергия и около 20 пъти за производство на топлинна енергия.
Таблица 4.1.5.1: Използване на геотермална енергия от страните от Балканския регион (1999 Източник WEC -2003 г.).
|
Електропроизводство
|
Топлопроизводство
|
|
Инсталирана мощност
|
Годишно производство
|
Коефициент на използване
|
Инсталирана мощност
|
Годишно производство
|
Коефициент на използване
|
|
MWt
|
GWh
|
-
|
MWt
|
GWh
|
-
|
България
|
|
|
|
107
|
455
|
0.48
|
Гърция
|
|
|
|
57
|
107
|
0.21
|
Хърватия
|
|
|
|
114
|
153
|
0.15
|
Словакия
|
|
|
|
132
|
588
|
0.51
|
Словения
|
|
|
|
103
|
300
|
0.33
|
Македония
|
|
|
|
81
|
142
|
0.20
|
Румъния
|
|
|
|
110
|
120
|
0.12
|
Сърбия и Черна гора
|
|
|
|
80
|
660
|
0.94
|
Турция
|
22.4
|
81
|
0,62
|
820
|
4 377
|
0.61
|
Общо за Европа
|
834.0
|
5705
|
0.78
|
5 757
|
18 616
|
0.37
|
Вижда се, че електропроизводство е реализирано само в Турция, която единствена разполага с производствена мощност за електроенергия и най-голяма инсталирана топлинна мощност.
Геотермален потенциал в България
По различни оценки у нас геотермалните източници са между 136 до 154. От тях около 50 са с доказан потенциал 469 MW за добиване на геотермална енергия. Основната част от водите (на самоизлив или сондажи) са нискотемпературни в интервала 20–90°С. Водите с температура над 90°С са до 4% от общия дебит.
-
Оценка по проект BG/03/B/F/PP (Phare Project, 1997).
Използването на геотермалната енергия в страната води до икономия на традиционно гориво (течно и твърдо), възлизащо на 33 ktoe годишно. Средният коефициент на натоварване е около 0.46 (Bojadgieva et al., 2000). Използваният ресурс сравнен с достъпния потенциал показва възможност за над десетократно увеличение на получена геотермална енергия.
-
По доклад на Международната Геотермална Асоциация - 1637 TJ/год (~37,6 ktoe).
Общата инсталирана мощност на геотермалните системи е 100 MWt. В страната е усвоена само част (около 23%) от разкрития топлинен потенциал на водите (440 MWt). Заедно с прогнозните ресурси общият дебит на термалните води може да достигне от 5100 1/s до 6400 1/s, a енергията, която може да се извлече от тях, при снижаване на температурата до 15°С, е оценена на около 751 MWt (проект „Установяване на основните пречки за използване на националните геотермални ресурси в България” 2005 г.).
-
Оценки по изследвания на БАН 1995 -1999 г. и Щерев и Пенев- Нови Енергийни Източници са посочени в таблица 4.1.5.2.
Оценки – Щерев, Пенев и др. Теоретичен потенциал TJ/год. (Икономически
форум за югоизточна Европа, София, 2001 г.)
Таблица 4.1.5.2: Достъпен потенциал на геотермалната енергия в България по региони
Достъпен потенциал за геотермални ресурси
|
Регион
|
Достъпна мощност
|
Достъпен потенциал, Иконом. Форум, София 2001 г.
|
|
MW
|
ktoe/год.
|
Северозападен Видин
|
8.3
|
5.6
|
Северен централен Русе
|
70.2
|
55.8
|
Североизточен Варна
|
126.7
|
107.4
|
Югоизточен Бургас
|
14.4
|
12.7
|
Южен централен Пловдив
|
103.8
|
81.0
|
Югозападен София
|
115.9
|
87.1
|
ОБЩО
|
439.3
|
349.6
|
Фигура 4.1.5.2: Оценка на потенциала на геотермалната енергия в България по региони
Оценките на използването на геотермална енергия у нас, направени от различни институти и колективи са близки по стойности.
Осреднена стойност на годишното производство е ~428 GWht; ~36.8 ktoe
При масирано инвестиране в нови дълбочинни сондажи и извличане на цялото количество достъпна геотермална енергия след реинжектиране, би могло да произведе около 10% от необходимото количество топлинна енергия за 2015 година.
