15.10.2019 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», №4 (57) https://www.interrao.ru/upload/iblock/e7f/Inter_RAO_04_2019_FIN.pdf
В июле Минэнерго РФ сообщило, что отечественные ТЭС достигли рекордного показателя средневзвешенных удельных расходов условного топлива (УРУТ): по итогам пяти месяцев 2019 года впервые в новейшей истории он опустился ниже 300 г на 1 кВт•ч. Эксперты рынка оценивают новость положительно, но отмечают, что достижение отчасти обусловлено внешними факторами и эффектом завершившихся ДПМ. Сохранить и ускорить тенденцию возможно, но для этого, в частности, необходимо стимулировать энергетиков к переходу от паросиловых установок (ПСУ) к парогазовым (ПГУ).
ОДИН ГРАММ НА ВЕС ЗОЛОТА
16 июля российские энергокомпании получили письмо от заместителя министра энергетики Юрия МАНЕВИЧА, поблагодарившего трудовые коллективы «за добросовестный труд и эффективность работы, позволившую энергетике страны достичь» рекордного показателя средневзвешенных удельных расходов условного топлива (УРУТ) на отпуск 1 кВт•ч электроэнергии.
Средние топливные расходы ТЭС впервые в новейшей истории страны опустились ниже психологически важной отметки в 300 г. За 23 года (в 1996 году состоялся переход на пропорциональный метод распределения топлива) средний УРУТ отечественных ТЭС сократился на 45,1 г (~1,96 г в год), или 13,08%. По итогам прошлого года УРУТ ТЭС составлял 309,8 г; таким образом, за пять месяцев 2019 года сокращение составило почти 10 г. Сокращение удельных топливных затрат является значимым фактором при сдерживании себестоимости генерации, указали в Минэнерго. Среди российских компаний, достигших наибольших успехов в снижении УРУТ, в профильном ведомстве выделяют структуры «Газпром энергохолдинга» (ТГК-1, «Мосэнерго»), «Интер РАО» и «Фортум», специализирующиеся преимущественно на газовой генерации. Среди «угольных» генераторов (удельный расход топлива у них всегда выше) в Минэнерго отметили «Сибэко».
Сокращение УРУТ является одним из приоритетов, ориентированным, прежде всего, на повышение экономической эффективности, говорят в энергокомпаниях. На фоне сокращения в первом полугодии выработки (тепла – на 9,4%, электроэнергии – на 0,9%) «Т Плюс» снизила топливные расходы на 2,9 г (1,1%) по сравнению с первым полугодием 2018 года, до 262,2 г. Исторически показатель УРУТ в Группе «Интер РАО» был всегда ниже среднеотраслевого, в последние годы темпы его снижения также опережают средние по отрасли, отметили в пресс-службе энергокомпании. По итогам 2018 года УРУТ российской генерации «Интер РАО» составил 297 г, за год снизившись на 6,1 г (2%). В первом полугодии этого года показатель снизился до 294,3 г, что на 1,4 г ниже планового значения (295,7 г).
Снижение УРУТ на 1 г в целом по Группе «Интер РАО» приводит к экономии 135,5 тысячи тонн условного топлива в год и снижению топливной составляющей на 435 млн рублей в год (при структуре топливного баланса и ценах на топливо 2018 года), отметили в компании. Таким образом, прошлогоднее сокращение УРУТ на 6,1 г снизило себестоимость энергии «Интер РАО» более чем на 2,65 млрд рублей.
По данным Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), сокращение общероссийского УРУТ на 3 г эквивалентно снижению потерь условного топлива на 2 млн тонн (1,7 млрд куб. м газа). Экономия при этом составляет не менее 3,5 млрд рублей в год.
ПАРОГАЗОВАЯ ЭКОНОМИЯ
Дальнейшее снижение УРУТ остаётся одной из глобальных отраслевых целей, говорят энергетики. При этом в «Интер РАО» отмечают, что будут бороться за снижение топливных расходов, «несмотря на завершение масштабных проектов по вводу в эксплуатацию высокоэффективных парогазовых энергоблоков».
