Влияние энергосбережения и перехода на НДТ на электроёмкость ВВП

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

Снижение выбросов парниковых газов с целью борьбы с изменением климата на планете является ключевым фактором, определяющим текущее развитие мировой энергетики. Российская Федерация является одним из мировых лидеров по снижению выбросов парниковых газов. За период с 1990 по 2020 гг. совокупный антропогенный выброс парниковых газов в стране с учётом сектора землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ) снизился на 52 %, а без учёта ЗИЗЛХ – ​на 35,1 % [1].
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 в Германии; в два раза ниже, чем в Китае; на 41 % ниже среднемировых значений, и соответствуют уровню Италии, Дании и ЕС (27) в целом [2,3].
В соответствии с Рамочной конвенцией ООН об изменении климата каждая страна проводит национальную политику с целью ограничения выбросов парниковых газов в атмосферу, в том числе за счёт энергосбережения, повышения энергетической эффективности, развития ВИЭ [4] и комбинированной выработки электрической энергии и тепла [5,6], изменения структуры топливного баланса, применения наилучших доступных технологий (НДТ). Приоритетом для Европейского союза является развитие возобновляемых источников водорода, производимых с использованием главным образом энергии ветра и солнца [7]. Необходимо отметить, что основным фактором снижения выбросов парниковых газов в энергосистемах США и Европейского союза с начала 2000‑х гг. являлось замещение в топливном балансе бурого и каменного угля на природный газ [2].
Важным аспектом реализации водородной стратегии Европейского союза является намерение распространить её действие на внешних торговых партнёров с помощью экономических связей и дипломатии, в том числе за счёт инвестиций «в международное сотрудничество в области климата, торговли и исследовательской деятельности» [8].
В настоящее время цели, объявленные Европейским союзом в рамках водородной стратегии, носят в большей степени декларативный характер в виду отсутствия требуемых ресурсов и технологий, а также не подкреплены фактическими действиями [9,10]. Так, годовой ввод в промышленную эксплуатацию ветровых и солнечных электростанций в ЕС составляет менее 10 % от необходимого объёма [9]. В 2022 г. наблюдалось не снижение, а рост доли угля, в том числе бурого, в энергетическом балансе Европейского союза.
Реализация мероприятий, направленных на борьбу с изменением климата, должна проводиться с учётом национальных особенностей, в том числе: климатических, экономических и социальных. В государственном докладе о состоянии энергосбережения [11] отмечено, что в рамках реализации программы энергоёмкость ВВП РФ была снижена, но целевые показатели не были достигнуты. Независимые оценки, выполненные на основе методических подходов, принятых в мировой практике для сравнения энергоёмкости ВВП разных стран, показали не снижение, а рост показателя энергоёмкости российской экономики за рассматриваемый период [12]. Таким образом, анализ применимости зарубежного опыта снижения энергоёмкости ВВП при формировании и реализации программ повышения энергоэффективности в Российской Федерации является актуальной задачей.

Снижение энергоёмкости ВВП

Конкурентоспособность экономики Российской Федерации как на внешних, так и на внутреннем рынках с учётом климатических особенностей во многом определяется энергетическими затратами в конечной продукции.

Повышение энергетической эффективности экономики является приоритетной задачей государства. Энергоёмкость ВВП определяется коэффициентом отношения затрат на энергию и топливо к величине ВВП. Указом Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» была определена цель – ​снизить к 2020 г. энергоемкость ВВП не менее, чем на 40 % от уровня 2007 г. Для достижения указанных целей был принят Федеральный закон № 261-ФЗ и государственная программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 г.» (далее программа) [13].
В соответствии с программой снижение энергоемкости ВВП должно было быть достигнуто за счёт комбинации следующих факторов:

• структурные сдвиги в экономике;
• сдвиги в продуктовой структуре промышленности;
• рост цен на энергоносители;
• автономный технический прогресс (естественное повышение энергетической эффективности в процессе нового строительства и постепенной замены старого оборудования новым).

Программа не рассматривала возможность снижения цен на энергоносители или приведения цен в соответствие с принципом паритета покупательной способности национальной валюты. Сравнение энергоёмкости (электроёмкости) ВВП разных стран проводилось без учёта структуры ВВП, места РФ в международном разделении труда.
На рис. 1 представлены данные о доле секторов «сервис» и «производство» в ВВП разных стран.
Российская Федерация в соответствии с данными Всемирного банка (WB) занимает 97 место в мире по доле сектора «сервис» в ВВП, и 55 место по доле сектора «производство» [14]. Рассмотрим влияние снижения объёма полезного отпуска на стоимость электрической энергии (мощности). Для анализа используем общепринятый подход разнесения затрат на условно-­постоянные и условно-­переменные.