На фона на сегашното състояние на използването на геотермалната енергия определяне на цел: чрез реализиране на проектите да се усвои над 25% от достъпния потенциал за директно производство на топлинна енергия до 2015 година, е напълно реална.
Прогнози
Оптимистичен сценарий
Прогнозите следват прогнозния сценарий за Европа, но с няколко пъти по-малък темп на нарастване на инсталираните мощности и съответно на получаваните енергии.
Действащите икономически фактори и необходимостта от устойчиво развитие ще засилят темпа на въвеждане в експлоатация на енергийни мощности. Към 2015 г. е възможно да се достигне годишно топлинно производство ~ 3 900TJ (93 ktoe) от геотермални източници и електропроизводство около 2.6 ktoe.
Оптимистична прогноза до 2015 г. и 2050 г.
При наличните технологии у нас, общата инсталирана мощност може да достигне 230 MW. Перспективни са Варненския басейн, Родопския масив и Осоговска област. При прилагане на реинжектиране може да се извлече допълнителен енергиен ресурс. Може да се предположи, че след 2010 г. е възможно да се реализират един или повече проекти в тази насока.
Фигура 4.1.5.4: Прогнози за инсталираните мощности и използването на геотермална енергия в България
Термопомпи
Високата ефективност на използване на земно и водносвързаните термопомпи ще определи нарастващо използване от 4 -5% годишно сега, до над 11% след 2009 г.
Преимущества
-
Висок коефициент на енергийно преобразуване (4 - 6);
-
Висок коефициент на използване до 0.58 за сега действащите системи;
-
Ниска себестойност на произвежданата топлинна енергия, ~6.1€/GJ; ~0.26€/koe; ~26€/GCal;
-
Сигурен комфорт на обитаване на отопляваните и охлажданите сгради и помещения;
-
Няма отделяне на f CO2, SO2 and NOx.
Недостатъци:
-
В зависимост от състава на водата, е възможна повишена корозия на междинните топлообменници. Наложителна тяхна замяна на всеки 6-7 години при експлоатация;
-
Отделяне на накипи по повърхностите на топлообменниците;
-
Силна зависимост между произвежданата топлинна енергия и дебита на подпочвената вода.
Отговорности, цели, мерки и действия на изпълнителната и общинските власти за усвояване геотермалния потенциал.
Оползотворяването на геотермалната енергия, изграждането на геотермални централи и/или централизирани отоплителни системи, изисква значителни първоначални инвестиции за изследвания, сондажи, енергийни съоръжения, спомагателно оборудване и разпределителни мрежи. Производствените разходи за електроенергия и топлинна енергия са по-ниски от тези при конвенционалните технологии. Същественото е, че коефициента на използване на геотермалния източник може да надхвърли 90%, което е недостижимо при другите технологии. Амортизационният период на съоръженията е около 30 години, докато използването на енергоизточника може да продължи векове.
Вятърна енергия
В Европа и света
Масовото приложение на вятърната енергия като енергиен източник започва през 80-те години в Калифорния, САЩ. След 1988 г. тази технология навлезе и на енергийния пазар в Западна и Централна Европа.
Според последните прогнози на Европейската ветроенергийна асоциация, се наблюдава тенденция на засилено развитие на използването на вятърна енергия в Европа. Очаква се инсталираната мощност от 28 400 MW през 2003г. да достигне до 75 000 MW през 2010 г. и 180 000 MW през 2020 г. През 2020 г. електричеството, генерирано от вятърните турбини, ще покрива нуждите на 195 милиона европейци или половината от населението на континента. Според прогнозите на EUROSTAT потреблението на вятърна енергия в ЕС през 2010 г. ще достигне 10 000 ktoe.
В България
Вятърната енергетика има незначителен принос в брутното производство на електроенергия в страната. През 2001 г. от вятърна енергия са произведени 35 MWhе (3 toe), през 2003 г. - 63 MWh (5.4 toe), а през 2004 г. -707 MWh (60.8 ktoe). Това показва, че развитието на вятърната енергетика в България се ускорява.
Оценка на потенциала на ветровата енергия
Критериите, на базата на които се прави оценка на енергийния потенциал на вятъра, са неговата посока и средногодишната му скорост. За целите на програмата са използвани данни от проект BG 9307-03-01-L001, “Техническа и икономическа оценка на ВЕИ в България” на програма PHARE, 1997 година, получени от Института по метеорология и хидрология към БАН (119 метеорологични станции в България, регистриращи скоростта и посоката на вятъра). Данните са за период от над 30 години и са от общ характер. На тази база е извършено райониране на страната по ветрови потенциал, (Фиг. 4.1.6.2).
