Несколько стратегических аспектов развития энергетических систем

Евгений ГАШО
Профессор НИУ МЭИ, д. т. н.
e-mail: anna.gorshik@yandex.ru

Сергей БЕЛОБОРОДОВ
НП «Энергоэффективный город», к. т. н.
e-mail: anna.gorshik@yandex.ru

Научный подход к проектированию развития энергетических систем предполагает проведение необходимых системных исследований с учётом технологических, экологических, экономических, социальных факторов [1–7]. Структура генерирующих мощностей в энергосистеме, их размещение на территории Российской Федерации должны обеспечивать эффективность и надёжность электроснабжения потребителей по приемлемым ценам и соответствовать экологическим требованиям.
Проектирование сложных территориально распределённых электроэнергетических систем предполагало сопоставление живучести различных вариантов территориального размещения объектов электроэнергетики и было обязательным при проектировании развития энергосистемы СССР [8–11].
Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем [12] от 30 июня 2003 г. были последним нормативными документами, предусматривающими сравнение вариантов развития энергосистем на основе сопоставления технических, экономических, экологических и социальных показателей. К сожалению, после запуска рынка электрической энергии в 2003 г., при проектировании развития электроэнергетической системы РФ отечественный опыт практически не использовался.
В настоящее время при проектировании развития энергосистемы применяются принципы, которые могут быть неприемлемы для Российской Федерации из-за географических и климатических особенностей. Анализ принципов проектирования развития энергетики РФ является актуальной научной задачей.

Горизонт прогнозирования документов стратегического планирования развития энергетики

К стратегическим документам, определяющим развитие электроэнергетической и теплоэнергетической систем, относятся: Территориальная схема размещения электростанций на территории РФ; Энергетическая стратегия РФ; Схема и программа развития ЕЭС России; Схемы и программы развития электроэнергетики отдельных регионов, Схемы теплоснабжения городов и муниципальных образований. Комбинированная выработка ТЭЦ является связующим звеном между электроэнергетической и теплоэнергетической системами.
Горизонт прогнозирования в рамках разработки схем теплоснабжения городов и муниципальных образований составляет 15 лет. Приоритет имеет комбинированная выработка электрической энергии и тепла. С целью повышения доли комбинированной выработки в Схемах теплоснабжения рассматриваются мероприятия по выводу в резерв или из эксплуатации источников раздельного производства тепловой энергии, расположенных в зоне эффективного теплоснабжения ТЭЦ [13].
Горизонт прогнозирования Схемы и программы развития ЕЭС России составляет 7 лет, а Схем и программ развития электроэнергетики регионов – 5 лет. Различие горизонтов прогнозирования, а также требований при разработке программ развития электроэнергетической и теплоэнергетической систем могут приводить к несоответствию структуры генерирующего оборудования электрическим и тепловым режимам, что оказывает влияние на снижение надёжности и эффективности электро- и теплоснабжения потребителей [6,14,15]. В Схеме теплоснабжения работа ТЭЦ планируется по тепловому графику, а в СиПР электроэнергетики регионов по электрическому графику [16].

СЭС «Медведица». Волгорадская область, Россия
Источник: sdelanounas.ru

В ряде случаев в схемах не учитываются фактические тепловые режимы и электрические графики нагрузок потребителей, прерывистые режимы генерации нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
Ошибки проектирования развития энергосистемы компенсируются в том числе неэффективной загрузкой теплофикационного оборудования ТЭЦ, что поднимает вопросы о конкурентоспособности источников комбинированной выработки по сравнению с современными источниками раздельного производства электрической энергии и тепла [13,17,18]. Возникает потребность в повышении требований к характеристикам маневренности генерирующего оборудования, предназначенного для работы в базовой и полупиковой частях суточного графика электрических нагрузок [19–21].

Балансовый метод проектирования развития ЕЭС России

Проектирование развития электроэнергетической системы в настоящее время основывается на балансовом методе. При выполнении расчёта показателей балансовой надежности не учитываются ограничения по составу генерирующего оборудования электростанций внутри суток, допустимые минимальные нагрузки и скорости изменения нагрузки электростанций, а нагрузка и располагаемая мощность ВЭС и СЭС принимается равной нулю [22,23]. В таблицах 1 и 2 представлена информация об установленной и располагаемой мощности ВИЭ, принимаемой при расчётах установившихся электрических режимов, СиПР электроэнергетики Астраханской и Волгоградской областей.