Условно-­постоянные затраты не зависят от объёма отпуска (производства) продукции (услуг). Электроснабжение потребления включает производство, передачу и сбыт электрической энергии. Снижение потребления электрической энергии в результате внедрения программ энергоэффективности не приводит к изменению количества потребителей в энергосистеме. Следовательно, количество электрических проводов, трансформаторов останется неизменным, снизится только объём электрической энергии поставляемой потребителям.
Передача электрической энергии по сетям является регулируемым видом деятельности. Стоимость передачи формируется на базе двухставочного тарифа. Ставка за электрическую мощность покрывает условно-­постоянные затраты и часть нормативной прибыли, а ставка за электрическую энергию покрывает условно-­переменные затраты и другую часть нормативной прибыли сетевой компании. Условно-­переменные затраты в основном связаны с оплатой сетевыми компаниями потерь электрической энергии в электрических сетях и трансформаторах.
В отличие от производства электроэнергии, где существует возможность выведения из эксплуатации части оборудования электростанций, в сетевом комплексе отсутствует возможность уменьшения сечения уже существующих сетей, мощности существующих трансформаторов. Производство электрической энергии на электрических станциях не регулируется государством. Условно-­переменные затраты в основном связаны с оплатой топлива генерирующими компаниями.
Стоимость топлива формируется стоимостью добычи, передачи и распределения. Условно-­переменными затратами при добыче природного газа является налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Снижение потребления топлива приведёт к росту его стоимости за счёт неизменности условно-­постоянных затрат предприятий газовой отрасли. Государственному регулированию подлежит только деятельность сбытовых компаний, имеющих статус гарантирующих поставщиков. Затраты сбытовых компаний зависят от количества потребителей и не зависят от объёма потребления электроэнергии. Затраты сбытовых компаний являются по сути условно-­постоянными.
К инфраструктурным организациям рынка электроэнергии и мощности в Российской Федерации относятся системный оператор ЕЭС России (СО ЕЭС), администратор торговой системы (АТС), центр финансовых расчётов (ЦФР). Участники оптового рынка покрывают бюджеты данных организаций за счёт дополнительных платежей на оптовом рынке, устанавливаемых государством. Затраты и нормативная прибыль инфраструктурных организаций можно отнести к условно-­постоянным, независящим от объёма отпуска электрической энергии (мощности) потребителям.
Таким образом, снижение расходов потребителей на электрическую энергию (мощность) возможно на величину потенциального снижения поступлений от НДПИ государству. Сравним снижение стоимости электроэнергии в результате реализации программы повышения энергоэффективности в странах – ​экспортёрах и импортёрах энергоресурсов.

Страны – ​импортёры энергоресурсов

Для стран – ​импортёров энергоресурсов снижение потребления электрической энергии приводит к снижению объёмов закупаемого топлива. Отношение стоимости электроэнергии в энергосистеме до и после реализации программ повышения энергоэффективности может быть представлено следующим образом (1):

где:

  – ​стоимость электроэнергии в энергосистеме до и после реализации программ;

 

– ​цена топлива до реализации программ;

 – ​потребление топлива после реализации программ;

 – ​изменение объёма и цены топлива до и после реализации программ.

При условии, что цена топлива не изменилась

получим (2):

В соответствии с классической экономической теорией цена топлива на рынке зависит от баланса спроса и предложения (если не принимать во внимание различные спекуляции). При снижении спроса и сохранении предложения цена топлива должна снизиться. Однако, страны-­экспортёры могут снизить предложение топлива на рынке для сохранения (роста) цены.

Страны – ​экспортёры энергоресурсов

Для стран – ​экспортёров энергоресурсов снижение потребления электрической энергии также приводит к снижению объёмов закупаемого топлива. Однако, необходимость компенсировать условно-­постоянные затраты, связанные с добычей, транспортировкой и распределением приведут к росту цены топлива.
Отношение стоимости электроэнергии в энергосистеме до и после реализации программ повышения энергоэффективности может быть представлено следующим образом (3):

где:

  – ​стоимость электроэнергии в энергосистеме до и после реализации программ;

 – ​ставка НДПИ до реализации программ;

 – ​изменение ставки НДПИ до и после реализации программ.
При условии, что ставка НДПИ не изменилась

получим (4):

Следовательно, снижение энергоёмкости ВВП соответствует величине снижения НДПИ. В случае роста ставки НДПИ с целью компенсации выпадающих доходов бюджета, при условии

получим, что (5):

