К вопросу выбора пути и эффективности различных вариантов развития энергетики Российской Федерации.
С. А. Некрасов, мл. науч. сотрудник, sап693@таil.rи
Объединённый институт высоких температур РАН
После длительного затишья - практически полного отсутствия инвестиций и ввода новых мощностей - возобновилось развитие энергетической инфраструктуры Российской Федерации. Основная часть капитальных вложений в объекты генерации направляется в строительство крупных генерирующих мощностей теплоэнергетики, что не согласуется с основными закономерностями развития энергетики ведущих экономик мира. Поэтому рассмотрим основные направления, по которым развиваются страны с развитой экономикой и сформировавшейся энергетикой.
Увеличение производства электроэнергии в режиме когенерации превышает рост внутреннего потребления энергии практически во всех развитых странах. При этом принимаются технические решения, обеспечивающие максимальное использование вырабатываемой тепловой энергии. Основными результатами развития малой энергетики в мире являются снижение издержек на энергоснабжение и повышение эффективности использования энергетических ресурсов.
Характерная закономерность - уменьшение мощности, при которой комбинированное производство тепла и электричества становится экономически эффективным, чему способствует энергетическая политика большинства стран. Например, в Дании законодательно запрещено устанавливать системы теплоснабжения мощностью более 1 МВт без комбинированной выработки электроэнергии: "Любое предприятие свыше 1 МВт будет преобразовано для комбинированного производства тепловой и электрической энергии" (ст. 6.1, п. 4 Закона о теплоснабжении Дании, 1990 г. [1]).
В странах, где повышение энергоэффективности является государственной политикой уже в течение длительного времени, перевод в режим когенерации сформированных систем теплоснабжения там, где это возможно, происходил на протяжении десятилетий и уже завершён. Например, в Нью-Йорке средняя мощность устанавливаемых ТЭЦ снизилась с 2 МВт в 1980 г. до 0,3 МВт в 2006 г. [2].
В связи с этим прирост производства энергии происходит за счёт реализации решений более дорогих, чем перевод зон централизованного теплоснабжения в теплофикационный режим. Одним из направлений стало развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Рост ВИЭ в первую очередь начался в развитых странах, где потенциал перехода на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии на мощностях в единицы мегаватт в значительной степени израсходован.
Прогнозируется, что доля инвестиций в возобновляемые источники энергии будет составлять 75—90 % от общих капиталовложений в мировую энергетику до 2030 г. и достигнет 450 млрд. долл./год. В 2007 г. финансирование проектов ВИЭ в мире увеличилось более чем на 50 % и составило 148 млрд. долл. США, а в Китае увеличение финансирования ВИЭ составило 100 % в год, сумма инвестиций — 13 млрд. долл. США.
В том же 2007 г. в мире был введён в эксплуатацию 31 ГВт мощностей на ВИЭ. В период 2000— 2007 гг. доля выработки ВИЭ в мировой энергетике увеличилась с 1,6 до 4,6 %, ввод новых мощностей увеличивается на 21 % в год. На темпы ввода ветровой энергетики экономический кризис не оказал влияния: объём ввода в мире увеличился с 20 ГВт в 2007 г. до 31,2 ГВт в 2009 г. США в 2009 г. увеличили мощность ветроэнергетики с 12 до 22 ГВт.
В большинстве стран развитие ВИЭ поддерживается государственной политикой, когда за счёт традиционной энергетики происходит дотирование возобновляемой. В конечном итоге, как везде и всегда, плательщиком за интенсивное развитие ВИЭ является потребитель, что ведёт к дополнительным издержкам для всей экономики страны.
Однако введение в Российской Федерации мер по стимулированию ВИЭ за счёт других энергопроизводителей приведёт к дополнительному росту стоимости электроэнергии, что не будет способствовать выходу из замедления экономического развития. В РФ в ближайшее время развитие ВИЭ маловероятно по следующим причинам:
1. Добиться снижения потребления топлива в результате работы ВИЭ можно с меньшими капитальными затратами за счёт перевода существующих тепловых источников на комбинированный режим производства тепла и электричества.
2. Экономические механизмы для развития ВИЭ в России не были разработаны в предкризисные, профицитные для бюджета годы. Субсидирование развития ВИЭ за счёт повышения стоимости энергии в экономике, находящейся в условиях начала экономического подъёма, осложнит выход из кризисного состояния.