Нюанс немаловажен: большинство экспертов отмечают, что проявившаяся тенденция обусловлена, прежде всего, массовым вводом высокоэффективных ПГУ в рамках ДПМ (за 10 лет построено около 30 ГВт ТЭС). Пришедшая ей на смену программа модернизации ТЭС (обновление до 41 ГВт в 2022–2031 годах) пока не имеет чётких ориентиров и стимулов для повышения эффективности путём достройки ПСУ до ПГУ, солидарны аналитики. «Российские ТЭС за последние 10–15 лет действительно стали в среднем более эффективными. Основная причина – ввод современных парогазовых энергоблоков (в том числе, в рамках программы ДПМ ТЭС), в результате их доля в установленной мощности газовой генерации возросла с 1% в 2010 году до 19% в 2018 году. Вторая причина – уменьшение доли угольной генерации (как правило, менее эффективной) с 20% до 14% за 15 лет», – отмечает старший аналитик по электроэнергетике Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Юрий МЕЛЬНИКОВ.
УРУТ на ТЭС в России преодолел значимый порог, теперь топливная эффективность отечественных станций на 6,5% выше, чем в Китае, говорит партнёр VYGON Consulting Алексей ЖИХАРЕВ. Рост эффективности произошёл во многом благодаря загрузке ПГУ с КПД более 50%, их выработка выросла на 9 млрд кВт•ч (12% прошлогоднего объёма). Значительное влияние оказали Балаклавская и Таврическая ТЭС в Крыму, Затонская ТЭЦ в Башкирии и Казанская ТЭЦ-1 в Татарстане. Впрочем, ввод этих объектов, финансируемых за счёт оптового энергорынка, не смог «переломить тенденции роста цен в первом полугодии», поясняет эксперт. Ценовые индексы РСВ не снижались, а росли на 10–14% на фоне роста потребления и экспорта, а также снижения предложения ГЭС (прежде всего, в центральной России) и АЭС, отмечает г-н Жихарев.
Данные Минэнерго подтверждают сохранение долгосрочного тренда на снижение УРУТ, но ежегодное сокращение составляет лишь 2–3 г в год, говорит замглавы департамента исследований ТЭК ИПЕМ Евгений РУДАКОВ. «Основные факторы – повышение среднего КПД тепловой генерации ввиду вывода старых блоков и вводов по ДПМ, а также сокращение доли угля (с ростом доли газа). Так, доля угля в структуре потребления топлива на ТЭС сократилась с 25% в 2015 году до 21,9% в 2018 году», – комментирует г-н Рудаков.
Схожие факторы наблюдались и в конце 2018 – начале 2019 года: были выведены несколько угольных блоков, вводились новые атомные мощности, замещающие тепловую генерацию. В Сибири, где сосредоточена основная угольная генерация, наблюдалась высокая водность, добавляет г-н Рудаков. Из отчётности компаний следует, что выработка на Красноярской ГЭС En+ в первом полугодии снизилась на 9%, но Ангарский каскад ГЭС En+ нарастил выработку на 20,2%, Богучанская ГЭС (СП РУСАЛа и «Русгидро») – на 19,4%.
Фактор высокой водности в Сибири вряд ли далее окажет существенное влияние, и снижение УРУТ по итогам года может оказаться не столь впечатляющим, считает г-н Рудаков. Уменьшению показателя могут способствовать сокращение доли угольной генерации, ввод ПГУ и развитие когенерации, полагает эксперт. При этом он оговаривается, что основной потенциал замещения угольной генерации газовыми мощностями в первой ценовой зоне уже исчерпан, а в Сибири и на Дальнем Востоке ограничен неразвитостью газотранспортной инфраструктуры.
«Темпы ввода ПГУ неизбежно сократятся по завершении программы ДПМ – программа модернизации не содержит выраженных стимулов к вводу таких объектов, а избыток мощностей в ЕЭС России ограничивает потребность во вводе новых. Развитие когенерации также не имеет сейчас чётких регуляторных стимулов, за исключением неоднозначного механизма «альтернативной котельной», – отмечает Евгений Рудаков.
КВОТНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
Оценивать энергоэффективность ТЭС и сравнивать генерацию в разных странах только по среднему в стране УРУТ довольно трудно, отмечает Юрий Мельников из «Сколково». «Данные в отношении отпуска электрической и тепловой энергии, потребления топлива разных видов на ТЭЦ и КЭС могли бы помочь сделать корректный анализ. Но, к сожалению, в России эти данные недоступны широкой публике, в отличие, например, от 36 государств ОЭСР, предоставляющих эти данные Международному энергетическому агентству для открытой публикации», – говорит г-н Мельников.
