Оценка экономической эффективности перехода на высокотемпературные технологии генерации энергии в условиях экологической повестки

Введение

Обеспечение устойчивого экономического роста в долгосрочной перспективе невозможно без создания благоприятных условий существования будущих поколений. В 1972 году в рамках доклада Римского клуба «The Limits to Growth» было сформулировано утверждение о том, что повышение численности населения в конечном итоге приведет к одному из двух возможных исходов: полному краху, в случае если человечество не сумеет приспособиться к новым реалиям, либо серьезному кризису, последствия которого можно смягчить корректировкой развития [14]. При этом на сегодняшний день увеличение расхода природных ресурсов и рост производства с целью удовлетворения возрастающих потребностей человечества неизбежны.

Производственный процесс всегда сопряжен с образованием отходов, загрязняющих окружающую среду, что не только ведет к истощению полезных ископаемых, но и оказывает негативное влияние на климат как отдельных регионов, так и целых стран, провоцируя их экономический спад. Главной проблемой остается борьба с углеродным следом экономик.

Попытки ослабить последствия грядущего кризиса наблюдаются в создании Европейской системы торговли выбросами (EU ETS - European Union Emissions Trading System), призванной существенно сократить количество выбросов парниковых газов в атмосферу, используя рыночные инструменты регулирования, тем самым стимулируя процесс перехода предприятий на более экологичные технологии [5]. Такая инициатива послужила примером для развитых стран за пределами ЕС, а с 2021 года после утверждения механизма пограничной углеродной корректировки (CBAM - Carbon Border Adjustment Mechanism) вопрос о создании аналогичной системы стал всерьез рассматриваться Правительством РФ. Так уже в марте 2022 года был принят закон о проведении в Сахалинской области эксперимента по ограничению выбросов парниковых газов, направленного на разработку и испытание собственного аппарата обращения углеродных единиц и единиц выполнения квот в целях его возможной реализации на уровне государства. В связи с этим, в рамках концепции устойчивого развития в масштабах РФ экологическая составляющая приобретает все больший вес.

Экологическую повестку также необходимо учитывать и в энергетической отрасли, которая должна развиваться опережающими темпами для удовлетворения постоянно растущих потребностей экономики в энергетической продукции.

Согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года, совместное воздействие факторов роста потребления электроэнергии и фактора значительного физического и морального износа генерирующих фондов приводит к необходимости строительства большого количества электростанций, ключевой частью которых продолжат являться тепловые электрические станции (ТЭС). Однако действительный ввод генерирующих мощностей за последние 15 лет существенно отстает даже от базового варианта развития (рис. 1).

Рис. 1 - Потребность в установленной мощности

Составлено авторами

Такой недостаток в установленной мощности объясняется кризисом отечественного энергомашиностроения. Ситуацию усугубило и приостановление в 2022 году своей деятельности в России таких крупных энергетических компаний, как Siemens, Alstom, General Electric, снабжавших российские электростанции передовым оборудованием с высокими показателями энергоэффективности и экологичности, а также осуществлявших его сервисное обслуживание.

Одним из возможных вариантов решения проблемы нехватки генерирующих мощностей может служить приоритетное развитие паротурбинных технологий электрогенерации, по которым имеется большой технологический задел еще со времен советского энергомашиностроения. Повышение их тепловой экономичности при переходе на более высокие параметры пара будет способствовать росту их топливной эффективности и снижению оставляемого углеродного следа.

В силу того, что любой объект генерации работает в рамках единой национальной энергетической системы (ЕНЭС) и не может по своему усмотрению наращивать или сокращать объемы производства электроэнергии в отдельно взятый момент времени, строительство генерирующего объекта не может начаться без согласования основных параметров будущего проекта с органами власти (Министерство энергетики РФ), а также без утверждения проекта системообразующим звеном, осуществляющим оперативно-диспетчерское управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики. Однако задача выбора технологии генерации для перспективной ТЭС остается в сфере ответственности генерирующей компании, которая при выборе технологии руководствуется прежде всего коммерческой эффективностью инвестиционного проекта.

С учетом применения странами защитных мер по снижению углеродного следа в виде углеродного налога и квотирования выбросов вредных веществ возникает необходимость в разработке экономического инструмента обоснования выбора паротурбинных технологий различной производственной эффективности в условиях подвижных цен на топливо и стремительно вводимых экологических ограничений.