Таблица 1. Установленная и располагаемая мощность ВИЭ в энергосистеме Астраханской области [24]
Таблица 2. Установленная и располагаемая мощность ВИЭ в энергосистеме Волгоградской области [25]

Установленная мощность СЭС и ВЭС в 2026 г. будет превышать годовой максимум потребления электрической мощности в энергосистеме Астраханской области.
Ожидается, что установленная мощность СЭС и ВЭС в 2026 г. будет составлять 58 % годового максимума потребления электрической мощности в энергосистеме Волгоградской области.
При прохождении периода весеннего паводка все ГЭС, расположенные на Волге и её притоках работают в базовом режиме [6]. Источниками регулировочного диапазона в данный период являются тепловые электростанции.
Отказ от рассмотрения допустимых минимальных нагрузок и скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования электростанций, влияния ВЭС и СЭС на электрические режимы ТЭС повышает риски возникновения ненормативных ситуаций в энергосистеме, в том числе каскадных аварий.

Перекрёстное субсидирование

В настоящее время при расчёте объёмов перекрёстного субсидирования в ЕЭС России учитывается всего лишь один из множества видов перекрёстного субсидирования – дифференциация стоимости электрической энергии по уровням напряжения. На этом основании формируется миф о субсидировании стоимости электрической энергии для населения промышленностью. Другие виды перекрёстного субсидирования не рассматриваются.
Объём перекрёстного субсидирования в Российской Федерации в 2019 г. в тарифах на передачу электрической энергии для прочих потребителей, рассчитанный региональными органами государственной власти в соответствии с действующим законодательством [26], превысил 276 млрд руб­лей (с учётом НДС).

Самарская СЭС. Астраханская область, Россия
Источник: neftianka.ru


Термин перекрёстного субсидирования впервые был использован в официальных документах в 1996 г. Дифференциация цены электрической энергии по уровню напряжения впервые появилась с 1 июля 1996 г. во «Временных методическх указаниях о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке». Необходимо отметить, что в СССР с 1967 г. по 1991 г. в соответствии с прейскурантом 09–01 дифференциация цены электрической энергии по уровню напряжения отсутствовала, термин «перекрёстное субсидирование» не использовался.

Рис. 1. Динамика объёма перекрёстного субсидирования (с учётом НДС)
Источник: на основе данных [30]

В результате рыночных преобразований в электроэнергетике объём перекрёстного субсидирования, связанный с дифференциацией стоимости электрической энергии по уровням напряжения, вырос в 3,4 раза с 81 млрд руб. в 2004 г. до 276 млрд руб. в 2013 г. 30.
Рост объёма перекрёстного субсидирования наблюдается в результате запуска модели рынка электрической энергии «НОРЭМ» в 2006 г., роста доли свободных (маржинальных) цен при расчётах на оптовом рынке электрической энергии с 5 до 100 % с 2006 г. по 2011 г., и запуском рынка электрической мощности в 2011 г.
При анализе полученных результатов необходимо учитывать, что строительство новой генерации по программам ДПМ, ДПМ ГЭС/АЭС, ДПМ ВИЭ оплачивается не только потребителями, но и субсидируется за счёт сдерживания тарифов «старой» тепловой генерации, включая ТЭЦ.

Надёжность электроснабжения потребителей

Отказ от рассмотрения других видов перекрёстного субсидирования искажает реальное состояние дел в энергосистеме, даёт ложные сигналы при принятии стратегических решений по вопросам проектирования развития электроэнергетической и теплоэнергетической систем, формирования рынков электрической энергии и мощности.
Учёт категории надёжности электроснабжения потребителей полностью меняет сложившиеся представления о перекрёстном субсидировании. При учёте категории надёжности электроснабжения наблюдается обратная ситуация – население субсидирует стоимость электроэнергии для промышленных потребителей [27].
Надёжность электроснабжения разных категорий потребителей отличается как количественными, так и качественными показателями [28]. К количественным показателям относится количество независимых взаимно резервирующих источников, а качественным – время восстановления электроснабжения.