3. Отсутствуют отечественные конкурентные технические решения и серийное производство генерирующих мощностей, использующих ВИЭ. В настоящее время создание условий для роста ВИЭ означает широкое использование импортного оборудования, потерю этого сегмента для отечественного производителя и последующую зависимость от зарубежных производителей в сервисном обслуживании.
4. Основной рост ВИЭ в мире обеспечен ростом ветроэнергетики. В России места с высокой ветровой нагрузкой находятся на значительном удалении от основных потребителей. За период 2001—2007 гг. коэффициент использования уже существующей установленной мощности ветроэнергетических установок в России сократился с 11,7 до 7,4 % и в 2007 г. составил 647 ч. В Германии в этот период он варьировался в диапазоне 14—18 %, в Финляндии — 17—23, в Дании 19-24, в США 20-27, в Канаде 29-35 % [3]. Для работы энергосистемы, с ветрогенераторами необходимо наличие резервирования со стороны традиционных энергоисточников, которые способны принять на себя регулирующую функцию и обеспечивать стабильную выдачу энергии вне зависимости от изменения интенсивности ветра. А это условие не может быть выполнено в большинстве регионов России с высокой ветровой нагрузкой.
5. В большинстве центральных регионов страны для регулирования производства и потребления электроэнергии существующих мощностей требуется строительство гидроакумулирующих электростанций (ГАЭС). Введение дополнительных нерегулируемых объектов распределённой генерации (ОРГ) приведёт к необходимости увеличения объёмов строительства регулирующих мощностей.
Таким образом, в условиях Российской Федерации в настоящее время более перспективным является развитие ОРГ, которые могут участвовать в регулировании графика производства электроэнергии, являются наименее капиталоёмкими и используют отечественные технические решения.
Вместе с тем необходимо учитывать следующее:
1. Существуют районы, где получение энергии за счёт нерегулируемых ВИЭ является не только экономически обоснованным, но и жизненно необходимым. Это, как правило, удалённые населённые пункты, где ВИЭ позволят снизить потребление топлива и уменьшить издержки на энергообеспечение населения.
2. При построении ОРГ желательно предусмотреть интегрирование создаваемой системы с различными типами ВИЭ, экономически целесообразными на данный момент (малые ГЭС, солнечные водонагреватели), а в перспективе — возможность перевода созданной инфраструктуры распределённой генерации на ВИЭ.
Отличительной особенностью Российской Федерации как самой климатически холодной страны является значительное потребление тепловой энергии, обеспечивающее возможности для развития комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.
В настоящее время около половины объёма централизованной выработки тепловой энергии дают котельные (табл. 1) [4], в 2008 г. было произведено 658 млн. Гкал без комбинированной выработки тепловой и электрической энергии [5]. Проведём оценку ёмкости рынка тепловой энергии, производимой котельными. Средняя стоимость одной Гкал превышает 1000 руб., объём продаж тепловой энергии — около 700 млрд. руб./год, что составляет 5 тыс. руб./год на каждого гражданина Российской Федерации. При этом средняя скорость увеличения этого значения в финансовом выражении определяется Федеральной службой по тарифам для региональных энергетических комиссий в виде предельного роста индекса тарифов. За последние пять лет этот показатель составлял 10—16 % в год для разных регионов, и на ближайшую перспективу рост стоимости тепловой энергии сохранится.
1. Динамика производства централизованного
тепла в России по типам теплоисточников
в 2000—2005 гг., млн. Гкал
|
Источники тепла |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
|
Производство, всего, в том числе: ТЭЦ Котельные АЭС Электрокотельные Прочие |
1436 643 699 5,4 9,2 79 |
1449 647 709 5,1 9,4 79 |
1446 633 716 5,5 8,3 83 |
1447 632 716 5,5 6,9 87 |
1443 630 712 5,5 7,0 89 |
1437 628 706 5,5 6,7 91 |
Для примера приведём распределение производства тепловой энергии в Московском регионе, где доля выработки тепловой энергии в теплофикационном режиме - одна из самых высоких в Российской Федерации. Как следует из рисунка, доля тепловой энергии, получаемой без выработки электроэнергии, составляет более 50 %.