Литературный обзор

Вопрос устойчивого экономического роста широко освещен многими авторами, которые в качестве ключевой проблемы выделяют обеспечение благосостояния следующих поколений [2]. Также в центре обсуждений рассматривается задача обеспечения баланса социальной, экономической и экологической компонент роста [9, 4], определяющих понятие «зеленой экономики» - новой модели экономики, неразрывно связанной с учетом экологических факторов при формировании стратегий развития [1].

Принимая во внимание сочетание в энергетике всех аспектов устойчивого экономического роста, а также ее особенное влияние на экологическую составляющую, которая выражается в загрязнении окружающей среды и истощение природных ресурсов [3], ряд исследований посвящен оценке эффективности более экологичных способов генерации электроэнергии, прежде всего, основанных на возобновляемых источниках энергии и водородном топливе [6, 10, 11]. Однако у данных решений есть существенные ограничения при их использовании для нужд большой энергетики, где требуются крупные единичные мощности.

Одним из эффективных решений для большой генерации является переход на преимущественное строительство и эксплуатацию парогазовых установок (ПГУ), которые характеризуются высоким КПД и экологичностью. Однако на сегодняшний день отечественное энергомашиностроение не обладает необходимыми компетенциями в этой сфере, и с уходом крупнейших западных энергетических компаний с российского рынка большинство проектов по внедрению данного оборудования были заморожены [12, 13].

В исследованиях отмечается, что с учетом отсутствия опыта в производстве ПГУ высокой мощности разумно сделать упор на развитие паротурбинного сектора в сторону внедрения высокоэффективного оборудования на сверхкритических параметрах пара (СКП) и создания оборудования на суперсверхкритических (ССКП) и ультрасверхкритических (УСКП) параметрах, что должно позволить преодолеть кризис отечественного машиностроения в условиях ужесточения регулирования выбросов парниковых газов [7, 8, 14]. Несмотря на то, что вопрос выбора энергетического оборудования достаточно широко освещается в работах исследователей, применяемые авторами экономические модели не учитывают обязательный в новых реалиях экологический фактор.

Цель исследования

Целью данного исследования является разработка инструмента оценки экономической эффективности высокотемпературных паротурбинных технологий генерации энергии в условиях волатильности цен на органическое топливо и ужесточения государственного регулирования выбросов парниковых газов.

В процессе исследования были поставлены следующие задачи:

· разработать экономико-математическую модель, позволяющую выбрать наиболее эффективный уровень высокотемпературной паротурбинной технологии в соответствии с прогнозами цен на топливо;

· оценить экологические издержки, вызванные внедрением государственной системы регулирования выбросов углекислого газа;

· определить зависимость между экологическими издержками и экономической эффективностью высокотемпературной паротурбинной технологии.

Материалы и методы

Конкурентоспособность паротурбинных технологий различных начальных параметров пара, в первую очередь, определяет себестоимость производства электроэнергии на реализующем их генерирующем оборудовании. С целью устранения различий в установленной мощности оборудования в качестве показателя, определяющего эффективность паротурбинной технологии, предлагается рассматривать удельную себестоимость выработки электроэнергии, существенную часть которой составляет стоимость топлива (используется цена за 1 кг условного топлива).

В общем виде себестоимость годовой выработки электроэнергии можно представить:

, (1)

где C_fluel - топливные издержки, C_dep - амортизационные отчисления, C_wages - издержки на оплату труда и взносы социального страхования, C_rep – издержки на ремонт, C_other - прочие издержки.

Важнейшей составляющей себестоимости являются топливные издержки:

, (2)

где η – КПД технологии производства; N - установленная мощность оборудования, кВт; T_year – число часов использования мощности, ч; K_CU – коэффициент использования мощности (для паротурбинных станций средний КИУМ за 2021 год составил 0,46); P – цена топлива, р/кг. у. т.

Для расчета амортизации был выбран линейный способ начисления в течение 30 лет, определяющих общетехнический ресурс ПТУ.

Издержки на оплату труда и социальное страхование можно определить в соответствии со следующим выражением:

, (3)

где n - численность персонала ПТУ-ТЭС, определенная в соответствии с нормативом, разработанным ОАО «Цотэнерго», W_av - средний уровень заработной платы в отрасли, α_social - доля обязательных страховых отчислений.

Численность персонала, определяемая в соответствии с нормой, зависит от двух параметров:

· установленная мощность энергоблока;

· количество энергоблоков.

В целях обеспечения сопоставимости результатов моделирования для каждой отдельно взятой технологии рассматривается один энергетический блок. Электрическая мощность энергоблока является варьируемым параметром и будет меняться в зависимости от уровня технологии.

В таблице 1 представлены нормы численности персонала ПТУ-ТЭС.

