taip pat prijungimu prie energijos gamy - LRVenmin.lrv.lt/uploads/enmin/documents/files/Veikla/Veiklos sritys/energijos...energijos skirstytojai ir (arba) mažmeninės prekybos energija

2015 m. liepos 21 d.

Elektros energetikos infrastruktūros energijos vartojimo efektyvumo potencialo, ypač susijusio su perdavimu, skirstymu, savomis reikmėmis, gamybos efektyvumu, apkrovos valdymu ir visų šių elementų tarpusavio sąveika, taip pat prijungimu prie energijos gamybos įrenginių, be kita ko, prieigos galimybėmis labai mažos galios energijos generatorių atveju, įvertinimas

Galutinė ataskaita

Lietuvos Respublikos energetikos ministerija

2

Santrumpos

ACSR Aliuminio ir plieno vielučių laidai

AIEĮ Atsinaujinančių išteklių energetikos įstatymas

CŠT Centralizuotas šilumos tiekimas

EED Europos Parlamento ir Tarybos direktyva 2012/27/ES

ES Europos Sąjunga

FACTS Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema

HTLS Atsparūs aukštai temperatūrai, mažo įlinkio oro linijų laidai

KCB Lietuvos elektrinės kombinuoto ciklo blokas

KHAE Kruonio hidroakumuliacinė elektrinė

Memorandumas Lietuvos Respublikos energetikos ministerijos ir PTO susitarimas dėl energijos vartojimo efektyvumo didinimo

mtne Milijonas tonų naftos ekvivalentu

NAEIPP Nacionalinė atsinaujinančių išteklių energetikos plėtros programa

NENS Nacionalinė energetinės nepriklausomybės strategija

NŠŪPP Nacionalinė šilumos ūkio plėtros programa

PTO Elektros energijos perdavimo tinklo operatorius AB „Litgrid“

SCADA Dispečerinė kontrolė ir duomenų surinkimas

STO Elektros energijos skirstomojo tinklo operatorius AB „Lesto“

ŠESD Šiltnamio efektą sukeliančios dujos

TP Transformatorių pastotė

VKEKK Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija

VIAP Viešuosius interesus atitinkančios paslaugos

3

Turinys

SANTRUMPOS ................................................................................................................................................................ 2

TURINYS ......................................................................................................................................................................... 3

LENTELIŲ SĄRAŠAS ....................................................................................................................................................... 5

PAVEIKSLĖLIŲ SĄRAŠAS ................................................................................................................................................ 6

1. KONTEKSTAS ......................................................................................................................................................... 7

1.1. Europos Sąjunga ............................................................................................................................................................ 7

1.2. Lietuva ............................................................................................................................................................................... 8

1.3. Tyrimo tikslas ................................................................................................................................................................. 8

2. ELEKTROS ENERGIJOS GAMYBOS EFEKTYVUMO DIDINIMO GALIMYBIŲ ANALIZĖ .............................................. 9

2.1. Lietuvos elektros energetikos sistemos gamybos grandies apžvalga ..................................................... 9

2.2. Metodika ......................................................................................................................................................................... 10

2.3. Iškastinio kuro elektrinės ........................................................................................................................................ 13

2.4. Hidroakumuliacinės elektrinės ............................................................................................................................. 14

2.5. Hidroelektrinės ............................................................................................................................................................ 14

2.5.1. Hidroenergijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina ........... 14

2.6. Vėjo elektrinės .............................................................................................................................................................. 15

2.6.1. Vėjo energijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina ............. 15

2.7. Saulės šviesos energijos elektrinės ...................................................................................................................... 16

2.7.1. Saulės šviesos energijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina ...................................................................................................................................................................................... 16

2.8. Biomasės elektrinės ................................................................................................................................................... 17

2.8.1. Biomasės panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina ....................... 18

2.9. Atliekų elektrinės ........................................................................................................................................................ 19

2.10. Biodujų elektrinės ....................................................................................................................................................... 20

2.10.1. Biodujų panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina .......................... 21

2.11. Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ................................................ 22

3. ELEKTROS ENERGIJOS PERDAVIMO EFEKTYVUMO DIDINIMO GALIMYBIŲ ANALIZĖ ....................................... 23

3.1. Metodika ......................................................................................................................................................................... 23

3.2. Linijos ............................................................................................................................................................................... 27

3.2.1. Aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai............................................................ 27

3.3. Transformatorių pastotės ........................................................................................................................................ 29

3.3.1. Transformatorių pastočių rekonstrukcija .................................................................................................. 29

3.3.2. Pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP ...................................................................................................................................................................................... 30

3.4. Tinklo valdymo priemonės ...................................................................................................................................... 32

4

3.4.1. SMART elektros energijos srauto kontrolė (angl. SMART power flow controller) ................... 32

3.4.2. Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema (angl. Flexible AC transmission system).......... 32

3.5. Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ............................................ 33

4. ELEKTROS ENERGIJOS SKIRSTYMO EFEKTYVUMO DIDINIMO GALIMYBIŲ ANALIZĖ ....................................... 34

4.1. Metodika ......................................................................................................................................................................... 34

4.2. Transformatoriai ......................................................................................................................................................... 38

4.2.1. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 110 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius .................................................................................................................................................................. 41

4.2.2. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius .................................................................................................................................................................. 42

4.2.3. Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais ................................................................................................................................................................. 43

4.2.4. Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais ................................................................................................................................................................. 44

4.3. Transformatorinės ...................................................................................................................................................... 45

4.3.1. Transformatorinių statymas arčiausiai elektros energijos vartotojų centrų .............................. 45

4.4. Tinklo valdymas ........................................................................................................................................................... 46

4.4.1. Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas (angl. Var/Volt control optimisation) 47

4.4.2. Nuotolinis mažai apkrautų transformatorių išjungimas TP su dviem ar daugiau transformatorių .................................................................................................................................................................... 48

4.5. Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas.............................................. 49

5. APKROVOS VALDYMAS ....................................................................................................................................... 51

5.1. Dinaminė kainodara ................................................................................................................................................... 51

5.2. Pertraukiamieji tarifai ............................................................................................................................................... 52

5.3. Tiesioginis apkrovos valdymas ............................................................................................................................. 52

5.4. Rekomendacijos apkrovos valdymo priemonių įtvirtinimui .................................................................... 53

6. SCENARIJŲ VERTINIMAS ..................................................................................................................................... 54

PRIEDAI....................................................................................................................................................................... 56

Priemonių sąrašas ................................................................................................................................................................... 56

Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ......................................................... 56

Bendras elektros energijos perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ......... 57

Priemonių įgyvendinimo grafikas .................................................................................................................................... 58

5

Lentelių sąrašas

Lentelė 1: Elektros energijos gamybos įrenginių efektyvumo palyginimas ................................................... 10

Lentelė 2: Hidroelektrinių plėtros tikslai ...................................................................................................................... 14

Lentelė 3: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo hidroenergija kaina ......................................................................... 14

Lentelė 4: Vėjo elektrinių plėtros tikslai ........................................................................................................................ 15

Lentelė 5: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo vėjo energija kaina ........................................................................... 15

Lentelė 6: Saulės šviesos energijos elektrinių plėtros tikslai ................................................................................ 16

Lentelė 7: Biomasės elektrinių plėtros tikslai ............................................................................................................. 18

Lentelė 8: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo biomase kaina .................................................................................... 18

Lentelė 9: Atliekų elektrinių plėtros tikslai .................................................................................................................. 19

Lentelė 10: Biodujų elektrinių plėtros tikslai .............................................................................................................. 20

Lentelė 11: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo biodujomis kaina ........................................................................... 21

Lentelė 12: Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas .................................... 22

Lentelė 13: Perdavimo tinklo linijų ilgis ........................................................................................................................ 27

Lentelė 14: Perdavimo tinklo TP sąnaudos technologinėms reikmėms, GWh............................................... 29

Lentelė 15: Jonavos 330 kV TP rekonstrukcijos kainos ir efekto santykis ...................................................... 29

Lentelė 16: Perdavimo tinklo TP elementai ................................................................................................................. 30

Lentelė 17: Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ................................ 33

Lentelė 18: Skirstomojo tinklo transformatoriai ....................................................................................................... 38

Lentelė 19: Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių pakeitimo ir perteklinės galios atsisakymo efektas elektros energijos nuostoliams .......................................................................................................................... 41

Lentelė 20: Priemonės kainos ir efekto santykio vertinimas ................................................................................ 41

Lentelė 21: Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių pakeitimo ir perteklinės galios atsisakymo efektas elektros energijos nuostoliams .......................................................................................................................................... 42


Lentelė 23: Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių pakeitimo efektas elektros energijos nuostoliams . ............................................................................................................................................................................................. 43


Lentelė 25: Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių pakeitimo efektas elektros energijos nuostoliams ... ............................................................................................................................................................................................. 44


Lentelė 27: Skirstomojo tinklo vidutinės įtampos elementų automatizavimas, 2014 m. ......................... 46

Lentelė 28: Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas .................................. 50

Lentelė 29: Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas .................................... 56

Lentelė 30: Elektros energijos perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas ...... 57

6

Paveikslėlių sąrašas

Pav. 1: ES energijos vartojimo efektyvumo tikslas 2020 m., pirminės energijos sąnaudos, mtne .......... 7

Pav. 2: Lietuvos elektros energetikos sistemos elektrinių įrengtoji galia pagal kuro tipą, MW, 2013 m. ............................................................................................................................................................................................... 9

Pav. 3: Elektros energijos gamyba Lietuvoje pagal kuro tipą, GWh, 2013 m.................................................... 9

Pav. 4: Elektros energijos gamybos efektyvumo analizės metodikos santrauka .......................................... 10

Pav. 5: Kuro panaudojimo efektyvumas Lietuvos elektrinės kombinuoto ciklo bloke, kWh ................... 11

Pav. 6: Paramos poreikis elektros energijos gamybai Lietuvos elektrinės kombinuoto ciklo bloke .... 11

Pav. 7: Gamtinių dujų kainos Europoje prognozė (šaltiniai: Tarptautinio valiutos fondo, Pasaulio Banko ir Jungtinės Karalystės energetikos ir klimato kaitos departamento prognozės).......................... 12

Pav. 8: Priemonių kainos įvertinimo schema, ct/kWh/m. ..................................................................................... 12

Pav. 9: Elektros energijos perdavimo efektyvumo analizės metodikos santrauka ...................................... 23

Pav. 10: Elektros energijos perdavimo tinklo nuostoliai 2010-2013 m., GWh .............................................. 24

Pav. 11: Potencialių elektros energijos perdavimo nuostolių priežasčių aktualumo Lietuvoje vertinimas ................................................................................................................................................................................... 24

Pav. 12: Elektros energijos vartojimo prognozė, TWh ............................................................................................. 25

Pav. 13: Elektros energijos nuostolių perdavimo tinkle prognozė, bazinis scenarijus, GWh .................. 25

Pav. 14: Elektros energijos nuostolių perdavimo tinkle prognozė 2020 m., bazinis scenarijus, % ...... 26

Pav. 15: Bendrasis elektros energijos sunaudojimas Lietuvoje 1990 - 2014 m., TWh ............................... 28

Pav. 16: Elektros energijos skirstymo efektyvumo analizės metodikos santrauka ..................................... 34

Pav. 17: Elektros energijos skirstomojo tinklo nuostoliai, GWh .......................................................................... 35

Pav. 18: Potencialių elektros energijos skirstymo nuostolių priežasčių aktualumo Lietuvoje vertinimas ................................................................................................................................................................................... 35

Pav. 19: Elektros energijos vartojimo prognozė 2015 – 2020 m., TWh............................................................ 36

Pav. 20: Elektros energijos nuostolių skirstomajame tinkle prognozė, bazinis scenarijus, GWh .......... 36

Pav. 21: Elektros energijos nuostolių skirstomajame tinkle prognozė, bazinis scenarijus, % ................ 37

Pav. 22: 110 kV transformatorių tuščios eigos nuostoliai, kW ............................................................................. 38

Pav. 23: 35 kV transformatorių tuščios eigos nuostoliai, kW................................................................................ 38

Pav. 24: Maksimali 110 kV transformatorių apkrova,%, 2013 m. ...................................................................... 39

Pav. 25: Maksimali 35 kV transformatorių apkrova,%, 2013 m. ......................................................................... 39

Pav. 26: Galimas apkrovos valdymo priemonių efektas .......................................................................................... 51

Pav. 27: Scenarijų efekto prognozė, elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostolių sumažinimas, GWh/m. .......................................................................................................................................................... 55

7

1. Kontekstas

1.1. Europos Sąjunga

2010 m. pradėta įgyvendinti ES dešimties metų ekonomikos augimo ir darbo vietų kūrimo strategija „Europa 2020”. Ja siekiama įveikti ekonomikos nuosmukį ir šalinti ES augimo modelio trūkumus bei sudaryti sąlygas pažangiam ir tvariam ekonomikos augimui.

Strategijoje išskirtos penkios prioritetinės ES vystymosi sritys, viena iš jų yra klimato kaita ir energetikos tvarumas. Šioje srityje rezultatų siekiama remiantis ES klimato ir energetikos paketu, kuriame ES energetikos sektoriui iki 2020 m. numatomi trys tikslai:

1. Sumažinti šiltnamio efektą sukeliančių dujų kiekį 20 proc. (arba net 30 proc., jei tam bus tinkamos sąlygos) lyginant su 1990 m. rodikliais.

2. Pagaminti 20 proc. energijos iš atsinaujinančiųjų šaltinių.

3. Padidinti energijos vartojimo efektyvumą 20 proc.

Šio tyrimo kontekste svarbiausias yra trečiasis, energetinio efektyvumo, tikslas, glaudžiai susijęs su ilgalaike Europos Sąjungos vadinamąja dekarbonizacijos strategija. ES yra įsipareigojusi iki 2050 m. šiltnamio efektą sukeliančių dujų (toliau – ŠESD) kiekį sumažinti 80-95 proc. Energetinio efektyvumo priemonės potencialiai gali sudaryti didžiausią ŠESD mažinimo dalį.

Siekiant energijos vartojimo efektyvumo yra priimta Europos Parlamento ir Tarybos direktyva 2012/27/ES (toliau – EED) dėl energijos vartojimo efektyvumo, kuria iš dalies keičiamos direktyvos 2009/125/EB ir 2010/30/ES bei kuria panaikinamos direktyvos 2004/8/EB ir 2006/32/EB. Pagal šią direktyvą ES šalys narės įpareigojamos efektyviau naudoti energiją visoje energijos tiekimo grandinėje, nuo energijos gamybos iki galutinio suvartojimo.

EED iškeltas 20 proc. energijos vartojimo efektyvumo tikslas yra pasiekti ne didesnes nei 1 483 milijonų tonų naftos ekvivalentu (toliau – mtne) pirminės energijos sąnaudas visoje ES 2020 metais1. Šis rodiklis įvertintas remiantis 2020 m. energijos vartojimo prognoze, pagal kurią, nesiimant papildomų efektyvumo priemonių, pirminės energijos sąnaudos 2020 m. siektų apie 1 853 mtne.

