Иван ИВАНОВ
Заместитель генерального директора
ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
e-mail: info@rosenergo.gov.ru
Татьяна ЕРШОВА
Руководитель департамента
перспективного развития и стратегии
ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
e-mail: ershovatv@rosenergo.gov.ru
Виолетта КИУШКИНА
Руководитель департамента энергетической безопасности и инфраструктуры
ФГБУ «РЭА» Минэнерго России, д. т. н.
e-mail: Kiushkina@rosenergo.gov.ru
Введение
Неоспоримым фактором современности является глобальное потепление. По оценке экспертов из Межправительственной группы по изменению климата, в последние 50 лет на Земле наблюдается значительный рост температуры и связанное с этим увеличение концентрации парниковых газов в атмосфере. Глобальное изменение климатических условий ведёт к повсеместным и необратимым последствиям для природных и антропогенных систем, а также к повышению рисков обеспечения устойчивого развития. Это объясняет необходимость минимизации воздействия на окружающую среду и адаптации человечества к возможным неблагоприятным последствиям путём сокращения выбросов парниковых газов, наращивания доли возобновляемых источников в производстве электроэнергии, лоббирования идей устойчивого развития и повышения энергоэффективности. Поэтому одной из основных задач, стоящих перед разработчиками систем энергогенерации, является низкоуглеродное развитие.
Разработка мер поддержки развития новых отраслей ТЭК, связанных с энергопереходом, является приоритетом
для правительства
Заместитель председателя Правительства Российской Федерации Александр Новак назвал главными целями энергетической стратегии России обеспечение энергобезопасности и сохранение лидерства страны на мировом рынке энергоресурсов. Одним из ключевых пунктов этого положения является разработка чистых технологий на основе природного газа с использованием водорода и метано-водородной смеси [1].
Председателем Правительства Российской Федерации Михаилом Мишустиным 29 октября 2021 года была подписана «Стратегия социально-экономического развития Российской Федерации с низком уровнем парниковых газов до 2050 года». Стратегия, в частности, акцентирует внимание на необходимости увеличения инвестиций в декарбонизацию экономики и делает ускоренную газификацию и производство сжиженного природного газа (СПГ) одним из приоритетных направлений в развитии нефтегазовой отрасли [2–5].
Государственной думой по итогам выступления А. В. Новака в рамках «правительственного часа» 23 марта 2022 года, принято постановление, рекомендующее правительству продолжить разработку мер поддержки развития новых отраслей ТЭК, связанных с переходом на низкоуглеродную траекторию развития экономики: водородной энергетики, возобновляемой энергетики, отрасли улавливания и хранения углекислого газа. При этом необходимо принимать во внимание особенности текущей экономической ситуации и ее влияние на состояние отраслей ТЭК; проработать вопрос газификации субъектов России, входящих в состав Восточной Сибири и Дальнего Востока вдоль трассы газопровода «Сила Сибири», а также продолжить работу по реализации ранее намеченных стратегических направлений развития в области электроэнергетики, в том числе модернизации объектов генерации, адаптации к энергетическому переходу, повышению энергетической эффективности применяемого оборудования, снижению уровня выбросов парниковых газов.
В настоящее время на государственном уровне уже принят пакет мер по повышению устойчивости экономики в условиях санкций, в том числе направленных на поддержку ТЭК и промышленности. Политико-экономическая ситуация особо акцентировала внимание на проблематике ускоренного научно-технического развития энергетики и импортозамещения как основного оборудования, так и комплектующих и запасных частей. Системная реализация данных мер на всех уровнях ставит перед нами задачу формирования комплекса методических подходов к разработке и оценке инвестиционных проектов, претендующих на меры поддержки со стороны государства.
