Теплоэнергетика, 2021, № 12, стр. 20-32

ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕМПОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС ПРИ БАЗОВОМ СЦЕНАРИИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Для выполнения параметрического анализа был сформирован базовый вариант развития ЕЭС России до 2035 г. при существующих темпах технологического обновления и действующих механизмах поддержки инвестиций в теплоэнергетике.

Принятый в расчетах объем спроса на электроэнергию в ЕЭС России на 2035 г., как и прогноз Генеральной схемы, опирается на показатели базового сценария долгосрочного прогноза социально-экономического развития РФ, разработанного Минэкономразвития России в конце 2018 г. Однако исходные показатели долгосрочного прогноза были скорректированы с учетом параметров среднесрочного прогноза развития экономики страны, представленного осенью 2019 г., а также поправки на кризисную ситуацию 2020 г. Последующая детализация макроэкономических показателей в разрезе видов экономической деятельности и регионов, выполненная с помощью модельно-информационного комплекса SСANER [9, 10], позволила получить уточненный прогноз спроса на электроэнергию по стране в целом и по ЕЭС России. Согласно этим расчетам, в 2035 г. потребление электроэнергии будет примерно на 5% ниже, чем ожидалось в базовом варианте Генеральной схемы.

Исходные балансовые требования к масштабам развития электроэнергетики (росту установленной мощности, внутреннего потребления и сальдо экспорта/импорта электроэнергии и отпуска тепла от ТЭС) представлены в табл. 2.

Динамика установленной мощности в базовом варианте определена с учетом уже принятых и планируемых инвестиционных решений (табл. 3) в рамках существующих механизмов поддержки инвестиций, в том числе:

объемы изменения действующей и прироста новой мощности АЭС и ГЭС приняты в соответствии с утвержденной Генеральной схемой;

для электростанций, использующих возобновляемые источники энергии (ВИЭ), предполагается реализация в полном объеме действующей программы поддержки на основе договоров на поставку мощности (ДПМ) до 2024 г. и ее продолжение с вводом еще 5.3 ГВт до 2035 г.;

для тепловых электростанций динамика роста мощности определена с учетом завершения вводов по программе ДПМ и реализации в полном объеме программы поддержки инвестиций в модернизацию действующих ТЭС (конкурентный отбор мощности проектов модернизации тепловых электростанций – КОММод). Кроме того, предполагается успешный запуск аналогичного КОММод-механизма для отбора проектов с использованием отечественных газовых турбин (КОММод-ПГУ) и продолжение этой программы до 2030 г. более высокими темпами. Дополнительная новая мощность ТЭС выбирается исходя из балансовых требований.

Соответствующая этому составу инвестиционных решений структура установленной мощности электростанций ЕЭС России представлена в табл. 4, анализ которой показывает, что доля мощности неуглеродных источников (ГЭС, ВИЭ и АЭС) возрастет с 32.3% в 2018 г. до 37.0% в 2035 г., а ТЭС по-прежнему будут обеспечивать основной вклад в производственный потенциал отрасли. При этом доля ТЭЦ увеличится с 36.8% в 2018 г. до 37.5% к 2035 г., а рост доли неуглеродных электростанций приведет к заметному сокращению доли КЭС (от 30.9% в 2018 г. до 25.6% к 2035 г.).

В структуре мощности тепловых электростанций к 2035 г. доля технологически прогрессивных мощностей на базе ПГУ и ГТУ вырастет с 20.4% в 2018 г. до 38.3%. Общая доля электростанций на газомазутном топливе увеличится с 67.5% в 2018 г. до 71.0% при заметном сокращении доли мощности ТЭС на твердом топливе (с 32.5% в 2018 г. до 29.0%).

При определении прогнозной структуры производства электрической энергии (см. табл. 4) и потребности в топливе ТЭС ЕЭС России (табл. 5) учтены факторы, влияющие на показатели энергетической эффективности теплоэнергетики и связанные с экономической оптимизацией режимов использования мощности ТЭС, в том числе:

приоритетность загрузки высокоэкономичных парогазовых электростанций, вытесняющих из баланса паротурбинные КЭС;

увеличение числа часов использования остающихся в балансе мощностей ТЭС путем снижения существующих избытков генерирующей мощности;

повышение доли ТЭЦ в балансе тепла и оптимизация режимов использования их мощности в наиболее эффективном теплофикационном режиме.