Установка по производству водорода
Источник: «Газпром»

Более высокая категория надёжности электроснабжения характеризуется лучшими количественными и качественными показателями, следовательно, должна иметь более высокую стоимость. Однако, в настоящее время в Российской Федерации отсутствует дифференциация стоимости электроснабжения потребителей в зависимости от категории надёжности. Таким образом, потребители с более низкой категорией электроснабжения субсидируют потребителей с более высокой категорией.
Расчёты объёма перекрёстного субсидирования, выполненные с учётом двух факторов: дифференциации по уровню напряжения и надёжности электроснабжения потребителей, показали кратное снижение экономически обоснованного тарифа на передачу электрической энергии (мощности) для населения.
Для проведения расчётов стоимости передачи электрической энергии, дифференцированной в соответствии с категорией надёжности электроснабжения потребителей, была доработана методика расчета тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям [29].
Расчёт экономически обоснованных тарифов (ставок) за услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровню напряжения с учётом категории надёжности потребителей, позволяет:
ликвидировать перекрёстное субсидирование, связанное с обеспечением надёжности электроснабжения потребителей;
определить соответствие величины пропускной способности электрических сетей, необходимой для обеспечения согласованного уровня надёжности электроснабжения существующих потребителей, с фактическими значениями;
создать экономические стимулы для оптимизации резерва пропускной способности электрических сетей в результате ответственного отношения потребителей к выбору категории надёжности электроснабжения;
высвободить мощности сетевой инфраструктуры для подключения новых потребителей в результате отказа части потребителей от избыточной надёжности электроснабжения;
решить вопросы формирования платы за резервирование мощности электрических сетей для потребителей, электроснабжение которых частично или полностью осуществляется от собственной генерации;
снизить социальную напряжённость в обществе в результате прекращения обсуждения необходимости поднятия тарифов на электрическую энергию для населения.
Минимальные дополнения к существующей методике расчета тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям, наличие квалифицированных специалистов, имеющих многолетний опыт расчёта дифференцированных тарифов на услуги по передаче, наличие отлаженной системы сбора и обработки исходных данных позволяет осуществить учёт надёжности электроснабжения потребителей при расчёте тарифов на передачу в кратчайшие сроки.

Отказ от парадигмы борьбы с перекрёстным субсидированием

Расчёт экономически обоснованного тарифа (ставки) является сложной, трудоёмкой и чрезвычайно ответственной задачей, требующей учёта огромного количества факторов. Изменение количества и/или набора учитываемых факторов может приводить к диаметрально противоположным результатам. Например, рассмотрение фактора дифференциации тарифов по уровню напряжения создаёт впечатление о субсидировании промышленными потребителями населения, при этом учёт только фактора надёжности электроснабжения приводит к обратному результату – население субсидирует промышленных потребителей. Рассмотрение обоих факторов одновременно существенно снижает объём перекрёстного субсидирования. Таким образом, без изменения фактической схемы подключения потребителей к системе внешнего электроснабжения рассмотрение различного набора факторов приводит к абсолютно разным результатам. Учёт дополнительных факторов, в том числе: влияние технологических процессов потребителей на качество электрической энергии, может привести к дальнейшему изменению результатов расчётов. Важно отметить, что на основании некорректных результатов могут приниматься ошибочные стратегические решения по проектированию развития электроэнергетической системы РФ.
Целесообразным в вопросах ценообразования на электрическую энергии является отказ от парадигмы борьбы с перекрёстным субсидированием и переход к парадигме обеспечения конкурентоспособности отечественной промышленности на внешних и внутреннем рынках и платежеспособного спроса населения.

Экологическая повестка

Рамочная Конвенция ООН об изменении климата, принятая в 1992 г., объединяет усилия стран, направленные на предотвращение опасных изменений климата. В соответствии с Конвенцией каждая страна “проводит национальную политику” с целью ограничения выбросов парниковых газов в атмосферу.
Обязательства стран по снижению выбросов парниковых газов оформлены в Парижском соглашении, регулирующем меры по снижению углекислого газа в атмосфере с 2020 г. Российская Федерация присоединилась к Парижскому соглашению 23 сентября 2019 г.. Необходимо отметить, что в настоящее время значительная доля ГЭС, АЭС, комбинированной выработки ТЭЦ, а также малая доля угольной генерации в энергобалансе позволяют электроэнергетике Российской Федерации быть одним из мировых лидеров в вопросах снижения выбросов СО2. Удельные выбросы СО2 на выработку электрической энергии (гСО2/кВт·ч) в целом по энергосистеме РФ на 26 % ниже, чем в США, на 30 % ниже, чем Германии, в два раза ниже, чем в Китае, на 41 % ниже среднемировых значений, ниже, чем в Португалии, Мексике, Голландии, Японии, Южной Корее, Австралии, Индонезии, Индии, Польши и ЮАР, чуть лучше, чем в Дании и чуть хуже, чем в Италии [31,32].
За период с 1990 г. по 2020 г. совокупный антропогенный выброс парниковых газов в Российской Федерации с учётом сектора землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ) снизился на 52 %, а без учёта ЗИЗЛХ – на 35,1 % [33]. По сравнению с 2017 г. совокупный антропогенный выброс парниковых газов в Российской Федерации с учётом сектора землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ) снизился на 2,7 %, а без учёта ЗИЗЛХ – на 1,7 % [34].