Pav. 1: ES energijos vartojimo efektyvumo tikslas 2020 m., pirminės energijos sąnaudos, mtne

1 Šaltinis: Concerted Action on the Energy Efficiency Directive

8

Pagal EED nuostatas, kiekviena valstybė narė turi:

nusistatyti nacionalinį orientacinį energijos vartojimo efektyvumo tikslą, grindžiamą pirminės arba galutinės energijos suvartojimu, sutaupytu pirminės ar galutinės energijos kiekiu ar energijos intensyvumu;

sukurti energijos vartojimo efektyvumo įpareigojimų sistemą. Šia sistema užtikrinama, kad energijos skirstytojai ir (arba) mažmeninės prekybos energija įmonės, ne vėliau kaip 2020 m. gruodžio 31 d. pasiektų bendrą galutinio energijos suvartojimo taupymo tikslą.

1.2. Lietuva

Nacionalinis orientacinis Lietuvos 2020 m. energijos vartojimo efektyvumo tikslas yra sutaupyti 740 kilotonų naftos ekvivalentu (toliau – ktne) galutinės energijos. Pagal EED reikalavimus Lietuva Europos Komisijai teikia energijos vartojimo efektyvumo veiksmų planą, kuriame detalizuojamos priemonės, skirtos šiam tikslui pasiekti.

Bendras galutinis Lietuvos 2020 m. energijos suvartojimo taupymo tikslas yra sutaupyti 1 004 kilotonų naftos ekvivalentu (toliau – ktne) galutinės energijos.

Ir nacionalinis orientacinis Lietuvos 2020 m. energijos vartojimo efektyvumo tikslas, ir bendras galutinis Lietuvos 2020 m. energijos suvartojimo taupymo tikslas apima tik galutines elektros energijos sąnaudas, todėl šio dokumento kontekste šie tikslai nėra aktualus. Šiame dokumente vertinamos galimybės sumažinti elektros energijos gamybos, perdavimo ir skirstymo nuostolius, patenkančius tik į pirmines energijos sąnaudas.

1.3. Tyrimo tikslas

Tyrimo tikslas suformuotas pagal EED 15 straipsnio 2-tą dalį. Tyrime vertinamas elektros energijos gamybos, perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo potencialas bei apžvelgiamos galimybės pritaikyti apkrovos valdymo priemones. Taip pat vertinama galima energijos taupymo kaina kiekvienai iš analizuojamų elektros energetikos sektoriaus vertės grandinės dalių. Energijos taupymo priemonės išreitinguotos prioriteto tvarka.

9

2. Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo galimybių analizė

Šiame skyriuje aprašoma Lietuvos elektros gamybos sistema, pateikiama efektyvumo skaičiavimo metodika ir, atsižvelgus į Lietuvos ir užsienio šalių praktikas, pateikiamos galimos efektyvumo didinimo priemonės.

2.1. Lietuvos elektros energetikos sistemos gamybos grandies apžvalga

Lietuvos elektros energetikos sistemos elektrinių bendra įrengtoji galia 2013 m. siekė 4 370 MW. 66 proc. šios galios sudaro iškastinį kurą naudojančios elektrinės, apie 21 proc. – hidroakumuliacinė elektrinė, likusius 13 proc. – įvairius atsinaujinančius energijos išteklius naudojančios elektrinės.

Pav. 2: Lietuvos elektros energetikos sistemos elektrinių įrengtoji galia pagal kuro tipą, MW, 2013 m.2

Per 2013 m. Lietuvoje pagaminta 4 762 GWh elektros energijos. Iš jos 56 proc. pagaminta iškastinį kurą naudojančiose elektrinėse, apie 12 proc. hidroakumuliacinėje elektrinėje, 32 proc. – įvairius atsinaujinančius energijos išteklius naudojančiose elektrinėse.

Pav. 3: Elektros energijos gamyba Lietuvoje pagal kuro tipą, GWh, 2013 m.3

Pagrindiniai Lietuvos elektros energetikos sistemos elektrinių plėtros uždaviniai yra numatyti nacionalinėje energetinės nepriklausomybės strategijoje (toliau – NENS), atsinaujinančių išteklių energetikos įstatyme (toliau – AIEĮ) ir nacionalinėje šilumos ūkio plėtros programoje (toliau – NŠŪPP). AIEĮ numatyti uždaviniai yra skirti skatinti atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimą elektros gamybai. NŠŪPP uždaviniai yra skirti užtikrinti kogeneracinių elektrinių, tiekiančių šilumą centralizuoto šilumos tiekimo (toliau – CŠT) tinklams, plėtrą.

2 Šaltinis: Lietuvos statistikos departamentas 3 Šaltinis: Lietuvos statistikos departamentas

10

2.2. Metodika

Pagrindinė galimybė padidinti elektros energijos gamybos efektyvumą – atsisakyti neefektyvios gamybos, pakeičiant ją efektyvesne. Šio dokumento kontekste efektyvesne laikoma ta gamyba, kuri su mažesnėmis kuro sąnaudomis pagamina tą patį energijos kiekį. Siekiant įvertinti, kurie įrenginiai kurą naudoja neefektyviausiai, kas juos galėtų pakeisti bei kiek tai kainuotų, sudaryta galimybių didinti elektros energijos gamybos efektyvumą analizės metodika.

Pav. 4: Elektros energijos gamybos efektyvumo analizės metodikos santrauka

I. Lokalių gamybos šaltinių analizė

1. Neefektyviausių elektros energijos gamybos įrenginių identifikavimas

Tarp elektros energijos gamybos įrenginių neefektyviausiai kurą naudoja Lietuvos elektrinė, kurios efektyviausio įrenginio kombinuoto ciklo bloko (toliau – KCB) naudingo veikimo koeficientas siekia apie 53,18 proc.4 Nacionaliniame kuro ir energijos balanse gamybos nuostoliai, naudojant hidro, saulės ar vėjo energiją nevertinami, t.y. priimama prielaida, kad gamybos nuostoliai naudojant šias technologijas nepatiriami. Kadangi EED tikslai vertinami pagal nacionalinių kuro ir energijos balansų statistiką, šiame tyrime irgi priimama prielaida, kad hidro, saulės ir vėjo energiją naudojančios elektrinės yra 100 proc. efektyvios. Termofikacinės elektrinės, prijungtos prie CŠT sistemų, taip pat yra efektyvesnės už Lietuvos elektrinę, nes, priešingai nei Lietuvos elektrinė, jos efektyviai išnaudoja atliekinę šilumą. Kruonio hidroakumuliacinė elektrinė taip pat yra efektyvesnė, jos ciklo naudingumo koeficientas siekia apie 74 proc.

Lentelė 1: Elektros energijos gamybos įrenginių efektyvumo palyginimas

Elektrinių tipas Efektyvumas, proc.

Hidroelektrinės 100

Saulės šviesos energijos elektrinės 100

Vėjo elektrinės 100

Termofikacinės elektrinės iki 1005

Kruonio hidroakumuliacinė elektrinė apie 74

Lietuvos elektrinė apie 53

4 Šaltinis: Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija 5 Jei atliekinę šilumą tiekia CŠT

11

2. Energijos išteklių taupymo potencialo įvertinimas

KCB efektyvumas siekia apie 53,18 proc.: iš 1 kWh kuro KCB pagaminama 0,53 kWh elektros energijos, 0,47 kWh energijos tampa gamybiniais nuostoliais. Sumažinus kuro vartojimą Lietuvos elektrinėje 1 kWh, pagamintos elektros energijos kiekis atitinkamai sumažės 0,53 kWh.

Pav. 5: Kuro panaudojimo efektyvumas Lietuvos elektrinės kombinuoto ciklo bloke, kWh

Svarbu pabrėžti, kad energetinis efektyvumas nėra vienintelis kriterijus, pagal kurį reikėtų vertinti Lietuvos elektrinės darbą. Lietuvos elektrinė yra itin svarbi elektros energetikos sistemos dalis, elektros energijos gaminimas joje yra būtinas siekiant užtikrinti elektros energijos tiekimo saugumą ir patikimumą. Be to, Lietuvos elektrinė užtikrina elektros energetikos sistemos rezervus.

3.Paramos poreikio neefektyviausiai elektros energijos gamybai įvertinimas

Elektros energijos gamyba Lietuvos elektrinėje yra remiama padengiant pastovias veiklos sąnaudas ir kintamas elektros energijos gamybos sąnaudas. Šiame dokumente atsižvelgiama tik į kintamas sąnaudas. Į pastovias sąnaudas neatsižvelgiama, nes jos bus patiriamos nepriklausomai nuo elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių įgyvendinimo.

Sumažinus elektros energijos gamybą KCB 1 kWh, paramos poreikis sumažės 7,83 ct 6 , o kuro sąnaudos sumažės 1,88 kWh. Šiame skyriuje vertinamos galimybės 1 kWh sumažinti kuro, o ne elektros energijos vartojimą. Kadangi KCB efektyvumas siekia apie 53 proc., sumažinus kuro vartojimą 1 kWh, elektros energijos gamyba sumažės apie 0,53 kWh, o paramos poreikis sumažės 4,16 ct.

Pav. 6: Paramos poreikis elektros energijos gamybai Lietuvos elektrinės kombinuoto ciklo bloke

4,16 ct/kWh paramos poreikį sudaro 4,07 ct/kWh kuro sąnaudų ir 0,09 ct kitų kintamų sąnaudų. Kadangi gamtinių dujų kaina sudaro didžiąją dalį sąnaudų, apžvelgiamos gamtinių dujų kainos prognozės Europoje 2020 m. Pagal Tarptautinio valiutos fondo, Pasaulio banko ir Jungtinės Karalystės energetikos ir klimato kaitos departamento prognozes vertinama, kad gamtinių dujų kaina Europoje

6 Šaltinis: Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija

12

2020 m. gali siekti nuo 3,98 ct/kWh iki 4,07 ct/kWh. Tokiu atveju, įvertinus ir kitas kintamas Lietuvos elektrinės sąnaudas, gamtinių dujų atsisakymas 2020 m. sutaupys nuo 4,07 iki 4,16 ct/kWh.

Pav. 7: Gamtinių dujų kainos Europoje prognozė (šaltiniai: Tarptautinio valiutos fondo, Pasaulio Banko ir Jungtinės Karalystės energetikos ir klimato kaitos departamento prognozės)

II. Efektyvumo didinimo priemonių sąrašo sudarymas

1. Efektyvesnės gamybos galimybių analizė pagal atskiras technologijas

Galimybės keisti mažiau efektyvų kuro vartojimą vertinamos pagal strateginiuose energetikos sektoriaus teisės aktuose numatytą atskirų elektros energijos gamybos technologijų plėtrą. Ši plėtra yra suplanuota atsižvelgiant į elektros energetikos sektoriaus plėtros prioritetus (energetinio efektyvumo didinimą, energetinės nepriklausomybės lygio kėlimą, atsinaujinančių energijos išteklių vartojimo skatinimą, taršos mažinimą ir kt.) ir technines įrenginių panaudojimo galimybes (elektros tinklų būklę, atliekinės šilumos poreikį CŠT sistemose ir kt.). Aptariamos gamybos technologijos, kurių plėtra jau numatyta teisės aktuose. Kiekvienos technologijos analizės rezultatai aptariami atskirai 2.3-2.10 skyriuose.

2. Paramos poreikio gamybai prognozė pagal atskiras technologijas

Paramos poreikis kiekvienai technologijai vertinamas atskirai pagal 2015 m. II ketvirčiui nustatytus fiksuotus elektros energijos supirkimo tarifus. Fiksuotas tarifas nėra vienintelis elektros energijos gamybos skatinimo mechanizmas, tačiau prasminga visas technologijas lyginti fiksuoto tarifo pagrindu. Nustatydama fiksuotus tarifus Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija (toliau – VKEKK) visapusiškai įvertina visus elektrinės veiklai įtaką darančius veiksnius (kapitalo kaštus, prijungimo prie elektros tinklų kaštus, veiklos kaštus, kuro kaštus, vidutinius svertinius kapitalo kaštus, galią, efektyvumą ir kt.), o tai leidžia fiksuoto tarifo pagrindu palyginti atskiras technologijas. Tikėtinas paramos poreikis kiekvienai technologijai aptariamas atskirai skyriuose 2.5 – 2.10.

III. Priemonių reitingavimas

1. Priemonių reitingavimas pagal kainą

Pagal I ir II etapo rezultatus apskaičiuojama 1 MWh sutaupymo kaina ir pagal ją sudaromas prioriteto tvarka išrikiuotas priemonių sąrašas.

Pav. 8: Priemonių kainos įvertinimo schema, ct/kWh/m.

13

2.3. Iškastinio kuro elektrinės

Iškastinį kurą naudojančios elektrinės yra didžiausia elektros energijos gamybos įrenginių kategorija Lietuvoje. 2013 m. pabaigoje bendra jų galia siekė 2 905 MW. 78,4 proc. galios sudaro gamtines dujas naudojančios elektrinės, 13,2 proc. – gamtines dujas ir mazutą, o 8,5 proc. – kitą kurą. Per 2013 m. šios elektrinės pagamino 2 688 GWh.

Daugiausiai elektros energijos pagamina 1 995 MW galios gamtines dujas naudojanti Lietuvos elektrinė. 2013 m. ji pagamino apie 1 100 GWh elektros energijos, arba apie 23% visos Lietuvoje pagamintos elektros energijos. 2012 m. įjungtas 455 MW galios Lietuvos elektrinės KCB. Dėl didelio efektyvumo šis blokas yra daugiausiai naudojamas7 Lietuvos elektrinės elektros energijos gamybos įrenginys.

Kitos iškastinį kurą naudojančios elektrinės Lietuvoje:

Vilniaus termofikacinė elektrinė VE-3: 360 MW galios termofikacinė elektrinė, tiekianti šilumą į Vilniaus CŠT sistemą;

Kauno termofikacinė elektrinė: 170 MW galios termofikacinė elektrinė, tiekianti šilumą į Kauno CŠT sistemą;

Orlen Lietuva elektrinė: 160 MW galios elektrinė, priklausanti naftos perdirbimo įmonei AB „Orlen“;

Achemos elektrinė: 75 MW galios elektrinė, priklausanti trąšų gamybos įmonei AB „Achema“;

Lifosos elektrinė: 37 MW galios elektrinė, priklausanti trąšų gamybos įmonei AB „Lifosa“.

Naujų elektrinių, naudojančių iškastinį kurą, statyba strateginiuose Lietuvos Respublikos energetikos sektoriaus teisės aktuose nėra numatoma, iškastinį kurą naudojančių elektrinių galia Lietuvoje mažės. NŠŪPP numatyta rekonstruojant esamus kogeneracinius pajėgumus ar statant naujus užtikrinti, kad Vilniaus ir Kauno CŠT sistemose papildomai būtų įrengta atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančių įrenginių. Rekonstrukcijos atveju būtų atsisakoma termofikacinių elektrinių, naudojančių gamtines dujas, jas pakeičiant atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančiais įrenginiais.

7 2015 m. KCB numatoma pagaminti 1052 GWh iš 1100 GWh Valstybės nutarimu patvirtinto elektros energijos kiekio

14

2.4. Hidroakumuliacinės elektrinės

Lietuvoje veikia viena hidroakumuliacinė elektrinė – 900 MW galios Kruonio hidroakumuliacinė elektrinė (toliau – KHAE). Per 2013 m. ji pagamino 548 GWh elektros energijos. KHEA yra itin svarbi Lietuvos elektros energetikos sistemos dalis, ji užtikrina Lietuvos elektros energetikos sistemos didžiausio vienetinio bloko galios rezervavimą.