В рыночной экономике одним из возможных путей снижения стоимости основной продукции является производство дополнительных видов продукции. Для этого требуется изменение технологического процесса. В отношении производства тепловой энергии на котельных такой дополнительной продукцией является электрическая энергия. И если по комбинированному производству тепловой и электрической энергии на крупных ТЭЦ Россия занимает первое место в мире, то комбинированное производство на тепловых источниках с присоединённой тепловой нагрузкой менее 300 Гкал развито у нас незначительно.
Вместе с тем в России работает 705 котельных мощностью более 100 Гкал /час; 2847 - мощностью от 20 до 100 Гкал; 14358 - мощностью от 3 до 20 Гкал; 48075 - мощностью до 3 Гкал [2]; в стране возможен перевод десятков тысяч котельных в режим комбинированной выработки. Предварительная оценка показывает, что при переводе половины котельных в такой режим производства тепловой и электрической энергии с круглогодичным использованием тепловой энергии (за счёт надстройки котельных в пределах потребления тепла на ГВС) при соотношении производства электроэнергии и тепла 0,8:1 можно обеспечить выработку электроэнергии не менее 120 млрд. кВтч в год. Это позволит снизить потребление газа на 20 млн. тут в год за счёт разницы в удельном расходе топлива на производство 1 кВтч электроэнергии с 333 гут до 160 гут. Данные значения соответствуют среднему удельному расходу топлива на производство 1 кВтч в энергетике России и удельному расходу топлива в комбинированном режиме производства тепловой и электрической энергии при полезном использовании тепла.
Эффективность преобразования в электрическую энергию прироста потребления первичного топлива на котельных за счёт установки ОРГ по комбинированному производству тепловой и электрической энергии составляет 80—85 % [6].
Структура производства тепловой энергии Москвы и Московской области (рассчитано на основе данных
«Схема тепло- и электроснабжения Московской области», ГУП МО «НИиПИ градостроительства», 2004 г.)
Вместе с тем среди приоритетов развития энергетики использование уже существующего теплового потребления в режиме комбинированной выработки имеет пренебрежимо малую роль. Хотя в первую очередь необходимо реализовывать наименее капиталоёмкие решения при максимальном коэффициенте полезного действия.
Посмотрим на проблему с точки зрения энергосбережения. Известны системные работы [7], где проведено ранжирование финансовой эффективности проектов по энергосбережению, рассмотрены различные технологии по энергосбережению в ЖКХ России. Для приблизительной оценки относительной финансовой эффективности технологий был введён коэффициент Кэфф, равный отношению годового дохода до налогообложения к капитальным затратам на единицу установленной тепловой или электрической мощности. Доход от внедряемой технологии определялся, исходя из действующих в России средних тарифов продажи электроэнергии и газа конечным потребителям. На основании сравнительной оценки инвестиционной привлекательности проектов по энергосбережению авторы пришли к выводу, что в России наиболее привлекательными являются наукоёмкие технологии комбинированного производства электроэнергии и тепла на уже существующих отопительных котельных (табл. 2).
На основе проведения энергетического обследования г. Обнинска (Калужская область) показано, что интегральный финансовый эффект от внедрения наиболее эффективных технологий по энергосбережению (частотного регулирования электроприводов, систем управления отоплением зданий, отмывки теплообменных поверхностей энергетического оборудования) не превысит 5-8 % от эффекта при создании электрогенерирующих мощностей в виде надстроек по комбинированному производству тепловой и электрической энергии на котельных города [8, п. 5 Заключения].
Итак, проекты по комбинированному производству тепловой и электрической энергии на уже существующих отопительных котельных:
• являются наименее капиталоёмким решением среди технологий по распределённой энергетике, в том числе на ВИЭ;
• имеют максимальную эффективность среди проектов по энергосбережению;
• могут дать кратно больший вклад в повышение энергоэффективности в сравнении с другими мероприятиями по энергосбережению;
2. Коэффициенты эффективности Кэфф энергосберегающих
технологий в ЖКХ России.
• в результате использования теплового потребления, которое определяется суровостью климата России, можно достичь электрического КПД 80—85 % на прирост потребления первичного топлива, что не позволяют сделать никакие другие технологические решения.
Как показывает эксплуатация котельных с надстроенными энергетическими установками для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (например, РТС МОЭК — единичная мощность надстройки 6 МВт), производство электроэнергии для реализации на оптовом рынке электроэнергии не является экономически выгодным [3]. Для изменения сложившейся ситуации необходимы обеспечение реализации электроэнергии на розничном рынке, а также изменение системы отношений сетевых компаний и объектов распределённой генерации — правил подключения, тарифов на передачу в зависимости от расстояния, использования распределённой энергетики для регулирования качества энергии (реактивной мощности) в сетях среднего напряжения и др. Решение этих задач требует времени.