Суммарное производство электроэнергии в ЕЭС России за период с 2018 до 2035 г. увеличится на 21.9%, в то время как установленная мощность электростанций возрастет всего на 6.1%. Это приведет к увеличению коэффициента загрузки генерирующего оборудования и росту годового числа часов использования генерирующих мощностей ЕЭС России в среднем на 14.8%, а по тепловым электростанциям – на 27.2%.

Несмотря на повышение доли неуглеродных электростанций в структуре генерирующей мощности (в основном, благодаря использованию ВИЭ), их вклад в общее производство электроэнергии в период до 2035 г. сократится (с 36.3 до 34.3%). При этом увеличение доли ТЭС в балансе электроэнергии (с 63.7 до 65.7%) будет сопровождаться изменением вклада разных типов электростанций следующим образом:

приоритетная загрузка технологически прогрессивных типов оборудования с низкими топливными затратами приведет к изменению пропорции производства электроэнергии газомазутными ТЭС: доля, приходящаяся на ПГУ и ГТУ, увеличится от 17.5 до 28.8%, а доля производства с применением паротурбинного и прочего оборудования, снизится от 26.4 до 19.7%;

доля тепловых электростанций на газомазутном топливе в суммарном производстве электроэнергии ТЭС также возрастет (от 69.0% в 2018 г. до 73.3% в 2035 г.) при сокращении доли производства электроэнергии станциями на твердом топливе (от 31.0% в 2018 г. до 26.7% в 2035 г.).

Указанные изменения в технологической структуре и режимах использования мощности обеспечат заметное повышение энергетической эффективности ТЭС. При базовом варианте снижение УРУТ ТЭС к 2030 г. составит 4.5% относительно отчетного уровня (2018 г.), а к 2035 г. оно достигнет 9.5% (см. табл. 5). Соответственно, спрос на топливо для ТЭС к 2035 г. увеличится всего на 17.2% при росте общего производства электроэнергии на 21.9%.

ХАРАКТЕРИСТИКА ВАРИАНТОВ БОЛЕЕ ИНТЕНСИВНОГО ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС

Показатели снижения удельного расхода топлива на ТЭС ЕЭС России, приведенные для базового варианта, существенно хуже целевых значений, определенных, в частности, Энергетической стратегией развития до 2035 г. (см. табл. 1). Это означает, что потребуются более активные и целенаправленные действия по трансформации технологической структуры теплоэнергетики, чем те, которые достижимы при существующих инвестиционных механизмах [11]. Масштабы такой трансформации были исследованы при формировании нескольких дополнительных вариантов (Т1–Т3), характеристики которых представлены в табл. 6. Каждый из этих вариантов, как показано далее, позволяет достичь более низкого, чем в базовом варианте, значения УРУТ к 2035 г. При этом только при реализации варианта Т3 удается достичь целевого уровня Энергетической стратегии.

В каждом из дополнительных вариантов были определены объемы инвестиционных решений на базе современных технологий с улучшенными показателями топливной экономичности, включая газотурбинное и парогазовое оборудование для газомазутных ТЭС и усовершенствованное паротурбинное оборудование для ТЭС на твердом топливе.

По сравнению с базовым вариантом, к 2035 г. общий объем заменяемой и новой мощности ТЭС увеличивается на 25% в варианте Т1 и вдвое в варианте Т3, при котором достигаются целевые показатели Энергетической стратегии (см. табл. 6). При этом в наибольшей степени различаются вводы мощности на КЭС (1.7–3.7 раза), а вводы на ТЭЦ увеличатся в 1.1–1.5 раза.

Соответственно, мощность остающихся в эксплуатации действующих электростанций к 2035 г. в вариантах Т1–Т3 оказывается ниже (на 11–19%), чем в базовом варианте, из-за более интенсивного вывода из эксплуатации менее энергоэффективного оборудования (в том числе и еще не достигшего предельного ресурса эксплуатации).

Сокращаются и объемы модернизации действующей мощности ТЭС в пользу проектов комплексной замены старого оборудования. При этом программа модернизации действующих ТЭС (с заменой оборудованием прежнего технологического уровня) в полном объеме (31.1 млн кВт до 2030 г.) выполняется лишь в базовом варианте и варианте Т1. Для обеспечения более высоких темпов повышения энергоэффективности теплоэнергетики в вариантах Т2 и Т3 после 2025 г. необходимо пересмотреть приоритеты этой программы в пользу решений по замене оборудования ТЭС на технологически более совершенное. В варианте Т3 после 2030 г. потребуется дополнительно провести частичную замену оборудования, модернизированного в период до 2025 г., т.е. до завершения 15-летнего срока эксплуатации, предусмотренного при отборе проектов в КОММод.