Naujų hidroakumuliacinių elektrinių statyba strateginiuose Lietuvos Respublikos energetikos sektoriaus teisės aktuose nėra numatoma.

2.5. Hidroelektrinės

Bendra įrengtoji hidroelektrinių galia 2015 m. siekia 128 MW. Didžiąją dalį šios galios sudaro 101 MW galios Kauno Algirdo Brazausko hidroelektrinė. Likusius 27 MW hidroelektrinių galios sudaro mažosios, iki 3 MW galios, hidroelektrinės. NENS ir AIEĮ iki 2020 metų numatyta padidinti hidroelektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, galią iki 141 MW. Prognozuojama, kad pasiekus tikslą 2020 m. hidroelektrinės gamins apie 608 GWh elektros energijos.

Lentelė 2: Hidroelektrinių plėtros tikslai

Paramos tipas Galia 2015 m., MW Tikslas 2020 m., MW

Fiksuoto tarifo pagrindu remiamos elektrinės 128 141

2.5.1. Hidroenergijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina

1 kWh gamtinių dujų, naudojamų elektros energijos gamyboje, atsisakymas, pakeičiant jas hidroenergija, sutaupytų apie 0,35 – 0,92 ct. 1 kWh gamtinių dujų atsisakymas sutaupys 4,07 – 4,16 ct (žr. 2.2. skyrių). Tuo tarpu papildomos išlaidos dėl elektros energijos gamybos, naudojant hidroenergiją, sieks apie 3,24 – 3,72 ct. VKEKK nustatytas fiksuotas hidroelektrinių elektros energijos supirkimo tarifas 2015 m. II ketvirčiui yra 6,10 – 7,00 ct/kWh, priklausomai nuo įrengtosios galios. Norint lygiavertiškai pakeisti 1 kWh gamtinių dujų, papildomai reikėtų pagaminti tik apie 0,53 kWh elektros energijos, todėl papildomos išlaidos siektų apie 3,24 – 3,72 ct.

Lentelė 3: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo hidroenergija kaina

Dedamoji Rėžis, ct/kWh

+ Sutaupymai 4,07 – 4,16

- Papildomos išlaidos 3,24 – 3,72

= Galutiniai priemonės sutaupymai 0,35 – 0,92

15

2.6. Vėjo elektrinės

Bendra įrengtoji vėjo elektrinių galia 2015 m. siekia 287 MW. NENS ir AIEĮ iki 2020 metų numatyta padidinti vėjo elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, galią iki 500 MW. Prognozuojama, kad pasiekus tikslą vėjo elektrinės 2020 m. pagamins apie 1080 GWh elektros energijos.

Lentelė 4: Vėjo elektrinių plėtros tikslai

Elektrinių tipas Galia 2015 m., MW Tikslas 2020 m., MW


2.6.1. Vėjo energijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina

1 kWh gamtinių dujų, naudojamų elektros energijos gamyboje, atsisakymas, pakeičiant jas vėjo energija, sutaupytų apie 0,09 – 0,92 ct. 1 kWh gamtinių dujų atsisakymas sutaupys 4,07 – 4,16 ct (žr. 2.2. skyrių). Tuo tarpu papildomos išlaidos dėl elektros energijos gamybos, naudojant vėjo energiją, sieks apie 3,24 – 3,99 ct. VKEKK nustatytas fiksuotas vėjo elektrinių elektros energijos supirkimo tarifas 2015 m. II ketvirčiui yra 6,10 – 7,50 ct/kWh, priklausomai nuo įrengtosios galios. Norint lygiavertiškai pakeisti 1 kWh gamtinių dujų, papildomai reikėtų pagaminti tik apie 0,53 kWh elektros energijos, todėl papildomos išlaidos siektų apie 3,24 – 3,99 ct.

Lentelė 5: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo vėjo energija kaina





16

2.7. Saulės šviesos energijos elektrinės

Bendra įrengtoji saulės šviesos energijos elektrinių galia 2015 m. siekia 70 MW. NENS ir AIEĮ iki 2020 m. numatyta padidinti saulės šviesos energijos elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, galią iki 10 MW. Dėl palankaus fiksuoto supirkimo tarifo šis tikslas pasiektas jau 2012 m. pabaigoje. Vėliau, tikslą ženkliai viršijus, leidimų gaminti elektros energiją saulės šviesos energijos elektrinėse už fiksuotą supirkimo tarifą išdavimas sustabdytas.

Saulės šviesos energijos elektrinių plėtra Lietuvoje šiuo metu vyksta dvipusės apskaitos pagrindu. 2015 m. kovo 2 d. įsigaliojo AIEĮ pataisos, reglamentuojančios dvipusės apskaitos skatinimo mechanizmą. Pataisose numatyta, kad saulės šviesos energijos elektrinėse, kurių įrengtoji galia yra ne didesnė kaip 10 kW, o biudžetinių ir viešųjų įstaigų, valdomų valstybės ar savivaldybės nuosavybės ar patikėjimo teise, statiniuose ne didesnė kaip 50 kW ir neviršija pusės gaminančio vartotojo objektui suteiktos leistinosios naudoti galios dydžio, pagaminto elektros energijos kiekio apskaita bus tvarkoma pagal elektros energijos apskaitos prietaisų, fiksuojančių suvartotą ir pagamintą elektros energiją, rodmenis. Taip pat numatyta, kad saulės šviesos energijos elektrinių, įrengtų dvipusės apskaitos pagrindu, suminė galia neturi viršyti 10 MW (į šią galią neįtraukiamos elektrinės, skatinamos fiksuoto tarifo pagrindu).

Prognozuojama, kad, įrengus papildomus 10 MW saulės šviesos energijos elektrinių, bendra saulės šviesos energijos elektrinių gamyba 2020 m. sieks apie 76 GWh.

Lentelė 6: Saulės šviesos energijos elektrinių plėtros tikslai



Dvipusės apskaitos pagrindu remiamos elektrinės 0 10

2.7.1. Saulės šviesos energijos panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina

Saulės šviesos energijos elektrinių plėtra numatoma dvipusės apskaitos pagrindu, tačiau skatinimo mechanizmas dvipusei apskaitai dar nėra pilnai suformuotas. Preliminariai vertinama, kad ši priemonė sąlyginai nebrangi ir jos taikymas turėtų sutaupyti iki 1,00 ct/kWh.

17

2.8. Biomasės elektrinės

Bendra įrengtoji biomasės elektrinių galia 2015 m. siekia 55 MW. AIEĮ iki 2020 metų numatyta biokuro elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, kurioms taikomas fiksuotas elektros energijos supirkimo tarifas, įrengtąją suminę galią padidinti iki 105 MW (į šią galią įtrauktos ir biomasės, ir biodujų jėgainės).

Papildomai AIEĮ numatyta biokuro elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, kurių įrengimas skatinamas (iš dalies finansuojamas) iš nacionalinės atsinaujinančių energijos išteklių plėtros programos (toliau – NAEIPP) priemonėms įgyvendinti skirtų lėšų, įskaitant ES paramos lėšas, tačiau išskyrus viešuosius interesus atitinkančių paslaugų lėšas (toliau – VIAP), ir kurioms netaikomas fiksuotas elektros energijos supirkimo tarifas, įrengtąją suminę galią padidinti iki optimalios, NŠŪPP nustatytos biokuro elektrinių galios. NŠŪPP yra nustatyti 3 uždaviniai, susiję su biomasės elektrinių plėtra:

1. Rekonstruojant esamus kogeneracinius pajėgumus ar statant naujus, užtikrinti, kad Vilniaus CŠT sistemoje papildomai būtų įrengta iki 145 MW elektrinės galios / iki 240 MW šiluminės galios atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančių įrenginių.

2. Rekonstruojant esamus kogeneracinius pajėgumus ar statant naujus, užtikrinti, kad Kauno CŠT sistemoje papildomai būtų įrengta iki 53 MW elektrinės galios / iki 130 MW šiluminės galios atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančių įrenginių.

3. Statant naujus kogeneracinius pajėgumus, užtikrinti, kad kitų miestų CŠT sistemose papildomai būtų įrengta 43 MW elektrinės galios biokuro ir (ar) biodujų kogeneracinių įrenginių.

Preliminariai vertinama, kad pirmasis ir antrasis uždaviniai nėra aktualūs elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo kontekste. Pagal 2014 – 2020 metų Europos Sąjungos fondų investicijų veiksmų programos 4 prioriteto „Energijos efektyvumo ir atsinaujinančių išteklių energijos gamybos ir naudojimo skatinimas“ priemonės „Didelio efektyvumo kogeneracijos skatinimas Vilniaus ir Kauno miestuose“ įgyvendinimo plano projektą, bendra Vilniaus ir Kauno termofikacinių elektrinių elektrinė galia po kuro konversijos sieks apie 100 MW. Prognozuojama, kad su tokia elektrine galia elektros energijos gamyba 2020 m. jose sieks apie 570 GWh.

Tuo tarpu elektrinėse, kuriose numatoma kuro konversija, elektros energijos gamybos mastai šiuo metu yra didesni. 2014 m. Vilniaus ir Kauno termofikacinėse elektrinėse pagaminta apie 597 GWh elektros energijos, o 2013 m. – apie 685 GWh. Atsižvelgiant į tai, šie 2 uždaviniai, kaip elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonės, toliau neanalizuojami.

Nors minėtų elektrinių kuro konversija neprisidės prie elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo, tačiau ji gali padėti sumažinti centralizuotai tiekiamos šilumos kainą bei padidinti energetinės nepriklausomybės lygį.

Priklausomai nuo to, kokią numatomos plėtros dalį sudarys biomasės elektrinės ir kokią biodujų bei atliekų elektrinės, prognozuojama, kad elektros energijos gamyba biomasės elektrinėse 2020 m. gali siekti nuo 279 iki 1 237 GWh.

18

Lentelė 7: Biomasės elektrinių plėtros tikslai


Fiksuoto tarifo pagrindu remiamos elektrinės8 71 105

Termofikacinė elektrinė Vilniuje9 0 iki 145

Termofikacinė elektrinė Kaune10 0 iki 53

Termofikacinės elektrinės kituose miestuose11 0 iki 4312

2.8.1. Biomasės panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina

1 kWh gamtinių dujų, naudojamų elektros energijos gamyboje, atsisakymas, pakeičiant jas biomase, sutaupytų apie 0,35 – 1,56 ct. 1 kWh gamtinių dujų atsisakymas sutaupys 4,07 – 4,16 ct (žr. 2.2. skyrių). Papildomos išlaidos dėl elektros energijos gamybos, naudojant biomasę, sieks apie 2,61 – 3,72 ct. VKEKK nustatytas fiksuotas biomasės elektrinių elektros energijos supirkimo tarifas 2015 m. II ketvirčiui yra 4,90 – 7,00 ct/kWh, priklausomai nuo elektrinės įrengtosios galios ir įrengimo tipo (naujos elektrinės statyba ar jau eksploatuojamos elektrinės rekonstrukcija). Norint lygiavertiškai pakeisti 1 kWh gamtinių dujų, papildomai reikėtų pagaminti tik apie 0,53 kWh elektros energijos, todėl papildomos išlaidos sieks apie 2,61 – 3,72 ct.

Lentelė 8: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo biomase kaina





8 Įtraukiamos ir biomasės, ir biodujų elektrinės. 9 Nėra priimtas sprendimas dėl elektrinės kuro tipo. Elektrinė gali naudoti biomasę ir (ar) atliekas. 10 Nėra priimtas sprendimas dėl elektrinės kuro tipo. Elektrinė gali naudoti biomasę ir (ar) atliekas. 11 Įtraukiamos ir biomasės, ir biodujų elektrinės. 12 Šį tikslą numatyta pasiekti iki 2021 m.

19

2.9. Atliekų elektrinės

Lietuvoje veikia 2 atliekas naudojančios elektrinės, bendra jų galia 11 MW. Vienai iš jų taikomas fiksuotas elektros energijos supirkimo tarifas.

NŠŪPP yra išskirti du uždaviniai, susiję su atliekas naudojančių elektrinių plėtra:

1. Rekonstruojant esamus kogeneracinius pajėgumus ar statant naujus, užtikrinti, kad Vilniaus CŠT sistemoje papildomai būtų įrengta iki 145 MW elektrinės galios / iki 240 MW šiluminės galios atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančių įrenginių.

2. Rekonstruojant esamus kogeneracinius pajėgumus ar statant naujus, užtikrinti, kad Kauno CŠT sistemoje papildomai būtų įrengta iki 53 MW elektrinės galios / iki 130 MW šiluminės galios atsinaujinančius ir (ar) vietinius energijos išteklius (komunalines atliekas) naudojančių įrenginių.

Preliminariai vertinama, kad šie uždaviniai nėra aktualūs elektros energijos gamybos efektyvumo didinimui. Pagal 2014 – 2020 metų Europos Sąjungos fondų investicijų veiksmų programos 4 prioriteto „Energijos efektyvumo ir atsinaujinančių išteklių energijos gamybos ir naudojimo skatinimas“ priemonės „Didelio efektyvumo kogeneracijos skatinimas Vilniaus ir Kauno miestuose“ įgyvendinimo plano projektą, bendra Vilniaus ir Kauno termofikacinių elektrinių elektrinė galia po kuro konversijos sieks apie 100 MW. Prognozuojama, kad su tokia elektrine galia elektros energijos gamyba 2020 m. jose sieks apie 570 GWh.

Tuo tarpu elektrinėse, kuriose numatoma kuro konversija, elektros energijos gamybos mastai šiuo metu yra didesni. 2014 m. Vilniaus ir Kauno termofikacinėse elektrinėse pagaminta apie 597 GWh elektros energijos, o 2013 m. apie 685 GWh. Atsižvelgiant į tai, atliekas naudojančių elektrinių plėtra, kaip elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonė, neanalizuojama.

Nors elektrinės, naudojančios atliekas, neprisidės prie elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo, tačiau jos gali padėti sumažinti centralizuotai tiekiamos šilumos kainą bei padidinti energetinės nepriklausomybės lygį.

Lentelė 9: Atliekų elektrinių plėtros tikslai


Termofikacinė elektrinė Vilniuje13 0 iki 145

Termofikacinė elektrinė Kaune14 0 iki 53

Kitos atliekas naudojančios elektrinės 11 nenustatytas

13 Nėra priimtas sprendimas dėl elektrinės kuro tipo. Elektrinė gali naudoti biomasę ir (ar) atliekas 14 Nėra priimtas sprendimas dėl elektrinės kuro tipo. Elektrinė gali naudoti biomasę ir (ar) atliekas

20

2.10. Biodujų elektrinės

Bendra įrengtoji biodujų elektrinių galia 2015 m. siekia 16 MW. AIEĮ iki 2020 metų numatyta biokuro elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, kurioms taikomas fiksuotas elektros energijos supirkimo tarifas, įrengtąją suminę galią padidinti iki 105 MW (į šią galią įtrauktos ir biomasės, ir biodujų jėgainės).