В настоящей статье мы постарались кратко изложить результаты исследования, проведенного Российским энергетическим агентством в целях определения прозрачного методического подхода к оценке проектов в области традиционной и возобновляемой энергетики, развития распределенной генерации и газификации для удовлетворения потребностей населения и промышленности, в том числе на удаленных и труднодоступных территориях. Основными задачами и предпосылками исследования рассматривались обеспечение сбалансированного социально-экономического развития страны, в том числе за счет снабжения внутреннего рынка надежными источниками энергии, повышение качества жизни населения удаленных районов, снижение техногенного воздействия энерго- и теплогенерирующих объектов, пространственное, региональное и технологическое развитие энергетики, развитие производства и потребления СПГ и водородного топлива. Регионом исследования был выбран Дальневосточный федеральный округ (ДФО) России, как один из наиболее динамично развивающихся и сложных по структуре энергетического хозяйства.
Источник: VladimirE / depositphotos.com
Регион исследования
ДФО объединяет девять регионов: крупнейшую по площади в стране Республику Саха (Якутию), которая живёт в двух часовых поясах, три края (Хабаровский, Приморский и Камчатский), три области (Амурскую, Магаданскую и Сахалинскую), единственную в России автономную область – Еврейскую, а также Чукотский автономный округ, вышедший из состава Колымы. ДФО – крупнейший по размерам территории (более 6,1 млн км2 или 36 % площади всей страны), но самый малонаселенный округ в России (около 6,2 млн человек, или примерно 4,5 % населения РФ). Для округа характерна низкая плотность населения – чуть больше одного человека на квадратный километр, огромная неравномерность расселения – большая часть сосредоточена в Хабаровском и Приморском краях, а также в Приамурье, то есть, вдоль узкой полоски Транссиба [6].
Установленная мощность электрогенерации в целом по округу в 2021 году составила 18 048,32 МВт. В структуре мощности преобладают теплоэлектростанции – 11 706 МВт (65 %), ГЭС и ГАЭС обеспечивают 5696,8 МВт (33 %). Суммарная мощность станций с использованием ВИЭ составляет 265,9 МВт .
При этом в регионе, на Чукотке, работает единственная в мире малая плавучая атомная электростанция (ПАТЭС) «Академик М. В. Ломоносов» мощностью 106 МВт.
На Дальнем Востоке сосредоточены богатейшие запасы полезных ископаемых. Однако инвестиционная привлекательность ДФО осложняется рядом проблем:
сложными, даже экстремальными природно-климатическими условиями;
слабой освоенностью территорий, огромными расстояниями между регионами, до многих из которых добраться можно только на самолёте;
отдалённостью от промышленно-развитых районов страны;
недостатком транспортной инфраструктуры (за исключением южных регионов, расположенных вдоль Транссиба и БАМа);
изолированностью и обветшанием энергетической инфраструктуры;
продолжающимся оттоком населения;
экологическими проблемами, особенно в точках сырьевой экономики.
Основными направлениями развития региона являются масштабирование использования его ресурсной базы, освоение крупных месторождений полезных ископаемых, развитие экспортного потенциала региона и реализация крупных инфраструктурных проектов в области транспорта и энергетики. Главной проблемой развития энергосистемы ДФО, является удалённость крупных электростанций от потребителей при недостаточной пропускной способности электрических сетей, большое количество изолированных и труднодоступных территорий. В результате вопрос развития локальной энергетики, в том числе, на основе более экологически чистых СПГ и водорода, становится все более актуальным.
В настоящее время биоемкость ДФО превышает экологический след на 50–150 %, однако во многих районах России (Южные и Юго-Восточные) наблюдается обратная картина: экологический след на 50–150 % превышает биоемкость.
В целях замещения и вывода из эксплуатации неэффективных объектов электрической и тепловой генерации в рамках нового механизма конкурсного отбора инвестиционных проектов на базе долгосрочного рынка мощности предусматривается обеспечить строительство и модернизацию электростанций на Дальнем Востоке. В целях гарантированного обеспечения доступной электроэнергией жителей Дальнего Востока в перспективе до 2035 года предусматривается разработка и утверждение документов перспективного развития электроэнергетики [7].
Методы
Предлагаемый критериальный подход к оценке потенциала использования техники и технологий СПГ и водородного топлива для целей распределенной генерации и реализации государственных программных и проектных инициатив на территории ДФО сопряжен в том числе с анализом текущего состояния энергетической и коммунальных отраслей региона, моделированием потенциальной емкости рынка, уровня готовности отечественных технологий в сравнении с ведущими зарубежными аналогами, обоснованным выбором перспективных технических решений, определением целевых площадок для размещения энергоустановок.