Сравнительная характеристика рассматриваемых вариантов по структуре установленной мощности электростанций и производства электрической энергии на уровне 2035 г. приведена в табл. 7. Развитие неуглеродных электростанций во всех вариантах соответствует базовому варианту и показано общей суммой их мощности и произведенной электроэнергии. Соответственно, одинаково по вариантам будет меняться и роль ТЭС, которые к 2035 г. будут обеспечивать 63% установленной мощности и 66% производимой в ЕЭС России электроэнергии.

Технологическая структура установленной мощности ТЭС в вариантах Т1–Т3 претерпит серьезные изменения по сравнению с базовым вариантом. На уровне 2035 г. можно выделить следующие общие тенденции в изменении пропорций между мощностями тепловых электростанций разных типов (в сравнении с базовым вариантом):

доля мощности ТЭЦ увеличится не более чем на 1 процентный пункт (п.п.), но при этом в вариантах Т2 и Т3 доля газомазутных ТЭЦ возрастет на 2.7 п.п., в том числе благодаря замене действующих угольных ТЭЦ, переведенных ранее на использование газа, на ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ;

при активном замещении паротурбинных мощностей современным оборудованием доля мощностей на базе ПГУ и ГТУ увеличится на 6.1–20.7 п.п.; при этом общая доля газомазутных ТЭС в суммарной мощности тепловых электростанций возрастет не более чем на 2 п.п.

Анализ структуры производства электроэнергии при вариантах Т1–Т3 (см. табл. 7) позволяет оценить возможности перераспределения ее выработки между ТЭС разных типов к 2035 г. (также относительно базового варианта):

увеличение объемов использования современного оборудования на базе ПГУ и ГТУ при его приоритетной загрузке благодаря более низким топливным затратам приведет к дополнительному росту его вклада в общее производство электроэнергии на ТЭС на 7.3–20.3 п.п.;

общая доля газомазутных станций в суммарном объеме производства на ТЭС (в вариантах Т2 и Т3) увеличится на 1.4–1.6 п.п. при соответствующем снижении вклада электростанций на твердом топливе;

интенсивная замена оборудования и повышение коэффициента использования теплофикационных мощностей обеспечат также рост доли ТЭЦ в суммарном производстве электроэнергии на ТЭС на 0.7–3.0 п.п. по сравнению с базовым вариантом.

Исходя из прогнозной структуры производства электроэнергии определены и объемы спроса на топливо для ТЭС по каждому из вариантов. Как показано в табл. 8, в 2035 г. снижение потребления топлива в вариантах Т1–Т3 составит 1.6–5.8% по сравнению с базовым вариантом. При этом, несмотря на увеличение доли газомазутных ТЭС в производстве электроэнергии, благодаря более высокой топливной экономичности нового оборудования спрос на газ в этих вариантах также будет ниже (на 2.1–5.4%) по сравнению с базовым вариантом. Потребление угля в варианте Т1 в 2035 г. останется на уровне базового, а в вариантах Т2 и Т3 заметно снизится – на 6.1–8.2%. Снижение потребления топлива в абсолютном выражении означает, что в рассматриваемых вариантах темп повышения энергетической эффективности теплоэнергетики будет опережать рост объемов производства электроэнергии на ТЭС.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ИНТЕНСИВНОГО ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС

Представленные вариантные расчеты подтверждают техническую достижимость целевых показателей Энергетической стратегии по снижению среднего удельного расхода топлива на ТЭС к 2035 г. до 255 г у.т/(кВт ∙ ч) при условии успешной политики по выходу в ближайшие 5–7 лет на серийное производство современного генерирующего оборудования разных типоразмеров [12, 13]. Выполнение этого условия необходимо, так как потребуется резкое усиление интенсивности инвестиционной деятельности после 2025 г.: в период 2026–2030 гг. общий темп вводов заменяемой и новой мощности на ТЭС в вариантах Т2 и Т3 составит 5.2–5.7 млн кВт в год, а в следующем пятилетии увеличится до 7.8–9.7 млн кВт в год. При этом наряду с массовым переводом газомазутных ТЭС на парогазовый цикл и развитием когенерации на базе ГТУ необходимо будет осуществлять и массовую замену оборудования на угольных электростанциях. В результате если к 2035 г. в базовом варианте доля новой и заменяемой мощности составит лишь четверть установленной мощности ТЭС, то в варианте Т1 она увеличится почти до трети, а в варианте Т3 превысит половину (табл. 9). Сопоставляя этот показатель с достигаемыми значениями средневзвешенного удельного расхода топлива на электроэнергию, можно сделать вывод, что в рамках рассмотренных сценариев для снижения УРУТ на каждые 10 г у.т/(кВт ∙ ч) требуется увеличить долю новой и заменяемой мощности в общем объеме мощности ТЭС примерно на 10 п.п. (рис. 1).

