Тенденции развития мировой энергетики

В России и в мире

– Широкое использование теплофикации обусловлено не только суровыми климатическими условиями России, где среднегодовая температура составляет –5,5ºC, но и большей экономической эффективностью одновременного производства двух видов энергии по сравнению с раздельной выработкой (конденсационная электростанция + котельная). При правильном планировании развития теплоснабжения в городах России когенерация и система централизованного теплоснабжения являются наиболее экономичной и эффективной из существующих технологий энергообеспечения для большинства потребителей.

Комбинированная выработка на современных ТЭЦ позволяет на 30 процентов снизить затраты топлива по сравнению с раздельной, а КПД составляет 85‑90 процентов. Сосредоточение выработки двух видов энергии в одной установке позволяет сократить общие выбросы в окружающую среду, что делает такой способ производства более экологичным. Кроме того, близость ТЭЦ к потребителям электроэнергии позволяет сократить потери в сетях при ее передаче.

– Какова ситуация в мире? Расскажите о зарубежном опыте в целом.

– Из зарубежных стран наиболее богатым и успешным опытом развития когенерации обладает Дания, которая приложила серьезные усилия для повышения энергоэффективности своего ТЭК под влиянием нефтяного кризиса 70‑х годов. Итогом стало то, что за последние 30 лет в этой стране создана самая протяженная (порядка 50 тысяч километров) система централизованного теплоснабжения в Европе и 80 процентов тепла производится комбинированно с электричеством. А в 1990 году был принят закон о теплоснабжении, в котором сказано, что «снабжение теплом должно быть организовано с целью поддержания по возможности наиболее высокого уровня комбинированного производства тепла и энергии» и «любое предприятие свыше 1 МВт должно быть преобразовано для комбинированного производства тепловой и электрической энергии».

Многие страны стараются создавать для когенерации особые условия на нормативно-правовом уровне. Например, в Польше и Словакии требуют, чтобы теплоснабжающие компании в обязательном порядке закупали тепло, произведенное в режиме комбинированной выработки с минимальными издержками. В Германии по закону 2002 года станции этого типа, попадающие в определенную категорию, получают право на бонусные выплаты от государства в размере от 0,0138 до 0,0511 евро за кВт-ч. Используется также практика долгосрочного регулирования, «зеленый» тариф, когенерации обеспечивается приоритетный доступ к электрическим сетям и т. д. В США, Словакии, Швеции и Италии практикуются налоговые льготы, направленные на развитие новых когенерирующих мощностей. В 2004 году директиву, которая систематизирует политику в отношении комбинированной выработки, приняла Европейская комиссия.

Как демонстрирует опыт западных стран, при всех очевидных выгодах, которые несет развитие совместного производства электроэнергии, успешное развитие когенерации возможно только в определенных условиях. Например, в государствах с либерализованным рынком электроэнергии комбинированной выработке сложно конкурировать с конденсационными станциями (КЭС). В связи с этим очень важной проблемой является разработка правильного механизма распределения издержек между теплом и электричеством в режиме когенерации. Если слишком большая часть издержек отнесена на электрическую энергию, то станция становится неконкурентоспособной в КОМ (конкурентный отбор мощности) и по теплофикационному минимуму несет убытки на РСВ (рынок сутки вперед), так как удельные затраты топлива у ТЭЦ, отнесенные на производство электрической энергии, выше, чем у конденсационных станций. В результате ТЭЦ становится убыточной в части производства электрической энергии, и единственный выход для собственника – перевести такую станцию в режим котельной, что приведет, в свою очередь, к росту цены на электрическую энергию и, как ни странно это выглядит на первый взгляд, одновременно к резкому росту цены на тепло. При этом такой важный показатель, как коэффициент использования топлива КИТ у ТЭЦ (0,8‑0,9) существенно выше, чем у ГРЭС (0,35‑0,5) и не очень крупных котельных (0,7‑0,8).

С точки зрения бережного отношения к топливно-энергетическим ресурсам страны и повышения энергоэффективности данная ситуация представляется просто абсурдной. Действующая методика (метод раздельного производства) ставит под угрозу существование эффективных ТЭЦ, демотивирует к реконструкции неэффективных мощностей и проведению мероприятий по повышению топливной эффективности. Поэтому необходимо внести изменения в действующую методику либо вернуться к физическому методу разделения затрат топлива на ТЭЦ, который действовал до 1996 года на всех станциях страны. Причиной разработки и внедрения действующей методики было стремление осуществить скрытое перекрестное субсидирование в условиях перманентного системного кризиса в стране и роста неплатежей за энергоресурсы, размывая стоимость производства тепла в конкретном регионе и для конкретных потребителей в стоимость электроэнергии по всей стране. В условиях планового производства электроэнергии это было оправдано. Однако в нынешней системе конкурентного ценообразования приводит к тому, что ТЭЦ искусственно делаются неэффективными. Именно искусственно. Реально даже старые и изношенные ТЭЦ производят тепло и электроэнергию по себестоимости куда меньшей, чем при раздельном производстве.

При этом надо учитывать два основных фактора: реалии функционирования ТЭЦ в условиях свободного рынка электро-энергии и требования проекта федерального закона об энергоэффективности в части повышения энергоэффективности энергогенерирующего оборудования (электрических станций и котельных). Суть предложения – это внести изменения в действующий метод разделения затрат топлива путем введения поправочного коэффициента К с ежегодными корректировками нормативов и приближением их к конечному варианту, вследствие чего затраты топлива на тепло при комбинированной выработке будут выше экономически необоснованного в настоящее время уровня, но ниже расходов при раздельной выработке. Конечная цель – это достичь максимально возможного уровня эффективности сжигания топлива как для ТЭЦ, то есть 150‑155 кг/Гкал (что соответствует КПД котельной 92,2‑95,2 процента), так и для котельных. Таким образом, Минэнерго России, ежегодно утверждая нормативы удельного расхода топлива для всех станций и котельных, реализует на практике программу повышения энергоэффективности через механизм установления и утверждения нормативов. Фактически это единственный способ задать параметры энергоэффективности для теплогенерирующих мощностей и заставить собственников любого теплогенерирующего оборудования модернизировать существующие мощности.