«Зелёный» водород

В настоящее время в России активно обсуждается необходимость следовать в новом зарубежном тренде водородной экономики. К сожалению, имеют место исключительно декларативные заявления без анализа последствий и влияния этого на конкурентоспособность отечественных товаров и услуг, как на внешних, так и внутреннем рынках. При этом игнорируется не только оптимальная структура топливно-­энергетического баланса страны, но и простые физические ограничения массового товарного производства различных видов «экологически безопасного» водороде. Как и в случае с Европейским союзом, Российская Федерация имеет право рассчитывать, что при реализации программы водородной энергетики будет обеспечена конкурентоспособность российской экономики, будут создаваться новые рабочие места.
На рис. 2 представлен прогноз международного энергетического агентств (IEA) стоимости производства «зелёного» водорода для энергетических систем, состоящих из материковых ветровых и солнечных электростанций с учётом географических особенностей разных стран [35].
В соответствии с данным прогнозом стоимость «зелёного» водорода в Российской Федерации будет одной из самых высоких в мире. Таким образом, производство «зелёного» водорода в процессе электролиза с использованием электроэнергии, вырабатываемой ветровыми и солнечными электростанциями, делает экономику РФ неконкурентоспособной.
Необходимо отметить, что при работе с водородом требуется обеспечить высокий уровень безопасности. Взрывоопасная концентрация водорода с воздухом по объёму составляет от 5 до 75 %, что кратно превышает аналогичный диапазон для природного газа.

Рис. 2. Прогноз стоимости водорода для энергетических систем на базе материковых ВЭС и СЭС

При переходе энергосистемы на «зеленый» водород происходит значительный рост ее материалоемкости в результате снижения КИУМ ее элементов и роста удельных показателей материалоемкости основного оборудования. При условии вывода из эксплуатации атомных электростанций (АЭС), такой рост материалоемкости оценивается в 18,6 раза [34]. Это сопровождается значительным изменением структуры потребляемых ресурсов. Если в материалах ТЭС и АЭС доля бетона составляет до 80 %, то в «водородных энергосистемах» растет доля углепластика, редких и редкоземельных материалов, платины, титана, лития, кадмия и др. Естественно, это приведет к необходимости кратного роста добычи, переработки и транспортировки этих материалов, что негативно скажется на экологической ситуации.

Таблица 3. Показатели массы выбросов и поглощений парниковых газов
(млн т эквивалента углекислого газа) [39]

Выполнение Указа Президента РФ по снижению выбросов парниковых газов

Указом Президента Российской Федерации поставлена задача обеспечить к 2030 г. сокращение выбросов парниковых газов до 70 % относительно уровня 1990 г. с учётом максимально возможной поглощающей способности лесов и иных экосистем и при условии устойчивого и сбалансированного социально-­экономического развития Российской Федерации [38].
Реализация целевого (интенсивного) сценария Стратегии социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г. [39] позволит стране достичь баланса между антропогенными выбросами парниковых газов и их поглощением не позднее 2060 г. В рамках целевого (интенсивного) сценария к 2050 г. предполагается рост поглощающей способности управляемых экосистем с текущих 535 млн тонн эквивалента углекислого газа до 1200 млн т эквивалента углекислого газа в лесном хозяйстве (таблица 3).
Значительный рост вклада поглощающей способности управляемых экосистем в соответствии со Стратегией ожидается только к 2050 г., показатели 2019 и 2030 гг. практически равны.
Изменение объёма выбросов парниковых газов рассчитывается относительно показателей 1990 г., принятых в качестве базовых значений. Выбросы рассчитываются для [37]:
энергетического сектора, включающего сжигание всех видов ископаемого топлива, утечки и технологические выбросы продуктов в атмосферу;
промышленных процессов и использования продукции;
сельского хозяйства;
сектора землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства;
отходов.
В рамках инерционного сценария Стратегии социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г. [40] для снижения выбросов парниковых газов на 70 % относительно 1990 г. требуется дополнительное поглощение лесов в 2030 г. – 784 млн т СО2 в год. Рост поглощения парниковых газов в размере 650 млн т СО2 в год обеспечит снижение выбросов на 70 % в 2019 г.
Площадь сельскохозяйственных земель в Российской Федерации сократилась с 638 млн га в 1990 г. до 382 млн га к 2020 г.