Рис. 1.

Зависимость масштабов снижения удельного расхода топлива на производство электроэнергии (относительно уровня 2018 г.) от доли новой и заменяемой мощности в общем объеме мощности ТЭС в ЕЭС России в период до 2035 г.

Вариантная оценка необходимых для этого капиталовложений выполнена исходя из представленных в табл. 6 объемов инвестиционных решений по модернизации, замене и новому строительству ТЭС. Учитывается, что рост масштабов инвестиционных программ в теплоэнергетике будет сопровождаться снижением удельных капиталовложений во вводимые мощности из-за возникающего “эффекта масштаба” при серийном производстве оборудования и типовом проектировании и строительстве ТЭС²². В сравнении с базовым вариантом рост суммарных капиталовложений в теплоэнергетику в период до 2035 г. по вариантам Т1–Т3 составит 11–45% (см. табл. 9), при этом:

в период до 2030 г. диапазон возможного снижения УРУТ сверх показателей базового варианта ограничен, а приростные капиталовложения оцениваются в 975 млрд руб. 2019 г. (с НДС) на каждые 10 г у.т/(кВт ∙ ч);

масштабная технологическая перестройка в следующем пятилетии заметно расширяет диапазон достижимых значений УРУТ к 2035 г.; при этом средняя капиталоемкость повышения энергоэффективности остается примерно такой же – 950 млрд руб. 2019 г. (с НДС) на каждые 10 г у.т/(кВт ∙ ч).

Более интенсивная инвестиционная программа в теплоэнергетике при вариантах Т1–Т3 приведет к росту суммарных капиталовложений в сектор производства электроэнергии в период до 2035 г. на 7–26% относительно базового варианта (динамика увеличения капиталовложений по неуглеродным типам электростанций была принята одинаковой с учетом неизменного по вариантам объема вводов их мощности). Доля ТЭС в суммарных капиталовложениях за весь период вырастет с 59% в базовом варианте до 61.8–67.6% в вариантах Т1–Т3 (рис. 2). При этом в варианте Т3, как показано в табл. 10, после 2025 г. ее доля будет достигать 70%.

Рис. 2.

Структура суммарных за период до 2035 г. объемов капиталовложений в секторе производства электроэнергии в ЕЭС России по базовому (Б) и дополнительным (Т1–Т3) вариантам. 1 – ТЭС; 2 – ВИЭ; 3 – АЭС; 4 – ГЭС

Для сравнения ценовых последствий при реализации различных стратегий повышения энергоэффективности в теплоэнергетике и изменений структуры установленной мощности и производства электроэнергии в ЕЭС России с использованием отраслевой финансово-экономической модели [14] были определены изменения необходимой валовой выручки (НВВ) электростанций и удельной стоимости производства электроэнергии до 2035 г. В расчетах цена топлива была принята с минимальным ростом по инфляции (т.е. практически неизменная в реальном выражении). Такой ценовой сценарий позволяет выделить влияние инвестиционного фактора на экономические характеристики электроэнергетики без учета дополнительного роста топливных затрат.

Достигаемое за счет дополнительных капитальных вложений снижение УРУТ отражается на прогнозной структуре НВВ (рис. 3): по сравнению с базовым вариантом в вариантах Т2 и Т3 в 2035 г. в объеме необходимой выручки доля топливных затрат снижается на 3.3–4.3 п.п., но при этом на 3.7–5.0 п.п. увеличивается доля инвестиционной составляющей (остальные изменения приходятся на постоянные эксплуатационные и налоговые составляющие).

Рис. 3.

Структура годового объема НВВ в секторе производства электроэнергии в ЕЭС России по базовому (Б) и дополнительным (Т1–Т3) вариантам в 2035 г. Затраты: 1 – налоговые; 2 – инвестиционные; 3 – постоянные; 4 – топливные

Более интенсивные темпы технологического обновления ТЭС в вариантах Т2 и Т3 и связанные с этим затраты по финансированию инвестиций за счет внутренних и внешних источников в период до 2035 г. еще не в полной мере будут скомпенсированы снижением топливных затрат. Поэтому годовой объем необходимой валовой выручки электростанций в 2035 г. в этих вариантах будет на 5.0–7.0% выше, чем в базовом варианте.

