ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАЦИИ В СНИЖЕНИИ РИСКОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Введение

Гидроэнергетика представляет собой один из наиболее энергоэффективных секторов электроэнергетики. При этом Россия – единственная страна в мире, где приостановлено дальнейшее развитие гидроэнергетики при освоении лишь 20% экономически эффективной части ее гидропотенциала. Итоги последнего десятилетия свидетельствуют о нарастающей опасности утраты гидроэнергетикой ее стратегического значения на национальном уровне. По производству гидроэлектроэнергии Россия переместилась с третьего на пятое место в мире, уступая Канаде, Китаю, Бразилии и США. Отсутствие реальных планов строительства перспективных объектов гидрогенерации повышает ожидаемые риски функционирования других сегментов электроэнергетики и энергетической безопасности России. Необходимо изменить систему приоритетов при выборе типов генерации, осо­бенно в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, где приоритетной должна стать гидрогенерация.

1. Современное состояние электроэнергетики России

Внешние вызовы и внутренние проблемы, динамика изменений экономических параметров и ресурсно-технологического потенциала российского энергетического сектора изложены в [5].

Государством ставится задача не только гарантированно обеспечить энергетическую безопасность страны, надежность производственной структуры энергетики и удовлетворение текущего внутреннего спроса, но и достигнуть существенно более высокого уровня качества, эффективности и экологичности при производстве и потреблении энергоресурсов, стимулирующего ускоренное развитие экономики и социальной сферы России.

Поставленная задача требует в частности широкого распространения энергосберегающих технологий и повышения энергоэффективности, снижения нагрузки на окружающую среду.

Целевое состояние энергетического сектора, которое должно быть достигнуто к 2035 году включает в себя, в том числе, существенное более низкий уровень энергоемкости и электроемкости ВВП, а также сниженные до технологического и экономического предела удельные показатели загрязнения окружающей среды предприятиями ТЭК.

Для обеспечения высоких темпов взаимосогласованного развития экономики и энергетики необходимо решить задачу максимальной реализации имеющегося потенциала энергосбережения и повысить энергетическую эффективность во всех отраслях экономики, приблизив ее к уровню лучших мировых практик.

В соответствии с [4], современное состояние электроэнергетики России характеризуется показателями, представленными в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Производство электрической энергии в 2014 – 2016 г., млрд. кВт.ч

Таблица 2

Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2017

В 2016 г. по сравнению с 2015 г. производство электроэнергии увеличилось в целом по России на 2,1 %. (Таблица 1). Наибольший рост производства отмечен в Дальневосточном федеральном округе (+2,6 %). Увеличение производства электроэнергии во всех регионах России связано с существенным ростом электропотребления.

Наибольшее количество электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях, в 2016 году доля выработки ТЭС составила 64,3 %, при этом доля выработки ГЭС составляет 17,4 %.

2. Риски развития теплоэнергетики

Высокая зависимость страны от одного вида топлива сформировала значительные риски по на­дёжности и эффективности функционирования электроэнергетики.

Таблица 3

Объемы расхода топлива на ТЭС России [2]

Как показывают данные таблицы 3, доли расхода топлива на ТЭС России:

• природный газ – 71,3 %
• уголь – 24,5 %
• нефтетопливо – 0,6 %
• прочее топливо – 3,6 %

Предполагаемые запасы газа на территории России колеблются в пределах от 31 трлн. куб. м до 48,8 трлн. куб. м, при этом более половины – ожидае­мые с низкой подтверждённостью. При ежегодной добыче в пределах 550 млрд куб. м запасы газа будут исчерпаны примерно за период 55 – 90 лет.