Фиг. 4.1.6.2: Картосхема на ветровия потенциал в България
На територията на България са обособени четири зони с различен ветрови потенциал, но само две от зоните представляват интерес за индустриално преобразуване на вятърната енергия в електроенергия: 5-7 m/s и >7 m/s.
Тези зони са с обща площ около 1 430 km2, където средногодишната скорост на вятъра е около и над 6 m/s. Тази стойност е границата за икономическа целесъобразност на проектите за вятърна енергия. Следователно енергийният потенциал на вятъра в България не е голям. Бъдещото развитие в подходящи планински зони и такива при по-ниски скорости на вятъра зависи от прилагането на нови технически решения.
Въз основа на средногодишните стойности на енергийния потенциал на вятърната енергия, отчетени при височина 10 m над земната повърхност, на територията на страната теоретично са обособени три зони с различен ветрови потенциал:
Зона А: зона на малък ветроенергиен потенциал – включва равнинните части от релефа на страната (Дунавската равнина и Тракия), долините на р. Струма и р. Места и високите полета на Западна България. Характеристики на тази зона са:
-
Средногодишна скорост на вятъра: 2-3 m/s;
-
Енергиен потенциал: 100 W/m2 ; (т.е. по-малко от 1 500 kWh/m2 годишно);
-
Средногодишната продължителност на интервала от скорости ∑ τ 5-25 m/s в тази зона е 900 h, което представлява около 10% от броя на часовете през годината (8 760 h).
Зона B: зона на среден ветроенергиен потенциал – включва черноморското крайбрежие и Добруджанското плато, част от поречието на р. Дунав и местата в планините до 1000 m надморска височина. Характеристиките на тази зона са:
-
Средногодишна скорост на вятъра: 3 – 6 m/s;
-
Енергиен потенциал: 100 - 200 W/m2 ; (около 1 500 kWh/m2 годишно);
-
Средногодишната продължителност на интервала от скорости ∑ τ 5-25 m/s в тази зона е 4 000 h, което е около 45% от броя на часовете в годината (8 760 h).
Зона С: зона на висок ветроенергиен потенциал – включва вдадените в морето части от сушата (н. Калиакра и н. Емине), откритите планински била и върхове с надморска височина над 1 000 m. Характеристики на тази зона са:
-
Средногодишна скорост на вятъра: над 6-7 m/s;
-
Енергиен потенциал: 200 W/m2 ; (над 1 500 kWh/m2 годишно);
-
Средногодишната продължителност на интервала от скорости ∑ τ 5-25 m/s в тази зона е 6 600 h, което е около 75% от броя на часовете в годината (8 760 h).
Трябва да отбележим, че средногодишната скорост на вятъра не е представителна величина за оценката на вятъра като източник на енергия. За да се направят изводи за енергийните качествата на вятъра, е необходимо да се направи анализ на плътността на въздуха и на турбулентността в около 800 точки от страната. В резултат на данните от направените измервания на височина 10 m над земната повърхност, е извършено райониране на страната по представената картосхема (Фиг. 4.1.6.3).
Фиг. 4.1.6.3: Картосхема на плътността на енергията на вятъра на височина 10 m над земната повърхност.
Метеорологичните данни се отнасят за движението на въздушните маси на височина 10 метра над земната повърхност. В последните години производството на ветрогенератори в света е с височини на мачтата над 40 m, което налага определянето на потенциала на вятъра на по-големи височини от повърхността на терена. Мегаватовите вятърни турбини се инсталират на височина над 80 m над терена. За определяне на скоростта на вятъра на по-голяма височина от 10 m е разработена методика от Националния институт по метеорология и хидрология при БАН, използваща математическо моделиране за вероятната скорост на вятъра.
За да се добие информация за избор на площадки за изграждане на ветроенергийни централи е необходимо да се проведат детайлни анализи със специализирана апаратура и срок 1-3 години.