Неравномерный рост капиталовложений и НВВ электростанций по пятилетиям отражается на динамике удельной стоимости производства электроэнергии, рассчитанной для каждого из вариантов (рис. 4) как отношение НВВ к отпуску электроэнергии. Значение этого удельного показателя можно рассматривать как необходимый уровень оптовой одноставочной цены электроэнергии (с учетом мощности). Варианты Т1–Т3, по сравнению с базовым, характеризуются более сильной неравномерностью. Наибольший темп роста удельной стоимости производства приходится, как и в базовом варианте, на период 2026–2030 гг., причем среднегодовые темпы ее роста в вариантах Т2 и Т3 достигают 0.9–1.0%, а значение относительно отчетного уровня (2019 г.) увеличивается на 8.0–10.0% в реальном выражении. В период 2031–2035 гг. удельная стоимость производства электроэнергии в реальном выражении будет снижаться во всех вариантах. При этом из-за высоких инвестиционных расходов в вариантах Т2 и Т3 среднегодовые темпы этого снижения будут в 1.5–2.0 раза меньше, чем в базовом варианте. В результате на уровне 2035 г. удельная стоимость производства электроэнергии вернется к отчетному уровню в базовом варианте и варианте Т1, а ее значения в вариантах Т2 и Т3 будут на 5.6–8.1% выше, чем в 2019 г. (в реальном выражении).

Рис. 4.

Динамика изменения удельной стоимости производства электроэнергии (в реальном выражении) по вариантам с более интенсивным снижением удельного расхода топлива на ТЭС. Вариант: 1 – базовый (Б); 2 – T1: 3 – T2: 4 – T3

ВЫВОДЫ

1. Проведенный анализ показывает, что инерционное продолжение развития теплоэнергетики, соответствующее базовому варианту, при ключевой роли программы поддержки проектов модернизации действующих электростанций без перехода на технологически более совершенное оборудование не позволит качественно улучшить показатели энергетической эффективности в теплоэнергетике. Даже с учетом оптимизации объемов необходимой генерирующей мощности действующих КЭС и ТЭЦ и их использования в балансах электроэнергии основной показатель энергоэффективности – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – может быть снижен лишь на несколько процентов.

2. Выполненные балансовые расчеты показали возможность перехода на траекторию более интенсивного энергосбережения в теплоэнергетике и достижимость целевых показателей Энергетической стратегии по снижению среднего удельного расхода топлива на ТЭС к 2035 г. При этом после 2025 г. потребуются переориентация и расширение программы модернизации как газовых, так и угольных ТЭС с установкой исключительно технологически современного оборудования. Соответствующий темп инвестиционной деятельности по вводу заменяемой и новой мощности на ТЭС составит в период 2026–2030 гг. от 5.2 до 5.7 млн кВт в год, а в следующем пятилетии – от 7.8 до 9.7 млн кВт в год.

3. Анализ приростных характеристик программы повышения энергетической эффективности свидетельствует о том, что для снижения УРУТ на каждые 10 г у.т/(кВт ∙ ч) требуется увеличить долю новой и заменяемой мощности в общем объеме мощности ТЭС примерно на 10% и затратить 950–970 млрд руб. инвестиционных ресурсов (с НДС). При этом общее увеличение инвестиционных потребностей в теплоэнергетике по сравнению с базовым вариантом в период до 2035 г. составит до 32–45%.

4. Достижимость указанных темпов ввода генерирующих мощностей и показателей затрат критическим образом зависит от успешности промышленной политики по развертыванию в стране в ближайшие 5–7 лет серийного производства современного оборудования (прежде всего газовых турбин) для блоков разной единичной мощности.

5. Экономические расчеты показали, что реализация столь интенсивной инвестиционной программы по технологической перестройке теплоэнергетики не приведет к резкому и постоянному росту ценовой нагрузки, но лишь при сохранении политики сдерживания роста цены на газ не выше инфляции, а также при обеспечении быстрого удешевления нового оборудования для ТЭС, прежде всего на основе газовых турбин большой и средней мощности. В среднем за период до 2035 г. превышение среднегодового роста удельной стоимости производства электроэнергии, определяющей необходимый уровень одноставочной оптовой цены, составит 0.5% сверх инфляции, однако в период 2026–2030 гг. реальные темпы роста этого показателя достигнут вдвое большего значения.