Papildomai AIEĮ numatyta biokuro elektrinių, prijungtų prie elektros tinklų, kurių įrengimas skatinamas (iš dalies finansuojamas) iš NAEIPP priemonėms įgyvendinti skirtų lėšų, įskaitant ES paramos lėšas, tačiau išskyrus VIAP lėšas, ir kurioms netaikomas fiksuotas elektros energijos supirkimo tarifas, įrengtąją suminę galią padidinti iki optimalios, NŠŪPP nustatytos biokuro elektrinių galios. NŠŪPP yra nustatytas 1 uždavinys, susijęs su biodujų elektrinių plėtra:

1. Statant naujus kogeneracinius pajėgumus užtikrinti, kad kitų miestų (ne Vilniaus ir Kauno) CŠT sistemose papildomai būtų įrengta 43 MW elektrinės galios biokuro ir (ar) biodujų kogeneracinių įrenginių.

Taip pat Lietuvos kaimo plėtros programoje 2014 – 2020 m. numatyta remti projektus, leidžiančius įrengti iki 20 MW biodujų jėgainių pajėgumų, kurie prisidės sprendžiant su aplinkosauga susijusias problemas (kvapų šalinimas, dirvožemio ar gruntinių vandenų taršos mažinimas, žemės ūkio atliekų tvarkymas ir pan.).

Ūkio ministerija 2014 – 2020 metų Europos Sąjungos struktūrinių fondų investicijų veiksmų programos 4.2. investicinio prioriteto „Energijos vartojimo efektyvumo ir atsinaujinančiosios energijos vartojimo įmonėse skatinimas“ lėšomis yra numačiusi remti projektus, leidžiančius įrengti iki 3 MW biodujų jėgainių pajėgumų pramonės įmonėse savo energijos reikmėms.

Priklausomai nuo to, kokią numatomos plėtros dalį sudarys biomasės elektrinės ir kokią biodujų bei atliekų elektrinės, prognozuojama, kad elektros energijos gamyba biodujų jėgainėse 2020 m. gali siekti nuo 59 iki 429 GWh.

Lentelė 10: Biodujų elektrinių plėtros tikslai


Fiksuoto tarifo pagrindu remiamos jėgainės15 79 105

Termofikacinės elektrinės kituose miestuose16 0 iki 43

Žemės ūkio ministerijos remiamos jėgainės 0 iki 20

Ūkio ministerijos remiamos jėgainės 0 iki 3

15 Įtraukiamos ir biomasės, ir biodujų elektrinės 16 Įtraukiamos ir biomasės, ir biodujų elektrinės

21

2.10.1. Biodujų panaudojimo elektros energijos gamybos efektyvumui didinti kaina

1 kWh gamtinių dujų, naudojamų elektros energijos gamyboje, atsisakymas, pakeičiant jas biodujomis, kainuotų apie 0,47 – 3,00 ct. 1 kWh gamtinių dujų atsisakymas sutaupys 4,07 – 4,16 ct (žr. 2.2. skyrių). Papildomos išlaidos dėl elektros energijos gamybos, naudojant biodujas, sieks apie 4,63 – 7,07 ct. VKEKK nustatytas fiksuotas biodujų elektrinių elektros energijos supirkimo tarifas 2015 m. II ketvirčiui yra 8,70 – 13,30 ct/kWh, priklausomai nuo įrengtosios galios bei biodujų gamybos būdo. Elektros gamybai keičiant 1 kWh gamtinių dujų biodujomis, papildomai reikėtų pagaminti apie 0,53 kWh elektros energijos, todėl papildomos išlaidos sieks apie 4,63 – 7,07 ct.

Lentelė 11: 1 kWh gamtinių dujų pakeitimo biodujomis kaina




= Galutinė priemonės kaina 0,47 – 3,00

22

2.11. Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Pagal 2.5. – 2.10. skyrių rezultatus sudarytas ir pagal kainą išreitinguotas priemonių sąrašas. Pagal gamybos prognozę taip pat įvertintas kiekvienos iš priemonių potencialas. Efektyviausia priemonė yra elektros energijos gamyba naudojant biomasę. Atsisakius 1 MWh gamtinių dujų ir vietoj jų elektrai gaminti naudojant biomasę, būtų sutaupoma nuo 3,5 iki 15,6 EUR. Antra efektyvi priemonė – hidroenergija, kurios panaudojimas sutaupytų nuo 3,5 iki 9,2 EUR. Trečia efektyvi priemonė – vėjo energija, kurios panaudojimas sutaupytų nuo 0,9 iki 9,2 EUR. Brangiausia priemonė yra biodujos: 1 MWh gamtinių dujų atsisakymas ir jų pakeitimas elektros energijos gamyba biodujų elektrinėse kainuotų nuo 4,7 EUR iki 30,0 EUR.

Saulės šviesos energijos panaudojimo, dvipusės apskaitos pagrindu, kainos ir efekto santykis dėl duomenų trūkumo vertinamas preliminariai. Šiam vertinimui sudaryti kainos potencialo diapazonai:

Potencialiai maža – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti iki 10 EUR sutaupymą;

Potencialiai vidutinė – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti nuo 10 EUR sutaupymą iki 10 EUR išlaidas;

Potencialiai didelė – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti virš 10 EUR.

Lentelė 12: Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Nr. Priemonė Efektas, MWh/m. Kaina, EUR/MWh/m.

1. Biomasė 700 – 800 (-3,5; -15,6)

2. Hidroenergija 100 – 150 (-3,5; -9,2)

3. Vėjo energija 800 – 900 (-0,9; -9,2)

4. Saulės energija 15 – 20 maža

5. Biodujos 600 – 700 (+4,7; +30,0)

Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonės yra įvirtintos strateginiais energetikos sektoriaus teisės aktais (NENS, AIEĮ, NŠŪPP ir kt.), todėl papildomų rekomendacijų jų įgyvendinimui nesiūloma.

Dalis priemonių šiuo metu finansuojamos VIAP lėšomis, tačiau LR Vyriausybė 2016 m. numato atsisakyti VIAP paramos sistemos, atsižvelgdama į Europos Komisijos komunikatą „2014–2020 m. Valstybės pagalbos aplinkos apsaugai ir energetikai gairės“. Sprendimų galimybės dėl elektros energijos pajėgumų plėtros šiuo metu yra svarstomos.

Likusios priemonės finansuojamos ES struktūrinių fondų lėšomis, suteikiant paramą pradinei investicijai ir taip pritraukiant privačias lėšas. Šių priemonių finansinės paramos mechanizmas neturėtų keistis.

23

3. Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo galimybių analizė

Šiame skyriuje aprašoma Lietuvos elektros energijos perdavimo sistema, pateikiama efektyvumo skaičiavimo metodika ir, atsižvelgus į Lietuvos ir užsienio šalių praktikas, pateikiamos galimos efektyvumo didinimo priemonės.

3.1. Metodika

Šiame dokumente elektros energijos perdavimo efektyvumas vertinamas pagal technologinių perdavimo tinklo sąnaudų (toliau – tinklo nuostolių) dydį, remiantis PTO suteiktas duomenimis. Didelė dalis tinklo nuostolių mažinimo priemonių yra susijusios su techninių tinklo elementų modernizavimu. Šios priemonės vertinamos pagal 1 MWh elektros energijos sutaupymo kainą.

Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių, susijusių su tinklo valdymu, pagrindinė funkcija yra elektros perdavimo patikimumo užtikrinimas. Tinklo valdymo priemonių energijos taupymo efekto skaičiavimas dėl didelio skaičiaus neapibrėžtumų (paskirstytosios generacijos dydis ir prisijungimo vietos, valstybės parama, kt.) duotų ribotą suvokimą apie tikėtinus elektros energijos sutaupymo mastus, todėl šios priemonės skirstomos pagal kainos ir efekto potencialus.

Siekiant visapusiškai įvertinti galimybes pritaikyti Lietuvoje perdavimo tinklo nuostolių mažinimo priemones, sudaryta 4 žingsnių elektros perdavimo efektyvumo didinimo galimybių analizės metodika.

Pav. 9: Elektros energijos perdavimo efektyvumo analizės metodikos santrauka

24

I. Perdavimo tinklo analizė

1. Istorinių nuostolių duomenų vertinimas

2010 – 2013 m. perdavimo tinklo nuostoliai išliko daugmaž pastovūs. Iš viso per 2010 – 2013 m. jie padidėjo nuo 2,09 proc. iki 2,10 proc., o vertinant absoliučia išraiška sumažėjo nuo 269 GWh iki 243 GWh.

Pav. 10: Elektros energijos perdavimo tinklo nuostoliai 2010-2013 m., GWh17

2. Pagrindinių nuostolių priežasčių identifikavimas

Potencialios perdavimo tinklo nuostolių priežastys skirstomos pagal tinklo elementus: linijos, transformatorių pastotės (toliau – TP) ir tinklo valdymas, ir vertinamas kiekvienos priežasties aktualumas Lietuvai.

Pav. 11: Potencialių elektros energijos perdavimo nuostolių priežasčių aktualumo Lietuvoje vertinimas18

17 Šaltinis: Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija 18 Šaltinis: Jignesh Parmar „Electrical Notes“

25

II. Elektros energijos nuostolių prognozė 2020 m.

1. Elektros energijos vartojimo prognozė

2014 m. bendras elektros energijos vartojimas Lietuvoje siekė 10,8 TWh. Tikėtinas elektros energijos vartojimas 2015 – 2020 m. vertinamas remiantis elektros energijos perdavimo tinklo operatoriaus prognoze. Pagal ją, elektros energijos vartojimas 2020 m., priklausomai nuo scenarijus, sieks nuo 11,99 iki 13,14 TWh, t.y. vartojimas augs nuo 11 iki 22 proc.

Pav. 12: Elektros energijos vartojimo prognozė, TWh

2. Perdavimo tinklo apkrovos prognozė 2020 m.

Priimama prielaida, kad tinklo apkrova augs tolygiai vartojimui, t.y. tinklo apkrautumas išaugs nuo 11 iki 22 proc.

3. Perdavimo tinklo elektros energijos nuostolių prognozė 2020 m.

Bazinė perdavimo tinklo nuostolių prognozė 2020 m. vertinama atsižvelgiant į pagrindinius veiksnius: papildomus nuostolius dėl apkrovos (vartojimo) augimo ir papildomus nuostolius dėl naujų jungčių (didesnių tranzitinių elektros energijos srautų) bei keitiklių jose. Bazinė prognozė naudojama kaip atskaitos taškas, pagal kurį vertinamas tikėtinas siūlomų priemonių efektas.

Pav. 13: Elektros energijos nuostolių perdavimo tinkle prognozė, bazinis scenarijus, GWh

26

Siekiant visapusiškai vertinti elektros energijos perdavimo nuostolius ir tikėtiną siūlomų priemonių efektą, papildomai analizuojama nuostolių prognozė procentine išraiška.

Pav. 14: Elektros energijos nuostolių perdavimo tinkle prognozė 2020 m., bazinis scenarijus, %

III. Efektyvumo didinimo priemonių sąrašo sudarymas

1. Gerųjų užsienio praktikų apžvalga

Siekiant išskirti gerąsias tinklo nuostolių mažinimo praktikas, analizuojamos JAV ir ES šalyse įgyvendintos nuostolių mažinimo priemonės.

2. Pagrindinių perdavimo tinklo elementų analizė

Analizuojami tinklo elementai, kurie sudaro didžiausią tinklo nuostolių dalį, ir ieškoma priemonių, kurios nuostolius šiuose elementuose sumažintų. Taip pat vertinamas tikėtinas priemonių efektas bei tikėtina jų kaina.

3. Perdavimo tinklo valdymo analizė

Vertinamos galimybės pritaikyti tinklo valdymo priemones elektros nuostoliams mažinti.

IV. Priemonių reitingavimas

1. Priemonių reitingavimas pagal jų kainą

Pagal III etapo rezultatus sudaromas priemonių sąrašas, išrikiuojant jas pagal kainos ir tikėtino efekto santykį.

27

3.2. Linijos

Elektros energijos perdavimo tinklo operatoriui AB „Litgrid“ (toliau – PTO) priklauso 6 703 km. aukštos įtampos linijų, o iki 2023 m. numatoma nutiesti dar 1 118 km. papildomų linijų, taip padidinant perdavimo tinklo ilgį iki 7 821 km. Svarbiausi linijų tiesimo projektai yra tarpsisteminės jungtys su kaimyninėmis šalimis. 2015 m. pabaigoje numatoma pabaigti 453 km. ilgio 300 kV „Nord Balt“ jungtį su Švedija bei 163 km. ilgio 400 kV „LitPol Link“ jungtį su Lenkija. Papildomai iki 2023 m. numatoma nutiesti šias 330 kV linijas šalies viduje:

Panevėžys – Mūša;

Kruonio hidroakumuliacinė elektrinė – Alytus.

Taip pat iki 2023 m. numatoma nutiesti šias 110 kV linijas:

Pagėgiai – Bitėnai;

Kretinga – Benaičiai;

Klaipėda – Marios 3;

Kaunas – Eiguliai;

Neris – Baltupis;

Šilas – Varėna.

Lentelė 13: Perdavimo tinklo linijų ilgis

Linijos Ilgis 2015 m., km. Ilgis 2023 m., km.

400–330 kV oro linijos 1 761 2 212

110 kV oro linijos 4 966 5 112

300 kV nuolatinės srovės kabelis - 2x 213

110 kV kabelių linijos 65 71

Iš viso 6 792 7 821

Lietuvos elektros energijos perdavimo tinklo linijose laidai yra iš aliuminio ir plieno vielučių (angl. aluminum conductor steel reinforced) (toliau – ACSR). Nors ACSR tipo laidai yra sąlyginai pigūs ir plačiai naudojami, jie turi keletą apribojimų. Vienas iš jų – aukštas šiluminio plėtimosi koeficientas. Didėjant srovės stipriui, kyla laidų temperatūra, padidėja jų ilgis ir įlinkimas. Laidų įlinkimas apriboja maksimalią darbinę temperatūrą, taip sumažindamas viso tinklo pralaidumą. Kartu su temperatūra didėja ir laidų varža. Didesnė varža sukelia didesnius elektros energijos nuostolius laiduose. Siekiant eliminuoti šiuos trūkumus, sukurti aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai (angl. high temperature, low sag) (toliau – HTLS), kurių šiluminio plėtimosi koeficientas yra mažesnis nei ACSR tipo laidų.

3.2.1. Aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai

HTLS yra naujo tipo laidai, kurių šerdį sudaro ne plienas, o anglies ir stiklo pluoštas. Tokia šerdis yra iki 25 proc. atsparesnė nei plieninė, todėl reikšmingai sumažina linijų įlinkį – HTLS laidai gali perduoti didesnę srovę, įlinkdami mažiau nei ACSR laidai. Varža HTLS laiduose taip pat yra mažesnė, todėl elektros energijos nuostoliai HTLS laiduose yra 25 – 40 proc. mažesni, lyginant su analogiško diametro ir svorio ACSR laidais19. Be to, HTLS laidai yra patikimesni ir patvaresni už ACSR, jie reikalauja ženkliai mažiau priežiūros darbų.