В связи с этим предлагается поэтапный подход к реализации вопроса производства тепловой и электрической энергии на существующем тепловом потреблении с постепенным увеличением доли произведённой электроэнергии и, соответственно, вклада в повышение энергоэффективности экономики России. При этом, по мере перехода к следующему этапу, необходимо проводить корректировку нормативно-правовой базы, определяющей работу распределённой генерации. Предлагается соотнести этапы с производством электроэнергии для следующих целей:
1) собственных нужд объектов теплоснабжения;
2) собственных нужд инфраструктуры жизнеобеспечения муниципального образования (теплоснабжение, водоснабжение и водоотведение, уличное освещение и др.);
3) систем жизнеобеспечения и объектов, финансируемых из муниципального бюджета: здравоохранения, образования, органов управления (администрации, милиции, налоговой инспекции и др.);
4) объектов, финансируемых из муниципального бюджета, и прочих муниципальных предприятий (торговая сеть, прачечные, бани, парикмахерские);
5) муниципальных объектов и жилого фонда городского поселения (необходимо разработать систему взаимоотношений с ТСЖ);
6) работы на розничном рынке электроэнергии;
7) выхода на оптовый рынок электроэнергии в случае недостатка потребителей, подключённых к распределительным сетям среднего напряжения.
Обоснование технических решений. Для обеспечения собственных нужд котельных мощностью более 20 Гкал необходима установка генерирующего оборудования единичной электрической мощностью от 700 до 1500 кВт. Согласно данным Управления энергетики РАО "Газпром", имеющего опыт эксплуатации более 360 объектов распределённой энергетики в таком диапазоне единичной мощности, преимущества имеет газопоршневая техника [5].
Проведённый анализ рынка газопоршневых агрегатов единичной мощностью 700—1500 кВт показать наличие не менее 12 фирм, предлагающих технические решения на мировом рынке. Учитывая стратегическую значимость энергетики и наличие предложений отечественного производителя, предлагающего цены установки и обслуживания в жизненном цикле ниже мировых, предлагается для реализации Программы выбрать, например, газопоршневые агрегаты ОАО «Коломенский завод». При выборе продукции отечественного производителя будут получены следующие дополнительные эффекты:
• увеличение рабочих мест в высокотехнологичном секторе российской экономики;
• увеличение доходной части бюджетов всех уровней;
• повышение надёжности энергоснабжения за счёт сокращения времени проведения плановых и аварийных ремонтных работ.
Список литературы
1. Закон о теплоснабжении Дании от 1990 г. № 382. Ст. 6.1 п. 4 / The Heat Supply Act.
2. Башмаков И. А. Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения в Росси и за рубежом. http://www.cenef.ru/file/Heat.pdf
3. Филиппов С. П. Малая энергетика России // Теплоэнергетика. 2009. № 8. С. 38-44.
4. Отчёт по НИР по теме: ТЭК-3—013 "Формирование системы балансов основных видов топлива, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, электроэнергии и тепла в разрезе субъектов Российской Федерации до 2020 года", ИНЭИ РАН. М., 2006.
5. Материалы совещания под рук. акад. Фаворского О. Н. вОИВТРАН. 17.02.10 г.
6. Аметистов Е. В., Клименко А. В., Леонтьев А. И., Мильман О. О., Михайлов С. А., Реутов Б. Ф., Фаворский О. Н., Фёдоров В. А, Яновский А. Б. Приоритетные направления перехода муниципальных образований на самообеспечение тепловой и электрической энергией // Известия РАН. Энергетика. 2003. № 1. С. 107—117.
7. Фёдоров В. А., Мильман О. О. Приоритетные направления развития энергосберегающих технологий в жилищно-коммунальном хозяйстве России. М.: МГТУ им. Баумана, 2004.
8. Миронов И. М., Дайнеко И. В., Фёдоров В. А., Мильман О. О., Хочкин И. А., Смирнов В. М., Петров В. А., Карпунин А. С. Приоритетные пути реконструкции жилищно-коммунального хозяйства наукограда Обнинска с использованием энергоэффективных технологий. М.: Издательство МГТУ им. Н. Э. Баумана. 2004. 132 с. (монография).