В качестве критериев оценки потенциала предлагается использовать экономические (К1) и экологические критерии (К2-К4), а также региональные предпосылки (К5, К6).
К1. Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE). Традиционно для оценки потенциала, обоснования размещения объекта генерации на конкретной территории и выбора применяемых технологий используется показатель, учитывающий капитальные, эксплуатационные и финансовые затраты – нормированная стоимость электроэнергии или levelized cost of electricity (LCOE). Этот показатель применяется в расчётах для оценки усреднённой по годам стоимости производства электроэнергии при выборе определённой технологии, является основой будущего тарифообразования объекта генерации, обеспечивает стабильную цену для потребителей электроэнергии, а также приемлемую норму доходности инвестиций, учтённую в дисконтирующем множителе. Гибкость метода LCOE направлена на моделирование как текущих, так и прогнозных и/или благоприятных для повышения конкурентоспособности проекта условий.
LCOE представляет собой стоимость строительства и эксплуатации генерирующего объекта, выраженную в расчёте на 1 кВт·ч, на протяжении предполагаемого финансового цикла его окупаемости с учётом различных видов нагрузки (пиковой, базовой, сезонной). Основными параметрами, используемыми для расчёта LCOE, являются капитальные затраты, стоимость топлива, постоянные и переменные эксплуатационные издержки, стоимость финансирования, а также коэффициент загрузки для каждого типа электростанции. Все эти параметры варьируются в зависимости от географического расположения и применяемой технологии генерации.
Критерий LCOE широко применяется международными инвестиционными аналитиками и институтами развития, что демонстрирует прозрачность метода и создаёт предпосылки для расширения возможностей финансирования соответствующих проектов. В российской практике строительства электростанций нормированная стоимость электроэнергии в качестве показателя конкурентоспособности используется крупнейшими игроками. В том числе, госкорпорацией «Росатом» приняты единые методические рекомендации по определению показателя LCOE и предельной стоимости сооружения АЭС в России, обеспечивающей конкурентоспособный уровень показателя LCOE (утверждены приказом госкорпорации «Росатом» от 26.01.2015 г. № 1/42-П).
Также в мировой практике используется показатель нормированных альтернативных затрат на электроэнергию – levelized avoided cost of electricity (LACE). В нашем случае более дорогостоящему, сложному для расчёта и потому излишнему LACE мы предпочтём более простой метод, где оставим LCOE в качестве базового экономического критерия на стадии предпроектных исследований (К1) и соединим в одной модели LCOE с существенными экологическими и региональными критериями.
К2. Показатель выбросов вредных веществ в атмосферный воздух. При принятии инвестиционного решения по строительству энергетического объекта необходимо учитывать экологические аспекты, а не только техническую обоснованность и экономическую выгоду. Негативное воздействие на окружающую среду жизненного цикла энергетического объекта рассматривается и оценивается в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и Федеральным законом Российской Федерации от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха». Наиболее пригодным показателем, характеризующим воздействие на окружающую среду, является показатель выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух. Для оценки и сравнения предлагается использовать фактические показатели выбросов в атмосферу оксидов азота (NOх), оксида углерода (СО), сернистого ангидрида (SO2), мазутной золы и твёрдых веществ (согласно соответствующим национальным стандартам, директивам и методическим документам в области охраны окружающей среды). По мере гармонизации национальных систем мониторинга и методологии расчета выбросов парниковых газов с международными стандартами, данный критерий должен быть расширен.
В процедуру расчёта закладывается двухэтапная оценка: удельные показатели выбросов основного генерирующего оборудования и суммирование выбросов на протяжении всего жизненного цикла объекта генерации в килограммах на тонну или в килограммах на тысячу кубометров.
К3. Энергоэффективность энергетического оборудования. Для обеспечения возможности выбора и внедрения хозяйствующими субъектами новейших отечественных и зарубежных технологий, в том числе наилучших доступных технологий (НДТ), обеспечивающих оптимальное сочетание энергетических, экологических и экономических показателей, важно учитывать отношение полезного эффекта использования энергетических ресурсов к затратам, произведённым в целях получения такого эффекта. В случае, когда полезным выходом процесса является работа или энергия, в качестве индикаторов энергоэффективности используется значение КПД установки.