19 Šaltiniai: Americans for Clean Energy Grid; Lamifil

28

HTLS laidai naudojami siekiant padidinti elektros energijos linijų pralaidumą ten, kur naujų linijų statyba yra itin sudėtinga ar brangi. Tuo tarpu Lietuvoje tinklo pralaidumo problemos nėra, nes tinklas suprojektuotas didesniems vartojimo mastams nei dabartiniai: 1991 m. bendrasis Lietuvos elektros sunaudojimas siekė 16,6 TWh, o 2014 m. tik apie 12,0 TWh.

Pav. 15: Bendrasis elektros energijos sunaudojimas Lietuvoje 1990 - 2014 m., TWh20

Kita vertus, Lietuvoje numatoma tiesti naujas linijas bei atnaujinti esamas, todėl prasminga vertinti HTLS panaudojimo galimybes šiuose projektuose. Būtų atsižvelgiama ne tik į kapitalo kaštus, kurie HTLS atveju yra didesni, bet į pilnus eksploatacinio laikotarpio kaštus. Tokiu atveju papildomai būtų vertinami šie su laidų įrengimu ir eksploatacija susiję sąnaudų elementai:

linijų įrengimo sąnaudos – jos daugmaž vienodos abiem atvejais, nes linijų įrengimo procesas identiškas;

tikėtini elektros energijos nuostoliai – jie 25 – 40 proc. mažesni HTLS laiduose;

tikėtinos išlaidas remontui – jos ženkliai mažesnės HTLS tipo laiduose, nes jiems reikia mažiau priežiūros darbų dėl jų patvarumo ir patikimumo.

20 Šaltinis: Lietuvos statistikos departamentas

Užsienio šalių patirtis

HTLS tipo laidai plačiai naudojami visame pasaulyje: JAV, Airijoje, Pietų Korėjoje, Malaizijoje, Italijoje, Ispanijoje, Indijoje, Kinijoje, Bangladeše, Filipinuose ir kitur. Dažniausiai HTLS laidais pakeičiami seni esamų linijų laidai. Taip tinklo pralaidumas padidinamas be naujų linijų statybos. Tai itin naudinga, nes naujų linijų statyba yra brangi, užtrunka sąlyginai ilgai ir yra teisiškai sudėtinga dėl poreikio gauti prieigos prie trečiųjų šalių valdomos žemės plotų teises.

Pirmoji HTLS laidų atkarpa Airijoje nutiesta 2010 m. liepos mėn. Jos ilgis yra 80 km., o įtampa – 220 kV. Airijos elektros energijos perdavimo sistemos operatorius „EirGrid“ nusprendė tiesti HTLS laidus susidūręs su tinklo pralaidumo problema: iškilo poreikis 1 000 km. 110 kV ir 220 kV linijų pralaidumą padidinti 50 proc. „EirGrid“ įvertino, kad HTLS tipo laidai patenkina pagrindinius techninius, ekonominius ir rizikos kriterijus keliamus Airijos elektros energijos tinklui, ir nusprendė, kad jų tiesimas yra tikslingiausias būdas padidinti tinklo pralaidumą. Vėliau, nutiestų linijų peržiūra patvirtino, kad HTLS tipo laidų įlinkio, vibracijos ir triukšmo lygiai atitinka techniniuose reikalavimuose nurodytas reikšmes.

29

3.3. Transformatorių pastotės

PTO priklauso 13 330 kV TP ir 218 110 kV TP. TP sąnaudos technologinėms reikmėms (toliau – technologinės sąnaudos) 2014 m. sudarė 0,09 procentinio punkto nuo visų elektros energijos nuostolių perdavimo tinkle.

PTO ir Energetikos ministerija 2011 m. pasirašė susitarimą dėl energijos vartojimo efektyvumo didinimo (toliau – Memorandumas). Memorandume PTO įsipareigoja, kad 2020 m. perdavimo tinklo TP technologinės sąnaudos nesieks daugiau kaip 11,60 GWh. Taip pat memorandume nurodyti tarpiniai kiekvienų metų tikslai iki 2020 m. Tarpinius tikslus PTO šiuo metu ženkliai lenkia: 2014 m. nustatytas 13,27 GWh tarpinis tikslas, o faktinės sąnaudos 2014 m. siekė tik 10,80 GWh.

Lentelė 14: Perdavimo tinklo TP sąnaudos technologinėms reikmėms, GWh

TP 2013 m. 2014 m. 2020 m.

Planas Faktas Planas Faktas Planas

Iš viso 13,70 13,07 13,27 10,80 12

Išskiriamos dvi technologinių TP sąnaudų mažinimo kryptys. Pirmoji – TP rekonstrukcija, antroji –pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP.

3.3.1. Transformatorių pastočių rekonstrukcija

Remiantis gerosiomis užsienio praktikomis, PTO aktyviai rekonstruoja 330 kV TP: per 2014 m. rekonstruotos 2 TP, 2015 m. numatoma pabaigti dar 1 TP rekonstrukciją. Iki 2019 m. papildomai planuojama rekonstruoti Jonavos 330 kV TP. Neseniai rekonstruotų, rekonstruojamų ir numatomų rekonstruoti 330 kV TP sąrašas:

1. Panevėžio 330 kV TP – rekonstrukcija baigta 2014 m. viduryje;

2. Klaipėdos 330 kV TP – rekonstrukcija baigta 2014 m. pabaigoje;

3. Alytaus 330 kV TP – rekonstrukciją numatoma pabaigti 2015 m.;

4. Jonavos 330kV TP – rekonstrukciją numatoma baigti 2019 m.

Jonavos 330 kV TP technologinės sąnaudos 2013 m. siekė 0,92 GWh, o 2014 m. – 0,93 GWh. Vertinama, kad rekonstravus šią TP technologinės sąnaudos sumažės apie 30 – 35 proc., t.y. apie 0,28 – 0,33 GWh per metus.

Tikėtina Jonavos 330 kV TP rekonstrukcijos kaina yra apie 3 280 – 4 050 tūkst. EUR. Kaina vertinama pagal TP technologinę schemą:

15 prijunginių (110 kV), kurių bendra kaina apie 2 200 – 2 700 tūkst. EUR;

12 skyriklių (330 kV), kurių bendra kaina apie 300 – 400 tūkst. EUR;

4 jungtuvai (330 kV), kurių bendra kaina apie 360 – 440 tūkst. EUR;

relinė apsauga, kurios bendra kaina apie 420 – 510 tūkst. EUR.

Lentelė 15: Jonavos 330 kV TP rekonstrukcijos kainos ir efekto santykis

Rekonstrukcijos kaina, tūkst. EUR 3 280 – 4 050

Elektros energijos sutaupymai, MWh/m. 280 – 330

Priemonės kaina, EUR/MWh/m.21 248 – 362

21 Kaina vertinama 40 m. eksploataciniam laikotarpiui

30

Be 330kV TP, kasmet rekonstruojama 4–5 110 kV TP. Rekonstruojant 110 kV TP didžiausias dėmesys skiriamas TP automatizavimui ir nuotolinio valdymo įdiegimui. Taip siekiama padidinti tinklo patikimumą ir sumažinti TP priežiūros darbų išlaidas. Rekonstruojant 110 kV TP įrengiamos automatinio vėdinimo, aušinimo ir šildymo sistemos, todėl po rekonstrukcijos 110 kV TP technologinės sąnaudos ne sumažėja, bet išauga.

3.3.2. Pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP

Viena pagrindinių nuostolių priežasčių yra tinklo elementų jungtys: kiekvienoje jungtyje patiriami papildomi elektros energijos nuostoliai. Didelę dalį elementų sudaro skyrikliai, jų PTO eksploatuoja 2 518, iš kurių daugiau nei trečdalio eksploatavimo trukmė viršija 30 m.

Lentelė 16: Perdavimo tinklo TP elementai

Elementai Eksploatavimo trukmė, metai Iš viso

<15 15 – 30 >30

Didžiatūris alyvinis jungtuvas 0 14 115 129

Dujinis jungtuvas 465 70 0 535

Mažatūris alyvinis jungtuvas 0 70 36 106

Orinis jungtuvas 0 3 56 59

Skyriklis 788 674 1 056 2 518

Skirtuvas 0 40 92 132

Iškroviklis 0 46 66 112

Ilgą laiką sudarant technologines TP schemas buvo naudojami jungtuvai su iš abiejų pusių prijungtais skyrikliais, tačiau tokios gamybos jungtuvus būtina dažnai prižiūrėti. Modernių jungtuvų priežiūros darbus reikia atlikti žymiai rečiau. Tai leido sukurti naują įrenginį – skyriklinį jungtuvą, kuris skyriklio funkciją inkorporuoja į atvirą jungtuvo kontaktų tarpą. Panašią funkciją atlieka ir ištraukiami jungtuvai. Skyrikliniai jungtuvai jau pradėti naudoti Lietuvoje, be to, jie plačiai paplitę visame pasaulyje: Skandinavijos šalyse, Suomijoje, Lenkijoje, Vokietijoje, Ispanijoje, Rumunijoje, JAV, Kanadoje ir kitur.


Švedijos elektros energijos perdavimo sistemos operatorius „Svenska Kraftnät“, atsakingas už 420 kV ir 245 kV įtampos elektros energijos tinklus, 420 kV sistemoje turi apie 70 TP. Daugumos jų eksploatacinis laikotarpis artėja prie pabaigos, todėl „Svenska Kraftnät“ kasmet rekonstruoja apie 3 TP. Atlikęs keletą galimybių studijų „Svenska Kraftnät“ nustatė, kad tikėtinas skyriklinio jungtuvo neveikimo rodiklis yra mažesnis nei tipinio spendimo (jungtuvo ir 2 skyriklių). Atsižvelgiant į tai, „Svenska Kraftnät“ yra numatęs strateginį tikslą rekonstruojant TP integruoti skyriklio ir jungtuvo funkcijas į vieną bendrą įrenginį – skyriklinį jungtuvą.

Norvegijos elektros energijos perdavimo sistemos operatorius „Statnett“ taip pat diegia skyriklinius jungtuvus. Pasibaigus Gryteno TP skyriklių eksploataciniam laikotarpiui, jie buvo pakeisti į skyriklinius jungtuvus taip ženkliai supaprastinant TP priežiūros darbus.

31

Skyriklinių jungtuvų įtaka elektros energijos nuostoliams yra teigiama. Įrengus skyriklinį jungtuvą sumažėja nuosekliai sujungtų elementų skaičius, todėl atitinkamai mažėja ir nuostolių dydis. Be to, skyriklinių jungtuvų įrengimas didina tinklo patikimumą – sumažinus elementų skaičių, mažėja gedimų tikimybė.

Remiantis didžiųjų energetikos ir automatikos technologijų įmonių katalogais, skyriklinio jungtuvo kapitalo kaštai yra panašaus dydžio kaip jungtuvo ir 2 skyriklių. Tačiau, analizuojant galimybes instaliuoti skyriklinius jungtuvus, prasminga atsižvelgti ne į kapitalo kaštus, bet į pilnus eksploatacinio laikotarpio kaštus. Tokiu atveju papildomai vertinami šie su skyriklių, jungtuvų ir skyriklinių jungtuvų įrengimu bei eksploatacija susiję sąnaudų elementai:

tikėtinos išlaidos priežiūrai – remiantis didžiųjų energetikos ir automatikos technologijų įmonių katalogais, skyriklinio jungtuvo priežiūros kaštai yra mažesni, nes priežiūros darbus reikia atlikti maždaug kas 15 m.;

tikėtinas elektros energijos nuostolių dydis – skyriklinio jungtuvo nuostoliai ženkliai mažesni, nes jis turi mažiau jungčių nei jungtuvas ir 2 skyrikliai.

32

3.4. Tinklo valdymo priemonės

Plėtojant tinklo valdymo priemones Lietuvoje, ypatingas dėmesys skiriamas išmaniojo tinklo technologijų vystymui. Pagal Europos Komisijos rekomendacijas išmanusis tinklas apibrėžiamas kaip modernizuotas energetikos tinklas, kuriame veikia dvipusis skaitmeninis tiekėjo ir vartotojo ryšys ir yra įdiegtos pažangiosios apskaitos, stebėjimo ir valdymo sistemos. Išmanieji tinklai padeda lanksčiau valdyti tinklą, greičiau identifikuoti gedimus, operatyviau juos šalinti, tiksliau planuoti tinklo režimus, efektyviau išnaudoti turimus pajėgumus bei mažinti elektros energijos nuostolius.

Perdavimo tinklas kontroliuojamas iš vieno, visą Lietuvą apimančio, valdymo centro Vilniuje. Taip užtikrinamas sistemos patikimumas ir saugumas bei mažinami veiklos kaštai. Numatoma vertinti galimybes diegti šias išmaniojo tinklo valdymo technologijas, skirtas elektros energijos nuostolių mažinimui:

SMART elektros energijos srauto kontrolė;

lanksti kintamos srovės perdavimo sistema.

3.4.1. SMART elektros energijos srauto kontrolė (angl. SMART power flow controller)

SMART elektros energijos srauto kontrolė yra skirta padidinti tinklo valdymo efektyvumo lygį. Ši sistema atskirai kontroliuoja aktyvios ir reaktyvios galios srautus, tai leidžia:

sumažinti reaktyvios galios srautus, taip sumažinant elektros energijos nuostolius generatoriuose, transformatoriuose ir perdavimo linijose;

sudaryti galimybes generatoriams, transformatoriams ir perdavimo linijoms perduoti daugiau aktyviosios galios;

užtikrinti, kad elektros energija keliautų pasirinktomis linijomis;

išvengti tinklo perkrovimo, nukreipiant perteklinius elektros energijos srautus nuo perkrautų linijų į mažai apkrautas linijas;

atidėti naujų linijų tiesimą.

3.4.2. Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema (angl. Flexible AC transmission system)

Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema (toliau – FACTS) yra kintamos elektros energijos srovės perdavimo sistema, skirta pagerinti tinklo valdymo efektyvumą ir padidinti tinklo pralaidumą, inkorporuojant galios elektronika paremtus ar kitokio tipo statinės srovės kontrolės įrenginius. Ši sistema plačiai taikoma pasaulyje: JAV, Kanadoje, Vokietijoje, Australijoje, Danijoje, Prancūzijoje ir kitur. FACTS valdo reaktyvios galios srautus, taip sumažindama elektros energijos nuostolius perdavimo linijose.


Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema yra plačiai diegiama visame pasaulyje:

2013 m. Prancūzijoje užbaigtas didžiausias šalyje statinis srovės kontrolės įrenginys, kurio instaliacijai Prancūzijos elektros energijos perdavimo sistemos operatorius „Réseau de Transport d'Electricité“ pasirinko La Merlatière ir Domloup komunas;

2013 m. Saudo Arabijoje įrengtas 474 MVA galios statinis srovės kompensavimo įrenginys, kuris padidino tinklo pralaidumą tarp centrinio ir vakarinio šalies regionų;

2009 m. Suomijos elektros energijos perdavimo tinkle įrengtas pirmas statinis srovės kontrolės įrenginys, skirtas galios svyravimų slopinimui, kurie susidaro dėl naujų didėlės galios elektros energijos gamybos įrenginių instaliacijos ir HVDC jungčių;

Kanados provincijos Ontarijo elektros energijos perdavimo ir skirstymo sistemos operatorius „Hydro One“ įrengė statinius srovės kontrolės įrenginius, taip padidinamas linijų pralaidumą bent 30 proc.