Редица фирми в България вече разполагат с апаратура и методика за извършване на оценка за това дали дадена площадка е подходяща за изграждане на вятърна електроцентрала. На тази база може да се определи оптималният брой агрегати и големината им на конкретна площадка. При такава оценка се извършва замерване на скоростта и посоката на вятъра, а също и температурата на въздуха чрез измервателни кули с височина 30, 40 и 50 m. В резултат на проведените измервания се анализират:
-
роза на ветровете;
-
турбулентност;
-
честотно разпределение на ветровете;
-
средни стойности по часове и дни;
Използва се математически модел за пресмятане на скоростта на вятъра във височина, изчислява се количеството произведена енергия за определена мощност на генератора и се извършва оптимален избор на ветрогенератор.
След извършен анализ на техническия потенциал на вятърната енергия е установено, че единствено зоните със средногодишна скорост на вятъра над 4 m/s имат значение за промишленото производство на електрическа енергия. Това са само 3,3% от общата площ на страната (нос Калиакра, нос Емине и билото на Стара Планина). Трябва да се отбележи обаче, че развитието на технологиите през последните години дава възможност да се използват мощности при скорости на вятъра 3.0 – 3.5 m/s
Никоя институция към момента в България не разполага с актуални данни за плътността и турбулентността на въздушните потоци на височини над 10 m над земната повърхност. Ето защо към момента с данните, с които разполагаме (от Института по хидрология към БАН), е трудно да се направи избор на конкретни площадки за вятърни електроцентрали на територията на страната. Необходимо бъдещите инвеститори в централи с вятърна енергия предварително да вложат средства за проучване на потенциалните площадки с професионална апаратура.
Разпределението на максималния ветрови потенциал пряко зависи от характеристиките на вятъра в съответната точка на измерване. Анализите показват, че на височини над 50 m над земната повърхност, ветровият потенциал е 2 пъти по-голям.
При височина 10 m над земната повърхност, физическия потенциал на вятърната енергия за страната ни възлиза на 75.10 3 ktoe.
В Таблица 4.1.6.1. е представен достъпният потенциал на вятърната енергия.
Таблица 4.1.6.1: Достъпен потенциал на вятърната енергия
КЛАС
|
Степен на използваемост на терена, %
|
Достъпни ресурси, GWh
|
0
|
49.3
|
1 615
|
1
|
62.9
|
18 522
|
2
|
76.5
|
12 229
|
3
|
57.3
|
12 504
|
4
|
31.0
|
2 542
|
КЛАС
|
Степен на използваемост на терена, %
|
Достъпни ресурси, GWh
|
5
|
32.5
|
1 200
|
6
|
28.4
|
1 715
|
7
|
86.4
|
3 872
|
8
|
25.0
|
8 057
|
Общо
|
|
62 256
(5 354 ktoe)
|
Забележка:
1. Достъпният енергиен потенциал на вятърната енергия се определя след отчитането на следните основни фактори: силно затрудненото построяване и експлоатация на ветрови съоръжения в урбанизираните територии, резервати, военни бази и др. специфични територии; неравномерното разпределение на енергийния ресурс на вятъра през отделните сезони на годината; физикогеографските особености на територията на страната; техническите изисквания за инсталиране на ветрогенераторни мощности.
2. Степента на използваемост на терена се определя като среден % от използваемостта на терена.
Клас 0-1 - характерен за района на Предбалкана, западна Тракия и долините на р. Струма и р. Места.
Клас 2 - характерен за района на Дунавското крайбрежие и Айтоското поле.
Клас 3 - характерен за Добруджанското плато и средно високите части на планините.
Клас 5-6 - Черноморското крайбрежие и високите части на планините
Клас 7 - района на нос Калиакра и нос Емине и билата на планинските възвишения над 2000 m надморска височина
Клас 8 - високопланинските върхове.