Таким образом, в стране – ​экспортёре энергоресурсов снижение потребления электрической энергии (мощности) в результате внедрения программ энергоэффективности не приводит к снижению платежей существующих потребителей. Следовательно, это не влияет на энергоёмкость (электроёмкость) ВВП, возможно только перераспределение расходов между существующими потребителями.
Реализация программ энергоэффективности существующих потребителей целесообразна в случае возможности подключения новых потребителей к существующей энергосистеме. В этом случае общие затраты на электроснабжение не снижаются, но происходит перераспределение части финансовой нагрузки на нового потребителя, что уменьшает затраты существующих пользователей. Снижение энергоёмкости (электроёмкости) ВВП достигается за счёт роста ВВП в результате экономической деятельности нового потребителя.
Необходимо отметить, что повышение эффективности энергосистемы Российской Федерации в целом, и отдельных энергетических компаний в частности, автоматически приводит к снижению энергоёмкости ВВП. Однако, снижение энергоемкости ВВП в соответствии с программой предполагается за счёт «естественного повышения энергетической эффективности в процессе нового строительства и постепенной замены старого оборудования новым». Экономические стимулы повышения эффективности в виде роста цен на энергоносители направлены исключительно на потребителей. Таким образом, снижение энергоёмкости ВВП в результате реализации программ энергосбережения и энергоэффективности в странах – ​импортёрах энергетических ресурсов отличается от результатов в странах-­экспортёрах.

Внедрение наилучших доступных технологий

Дальнейшее развитие российской экономики предполагает использование наилучших доступных технологий  (НДТ) [15]. Правительством РФ определён «комплекс мер, направленных на отказ от использования устаревших и неэффективных технологий, переход на принципы наилучших доступных технологий и внедрение современных технологий» [16–18]. Ключевыми изменениями в государственном регулировании в природоохранной сфере является введение новой системы нормирования воздействия на окружающую среду, предусматривающая внедрение технологических нормативов, устанавливаемых с применением технологических показателей, не превышающих аналогичных показателей НДТ.

Однако, сравнение технологий происходит на базе идеальных режимов загрузки оборудования, которые могут не иметь места при реальной эксплуатации. В справочниках НДТ не учитывается зависимость выбросов от режимов загрузки генерирующего оборудования электростанций: базовый, полупиковый, пиковый, резерв электрической и тепловой мощности для покрытия сезонного максимума потребления в случае аномально холодных зим, источник автономного электроснабжения, комбинированная выработка электрической энергии и тепла. Не принимаются во внимание климатические особенности разных стран.
Для примера, в таблице 1 представлены данные о минимальном и максимальном КПД ряда газовых турбин в зависимости от температуры наружного воздуха и нагрузки.

Важность и возможность учёта режимов загрузки оборудования можно показать на примере экологических требований Гетеборгского протокола к Конвенции о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния ЕЭК ООН [19]. Так, предельные значения выбросов NOx установленными на суше турбинами внутреннего сгорания (включая ПГУ):
не распространяются на газовые турбины, предназначенные для использования в чрезвычайных ситуациях, которые эксплуатируются менее 500 часов в год;
зависят от общей эффективности (превышающей 75 %) газовых турбин, используемых в системах для комбинированного производства электроэнергии и тепла;
зависят от ежегодного среднего полного КПД (более 55 %) газовых турбин, используемых на установках комбинированного цикла;
зависят от продолжительности эксплуатации установки (менее 1500 часов в год).
Таким образом, при установлении нормативов выбросов NOx учитываются режимы загрузки оборудования, а для парниковых газов нет.
Несмотря на значительные различия в климате, структуре экономики, структуре энергетики (экспортёр и импортёр энергоресурсов), изменения российского законодательства в отношении НДТ ориентированы на нормы европейского права. На базе директив Европейского парламента и совета Европейского союза 2008–2010 гг. [20–22] были разработаны в том числе: ГОСТ Р 56828.14–2016 «Наилучшие доступные технологии. Структура информационно-­технического справочника»; ГОСТ Р 56828.15–2016 «Наилучшие доступные технологии. Термины и определения»; ГОСТ Р 56828.37–2018 «Нормирование. Термины и определения»; ГОСТ Р 56828.38–2018 «Наилучшие доступные технологии. Окружающая среда. Термины и определения»; ГОСТ Р 56828.19–2017 «Наилучшие доступные технологии. Энергосбережение. Методология идентификации показателей энергоэффективности»; ГОСТ Р 56828.16–2017 «Наилучшие доступные технологии. Энергосбережение. Методология планирования показателей (индикаторов) энергоэффективности»; ГОСТ Р 56828.24–2017 «Наилучшие доступные технологии. Энергосбережение. Руководство по применению наилучших доступных технологий для повышения энергоэффективности».