Рис. 3. Поглощение углекислого газа смешанными лесами на заброшенных землях сельскохозяйственного назначения


Общая площадь неиспользуемых сельхозугодий в России в 2015 г. составляла 97,2 млн га или 44 % всех сельскохозяйственных угодий страны [38]. Рост площади лесов в результате снижения активности в аграрном секторе с 1991 г. является объективным результатом деятельности Российской Федерации в секторе ЗИЗЛХ за рассматриваемый период. Возраст лесов, выросших на неиспользуемых землях сельскохозяйственного назначения, не превышает 30 лет.
Для выполнения оценки принято, что на заброшенных землях сельскохозяйственного назначения формируются смешенные леса, состоящие в равной пропорции из берёзовых, осиновых, сосновых и еловых насаждений. На рис. 3 представлена площадь, соответствующая объёму поглощения углекислого газа в зависимости от бонитета и полноты лесов, а также процента общей площади неиспользуемых земель сельскохозяйственного назначения, покрытых лесами.
При условии, что смешенный лес будет сформирован на 40 % общей площади неиспользуемых земель сельскохозяйственного назначения (97,2 млн га), поглощение углекислого газа лесами в зависимости от бонитета и полноты может составить от 507 до 1081 млн т СО2 в год, а для 100 % общей площади от 1267 до 2702 млн т СО2 в год.
Важно отметить, что расчёты поглощения углекислого газа заросших лесом и кустарниками сельхозугодий можно выполнить до 2030 г., что позволит увеличить поглощение парниковых газов в секторе ЗИЗЛХ, обеспечить выполнение целевых показателей, поставленных в Указе Президента РФ.
Учёт поглощения углекислого газа заросших лесом и кустарниками сельхозугодий позволит увеличить поглощение парниковых газов в секторе ЗИЗЛХ, что в зависимости от продуктивности и полноты лесов может обеспечить не только достижение целевых показателей, поставленных в Указе Президента РФ, но и нейтральности экономики РФ к выбросам парниковых газов.

Выводы

  1. При составлении документов энергетического планирования имеет место различие горизонтов прогнозирования, а также требований при разработке документов стратегического планирования развития энергетики, а также их увязки между собой.
  2. Несмотря на значительную долю ВЭС и СЭС в региональных энергосистемах при выполнении расчёта показателей балансовой надежности не учитываются ограничения по составу генерирующего оборудования электростанций внутри суток, допустимые минимальные нагрузки и скорости изменения нагрузки электростанций, а нагрузка и располагаемая мощность ВЭС и СЭС принимается равной нулю.
  3. В настоящее время при расчёте объёмов перекрёстного субсидирования в ЕЭС России учитывается всего лишь один из множества видов перекрёстного субсидирования – дифференциация стоимости электрической энергии по уровням напряжения. При учёте категории надёжности электроснабжения наблюдается обратная ситуация – население субсидирует стоимость электроэнергии для промышленных потребителей.
  4. Становится все более актуальным отказ от парадигмы борьбы с перекрёстным субсидированием и переход к задачам обеспечения конкурентоспособности отечественной промышленности на внешних и внутреннем рынках и платежеспособного спроса населения
  5. Производство «зелёного» водорода в процессе электролиза с использованием электроэнергии, вырабатываемой ветровыми и солнечными электростанциями, делает экономику РФ неконкурентоспособной.
  6. Учёт поглощения углекислого газа заросших лесом и кустарниками сельхозугодий позволит обеспечить выполнение целевых показателей, поставленных в Указе Президента РФ, по снижению выбросов парниковых газов на 70 % относительно показателей 1990 г. Необходимо обеспечить долгосрочное финансирование работ российских институтов и лабораторий по учёту объёмов поглощения парниковых газов в секторе ЗИЗЛХ.