33

3.5. Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Pagal atskirų priemonių analizės rezultatus sudaromas prioriteto tvarka išreitinguotas elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas. Priemonės reitinguojamos pagal kainos ir efekto santykį – 1 MWh elektros energijos sutaupymo kainą per metus. Svarbu pabrėžti, kad vertinti finansinį priemonių atsiperkamumą tik pagal elektros energijos sutaupymų kainą yra netikslinga, pagal tokį vertinimą visų priemonių atsipirkimo laikotarpis viršija 30 metų. Analizuojant finansinį atsiperkamumą būtiną atsižvelgti ir į kitas papildomas priemonių naudas – elektros energetikos sistemos modernizavimą bei elektros energijos tiekimo patikimumo ir saugumo užtikrinimą.

Vertinama, kad priemonė, kurios kainos ir efekto santykis geriausias, yra TP rekonstrukcija. 1 MWh elektros energijos sutaupymas tokiu atveju kainuoja apie 248 – 362 EUR/m.

Dėl didelio skaičiaus neapibrėžtumų likusių priemonių kainos ir efekto santykio rėžis yra ganėtinai platus, todėl šios priemonės suskirstytos pagal efekto ir kainos diapazonus:

Mažas potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį iki 500 MWh/m. ir iki 0,005 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos perdavimo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju mažas potencialas reiškia preliminarią kainą, siekiančią iki 500 EUR/MWh/m.;

Vidutinis potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį tarp 500 ir 1 000 MWh/m. ir tarp 0,005 ir 0,010 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos perdavimo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju vidutinis potencialas reiškia preliminarią kainą, siekiančią tarp 500 ir 1 000 EUR/MWh/m;

Didelis potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį virš 1 000 MWh/m. ir virš 0,010 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos perdavimo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju didelis potencialas reiškia preliminarią kainą, siekiančią virš 1 000 EUR/MWh/m.

Lentelė 17: Elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Nr. Priemonė Efektas Kaina, EUR/MWh/m.

MWh/m. Nuostolių dalis 2020 m., %

1. TP rekonstrukcija 280 – 330 0,002 – 0,002 (-248; -362)

2. Pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP

vidutinis vidutinė maža

3. Aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai

vidutinis vidutinė vidutinė

4. Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema

mažas maža didelė

5. SMART elektros energijos srauto kontrolė

mažas maža didelė

34

4. Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo galimybių analizė

Šiame skyriuje aprašoma Lietuvos elektros energijos skirstymo sistema, pateikiama efektyvumo skaičiavimo metodika ir, atsižvelgus į Lietuvos ir užsienio šalių praktikas, pateikiamos galimos efektyvumo didinimo priemonės.

4.1. Metodika

Šiame dokumente elektros energijos skirstymo efektyvumas vertinamas pagal technologinių skirstomojo tinklo sąnaudų (toliau – tinklo nuostolių) dydį, remiantis STO suteiktais duomenimis. Dauguma tinklo nuostolių mažinimo priemonių yra susiję su techninių tinklo elementų modernizavimu, ir šios priemonės vertinamos pagal 1 MWh elektros energijos sutaupymo kainą.

Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių, susijusių su tinklo valdymu, pagrindinės funkcijos yra padidinti elektros energijos skirstymo patikimumą ir užtikrinti elektros energijos kokybę. Tinklo valdymo priemonių energijos taupymo efekto skaičiavimas dėl didelio skaičiaus neapibrėžtumų (paskirstytosios generacijos dydis ir prisijungimo vietos, valstybės parama, kt.) duotų ribotą suvokimą apie tikėtinus elektros energijos sutaupymo mastus, todėl šios priemonės skirstomos pagal kainos ir efekto potencialus.

Siekiant visapusiškai įvertinti galimybes pritaikyti Lietuvoje skirstomojo tinklo nuostolių mažinimo priemones sudaryta 4 žingsnių elektros skirstymo efektyvumo didinimo galimybių analizės metodika.

Pav. 16: Elektros energijos skirstymo efektyvumo analizės metodikos santrauka

35

I. Skirstomojo tinklo analizė

1. Istorinių nuostolių duomenų vertinimas

2013 – 2014 m. nuostoliai sumažėjo nuo 7,90 proc. iki 7,50 proc., vertinant absoliučia išraiška – nuo 203 GWh iki 178 GWh.

Pav. 17: Elektros energijos skirstomojo tinklo nuostoliai, GWh22

2. Pagrindinių nuostolių priežasčių identifikavimas

Potencialios skirstomojo tinklo nuostolių priežastys kategorizuojamos pagal tinklo elementus: linijos, transformatoriai ir tinklo valdymas. Tuomet vertinamas kiekvienos priežasties aktualumas Lietuvoje.

Pav. 18: Potencialių elektros energijos skirstymo nuostolių priežasčių aktualumo Lietuvoje vertinimas23

22 Šaltinis: Valstybinė kainų ir energetikos kontrolės komisija 23 Šaltinis: Jignesh Parmar „Electrical Notes“

36

II. Elektros energijos nuostolių prognozė 2020 m.

1. Elektros energijos vartojimo prognozė

2014 m. bendras elektros energijos vartojimas Lietuvoje siekė 10,8 TWh. Tikėtinas elektros energijos vartojimas 2015 – 2020 m. vertinamas remiantis elektros energijos perdavimo tinklo operatoriaus prognoze. Pagal ją, elektros energijos vartojimas 2020 m., priklausomai nuo scenarijus, sieks nuo 11,99 iki 13,14 TWh, t.y. vartojimas augs nuo 11 iki 22 proc.

Pav. 19: Elektros energijos vartojimo prognozė 2015 – 2020 m., TWh

2. Skirstomojo tinklo nuostolių prognozė 2020 m.

Bazinė perdavimo tinklo nuostolių prognozė 2020 m. vertinama priimant prielaidą, kad nuostoliai augs tolygiai elektros energijos vartojimui. Bazinė prognozė naudojama kaip atskaitos taškas, pagal kurį vertinamas tikėtinas siūlomų priemonių efektas.

Pav. 20: Elektros energijos nuostolių skirstomajame tinkle prognozė, bazinis scenarijus, GWh

37

Siekiant visapusiškai vertinti elektros energijos skirstymo nuostolius ir tikėtiną siūlomų priemonių efektą, papildomai analizuojama nuostolių prognozė procentine išraiška.

Pav. 21: Elektros energijos nuostolių skirstomajame tinkle prognozė, bazinis scenarijus, %

III. Efektyvumo didinimo priemonių sąrašo sudarymas

1. Gerųjų užsienio praktikų apžvalga

Siekiant išskirti gerąsias tinklo nuostolių mažinimo praktikas, analizuojamos JAV ir ES šalyse įgyvendintos nuostolių mažinimo priemonės.

2. Pagrindinių skirstomojo tinklo elementų analizė

Analizuojami tinklo elementai, kurie sudaro didžiausią tinklo nuostolių dalį, ir ieškoma priemonių, kurios sumažintų nuostolius šiuose elementuose. Taip pat vertinamas tikėtinas priemonių efektas bei tikėtina jų kaina.

3. Skirstomojo tinklo valdymo analizė

Vertinamos galimybės pritaikyti tinklo valdymo priemones elektros energijos nuostoliams mažinti.

IV. Priemonių reitingavimas

1. Priemonių reitingavimas pagal jų kainą

Pagal III etapo rezultatus sudaromas priemonių sąrašas, išrikiuojant jas pagal kainos ir tikėtino efekto santykį.

38

4.2. Transformatoriai

Elektros energijos skirstomojo tinklo operatoriui AB „Lesto“ (toliau – STO) priklauso 362 110 kV transformatoriai, kurių galia 2,5 – 63,0 MVA, ir 262 35 kV transformatoriai, kurių galia 0,1 – 16,0 MVA.

Lentelė 18: Skirstomojo tinklo transformatoriai

Įtampa Skaičius

110 kV 362

35 kV 262

Iš viso 624

Transformatorių elektros energijos nuostolius sudaro kintami (apkrovos) nuostoliai ir tuščios eigos nuostoliai. Kintamų nuostolių dydis priklauso nuo transformatoriaus apkrovos, o tuščios eigos nuostolių dydis priklauso nuo transformatoriaus tipo ir galios.

Bendri 110 kV ir 35 kV transformatorių tuščios eigos nuostoliai siekia apie 69 GWh per metus ir sudaro apie 0,6 procentinio punkto skirstomojo tinklo elektros energijos nuostolių. 110 kV transformatorių nuostolių galia yra nuo 6 iki 86 kW, jų nuostoliai siekia apie 54 GWh per metus. 35 kV transformatorių nuostolių galia yra nuo 0,4 iki 24,3 kW, jų nuostoliai siekia apie 15 GWh per metus.

Pav. 22: 110 kV transformatorių tuščios eigos nuostoliai, kW

Pav. 23: 35 kV transformatorių tuščios eigos nuostoliai, kW

39

Kadangi tuščios eigos nuostolių dydis priklauso nuo transformatoriaus galios, netikslinga eksploatuoti perteklinės galios transformatorių. Optimali transformatoriaus galia yra tokia, su kuria vidutinė transformatoriaus apkrova siektų 50-70 proc. Tokia apkrova užtikrina, kad magnetiniai nuostoliai sudarytų kuo mažesnę visų nuostolių dalį.

Pagal 2013 m. transformatorių maksimalios apkrovos duomenis, daugiau nei 70 proc. 110 kV transformatorių ir daugiau nei 75 proc. 35 kV transformatorių apkrova yra mažesnė nei optimali. Transformatorių apkrova analizuojama pagal maksimalios, o ne vidutinės apkrovos rodiklį – taip užtikrinama, kad elektros energijos vartojimo pikų metu transformatorių apkrova neviršys vardinės jų galios (ilgalaikis vardinės galios viršijimas trumpina transformatorių naudojimo laiką).

Pav. 24: Maksimali 110 kV transformatorių apkrova,%, 2013 m.

Pav. 25: Maksimali 35 kV transformatorių apkrova,%, 2013 m.

40

Tuščios eigos nuostolių dydis taip pat priklauso nuo transformatoriaus tipo – naujų ir modernių

transformatorių nuostoliai yra ženkliai mažesni nei senųjų, prieš 40 metų įrengtų transformatorių.

Vertinama, kad naujo 110 kV transformatoriaus tuščios eigos nuostoliai, priklausomai nuo jo galios,

yra 13 – 58 proc. mažesni, lyginant su prieš 40 ar daugiau metų įrengtu transformatoriumi. 35 kV

transformatorių atveju vertinama, kad naujo transformatoriaus tuščios eigos nuostoliai, priklausomai

nuo jo galios, yra 26 – 59 proc. mažesni, lyginant su prieš 40 ar daugiau metų įrengtu

transformatoriumi.

STO transformatoriams taiko 40 m. nusidėvėjimo normą, pagal kurią 143 110 kV transformatoriai ir

139 35 kV transformatoriai jau yra nusidėvėję arba nusidėvės iki 2020 m. Iš jų 61 110 kV ir 87 35 kV

transformatorių galia yra perteklinė, t.y. jų apkrova yra mažesnė už optimalią. Atsižvelgiant į

transformatorių nusidėvėjimo ir perteklinės galios problemas bei remiantis gerosiomis užsienio

praktikomis, išskiriamos 4 tuščios eigos nuostolių mažinimo kryptys:

1. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 110 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios

transformatorius.

2. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios

transformatorius.

3. Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais

transformatoriais.

4. Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais

transformatoriais.

41

4.2.1. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 110 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius

Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas ir perteklinės jų galios atsisakymas sutaupytų 5 900 – 6 700 MWh elektros energijos per metus. Perteklinė galia apskaičiuojama pagal transformatorių apkrovos prognozę 2020 m. numatant, kad maksimali apkrova po rekonstrukcijos turi neviršyti optimalios ribos. Vertinama, kad iš viso yra 61 110 kV transformatorių, kurie jau nusidėvėję ar iki 2020 m. nusidėvės ir kurių vardinė galia 2020 m. būtų perteklinė. Keičiant šiuos transformatorius numatoma analizuoti galimybes sumažinti jų galią.

Lentelė 19: Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių pakeitimo ir perteklinės galios atsisakymo efektas elektros energijos nuostoliams

Vardinė galia, MVA

Transformatorių skaičius Tikėtini sutaupymai, MWh / metus

Nuo Iki

6,3 12 700 800

7,5 3 400 500

10,0 14 1 400 1 500

15,0 3 500 600

16,0 21 1 600 1 700

25,0 6 1 000 1 100

31,5 1 200 300

32,0 1 100 200

Iš viso 61 5 900 6 700

110 kV transformatoriaus įsigijimo ir įrengimo kaina priklauso nuo jo galios ir siekia nuo 240 tūkst. EUR iki 600 tūkst. EUR. Transformatoriaus nusidėvėjimo laikotarpis yra 40 m., todėl priemonės kaina vertinama padalinant transformatoriaus kainą 40 m. laikotarpiui.

Lentelė 20: Priemonės kainos ir efekto santykio vertinimas

Elektros energijos sutaupymai MWh/m. 5 900 – 6 700

Priemonės kaina, EUR/MWh 56 – 110

42

4.2.2. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius

Vertinama, kad nusidėvėjusių 35 kV transformatorių keitimas ir perteklinės jų galios atsisakymas sutaupytų 3 100 – 4 100 MWh elektros energijos per metus. Perteklinė galia apskaičiuojama pagal transformatorių apkrovos prognozę 2020 m. numatant, kad maksimali apkrova po rekonstrukcijos turi neviršyti optimalios ribos. Vertinama, kad iš viso yra 87 35 kV transformatoriai, kurie jau nusidėvėję ar iki 2020 m. nusidėvės ir kurių vardinė galia 2020 m. būtų perteklinė. Keičiant šiuos transformatorius numatoma analizuoti galimybes sumažinti jų galią.

Lentelė 21: Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių pakeitimo ir perteklinės galios atsisakymo efektas elektros energijos nuostoliams

Vardinė galia, MVA


Nuo Iki

1,8 8 300 400

2,5 8 200 300

3,2 7 300 400

4,0 38 1 100 1 200

4,5 13 400 500

5,0 1 50 100

6,3 6 300 400

7,5 2 100 200

10,0 1 50 100

10,5 1 100 200

16,0 2 200 300

Iš viso 87 3 100 4 100



Elektros energijos sutaupymai, MWh/m. 3 100 – 4 100


43

4.2.3. Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais

Vertinama, kad nusidėvėjusių 110 kV transformatorių, kurių galia nėra perteklinė, pakeitimas sutaupytų 3 500 – 4 000 MWh elektros energijos per metus. Iš viso tokių transformatorių yra 51. Vieno transformatoriaus pakeitimas, priklausomai nuo jo galios ir tipo, sutaupys nuo 4 iki 180 MWh elektros energijos per metus.