Топливная эффективность российских ТЭС, по оценке специалистов из «Сколково» (на основе отечественной методики расчёта УРУТ и данных за 2016 год), находится примерно на уровне ТЭС Чехии (325 г) или Польши (308 г), но значительно уступает немецким (285 г), финским (200 г) и японским (290 г). По данным и методике Navigant Ecofys, коэффициент эффективности российских ТЭС составляет около 34%, что примерно сопоставимо с показателями электростанций Индии, но меньше, чем в Великобритании, Японии, Франции (45%) и ряде других стран, отмечает г-н Мельников.
УРУТ существенно различается в зависимости от структуры энергетики стран: соотношения угольных и газовых блоков, наличия ПГУ и когенерации, отмечают в ИПЕМ. В странах с высокой долей угольной генерации (КНР, США) показатель может составлять 310–330 г и более. В Белоруссии, где угольная генерация отсутствует, а значительную долю занимают ПГУ, показатель составляет 235 г. «У российских ТЭС есть большой потенциал повышения эффективности – экономия может быть сопоставима с ресурсами небольшого газового месторождения, – но реализовать в ближайшие 10–15 лет его будет очень трудно, – отмечает Юрий Мельников. – Программа модернизации ТЭС ориентирована на сохранение устаревшего паросилового цикла, а эффект введения ПГУ «первой волны» скоро иссякнет. У России есть хорошие возможности реализовать этот потенциал в рамках стратегии низкоуглеродного развития (в том числе, в рамках Парижского соглашения), но это может потребовать корректировки энергетической политики».
Учитывая решение о ратификации Россией Парижского соглашения, и в том числе поручение вицепремьера Алексея ГОРДЕЕВА кабмину разработать «стратегию долгосрочного развития с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года», энергетикам, которые выбрасывают около 2 млрд тонн СО2 ежегодно, или 65% общестранового объёма, вряд ли удастся избежать если не моментального ужесточения экологических норм, то по крайней мере системы контроля выбросов, полагает Алексей Жихарев. В долгосрочной перспективе климатические нормы могут стать ключевым драйвером повышения топливной эффективности, считает он. На угрозу конкурентоспособности российских товаров в будущем указывало и Минэкономразвития, аргументируя свою неожиданную для рынка позицию о необходимости продолжения программы ДМП ВИЭ после 2024 года за счёт потребителей энергорынка.
К 2040 году мировые инвестиции в генерацию составят около $ 10 трлн, из которых 85% пойдут на развитие безуглеродной энергетики, указывал Минэк, предлагая кабмину выделить «зелёным» генераторам ещё 900 млрд рублей до 2050 года из средств потребителей. «Указанные глобальные тенденции приводят к тому, что углеродоёмкость мировой энергетики к 2035 году снизится в три раза: с текущих 490–430 г СО2 на 1 кВт•ч до 140–150 г. В РФ углеродоёмкость электроэнергетики составляет порядка 520–510 г СО2 на 1 кВт•ч, а к 2035 году, в соответствии со Стратегией развития электроэнергетики до 2035 года, составит порядка 490 г в связи с тем, что структура топливного баланса и структура баланса выработки электроэнергии на объектах генерации практически не изменится…
Товары и услуги, производимые в мире, будут обладать дополнительным конкурентным преимуществом – более низким углеродным следом», – констатировали в Минэкономразвития. Впрочем, большинство экспертов скептически оценивают перспективы существенного роста доли ВИЭ-генерации в России и не видят здесь реальных возможностей для системного сокращения топливных расходов. Анализ ИПЕМ показал, что в случае ратификации Парижского соглашения оценочный национальный вклад страны (снижение выбросов на 25–30% к 2030 году по отношению к уровню 1990-го) может быть выполнен даже при высоких темпах экономического роста и сдержанной национальной климатической политике (без введения квот или платы за выбросы). Но если говорить о долгосрочной перспективе (например, до 2050 года), то текущие темпы снижения УРУТ недостаточны для обеспечения декарбонизации энергетики России, отмечают в институте.