Анализ критерия осуществляется согласно национальному стандарту ГОСТ Р 56828.29-2017 «Наилучшие доступные технологии. Энергосбережение. Порядок определения показателей (индикаторов) энергоэффективности».
К4. Отнесение технологий жизненного цикла производства электрической и/или тепловой энергии на объекте к наилучшим доступным технологиям (НДТ). НДТ – это технология производства продукции, выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности её применения [9].
Президент России Указом от 4 июня 2008 года поставил цель снизить энергоёмкость ВВП на 40 %, в то время как Минэнерго России в числе лидирующих отраслей по возможному сокращению удельного расхода топливно-энергетических ресурсов среди прочих отметило электроэнергетику [10]. Поэтому фактор принадлежности рассматриваемых технологий к типу НДТ становится важнейшим критерием при оценке потенциала создания или модернизации объекта генерации на выбранной территории.
К5. Уровень потенциального использования малотоннажного СПГ административно-территориальным образованием в году. Расчёт производится по формуле:
УПИГпi – уровень потенциального использования СПГ промышленными и коммунально-бытовыми предприятиями административно-территориального образования в году i определяется по формуле:
где ЭЭпi – потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;
ТЭпi – потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;
qэг – удельный расход газа на производство 1 кВт·ч электроэнергии;
qтг – удельный расход газа на производство 1 Гкал тепловой энергии.
УПИГнi – уровень потенциального использования СПГ населением административно-территориального образования в году i определяется по формуле:
где ЭЭнi – потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;
ТЭнi – потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;
qэг – удельный расход газа на производство 1 кВт·ч электроэнергии;
qтг – удельный расход газа на производство 1 Гкал тепловой энергии.
К6. Уровень потенциального использования ВТ административно-территориальным образованием в году. Расчёт производится по формуле:
где УПИВпi – уровень потенциального использования водородного топлива промышленными и коммунально-бытовыми предприятиями административно-территориального образования в году i определяется по формуле:
где ЭЭпi – потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;
ТЭпi – потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;
qэв – удельный расход водорода на производство 1 кВт·ч электроэнергии;
qтв – удельный расход водорода на производство 1 Гкал тепловой энергии.
УПИВнi – уровень потенциального использования ВТ населением административно-территориального образования в году i определяется по формуле:
где ЭЭнi – потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;
ТЭнi – потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;
qэв – удельный расход водорода на производство 1 кВт·ч электроэнергии;
qтв – удельный расход водорода на производство 1 Гкал тепловой энергии.
Крупнейшие российские компании и госкорпорации ведут работы по проектам в сфере водородной энергетики. Данные проекты охватывают все направления: от технологий производства, хранения и транспортировки водорода до разработки энергетических установок. Целевыми потребителями первых пилотных проектов были заявлены как российский, так и зарубежные рынки. На текущем этапе использование водорода в энергетике через его сжигание в ПГУ и топливных элементах является кратно более дорогим вариантом энергоснабжения по сравнению с традиционными низкоуглеродными методами производства энергии [11], однако мы рассматриваем данное направление как перспективное и предлагаем оценивать данные проекты для развития российского рынка.
Результат комплексного анализа экономических, экологических и региональных критериев позволяет осуществить подбор инвестиционно-привлекательной компоновки технологического оборудования для конкретных пилотных объектов, привязанных к потребностям определенной территории, а также подготовить обоснованные предложения по развитию топливно-энергетической инфраструктуры региона, в том числе инвестиционных проектов, направленных на производство и транспортировку экологически чистых видов топлива.
Результаты и обсуждение
В рамках опробирования предлагаемой методики мы изучили и оценили 325 проектов, планируемых к возведению или модернизации в Дальневосточном федеральном округе со сроками строительства до 2035 года.