Lentelė 23: Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių pakeitimo efektas elektros energijos nuostoliams

Vardinė galia, MVA


Nuo Iki

6,3 11 100 200

10,0 8 400 500

16,0 20 1.500 1.600

25,0 11 1.300 1.400

40 1 200 300

Iš viso 51 3 500 4 000



Elektros energijos sutaupymai, MWh/m. 3 500 – 4 000


44

4.2.4. Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais

Vertinama, kad nusidėvėjusių 35 kV transformatorių, kurių galia nėra perteklinė, pakeitimas sutaupytų 600 – 1 025 MWh elektros energijos per metus. Iš viso tokių transformatorių yra 27. Vieno transformatoriaus pakeitimas, priklausomai nuo jo galios ir tipo, sutaupys nuo 1 iki 110 MWh elektros energijos per metus.

Lentelė 25: Nusidėvėjusių 35 kV transformatorių pakeitimo efektas elektros energijos nuostoliams

Vardinė galia, MVA


Nuo Iki

1,0 5 50 75

1,8 7 200 300

2,5 4 50 75

3,2 1 50 75

4,0 4 50 100

6,3 4 50 100

16,0 2 100 200

Iš viso 27 600 1 025



Elektros energijos sutaupymai, MWh/m. 600 – 1 025


45

4.3. Transformatorinės

STO priklauso apie 39 tūkst. transformatorinių, kuriose sumontuota virš 47 tūkst. 10/0,4 kV transformatorių. 10/0,4 kV transformatoriai yra itin svarbūs tinklo elementai - jie sumažina elektros energijos įtampą prieš perduodant elektros energiją galutiniams vartotojams.

4.3.1. Transformatorinių statymas arčiausiai elektros energijos vartotojų centrų

Lietuvos elektros energijos skirstomojo tinklo plėtra pradėta ganėtinai seniai, kai pagrindinių elektros energijos vartojimo centrų išdėstymas buvo kitoks nei 2015 m. Besivystant šalies ekonomikai atsirado naujų elektros energijos vartojimo centrų (naujos gamyklos, augantys didžiųjų miestų priemiesčiai ir kt.), o dalis buvusių vartojimo centrų pasikeitė (uždarytos gamyklos, netankiai apgyvendinti šalies rajonai ir kt.).

Dėl tokių vartojimo pokyčių gali susidaryti situacija, kai transformatorinės yra sąlyginai nutolusios nuo didelių elektros energijos vartotojų. Tokiu atveju elektros energija ilgesnį atstumą turi būti skirstoma maitinimo linijomis, kuriose susidaro dideli įtampos kritimai ir elektros energijos nuostoliai. Atsižvelgiant į gerąsias elektros energijos tinklo plėtros planavimo praktikas, tikslinga ieškoti galimybių įrengti naujas transformatorines ar perkelti esamas transformatorines arčiau vartojimo centrų.

Siekiant įgyvendinti šią priemonę, būtina atlikti detalią tinklo struktūros ir elektros energijos vartotojų analizę. Tikėtinas priemonės efektas kiekvienu atveju priklausytų nuo pasirinktos naujos tinklo topologijos, transformatorinės apkrovos, vartotojų įpročių, linijų tipų ir kitų parametrų.

46

4.4. Tinklo valdymas

Plėtojant tinklo valdymo priemones Lietuvoje ypatingas dėmesys skiriamas išmaniojo tinklo technologijų vystymui. Visuotinai priimto išmaniųjų tinklų apibrėžimo nėra, tačiau plačiąją prasme – tai visos elektros energetikos sistemos, nuo gamybos iki vartojimo, valdymo perkėlimas į elektroninę erdvę. Išmanieji tinklai padeda lanksčiau valdyti tinklą, greičiau identifikuoti gedimus, operatyviau juos šalinti, tiksliau planuoti tinklo režimus, efektyviau išnaudoti turimus pajėgumus, užtikrinti reikiamus elektros energijos kokybės parametrus bei mažinti elektros energijos nuostolius.

STO išskiria mažai automatizuotą vidutinės įtampos tinklo valdymą kaip vieną pagrindinių skirstomojo tinklo problemų. Skirstomajame tinkle paskutinį dešimtmetį prioritetas skiriamas aukštesnės įtampos tinklo elementų (110 kV pastočių, 35 kV linijų ir 35 kV pastočių) valdymo automatizavimui. Per šį laikotarpį 110 kV ir 35 kV pastotės bei jose esantys 10 kV komutaciniai aparatai prijungti prie nuotolinio valdymo įrangos (SCADA), dalyje 10 kV linijų sumontuoti automatiniai jungtuvai, taip suteikiant galimybę realiu laiku stebėti pastočių darbą ir, esant poreikiui, atlikti reikalingus perjungimus atskiruose tinklo segmentuose. Prioretizavus aukštesnės įtampos įrenginius, didelė dalis vidutinės įtampos įrenginių išliko neautomatizuoti.

Lentelė 27: Skirstomojo tinklo vidutinės įtampos elementų automatizavimas, 2014 m.

Tinklo elementų grupė Elementų kiekis, vnt.

Įrenginiai, kurie turi nuotolinio arba autonominio automatizuoto valdymo galimybę

10 kV linijos 7 180

Valdomi linijiniai jungtuvai – 5 233 vnt.

Trumpojo jungimo indikatoriai su informacijos perdavimu į SCADA – 185 vnt.

Automatiniai jungtuvai – 104 vnt.

10/0,4 kV transformatorinės 39 351 32 vnt.

STO investicijų plane 2015 – 2025 m. numatomos 6 priemonės išmaniai valdomų tinklų plėtrai:

1. Išmaniųjų apskaitų pilotinis projektas.

2. Kontrolinių apskaitų diegimo projektas.

3. Technologinio turto valdymo sistemos diegimas.

4. Tinklo automatizavimo pilotiniai projektai.

5. Vieningo dispečerinio centro ir skirstomojo tinklo valdymo sistemos (DMS) įdiegimas.

6. SCADA valdymo sistemų atnaujinimas.

1-3 priemonės yra susijusios su elektros energijos vartojimu, todėl yra neaktualios šio dokumento kontekste. 4-6 priemonės yra aktualios, nes sudarys galimybes diegti išmaniųjų tinklų technologijas, skirtas elektros energijos nuostoliams mažinti.. Numatoma vertinti galimybes diegti šias išmaniojo tinklo valdymo technologijas, mažinančias elektros energijos nuostolius:

1. Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas.

2. Nuotolinis transformatorių apkrovos valdymas.

47

4.4.1. Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas (angl. Var/Volt control optimisation)

Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas yra pažangi tinklo valdymo priemonė, nustatanti

geriausią kontrolinių veiksmų rinkinį visiems įtampą reguliuojantiems įrenginiams, tokiems kaip

įtampos stabilizatorius, ir reaktyviąją galią kontroliuojantiems įrenginiams, tokiems kaip

kondensatorių baterijos. Nustatydama kontrolinius veiksmus sistema atsižvelgia į jai numatytus

tikslus bei tinklo darbo apribojimus (įtampos ir apkrovos ribas). Galimi sistemos veiklos tikslai:

mažinti elektros energijos nuostolius;

mažinti elektros energijos gamybinių pajėgumų poreikį;

mažinti elektros energijos vartojimą;

aukščiau minimų tikslų kombinacija.

Egzistuoja trys pagrindinės šios technologijos variacijos:

1. Integruotas įtampos ir reaktyviosios galios valdymas (angl. Integrated Volt and var Control) –

bazinė technologijos versija.

2. Integruotas įtampos ir reaktyviosios galios valdymas ir optimizacija (angl. Integrated Volt and

var Control and Optimisation) – perspektyvinė technologija, kuri, naudodama pilnus įtampos

duomenis, atlieka simuliacijas beveik realiu laiku.

3. Adaptyvus įtampos ir reaktyviosios galios valdymas (angl. Adaptative Volt and var Control) –

ši sistema koreguoja kontrolinių veiksmų pasirinkimo algoritmą, įtraukdama informaciją apie

istorinius įtampos ir reaktyvios galios reguliavimo veiksmus.


2009 m. JAV energetikos departamentas suteikė paramą 26 integruoto įtampos ir reaktyviosios galios valdymo projektams. 2012 m. pateikti tarpiniai projektų rezultatai yra teigiami. Po integruoto įtampos ir reaktyviosios galios valdymo įdiegimo iš 31 tirtos linijos pusėje nuostoliai sumažėjo tarp 0 ir 5 proc., o dar 5 linijose nuostoliai sumažėjo daugiau nei 5 proc.

2013 m. Oklahomos valstijos elektros energijos perdavimo ir skirstymo sistemos operatorius „Oaklahoma gas and electricity company“ įdiegė integruotą įtampos ir reaktyviosios galios valdymą 12,47 kV ir 34,5 kV skirstomojo tinklo dalyse. Minėtose tinklo dalyse sistema sumažino pikinę elektros energijos paklausą 2 proc.

48

4.4.2. Nuotolinis mažai apkrautų transformatorių išjungimas TP su dviem ar daugiau transformatorių

Tuščios eigos nuostolius transformatoriai patiria nepriklausomai nuo apkrovos, todėl TP, turinčiose daugiau nei 1 transformatorių, mažos apkrovos metu prasminga vieną iš jų išjungti. Iš viso yra 55 110 kV TP ir 65 35 kV TP, kurios turi daugiau nei 1 transformatorių. Didelės dalies transformatorių, esančių šiose TP, apkrova yra itin maža. Pavyzdžiui, 110 kV TP, turinčiuose daugiau nei 1 transformatorių, iš viso yra 298 transformatoriai, tačiau tik 84 transformatorių maksimali apkrova viršija 50 proc. Tuo tarpu 35 kV TP, turinčiuose daugiau nei 1 transformatorių, iš viso yra 132 transformatoriai, tačiau tik 40 transformatorių maksimali apkrova viršija 50 proc. Svarbu pabrėžti, kad transformatorių apkrovos valdymas ir išjunginėjimas yra įmanomas tik tose TP prie kurių prijungtų elektros energijos vartotojų patikimumo kategorija yra žemesnio nei 2-tojo lygmens.

Norint išjungti mažai apkrautus transformatorius reikia fiziškai atvykti į TP. Toks darbas užima daug laiko ir, tinklo valdymo požiūriu, yra nelankstus. Praktiškai įgyvendinti šią priemonę įmanoma tik centralizuotai nuotoliniu būdu valdant transformatorių apkrautumą. Remiantis gerosiomis užsienio praktikomis, taip pat svarbu vertinti tikėtiną transformatorių išjungimo efektą elektros energijos tiekimo patikimumui. Atsižvelgiant į tai, numatoma ieškoti galimybių įdiegti tinklo valdymo priemones, kurios leistų transformatorius valdyti nuotoliniu būdu.

49

4.5. Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Pagal atskirų priemonių analizės rezultatus sudaromas reitinguotas elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas. Priemonės reitinguojamos pagal kainos ir efekto santykį – 1 MWh elektros energijos sutaupymo kainą per metus. Svarbu pabrėžti, kad vertinti finansinį priemonių atsiperkamumą tik pagal elektros energijos sutaupymų kainą yra netikslinga, pagal tokį vertinimą visų priemonių atsipirkimo laikotarpis viršija 30 metų. Analizuojant finansinį atsiperkamumą būtiną atsižvelgti ir į kitas papildomas priemonių naudas – elektros energetikos sistemos modernizavimą bei elektros energijos tiekimo patikimumo ir saugumo užtikrinimą.

Vertinama, kad efektyviausios yra priemonės, susiję su nusidėvėjusių transformatorių atnaujinimu. Efektyviausia iš jų – mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius, 1 MWh elektros energijos sutaupymas tokiu atveju kainuoja apie 35 – 121 EUR/m.

Dėl didelio skaičiaus neapibrėžtumų dalies priemonių kainos ir efekto santykio rėžis yra ganėtinai platus, todėl šios priemonės suskirstytos pagal efekto ir kainos diapazonus:

Mažas potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį iki 1 000 MWh/m. ir iki 0,01 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos skirstymo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju mažas potencialas reiškia preliminarią kainą, siekiančią iki 500 EUR/MWh/m.;

Vidutinis potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį tarp 1 000 ir 5 000 MWh/m. ir tarp 0,01 ir 0,05 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos skirstymo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju vidutinis potencialas reiškia preliminarią kainą, siekiančią tarp 500 ir 1 000 EUR/MWh/m.;

Didelis potencialas – efekto atveju reiškia preliminarų elektros energijos sutaupymą, siekiantį virš 5 000 MWh/m. ir virš 0,05 procentinio punkto nuo tikėtino elektros energijos skirstymo nuostolių dydžio 2020 m. Kainos atveju preliminarią kainą, siekiančią virš 1 000 EUR/MWh/m.

50

Lentelė 28: Elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Nr. Priemonė Efektas Kaina, EUR/MWh/m.

MWh/m. Nuostolių dalis 2020 m., %

1. Mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius

3 100 – 4 100 0,030 – 0,039 (-35; -121)


5 900 – 6 700 0,056 – 0,064 (-56; -110)

3. Nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais

3 500 – 4 000 0,033 – 0,038 (-92; -218)


600 – 1 025 0,006 – 0,010 (-71; -374)

5. Nuotolinis mažai apkrautų transformatorių išjungimas TP su 2 ar daugiau transformatorių


6. Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas


7. Transformatorinių statymas arčiausiai elektros energijos vartotojų centrų

mažas maža didėlė

51

5. Apkrovos valdymas

Apkrovos valdymas yra procesas, leidžiantis valdyti elektros energijos paklausą (apkrovą), reaguojant į elektros energijos pasiūlos tendencijas. Apkrovos valdymas užtikrina elektros tinklų stabilumą, padeda į tinklą efektyviai integruoti atsinaujinančius išteklius naudojančias elektrines ir sumažina apkrovos pikus. Šiame skyriuje aptariamos apkrovos valdymo priemonės, kurias potencialiai būtų galima pritaikyti Lietuvoje.

Vertinama, kad ES šalyse apkrovos valdymo priemonės gali sumažinti apkrovos pikus nuo 6 iki 11 proc., priklausomai nuo elektros energijos vartojimo pasiskirstymo tarp pramonės ir namų ūkių. Galimi 3 apkrovos valdymo priemonių efektai:

Pikinės apkrovos sumažinimas – apkrovos sumažinimas kritinėmis valandomis, tipiškai keletui valandų ar parų per metus, tai padaryti prireikia dėl gamybinių įrenginių avarijų, tinklo gedimų ar kitų iš anksto nenumatytų veiksnių, keliančių grėsmę elektros energijos tiekimo patikimumui. Apkrovos sumažinimo efekto gali būti siekiama ir nepikinės apkrovos metu. Elektros energetikos sistemoje ar tinklo segmente gali būti toks darbo režimas, kai atsiras poreikis sumažinti apkrovimą. Pavyzdžiui, atsijungus generatoriui ar linijai bei siekiant užtikrinti sistemos ar generatorių/generatoriaus stabilumo sąlygas;

Pikinės apkrovos perkėlimas – elektros energijos vartotojų įpročių keitimas, perkeliant vartojimą iš pikinės apkrovos laikotarpių į nepikinės apkrovos laikotarpius. Tipiškai stengiamasi apkrovą perkelti iš ankstyvo vakaro į vėlyvesnį vakarą;

Nepikinės apkrovos padidinimas – vartojimo didinimas valandomis, kai elektros energijos kaina itin maža. Pavyzdžiui, Skandinavijos valstybėse vartojimas didėja naktimis, kai vėjo elektrinėse pagaminamas sąlyginai didelis elektros energijos kiekis, lyginant su vartojimu.