Таблица 1. Норматив численности персонала ПТУ-ТЭС

Ремонтные издержки были оценены в долях от величины капитальных затрат. Чем выше параметры пара, тем более дорогие стали и сплавы используются для создания энергоагрегатов, следовательно, ремонт, в силу более качественных материалов, будет обходиться дороже. Оценка ремонтных издержек в долях от капитальных затрат позволяет учесть данную особенность перехода к более совершенным ТЭС. Помимо оценки сдвигов в структуре использованных металлов такой подход также позволяет учесть разницу в установленной мощности объектов генерации, поскольку более мощное оборудование в силу больших габаритов стоит в конечном счете дороже и его обслуживание имеет большую трудоемкость. Формула для определения ремонтных издержек может быть записана в следующем виде:

, (4)

где β - доля отчислений в ремонтный фонд, Cap - удельные капиталовложения, р/кВт.

Под прочими издержками следует понимать те статьи затрат, которые не вошли в уже перечисленные статьи калькуляции. Сюда входят затраты, связанные с расходами на охрану труда, спецодежду, общехозяйственные расходы, отопление производственных и административно-хозяйственных помещений. Прочие издержки зависят от мощности энергоблока и могут быть оценены как часть от условно-постоянных издержек:

, (5)

где - доля прочих затрат.

На основании изложенного, удельные издержки на производство 1 кВтч ЭЭ рассчитываются по формуле:

, (6)

Таким образом, задача определения наиболее эффективной паротурбинной технологии сводится к поиску минимальной себестоимости единицы электроэнергии, зависящей от используемой технологии при заданном уровне цен на топливо, или же к минимизации функции:

, (7)

где c(N,P) – себестоимость 1кВтч электроэнергии при заданной установленной мощности и цене на топливо, i – наименование технологии (ДКП, СКП, ССКП, УСКП).

Построенная модель позволяет проанализировать зависимость удельной себестоимости производства электроэнергии для каждого уровня технологии от параметра внешнего окружения – цены топлива, и выявить точки, в которых должен осуществляться переход от действующего уровня технологии ТЭС к ТЭС на более высокие параметры пара.

В основе расчета экологических затрат, в первую очередь, зависящих от удельного расхода топлива (КПД установки), определяющего удельные выбросы продуктов сгорания, лежит формула:

, (8)

где E_CO2 – удельный выброс CO₂, м³/кВт*ч; k – безразмерный коэффициент перевода м³ CO₂ в тонны (составляет 1,848*10^-3); Q_qu – количество допустимых выбросов парниковых газов, т. (взято за 0); P_qu – ставка платы за превышение квоты выбросов парниковых газов, р/т. CO₂.

Отсюда удельные экологические издержки рассчитываются как:

, (9)

где c_eco – экологические издержки на 1кВт*ч.

В целях анализа влияния экологической составляющей на модель оценки себестоимости производства электроэнергии в нее были включены издержки на выбросы CO₂ в рамках государственной системы контроля выбросов парниковых газов, описанные формулой (8), что изменило выражение (1) за счет добавления еще одного слагаемого:

(10)

Таким образом, удельные издержки на производство ЭЭ, полученные по формуле (10), позволяют оценить эффективность государственного аппарата регулирования углеродного следа с учетом выбора паротурбинной технологии. В таблице 2 приведены все параметры модели, участвующие в расчете.

Таблица 2. Расчетные параметры модели

Результаты и обсуждение.

Используя выражения (1-7) были получены зависимости удельной себестоимости производства электрической энергии от цены на условное топливо для четырех уровней технологии генерации электроэнергии. Результаты моделирования представлены на рисунке 2.

Рис. 2 - Зависимость удельной себестоимости ЭЭ от цены на условное топливо для различных уровней технологии генерации электроэнергии

Составлено авторами

Из графика видно, что с увеличением цены на топливо наиболее эффективными паротурбинными технологиями, имеющими наименьшую удельную себестоимость производства ЭЭ, становятся технологии на более высоких параметрах пара. Объясняется это увеличенным КПД у более совершенных технологий, что оказывает влияние на топливные издержки, и, следовательно, на угол наклона функции удельной себестоимости. Также из результатов моделирования следует, что при любых показателях цены используемого топлива оборудование на сверхкритических параметрах пара (СКП) не является наиболее эффективным, то есть выбор в пользу объектов генерации на СКП пара нецелесообразен.

В связи с этим были проведены дополнительные вычисления, показывающие, что с увеличением цены топлива переход к наиболее эффективным технологиям СКП пара целесообразен только при КПД в диапазоне от 44,1 до 45,3%.