Необходимо отметить, что структура месторожде­ний имеет тенденцию к увеличению доли сложных и трудно извлекаемых запасов в связи с их выра­боткой на 60 – 75 % в промышленной разработке. Перспективными направлениями развития сырье­вой базы газовой промышленности становится по­иск, разведка и освоение месторождений в районах Восточной Сибири, Дальнего Востока на континен­тальном шельфе арктических и дальневосточных морей. Возникают объективные причины для роста цены на газ, что в совокупности повышает риски надёжного и эффективного функционирования тепловой генерации.

3. Риски развития атомной энергетики

Факторы, сдерживающие развитие атомной энергетики прежде всего связаны с рисками недофинансирования в связи с высокой капиталоёмкостью проектов АЭС, включающей затраты на обеспечение безопасности эксплуатации:

• сравнительно высокими затратами на сооружение атомных электростанций;
• необходимостью обеспечения ядерной и радиационной безопасности;
• необходимостью обращения с отработавшим ядерным топливом и радиоактивными отходами с учетом требований экологической безопасности.

Следует иметь ввиду, что при производстве ядерного топлива и после ядерного цикла остается большой объем твердых радиоактивных от­ходов, подлежащих хранению неограниченное время. Необходимо учитывать сравнительно короткий период эксплуатации АЭС до полной утилизации и значительный объем затрат на последующее вечное хранение радиоактивных отходов, при этом затраты на вывод станций из эксплуатации в полном объеме сопоставимы со стоимостью их строительства.

Риски топливного обеспечения атомных электростанций связаны с недостаточным развитием сырьевой базы атомной энергетики на территории России, а также необходимостью разведки, разработки урановых месторождений и увеличением добычи урана в рамках зарубежных проектов.

Как указано в [2], разведанные запасы урана в России оцениваются в более чем 600 тысяч тонн. Они размещены в нескольких десятках небольших по объёму месторождениях с низкой концентрацией «энергетического» урана в естественной руде. По состоянию на 2017 год в России действует 16 урановых месторождений. Причем 15 из них сосредоточены в Забайкалье.

Следствием среднего и низкого качества урановых руд в России является импорт основного объема уранового сырья, необходимого для воспроизводства ядерного топлива. При годовом потреблении урана около 20 тыс. т собственное производство – 4 тыс. т. Для наращивания собственного производства сырья необходимо наращивать финансирование инвестиций в развитие разработки урановых месторождений на территории России, что проблематично в условиях ограниченного доступа к внешним финансовым рынкам. Существенная зависимость атомной электроэнергетики от импорта стратегических материалов несет значительные риски надёжности и эффективности ее функционирования.

4. Оценка высвобождения топливно-энергетических ресурсов за счет повышения доли гидроэлектростанций в генерации ДФО

Прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью по отношению к тепловым электростанциям, работающим на угле, с учетом экологического воздействия на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки.

На основании [1], существуют следующие проекты строительства противопаводковых ГЭС на территории ДФО:

Таблица 4

Основные характеристики проектов строительства противопаводковых ГЭС ДФО

Ввод новых генерирующих мощностей ГЭС является альтернативой строительства атомных и тепловых электростанций, что, в свою очередь, повлечет значительную экономию натурального топлива.

Производство электрической энергии на тепловых станциях ДФО в 2016 г. характеризуется следующими показателями:

ТЭС на природном газе – 12,95 млрд. кВт.ч;

ТЭС на угле – 17,27 млрд. кВт.ч.

Основываясь на отчетных данных об объемах расхода природного газа и угля на выработку электроэнергии на ТЭС ДФО и данных о производстве электроэнергии на этих станциях, можно рассчитать удельный расход топлива на единицу выработанной электроэнергии:

• удельный расход природного газа на 1 кВт.ч произведенной электроэнергии составляет 0,401 куб. м/кВт.ч;
• удельный расход угля на 1 кВт.ч произведенной электроэнергии – 0,943 кг/кВт.ч.

В соответствии с [1], среднее число часов использования ГЭС ДФО составляет 2314 ч., среднее ЧЧИ АЭС можно принять на уровне 7219 часов, аналогичный показатель для ТЭС может составить 4090 часов.