Комбинированная выработка ТЭЦ

Конкурентоспособность отечественных ПСУ-ТЭЦ с НДТ раздельного производства электрической энергии и тепла в значительной степени зависит от режимов загрузки генерирующего оборудования.
Удельный расход топлива. Для оценки конкурентоспособности комбинированной выработки с НДТ раздельного производства электрической энергии и тепла применим методический подход, представленный в работе [23].
На рис. 2 представлены графики разнесения расхода топлива между производством электрической энергии и тепла для работы генерирующего оборудования ПСУ-ТЭЦ в режиме с объёмом комбинированной выработки электроэнергии 100 % (режим 1) и в режиме с объёмом конденсационной выработкой электроэнергии 33 % (режим 2). Электрический КПД паровой турбины ПСУ принят равным 30 %.

Для обеспечения конкурентоспособности, отнесение расхода топлива на производство или отпуск электрической энергии и тепла необходимо выбирать точки, лежащие на отрезках, внутри «прямоугольника конкурентоспособности» [23]. На рис. 2 отрезок 1 пересекает «прямоугольник конкурентоспособности», следовательно, ПСУ-ТЭЦ при работе в режиме 1 является конкурентоспособной по сравнению с НДТ раздельного производства (ПГУ с КПДЭ 63 % и котельной с КПДТ 94 %) одновременно на рынках электроэнергии и тепла.
Отрезок 2 лежит выше «прямоугольника конкурентоспособности», следовательно, можно предположить, что ПСУ-ТЭЦ при работе в режиме 2 неконкурентоспособна по сравнению с НДТ раздельного производства.
Однако, необходимо учитывать, что ПГУ с КПДЭ 63 % разработана для работы в базовой части суточного графика нагрузок и не может длительно эксплуатироваться в полупиковой и пиковой частях. Следовательно, для сравнения необходимо в справочнике НДТ выбирать технологии раздельного производства электрической энергии и тепла, предназначенные для работы в полупиковом и пиковом режимах.
Удельные выбросы СО2. В рамках климатической повестки необходимо сравнить выбросы парниковых газов ПСУ-ТЭЦ и НДТ раздельного производства электрической энергии и тепла.
Для оценки удельных выбросов углекислого газа были рассмотрены ПГУ с электрическим КПД 50 и 63 %, что соответствует удельному расходу топлива на выработку электрической энергии 245,66 и 194,97 гут/кВт·ч соответственно, ГТУ с электрическим КПД 30 и 35 %, что соответствует удельному расходу топлива 409,43 и 350,94 гут/кВт·ч соответственно, и ПСУ-ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме.
Разнесение расхода топлива между производством электрической энергии и тепла осуществлялось с учётом конкурентоспособности ПСУ-ТЭЦ одновременно на рынках электрической энергии и тепла. Удельный расход топлива на выработку тепла принят равным 142,86 кгут/Гкал, а удельный расход топлива на выработку электроэнергии – ​175,47 гут/кВт. На рис. 3 представлены результаты оценки удельных выбросов углекислого газа при производстве электрической энергии тепловыми электростанциями разного типа [24].

Удельные выбросы ПГУ (НДТ раздельного производства электрической энергии) превосходят аналогичные показатели теплофикационной выработки ПСУ-ТЭЦ для природного газа (таблица 2). Выбросы угольной ПСУ-ТЭЦ, работающей в режиме комбинированной выработки, меньше, чем у газовых ГТУ.

Таким образом, отечественные так называемые «морально устаревшие» ПСУ-ТЭЦ имеют лучшие показатели топливной и экологической эффективности, чем импортные НДТ раздельного производства. При этом рост теплофикационной выработки электрической энергии и тепла ПСУ-ТЭЦ гарантированно приводит к снижению выбросов парниковых газов в энергосистеме.

Выводы

Снижение энергоёмкости ВВП в результате реализации программ энергосбережения и энергоэффективности в странах – ​импортёрах энергетических ресурсов отличается от результатов в странах-­экспортёрах. В Российской Федерации снижение потребления электрической энергии (мощности) в результате внедрения программ энергоэффективности не приводит автоматически к снижению платежей существующих потребителей. Следовательно, это не влияет на энергоёмкость (электроёмкость) ВВП, возможно только перераспределение расходов между существующими потребителями.
Реализация программ энергоэффективности существующих потребителей целесообразна в случае возможности подключения новых потребителей к существующей энергосистеме. Повышение эффективности энергосистемы Российской Федерации в целом, и отдельных энергетических компаний в частности, автоматически приводит к снижению энергоёмкости ВВП.
Отечественные ПСУ-ТЭЦ при работе в режиме комбинированной выработки являются конкурентоспособными по сравнению с НДТ раздельного производства (ПГУ с КПДЭ 63 % и котельной с КПДТ 94 %) одновременно на рынках электроэнергии и тепла. В соответствующих справочниках НДТ эффективность технологий должна быть представлена с учётом режимов загрузки оборудования, влияния климатических факторов.