Прогнози за развитието на вятърната енергетика в Република България
Възможността за усвояване на достъпния потенциал на вятърната енергия зависи от икономическите оценки на инвестициите и експлоатационните разходи по поддръжка на технологиите за трансформирането й. Бъдещото развитие на вятърната енергетика в подходящи планински зони и такива при по-ниски скорости на вятъра ще зависи и от прилагането на нови технически решения. Бурното развитие на вятърните технологии през последните години, дава възможности да се използват генериращи мощности при скорости на вятъра 3–3,5 m/s. Малките вятърни генератори са добра инвестиция за собственици на къщи, ферми, оранжерии, както и за малкия и среден бизнес. В доклада “2004, Survey of Energy Resources” на Световния енергиен съвет (The World Energy Council) се посочва, че у нас могат да бъдат инсталирани следните примерни мощности:
Зона на малък ветрови потенциал: могат да бъдат инсталирани вятърни генератори с мощности от няколко до няколко десетки kW. Възможно е евентуално включване на самостоятелни много-лопаткови генератори за трансформиране на вятърна енергия и на PV-хибридни (фотоволтаични) системи за водни помпи, мелници и т. н. Разположението на тези съоръжения е най-подходящо в зона с малък ветрови потенциал на онези места, където плътността на енергийния поток е над 100 W/m2 .
Зона на среден ветрови потенциал: могат да бъдат инсталирани 3-лопаткови турбини с инсталирана мощност от няколко десетки до няколко стотици kW. В тази зона плътността на енергийния поток е между 100 и 200 W/m2
Зона на голям ветрови потенциал: могат да бъдат инсталирани 2- или 3-лопаткови турбини, с мощност от няколко стотици kW до няколко MW. Тези съоръжения обикновено са решетъчно свързани вятърни централи. Височината на стълба (кулата) е между 50 и 100 m, но може да бъде и по-висока, в зависимост от дължината на лопатките.
Прогнозният сценарий следва развитието на вятърната енергетика на европейския континент и взема под внимание 5% средногодишен темп на развитие на БВП, а също и средногодишен темп на нарастване на електропотреблението 2,5% (2005-2010 г.) и 2% (2010–2015 г.). В тази ситуация прогнозата допуска, на база ниското стартово ниво, значителното развитие на технологиите и преференциалния режим на изкупуване на електрическа енергия, в периода 2004-2015 година произведената електроенергията от вятърни генератори да нараства с около 70% годишно.
Фиг. 4.1.6.4: Историческо развитие и прогноза развитието на вятърната енергетика в България през периода до 2015 година, GWh
Таблица 4.1.6.4: Историческо развитие и прогноза развитието на вятърната енергетика в България през периода до 2015 година, GWh
година
|
-
|
2001
|
2002
|
2003
|
2004
|
2005
|
2010
|
2015
|
Произведена електрическа енергия
|
GWh
|
0,03
|
0,047
|
0,063
|
0.707
|
1,21
|
17,7
|
258
|
Слънчева енергия
Теоретичният потенциал на слънчевата енергия се дефинира като средното количество слънчева топлинна енергия, падаща за една година върху един квадратен метър хоризонтална земна повърхност и се изразява в kWh/m2. При географски ширини 40°- 60° върху земната повърхност за един час пада максимално 0,8-0,9 kW/m2 и до 1 kW/m2 за райони, близки до екватора. Ако се използва само 0,1% от повърхността на Земята при КПД 5% може да се получи 40 пъти повече енергия, от произвежданата в момента.
Достъпният потенциал на слънчевата енергия се определя след отчитането на редица основни фактори: неравномерно разпределение на енергийните ресурси на слънчевата енергия през отделните сезони на годината; физикогеографски особености на територията; ограничения при строителството и експлоатацията на слънчевите системи в специфични територии, като природни резервати, военни обекти и др.
Най-достъпни и икономически ефективни са технологиите за преобразуване на слънчевата енергия в топлина, включващи т.н. слънчеви колектори. Предимствата на слънчевите термични инсталации се заключават в следното: произвежда се екологична топлинна енергия; икономисват конвенционални горива и енергии; могат да се използват в райони, в които доставките на енергии и горива са затруднени.
Количеството уловена и оползотворена слънчева енергия се влияе съществено от качествата на различните типове слънчеви колектори, както и от вида на цялостната слънчева инсталация за получаване на топла вода. Конструктивно един слънчев колектор е изграден от:
-
Абсорбер. Преобразува слънчевата енергия в топлинна. Идеални повърхнини на слънчеви колектори са тези, които имат максимален коефициент на поглъщане и минимална степен на чернота във вълновия спектър на работната температура на колектора. Повърхнини, чиито свойства се доближават максимално по гореспоменатите, се наричат селективни. От технологични и икономически съображения най-масово приложение са намерили обикновените матирани черни повърхности. Те притежават голям коефициент на поглъщане (степен на чернота), както в късовълновия, така и в обхвата на дългите вълни ( 0.95-0.98 );
-
Прозрачно покритие. Пропуска слънчевите излъчвания към абсорбера и намалява топлинните загуби през него.