Таблица 5

Данные по структуре и составу генерирующих мощностей для базового варианта электропотребления

При вводе новых мощностей в объеме 2232 МВт среднегодовая выработка составит 7,84 млрд. кВт.ч.

Энергосбережение и энергоэффективность в рамках строительства противопаводковых ГЭС ДФО в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) по видам тепловой генерации, рассчитанные как произведение удельного расхода топлива на расчетную среднегодовую выработку ГЭС, составит более 3 млрд. куб. м природного газа или 7 млн. тонн угля.

В целом, ввод новых генерирующих мощностей ГЭС с выработкой порядка 7,84 млрд. кВт.ч является альтернативой

• АЭС суммарной мощностью порядка 1100 МВт;
• ТЭС мощностью около 2000 МВт.

Таким образом, строительство новых ГЭС в ДФО может обеспечить дальнейшее освоение гидроэнергетических ресурсов, так как гидроресурсы являются возобновляемым и наиболее экологичным источником энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива. ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. ГЭС являются экономически эффективным энергоисточником, так как отсутствие топливной составляющей в себестоимости производства делает их независимыми от изменения цен на энергоносители и как следствие дает возможность обеспечения долгосрочных гарантий по цене для потребителей.

5. Дополнительные возможности энергосбережения в электроэнергетике за счет использования гидропотенциала рек Дальнего Востока при потеплении климата

Потенциал экономически эффективных гидроэнергетических ресурсов Дальнего Востока России составляет 294 млрд. кВт.ч. (около 35% от общероссийского). В этом регионе гидроэнергетические ресурсы, в основном, сосредоточены в бассейнах рек Лена, Амур, Колыма [3].

Таблица 6

Данные по гидроэнергопотенциалу России и Дальнего Востока

Энергосбережение в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) за счет реализации неосвоенного гидроэнергопотенциала составит более 110 млрд. куб. м природного газа или 260 млн. т угля.

Глобальной причиной катастрофических наводнений на Дальнем Востоке, наблюдаемых в 2007 и 2013 годах, являются глобальные изменения климата. Для накопления излишней воды были полностью заполнены водохранилища Зейской и Бурейской ГЭС, после чего на плотинах этих ГЭС начался холостой сброс воды. Водохранилище Зейской ГЭС предназначено для регулирования стока в энергетических целях, обеспечения судоходных условий, а также для предотвращения затоплений в многоводные половодья. Плотина Зейской ГЭС защищает территорию от периодических наводнений.

Аномальные паводки в условиях глобального изменения климата могут стать потенциалом для увеличения выработки электроэнергии на действующих ГЭС, а также обоснованием для строительства противопаводковых ГЭС на притоках реки Амур для целей регулирования водосброса в паводковые периоды.

Таблица 7

Сценарий наполнения Зейского и Бурейского водохранилищ в условиях аномального паводка

Основные энергетические показатели действующих ГЭС ОЭС «Востока» приведены в таблице 8.

Таблица 8

Водно-энергетические показатели работы Зейской и Бурейской ГЭС

  * - период с обеспеченностью водного стока 95 %-97 %

** - период с обеспеченностью водного стока 10 %

По результатам анализа работы ГЭС ОЭС Востока можно сделать вывод, что при увеличении водности половодно-паводкового периода, связанного с изменением климата, а также при условии роста спроса на электроэнергию в результате социально-экономического роста регионов ДФО и реализации крупных энергоемких промышленных инвестиционных проектов потенциальных потребителей, имеется резерв увеличения водно-энергетических показателей электростанции.

Экспертно аналогичный вывод можно сделать в отношении всех действующих ГЭС ДФО. Ограничения использования мощности ГЭС в большинстве случаев связаны с показателями водности. Наличие свободной (негарантированной) пиковой мощности ГЭС, которая не может быть использована в суточных графиках нагрузки, вызвано тем, что ГЭС имеют установленную мощность выше мощности, обеспеченной водой.