Расчет величины удельных экологических издержек, продемонстрировал уменьшение рассматриваемых затрат на единицу электроэнергии по мере перехода к более совершенной технологии. Это объясняется преимуществом, которым обладают ТЭС, работающие на более высоких параметрах пара – удельный расход топлива таких электростанций ниже, а, следовательно, ниже удельные выбросы парниковых газов. Таким образом, генерирующие компании, владеющие ТЭС на ССКП и УСКП пара будут меньше платить за выбросы двуокиси углерода в расчете на киловатт электрической энергии, чем эксплуатирующие менее совершенные объекты генерации. Результаты расчетов представлены в таблице 3.

Таблица 3. Удельные экологические издержки

Более того, введение в модель системы квот, предусматривающей покупку генерирующими компаниями права на выброс каждой тонны углекислого газа, сдвигает пороговые значения цены на топливо (точки равной удельной себестоимости электрической энергии) для перспективных уровней технологии генерации в сторону более низких цен. Результат моделирования минимальной удельной себестоимости производства ЭЭ с учетом и без учета системы квот на выбросы CO₂ представлен на рисунке 3.

Рис. 3 - Минимальная удельная себестоимость производства ЭЭ с учетом и без учета системы квот на выбросы CO2

Составлено авторами

Из анализа результатов, представленных на рисунке 3, можно определить новые пороговые точки, определяющие такую цену на топливо, при которой экономически оправдан переход от текущего уровня ТЭС к работающим на более высоких параметрах пара. В таблице 4 представлен результат сопоставления.

Таблица 4. Сравнение результатов моделирования удельной себестоимости ТЭС разных технологических уровней с системой квотирования выбросов углекислого газа и без неё.

По результатам анализа таблицы 4 можно заключить, что введение системы квотирования выбросов парниковых газов позволяет сформировать рыночные сигналы для владельцев электростанций по вводу более совершенных объектов генерации, обеспечивающих снижение выбросов вредных веществ в атмосферу, а также позволяющих бережнее использовать невозобновляемые природные ресурсы, что соответствует принципам концепции устойчивого развития и создает основу для долгосрочного развития как отрасли, так и экономики в целом.

Заключение.

Анализ годовых операционных затрат на производство электроэнергии с использованием паротурбинного оборудования различных уровней технологии генерации, а также построение модели зависимости удельной себестоимости производства электрической энергии от цены на условное топливо с государственной системой регулирования выбросов парниковых газов и без нее позволили получить следующие результаты:

1. Рост стоимости топлива стимулирует энергетические предприятия осваивать более совершенные технологии генерации ЭЭ по причине снижения себестоимости 1кВт*ч при переходе на высокие параметры пара.

2. При любой цене на используемое топливо выбор оборудования на СКП пара не является экономически целесообразным в рамке установленных моделью расчетных параметров. Его внедрение будет эффективным только при условии повышения КПД на 1,1% и выше.

3. При переходе к высоким параметрам пара экологические затраты на единицу произведенной электроэнергии снижаются, что объясняется отличием в удельном расходе топлива рассматриваемых объектов генерации.

4. Функционирование государственного аппарата регулирования выбросов углекислого газа смещает рыночные сигналы перехода к совершенным уровням технологии в сторону более низких цен на топливо, тем самым стимулируя ускорение процесса освоения оборудования на повышенных параметрах пара.

Описанный экономико-математический инструмент позволяет количественно оценить эффективность существующих уровней паротурбинной технологии и указать на приоритетное направление развития отечественного энергомашиностроения в зависимости от тарифа на используемое топливо. Кроме того, построенная модель совершенствует существующую систему управления структурно-технологической модернизацией отрасли за счет наличия в ней экологического фактора как одного из критериев выбора уровня технологии генерации, тем самым учитывая интересы будущих поколений, что в конечном счете позволит обеспечить устойчивое развитие энергетики и национальной экономики страны.

Направления дальнейших исследований.

В целях совершенствования выше описанной модели для более точного анализа эффективности конкретного уровня технологии дальнейшие исследования, прежде всего, должны быть направлены на разработку инструмента оценки капитальных затрат оборудования рассматриваемых технологий. Создание такого аппарата, основанного на изучении компонентов турбины, а также их структуры металлов позволит провести более тщательную оценку амортизационных издержек, учитывая фактор изменения компоновки турбины и колебания цен на используемые марки сталей. Также следует подробно исследовать вопрос разработки методики определения квот на выбросы парниковых газов, что даст более четкое понимание влияния государственной системы регулирования углеродного следа на энергетическую отрасль страны и ее экономику в целом.