-
Топлинна изолация. Ограничава загубите от долните и странични повърхности на абсорбера в околната среда.
Минималната конфигурация на слънчева инсталация за получаване на топла вода изисква наличието на акумулиращ обем. Съществуват режими на консумация на топла вода, когато функциите на абсорбиране и акумулиране на слънчева енергия могат да се обединят в едно съоръжение, наречено колектор-акумулатор. Това схемно решение на инсталацията има значително по-ниска цена от еквивалентната по производителност слънчева инсталация с плоски водни колектори. Особено ефективно е използването й в обекти и райони с изразена консумация на топла вода в интервалите 12-13 часа и 17-18 часа, каквито са местата за лятна почивка.
Слънчевият колектор може да се оформя като самостоятелен панел или във вид на интегрирани повърхности, оформени като строителен елемент, например покрив или стена. Подобно съчетаване на функциите увеличава значително икономическата целесъобразност от употребата на слънчеви колектори.
Количеството на улавяната слънчева енергия се определя от редица фактори:
-
климатични фактори – основните закономерности, определящи сумарната слънчева радиация, са в зависимост от височината на Слънцето (географското разположение), наличието на облаци, продължителността на слънчевото греене, прозрачността на атмосферата и др.;
-
ориентация на слънчевите колектори по азимут – от Фигура 4.1.7.1 се вижда влиянието на ориентацията спрямо посоките на света. Ясно се вижда, че при югозападно ориентирана повърхност ще се постигне максимален резултат;
Фигура 4.1.7.1: Влияние на ориентацията върху количеството на преобразуваната слънчева енергия
-
ъгъл на наклона спрямо хоризонта – на Фигура 4.1.7.2 се представя влиянието на различния ъгъл на наклона на слънчевия колектор спрямо хоризонта. Максималният ефект за нашата страна се постига при ъгъл около 40°.
Фигура 4.1.7.2: Влияние на ъгъла на наклона върху количеството на приетата слънчева енергия
За района на София годишната сума на слънчевата радиация върху южно ориентирана повърхност с наклон 40° е около 1 442 kWh/m2 (Данните са на база извършено експериментално обследване на слънчевия потенциал по инициатива на EUROPEAN COMMISSION DG-Tren EC INCO – COPERNICUS Program „Demo Solar East-Wes” Project № 4051/98).
За района на България слънчевите термични инсталации могат да произвеждат топла вода с Т>60°С в продължение на около четири месеца – от юни до септември, с Т>50°С – от края на април до октомври и с Т>40°С за период повече от девет месеца (Фигура 4.1.7.3).
Фигура 4.1.7.3: Температура на произведената топла вода по месеци от селективна и не-селективна инсталация
Оценка на потенциала на слънчевата радиация в ЕС.
Световният енергиен съвет (WEC) посочва като достъпен потенциал на слънчевата енергия в световен мащаб 1 575 ЕJ/год.
В Европейския регион използването на слънчеви панели за битова гореща вода (БГВ) има темп на нарастване с над 20% годишно за последните години. Това се дължи главно на прилагане на финансови и кредитни механизми при реализиране на проекти. Например в някои европейски градове, кметствата задължават всички новостроящи се сгради да имат проект, включващ система за БГВ със слънчеви панели.
При развитие на слънчеви термични технологии за производство на електроенергия с параболични отражатели производство на “Pilkington Solar International” /Израел/, инвестициите са от порядъка на 3 000 $/kW инсталирана мощност. Тези инвестиции се отнасят за многосерийно производство на съоръженията.
Оценка на потенциала на слънчевата радиация в България.
Средногодишното количество на слънчево греене за България е около 2 150 часа, а средногодишния ресурс слънчева радиация е 1 517 kWh m2. Като цяло се получава общо количество теоретически потенциал слънчева енергия падаща върху територията на страната за една година от порядъка на 13.103 ktoe. Като достъпен годишен потенциал за усвояване на слънчевата енергия може да се посочи приблизително 390 ktoe (Като официален източник за оценка на потенциала на слънчевата енергия се използва проект на програма PHARE , BG9307-03-01-L001, „Техническа и икономическа оценка на ВЕИ в България”. В основата на проекта са залегнали данни от Института по метеорология и хидрология към БАН, получени от всичките 119 метеорологични станции в България, за период от над 30 години). След анализ на базите данни е направено райониране на страната по слънчев потенциал и България е разделена на три региона в зависимост от интензивността на слънчевото греене (Фигура 4.1.7.4).