В условиях длительного паводка возможно оптимизировать режимы работы ГЭС путем увеличения расхода воды в водохранилищах, что приведет к росту числа часов использования установленной мощности ГЭС и соответствующего увеличения выработки электроэнергии. Оценочно, прирост гидропотенциала действующих ГЭС может составить от 9 ГВт до 18 ГВт.

Таблица 9

Оценка возможного прироста выработки ГЭС Востока при увеличении половодно-паводкового периода

Энергосбережение в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) по причине изменения климата составит порядка 3,8 млрд куб. м природного газа и 8,9 млн т угля.

Рассчитанный прирост гидропотенциала рек Дальнего Востока в условиях изменения климата может служить обоснование проектов строительства будущих ГЭС, в том числе Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса на притоках р. Алдан, Учур и Тимптон с суммарной энергоотдачей 25 млрд кВт.ч, а также гидроузлов с противопаводочным назначением на притоках р. Амура с энергоотдачей 1,8 млрд кВт.ч. В результате строительства противопаводковых ГЭС:

• обеспечивается контроль 92 % стока в устье р. Зеи;
• освобождается от наводнений более 80 тыс. га территории;
• обеспечивается защита от наводнений для более 300 тысяч человек.

Необходимо отметить, что принятая система планирования рациональной структуры мощностей в настоящее время является сдерживающим фактором гидроэнергетического строительства, так как отсутствует инструментарий корректного прогнозирования спроса и определения оптимального резерва мощностей Единой электроэнергетической системы.

При принятой системе планирования, базовыми элементами которой являются прогнозы спроса на электроэнергию и сравнение типов генерации по удельным капиталовложениям, проекты больших ГЭС не востребованы и экономически неэффективны, т.к. не вписываются в прогнозные балансы мощности и электроэнергии, а гидротехнические сооружения требуют значительных инвестиций, возврат которых возможен в долгосрочной перспективе.

Недостатком ранее выполнявшихся прогнозов спроса на электроэнергию является неучет при прогнозировании информации крупных отраслевых и межотраслевых компаний об инвестиционных проектах и возможностях их реализации на среднесрочный и долгосрочный период. В случае, если потенциальный потребитель планирует к реализации крупный промышленный энергоемкий инвестиционный проект в среднесрочной или долгосрочной перспективе, но не подал заявку на технологическое присоединение, то возможный объем электропотребления такого инвестора не учитывается при прогнозировании спроса на электроэнергию.

Указанный недостаток в существующей методике оценки прогнозного спроса на электроэнергию можно устранить путем сбора, обработки и анализа информации об инвестиционных планах промышленных бизнес-групп.

Для описания изменения объема потребления электроэнергии по годам в регионах ДФО целесообразно использовать расчетную модель прогнозирования спроса, в которой учитывается не только «естественный» прирост электропотребления на основе экстраполирования данных об объемах электропотребления за прошлые периоды, но есть возможность учесть спрос на электроэнергию инвестиционных проектов энергоемких промышленных потребителей на длительный период. Модель актуальна в основном для изолированных энергосистем ДФО, т.к. в официальных прогнозах АО «СО ЕЭС» и стратегических документах планирования развития электроэнергетики прогнозы спроса строятся по ЕЭС и ОЭС, а изолированные энергосистемы либо не представлены, либо даны в агрегированном виде без разбивки по энергосистемам.

Необходим переход от отраслевых электроэнергетических проектов к программам комплексного развития территорий на основе реализации конкурентоспособных территориальных энергопромышленных кластеров на базе строительства ГЭС и крупных энергоемких потребителей добывающей и перерабатывающей промышленности. Такая задача поставлена в проекте Энергетической стратегии до 2035 года.

Сводная оценка гидроэнергопотенциала ДФО приведена в таблице 11.

Оценка гидроэнергопотенциала ДФО