Например, проект для ГУП «Тымовское ДРСУ», Сахалинская обл., п. г. т. Тымовское (потребитель не газифицирован, топливо – уголь) с подключённой нагрузкой 0,57 Гкал/ч. Для надёжного энергоснабжения в населённом пункте, удалённом от сетевой инфраструктуры, развитие малой распределённой энергетики имеет ключевое значение.
Итак, проект дооснащения паровой котельной с котлом серии «Е», предназначенным для производства насыщенного водяного пара с рабочим давлением 8 атм, опытным образцом турбогенерирующего модуля с теплообменником-конденсатором должен обеспечить совместную выработку электричества паровой турбиной микромощностью до 50 кВт и тепловой энергии до 600 кВт. Предлагаемый способ комбинированной выработки тепла и электроэнергии представляет собой высокоэффективный метод производства энергии с общим КПД на уровне 75–85 %.
В расчёты значений критериев К1-К5 по нашей методике оценки потенциала для сравнительного анализа двух вариантов котельных (на дизельном топливе и на СПГ) вошли следующие исходные данные:
– стоимость дизельной котельной БМК‑0,8–4,825 млн рублей;
– затраты на дооснащение котельной по предлагаемому проекту – 6,3 млн рублей;
– величина отопительного сезона, характерного для Дальнего Востока – 237 дней;
– укрупнённо подсчитанные годовые эксплуатационные затраты – 250 тыс. рублей;
– срок эксплуатации переоборудованной котельной – 15 лет;
– затраты на дизельное топливо за год – 21,7 млн рублей [11];
– затраты на СПГ за год – 6,9 млн рублей [12];
– затраты на оплату выбросов парниковых газов в год при сжигании ДТ – 1 млн рублей;
– затраты на оплату выбросов парниковых газов в год при сжигании СПГ – 327 тыс. рублей;
– количество энергии, выработанной котельной за год – 4 813,2 МВт·ч;
– затраты на обращение с отходами и утилизацию принимаем равными нулю.
Итоговые расчётные значения критериев К1-К5 приведены в таблице 1. Расчёты показывают, что по критериям К1 (LCOE), К2 и К5 вариант котельной на СПГ лучше, чем вариант котельной на дизельном топливе, критерии К3 и К4 у обоих вариантов одинаковые. Следовательно, комплексный, более глубокий и многофакторный анализ по нашей методике подтверждает высокий потенциал проекта дооснащения паровой котельной опытным образцом турбогенерирующего модуля с теплообменником-конденсатором.
Заключение
В результате исследования были разработаны, обоснованы и апробированы критерии и методика оценки потенциала использования сжиженного природного газа и водородного топлива для распределённой генерации и реализации государственных программных и проектных инициатив на примере ДФО.
Созданная региональная модель позволяет оценить приведённую стоимость электроэнергии, выработанную на разных типах электростанций. В модели задаётся ряд переменных, в том числе капитальные затраты, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, КИУМ, срок эксплуатации, мощность, срок строительства, удельный расход топлива на выработку электроэнергии и его стоимость, затраты на вывод из эксплуатации, а также ставка дисконтирования.
Перспективным направлением развития модели является включение сценариев, предусматривающих установление цены на углерод или запрет на строительство электростанций без установки систем улавливания углерода. Это позволит оценить конкурентоспособность традиционной генерации при изменении углеродного режима, а также удорожание электроэнергии в результате установки систем улавливания СО2 и развития сопутствующей инфраструктуры транспортировки и хранения.
Несмотря на то, что модель была разработана и апробирована на примере объектов генерации энергии на основе СПГ и водорода, она применяется агентством при расчётах и оценках будущих или модернизируемых энергогазовых, угольных, атомных объектов и объектов генерации на основе возобновляемых источников энергии с учётом специфики регионов Российской Федерации и системообразующих документов стратегического планирования. Модель способствует принятию обоснованных решений по государственной поддержке проектов развития энергетической инфраструктуры, научно-технического, технологического и промышленного производства.
Особенностью модели является как возможность использования коэффициента изменения удельных капитальных затрат в результате развития технологий и инфраструктуры, так и прямой учет экологических последствий и региональных альтернатив. Это позволяет оценить не только диапазон стоимости электроэнергии для конечного потребителя, но и макроэкономический эффект в целом.