Фигура 4.1.7.4: Карта за теоретичния потенциал на слънчевата радиация в България
-
Централен Източен регион – 40% от територията на страната, предимно планински райони. Средногодишната продължителност на слънчевото греене е от 400 h до 1 640 h - 1 450 kWh/m2 годишно.
-
Североизточен регион – 50% от територията на страната, предимно селски райони, индустриалната зона, както и част от централната северна брегова ивица. Средногодишната продължителност на слънчевото греене е от 450 h до 1 750 h - 1 550 kWh/m2 годишно.
-
Югоизточен и Югозападен регион – 10% от територията на страната, предимно планински райони и южната брегова ивица. Средногодишната продължителност на слънчевото греене е от 500 h до 1 750 h - 1 650 kWh/m2 годишно.
Състояние и прогноза за използване слънчевата енергия в България
Интерес от гледна точка на икономическата ефективност при използване на слънчевите термични инсталации предизвиква периода късна пролет - лято - ранна есен, когато основните фактори, определящи сумарната слънчева радиация в България са най-благоприятни. Основният поток на сумарната слънчева радиация е в часовете около пладне, като повече от 70% от притока на слънчева енергия е в интервала от 9 до 15 часа, който се приема като най-активен по отношение на слънчевото греене. За този период може да се приеме осреднена стойност на слънчевото греене около 1 080 h, среден ресурс на слънчевата радиация – 1 230 kWh/m2 и КПД на не-селективни слънчеви панели ~66%.
На база проведени експерименти у нас може да се твърди, че при селективен тип колектор специфичното преобразуване на слънчевата енергия за една година е 583 kWh/m2, а за не-селективен тип - 364 kWh/m2. (Следователно ефективността на преобразуване на слънчева енергия от селективната инсталация е 38% по-голямо от това на не-селективната.) Въпреки това у нас до сега са намерили приложение предимно не-селективните слънчеви термични системи за топла вода за битови нужди на жилищни, обществени и стопански обекти и системи за сушене на дървен материал и селскостопански продукти.
Към момента в страната има инсталирани слънчеви термични инсталации с обща площ 56.103 m2, със сумарна инсталирана мощност около 42 MW(t).
На Фигура 4.1.7.5 е представена прогноза за нарастването на общата площ на инсталираните слънчеви термични колектори до 2015 година у нас.
Фигура 4.1.7.5: Прогноза за общата инсталирана мощност на слънчеви колектори.
Прогнози за енергийното усвояване на слънчевата енергия до 2015година.
На фона на сегашното състояние на използване на слънчевите термични инсталации за производство на топла вода и на база развитието на пазара на технологии, могат да се направят две прогнози за бъдещото използване на слънчевата енергия в периода до 2015 година.
Песимистичната прогноза е свързана с все още високите инвестиции на съоръженията, изграждащи слънчевите термични инсталации. Това предопределя търсенето на не-селективния тип слънчеви колектори, като по-евтини, макар и по-несъвършени. Не е за пренебрегване и факта, че няма достатъчна специализирана информация, която да предизвика интереса на масовия потребител и да го насочи към конкретни технологии и решения. Пазарът на технологии едва сега прохожда и конкуренцията между специализираните фирми не е стимулираща. Също така още няма определен интерес и от страна на държавата за масово въвеждане на слънчевите термични колектори в сгради държавна и общинска собственост.
Оптимистичната прогноза за същия период следва прогнозния сценарий за Европа, но с няколко пъти по-малък темп на нарастване. Приема се едно бъдещо засилено развитие на пазара на технологиите, което ще се отрази върху намаляване на цената на инвестициите и съкращаване на срока за възвръщането им. Към това може да се добави евентуален интерес на правителството, съгласно Енергийната стратегия на България, и да се реализират краткосрочни програми за масово навлизане на слънчевите системи за БГВ в сградите държавна и общинска собственост, заедно с мерките по обновяването им.