Pav. 26: Galimas apkrovos valdymo priemonių efektas

Toliau aptariami 3 pagrindiniai apkrovos valdymo priemonių tipai:

1. Dinamiška kainodara.

2. Pertraukiamieji tarifai.

3. Tiesioginis apkrovos valdymas.

5.1. Dinaminė kainodara

Dinaminė kainodara yra elektros energijos kainodaros sistema, skirta motyvuoti vartotojus perkelti vartojimą iš pikinės apkrovos laikotarpių į nepikinės apkrovos laikotarpius. 3 pagrindinės dinaminės kainodaros rūšys yra:

Keleto laiko zonų tarifas – sistema, kai elektros energijos vartojimas padalinamas į laiko zonas, kurioms nustatomi skirtingo dydžio elektros energijos tarifai. Tipiškai 24 paros valandos sugrupuojamos į tris zonas: žemos apkrovos zoną, įprastos apkrovos zoną ir pikinės apkrovos zoną. Taip pat gali būti įtraukiamos kainos variacijos tarp šiokiadienių ir savaitgalių. Tarifai laiko zonoms priskiriami taip, kad jų dydis būtų tiesiogiai proporcingas tinklo apkrovai. Tokiu būdu elektros energijos vartotojai yra motyvuojami perkelti vartojimą iš pikinės

52

apkrovos zonos į mažos ar įprastos apkrovos zonas. Ši sistema yra taikoma ir Lietuvoje: STO siūlo dviejų laiko zonų tarifą, juo gali pasinaudoti vartotojai, turintys tam reikalingus skaitiklius;

Kritinių pikų tarifas – sistema, analogiška keleto laiko zonų tarifui, su viena papildoma dedamąja - itin dideliu elektros energijos tarifu kritinių pikų metu. Šiame kontekste kritiniu piku laikomi tokie apkrovos mastai, kai iškyla grėsmė elektros energijos tiekimo patikimumui. Tipiškai ši sistema naudojama kaip papildoma dedamoji keleto laiko zonų tarifui, o kritinių pikų tarifas aktyvuojamas tik keletui valandų ar parų per metus. Norint įgyvendinti šią priemonę būtina įdiegti sistemą, leidžiančią efektyviai iš anksto informuoti vartotojus apie kritinių pikų tarifus;

Realaus laiko elektros energijos tarifas – sistema, kai elektros energijos tarifas atspindi didmeninę elektros energijos kainą. Dažniausiai sudaromi valandiniai tarifai, kurie paskelbiami prieš dieną arba prieš valandą.

Dinaminės kainodaros priemonėms įdiegti būtina išmaniojo tinklo technologijų plėtra. Šiame kontekste svarbiausias yra išmaniosios apskaitos diegimas. STO 2015 – 2025 m. investiciniame plane numato išmaniųjų apskaitų pilotinį projektą. Projekto metu numatoma įdiegti 3 000 išmaniųjų skaitiklių ir realiu laiku juos patikrinti. Šio projekto kontekste taip pat yra tikslinga apžvelgti galimybes panaudoti išmaniuosius skaitiklius.

5.2. Pertraukiamieji tarifai

Pertraukiamieji tarifai yra pikinės apkrovos sumažinimo priemonė, kuria trumpam laikui sustabdomas elektros energijos tiekimas didiesiems elektros energijos vartotojams mainais už mažesnį elektros energijos tarifą ar fiksuoto dydžio nuolaidą. Pertraukiamieji tarifai yra taikomi pramonės įmonėms, kurių elektros energijos įvado galia yra sąlyginai didelė ir kurioms trumpalaikiai elektros energijos tiekimo sustabdymai nesukelia reikšmingų gamybinio proceso trikdžių. Pagrindiniai pertraukiamųjų tarifų tipai:

Elektros energijos vartojimo sumažinimo tarifas – mažesnis elektros energijos tarifas mainais už tai, kad, esant poreikiui, vartotojas sumažins elektros energijos vartojimą;

Nuolaida dėl pertraukiamo elektros energijos tiekimo – fiksuoto dydžio nuolaida vartotojui mainais už tai, kad didelės apkrovos metu elektros energijos tiekimas vartotojui gali būti sumažinamas arba nutraukiamas.

5.3. Tiesioginis apkrovos valdymas

Tiesioginis apkrovos valdymas yra pikinės apkrovos sumažinimo sistema, kai tinklo operatorius gali kontroliuoti dalį elektros energijos vartotojų prietaisų (pvz.: sumažinti oro kondicionieriaus galią ar išjungti elektrinį vandens šildymo katilą) mainais už fiksuotą nuolaidą vartotojui. Šią priemonę galima taikyti ir dideliems elektros energijos vartotojams ir mažiesiems, tokiems kaip namų ūkiai. Priemonės įgyvendinimui yra būtini atitinkami išmaniojo tinklo sprendimai bei papildomų įrenginių, tokių kaip nuotoliniu būdų kontroliuojami termostatai ar kitų elektros energiją naudojančių įrenginių jungikliai, įdiegimas.

Šiuo metu STO jau naudoja automatinį dažninį nukrovimą. Elektros energetikos sistemoje dažniui pažemėjus iki tam tikros reikšmės, dalis vartotojų automatiškai atjungiama. Atjungimai vykdomi TP atjungiant jungtuvą t.y. ir nueinančią liniją. Tai daroma be vartotojo sutikimo, todėl tai nėra apkrovos valdymo paslauga. Ateityje valdant apkrovas tikimasi, kad tai galėtų vykti ir su vartotojo sutikimu.

53

5.4. Rekomendacijos apkrovos valdymo priemonių įtvirtinimui

Didžiausias apkrovos valdymo priemonių diegimo iššūkis yra kontrolės mechanizmo sukūrimas. Reikalingas toks kontrolės mechanizmas, kuris optimaliai panaudotų apkrovos valdymo priemones, balansuojant visos elektros energetikos sistemos ir atskirų vartotojų poreikius. Mechanizmo suformavimui būtina paruošti detalų elektros energijos vartojimo modelį, kuris analizuotų vartojimą ir visos sistemos, ir atskirų komponentų pjūviais. Pagal šį modelį būtų galima tiksliai įvertinti apkrovos valdymo priemonių poveikį ir sukurti optimalų priemonių kontrolės mechanizmą.

Skirtingo tipo apkrovos valdymo priemonės yra tarpusavyje suderinamos, tuo pat metu galima taikyti keletą iš jų. Rekomenduojama priemones vystyti PTO ir STO bendradarbiaujant su elektros energetikos sektoriaus reguliatoriumi VKEKK. Siūloma kartu suderinti galutinį priemonių sąrašą, nustatyti apkrovos valdymo priemonių plėtros tikslus ir įgyvendinimo finansavimą.

54

6. Scenarijų vertinimas

Siekiant palyginti priemonių efektą, priklausomai nuo jų įgyvendinimo masto, sudaryti 3 priemonių įgyvendinimo scenarijai:

A. Atskaitos scenarijus.

B. Įrangos atnaujinimo.

C. Pilno priemonių paketo įgyvendinimo.

A. Atskaitos scenarijus

Šis scenarijus analizuojamas kaip atskaitos taškas, jei šiame dokumente aptariamos priemonės nebūtų įgyvendinamos. Trumpuoju laikotarpiu tai sumažintų tinklo atnaujinimo išlaidas, tačiau ilguoju laikotarpiu toks sprendimas būtų netvarus. Neįgyvendinant dokumente aptariamų priemonių, nuostolių augimo tempas nelėtėtų, 2020 m. elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostoliai siektų apie 1 207 GWh.

Be to, šio scenarijaus atveju nebūtų atnaujinami pagrindiniai tinklo elementai, todėl iškiltų grėsmė elektros energetikos sistemos patikimumui. Taip pat nebūtų įgyvendinamos išmaniojo tinklo valdymo priemonės, kurios ilguoju laikotarpiu yra itin svarbios dėl atsinaujinančius išteklius naudojančių elektrinių ir paskirstytosios generacijos plėtros bei modernios elektros rinkos, kuri atitiktų ES elektros vidaus rinkos koncepciją, vystymosi.

B. Įrangos atnaujinimo scenarijus

Šio scenarijaus atveju būtų atnaujinami nusidėvėję įrenginiai, taip sumažinant elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostolius bei užtikrinant sistemos veikimo patikimumą, tačiau nebūtų įgyvendinamos priemonės, susijusios su tinklo valdymo modernizavimu. Scenarijų sudaro šios elektros energijos perdavimo efektyvumo didinimo priemonės:

aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai;

TP rekonstrukcija;

pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP.

Taip pat į scenarijų įtraukiamos šios elektros energijos skirstymo efektyvumo didinimo priemonės:

mažai apkrautų nusidėvėjusių 110 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius;

mažai apkrautų nusidėvėjusių 35 kV galios transformatorių keitimas į atitinkamos galios transformatorius;

nusidėvėjusių 110 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais;

nusidėvėjusių 35 kV transformatorių keitimas naujais, mažesnius nuostolius turinčiais transformatoriais;

transformatorinių statymas arčiausiai elektros energijos vartotojų centrų.

Įrangos atnaujinimo scenarijus sumažintų elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostolius 14 – 19 GWh/m. Tokiu atveju bendri perdavimo ir skirstymo elektros energijos nuostoliai 2020 m. siektų apie 1 188 – 1 193 GWh.

Įgyvendinant šio scenarijaus priemones ir įtraukiant pilną jų kaina į elektros energijos tarifus, apie 0,015 EUR ct./kWh padidėtų elektros energijos perdavimo aukštos įtampos tinklais kaina bei apie 0,033 EUR ct/kWh. padidėtų elektros energijos skirstymo žemos įtampos tinklais kaina.

55

C. Pilno priemonių paketo įgyvendinimas

Į šį scenarijų patenka visos dokumente analizuojamos priemonės. Įgyvendinus šį scenarijų būtų atnaujinami nusidėvėję tinklo elementai, taip sumažinant elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostolius bei užtikrinant tinklo patikimumą. Taip pat būtų diegiamos išmaniojo tinklo technologijos, kurios leistų efektyviau valdyti aktyviąją ir reaktyviąją galią, bei priemonės, kurios leistų efektyviau valdyti transformatorių apkrovą. Šio priemonių paketo efektas siektų apie 16 – 30 GWh/m, tokiu atveju bendras nuostolių dydis 2020 m. siektų apie 1 177 – 1 191 GWh/m.

Įgyvendinant C scenarijaus priemones būtų atnaujinama elektros energijos perdavimo ir skirstymo sistemų įranga, todėl būtų patiriami kaštai minėti B scenarijaus atveju: apie 0,015 EUR ct./kWh padidėtų elektros energijos perdavimo aukštos įtampos tinklais kaina bei apie 0,033 EUR ct./kWh padidėtų elektros energijos skirstymo žemos įtampos tinklais kaina. Papildomai C scenarijaus atveju elektros energijos perdavimo ir skirstymo kainos didėtų dėl tinklo valdymo priemonių įdiegimo. Jų efektas elektros energijos perdavimo ir skirstymo tarifams šiuo metu nėra aiškus ir priklauso nuo didelio skaičiaus objektyviai neapibrėžtų parametrų.

Pav. 27: Scenarijų efekto prognozė, elektros energijos perdavimo ir skirstymo nuostolių sumažinimas, GWh/m.

Rekomenduojama pasirinkti C scenarijų, kurio priemonės ne tik sumažintų elektros energijos nuostolius, bet ir padėtų modernizuoti tinklo valdymą bei užtikrintų aukštą elektros energijos tiekimo patikimumo lygį. Priemones rekomenduojama įgyvendinti PTO ir STO bendradarbiaujant su elektros energetikos sistemos reguliatoriumi VKEKK. Suderinus priemones, rekomenduojama jų įgyvendinimui reikalingas lėšas įtraukti atitinkamai į elektros energijos perdavimo ir skirstymo paslaugų tarifus.

56

Priedai

Priemonių sąrašas

Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonės tyrime vertinamos pagal neefektyviai naudojamo kuro pakeitimo kitu kuru ar ištekliais kainą. Tuo tarpu elektros energijos perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo priemonės tyrime vertinamos pagal tikėtiną 1 MWh sutaupytos elektros energijos kainą per m. Atsižvelgiant į rodiklių nesuderinamumą elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas pateikiamas atskirai.

Saulės šviesos energijos panaudojimo, dvipusės apskaitos pagrindu, kainos ir efekto santykis dėl duomenų trūkumo tyrime vertinamas preliminariai. Šiam vertinimui sudaryti kainos potencialo diapazonai:

Potencialiai maža – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti iki 10 EUR sutaupymą;

Potencialiai vidutinė – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti nuo 10 EUR sutaupymą iki 10 EUR išlaidas;

Potencialiai didelė – 1 MWh gamtinių dujų atsisakymo ir pakeitimo elektros energijos gamyba dvipusės apskaitos pagrindu saulės šviesos jėgainėse preliminari kaina siekianti virš 10 EUR.

Lentelė 29: Elektros energijos gamybos efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Nr. Priemonė Kaina, EUR/MWh/m.

1. Biomasė (-3,5; -15,6)

2. Hidroenergija (-3,5; -9,2)

3. Vėjo energija (-0,9; -9,2)

4. Saulės energija maža

5. Biodujos (+4,7; +30,0)

57

Bendras elektros energijos perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Dėl didelio skaičiaus neapibrėžtumų dalies priemonių kainos ir efekto santykio rėžis yra ganėtinai platus, todėl šios priemonės suskirstytos pagal efekto ir kainos diapazonus:

Mažas potencialas – preliminari kaina, siekianti iki 500 EUR/MWh/m.;

Vidutinis potencialas – preliminari kaina, siekianti tarp 500 ir 1 000 EUR/MWh/m;

Didelis potencialas – preliminari kaina, siekianti virš 1 000 EUR/MWh/m.

Lentelė 30: Elektros energijos perdavimo ir skirstymo efektyvumo didinimo priemonių sąrašas

Nr. Priemonė Kaina, EUR/MWh/m.


(-35; -121)


(-56; -110)


(-92; -218)


(-71; -374)

5. TP rekonstrukcija (-248; -362)

6. Pagrindinių įrenginių elementų skaičiaus mažinimas rekonstruojant arba statant naujas TP

maža

7. Aukštai temperatūrai atsparūs, mažo įlinkio oro linijų laidai vidutinė

8. Nuotolinis mažai apkrautų transformatorių išjungimas TP su 2 ar daugiau transformatorių

vidutinė

9. Išmanusis reaktyviosios galios ir įtampos valdymas vidutinė

10. Transformatorinių statymas arčiausiai elektros energijos vartotojų centrų

didėlė

11. Lanksti kintamos srovės perdavimo sistema didelė

12. SMART elektros energijos srauto kontrolė didelė

Priemonių įgyvendinimo grafikas

Documents

taip pat prijungimu prie energijos gamy - LRVenmin.lrv.lt/uploads/enmin/documents/files/Veikla/Veiklos sritys/energijos...energijos skirstytojai ir (arba) mažmeninės prekybos energija