Фигура 4.1.7.6: Прогнози за използването на слънчевата енергия в България
По осреднена оценка се очаква количеството на топлинна енергия от слънчеви термични колектори през 2010 година да е около 137 GWh (11.8 ktoe), а през 2015 година – 239 GWh (20.6 ktoe).
Слънчевите технологии изискват сравнително високи инвестиции, което се дължи на ниските коефициенти на натоварване, както и на необходимостта от големи колекторни площи.
Усвояването на икономически изгодния потенциал на слънчевата енергия реално може да се насочи първоначално към сгради държавна и общинска собственост, които използват електроенергия и течни горива за производство на гореща вода за битови нужди. Очаква се и значително повишаване на интереса от страна на жителите на панелни сгради, които освен мерките по подобряване на термичната изолация на сградата да инсталират и слънчеви колектори за топла вода. Не е за пренебрегване и възможността за приложение на слънчевите термични колектори в строителството на хотели, ресторанти и др.
Слънчеви фотоволтаични инсталации.
Генерирането на електроенергия от слънчеви фотоволтаици е една съвременна и свръхмодерна енергийна технология. Слънчевата фотоволтаика, въпреки бързо падащите цени, остава много зависима от преференциални условия.
През 2004 година в света са инсталирани около 927 MW слънчеви фотоволтаични нови мощности, което е ръст от 62% в сравнение с предходната година. След 2010 година се очаква инсталираните ежегодно мощности в света да достигнат 3 200 MW.
Германия е водеща с инсталирана мощност от 366 MW. На фигурата по-долу са показани дяловете на водещите страни в света в ново - инсталираната мощност през 2004 година.
Фигура 4.1.7.2: Инсталирана мощност в различни региони в света през 2004 г., дялове.
Германия е страната с най-бърз ръст на фотоволтаични слънчеви системи в света през 2003 година. Ежегодно инсталираната мощност на фотоволтаични системи там за периода 1990 – 2003 г. е показана в таблица по-долу. За 10-годишен период (1990-2000г.) инсталираните мощности са се увеличили около 200 пъти, т.е. със средно нарастване 20 пъти годишно.
Таблица 4.1.7.1. Инсталирана мощност за производство електрическа енергия от фотоволтаични елементи в Германия
година
|
1990
|
1991
|
1992
|
1993
|
1994
|
1995
|
1996
|
1997
|
1998
|
1999
|
2000
|
2001
|
2002
|
2003
|
MW
|
0.6
|
1.0
|
3.1
|
3.5
|
4.0
|
5.9
|
10.6
|
14.5
|
12.6
|
16.5
|
44.0
|
80.0
|
83.0
|
145
|
Общо
|
0.6
|
1.6
|
4.7
|
8.2
|
12.2
|
18.1
|
28.7
|
43.2
|
55.8
|
72.3
|
116
|
196
|
279
|
424
|
Нарастване спрямо 1990г.
|
-
|
2.7
|
7.8
|
13.7
|
20.3
|
30.2
|
47.8
|
72
|
93.7
|
120
|
194
|
327
|
466
|
707
|
Поради високата цена на произведената електроенергия от плоскопанелни фотоволтаични елементи, галиево-арсенидни фотоволтаични панели, хелиостатни ТЕЦ с френелова оптика и др., потенциалът на този вид системи към момента за България се смята за ограничен.
Прогнозата за производството на електрическа енергия от фотоволтаични системи у нас в периода 2005-2015 г. може да бъде направена, чрез някой от изброените по-долу подходи:
-
задаване на индикативна цел, специално за този вид ВЕИ, като процент от общото производство на електроенергия или като абсолютна стойност и се оценява най-ефективното й постигане с минимални разходи;
-
задаване на разполагаеми финансови средства до 2015 г. и последваща оценка на максималното производство, което може да бъде постигнато с тези средства;
-
прилагане на организационни, законодателни, финансови и технически мерки, позволяващи на България до 2015 година да достигне днешното осреднено ниво на енергия от съответния ВЕИ в ЕС.
В настоящата програма е използуван третия подход.
До 2015 година България в най-оптимистичния вариант може да достигне днешното ниво на водещата в това отношение страна-членка на ЕС, Германия (близо 0,1% от общото производство на електроенергия през 2003 г.). Това означава да достигнем прогнозно ниво за производството на електроенергия от фотоволтаични слънчеви системи през 2015 година 43 GWh (3,7 ktoe).
Достарыңызбен бөлісу: |