Выбор сценария экономии природного газа с учетом роста энергопотребления

Обеспечение дополнительных генерирующих мощностей

В сложившейся ситуации, связанной с высокой степенью износа генерирующих мощностей, необходимостью как можно срочного начать экономию природного газа и дефицитом инвестиционных средств, «парогазовый» сценарий замещения устаревших ТЭЦ и КЭС на ПГУ-ТЭЦ предпочтителен с точки зрения обеспечения дополнительный генерирующих мощностей. При одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет в более короткие сроки обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. «Атомный» сценарий долог в исполнении и стимулирует неэффективное использование природного газа.

В связи с износом оборудования до 2020 г. потребуется ввод новых мощностей ТЭС от 121 млн.  кВт по умеренному до 143 млн. кВт по максимальному варианту развития энергетики России. Иными словами, практически все существующее оборудование ТЭС должно быть обновлено. При отсутствии средств на такое обновление предполагается продление ресурса существующих ТЭС, однако, это приведет к дальнейшему снижению экономичности и надежности оборудования, износ которого уже к 2004 г. составил 57,3%.

Согласно, основная доля производства электроэнергии должна сохраниться за ТЭС (более 60%), и в первую очередь на газовом топливе (доля атомной энергетики в электробалансе страны увеличится с 16-17% до 19-22% к 2020 г.)

Из таблицы 7 видно, что при одних и тех же инвестициях «парогазовый» сценарий позволяет обеспечить не только больший объем экономии природного газа, но и ввод в 2 раза больших объемов новых генерирующих мощностей. Необходимо добавить, что этот сценарий по срокам осуществления быстрее, что позволит значительно экономить за счет скорейшего изъятия неэффективных ТЭЦ и КЭС. При этом, замене подвергаются как мощности КЭС, так и ТЭЦ, то есть гарантируется обеспечение потребителя теплом. Принятие же к реализации «атомного» варианта (без теплофикационной составляющей) ограничивает возможности для замены устаревших ТЭЦ на более эффективные. В результате, при окончательной выработке ресурса эти ТЭЦ в связи с необходимостью сохранения тепловой нагрузки «снизу» и ограничением объема производства электроэнергии со стороны атомной энергетики должны будут заменяться на ТЭЦ, работающие по паротурбинной технологии с низким КПДэ, либо на котельные. С точки зрения экономии газа в масштабах страны, это фактически дополнительные расходы «атомного» сценария, который стимулирует неэффективное использование природного газа (возврат к котельным).

Обеспечение дополнительных объемов электроэнергии

Модернизация ТЭС («парогазовый» сценарий и модернизация ТЭС на угле) в сочетании с развитием альтернативной энергетики и мерами по утилизации попутного газа и газа, теряемого при транспортировке, позволит воздержаться от строительства капиталоемких АЭС, а существующие начать выводить из эксплуатации. Это может быть достигнуто практически  без роста потребления ископаемого топлива. Но это потребует изменений в Энергетической стратегии России.

Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г., производство электроэнергии в России в 2020 г. должно составить 1215-1365 млрд. кВт-ч. Доля выработки на ТЭС при этом должна составить 791–882 млрд. кВт-ч, на ГЭС – 194–213 млрд. кВт-ч, на АЭС – 230–300 млрд. кВт-ч. Потребление топлива планируется увеличить на 13–20% по газу и 35–49% по углю к уровню 2005 г.. В 2004 г. производство электроэнергии в Российской Федерации составило 930,7 млрд. кВтч, в т.ч. электростанциями РАО «ЕЭС России» - 651,9 млрд. кВт-ч. Следует отметить, что фактические данные за 2004 г. лежат в границах прогнозных значений Энергетической стратегии, поэтому прогнозы в этой части можно считать достаточно достоверными.

К сожалению, Энергетическая стратегия предполагает только частичную модернизацию ТЭС на газе. Всего предполагается заменить и модернизировать за счет ПГУ 31-37 ГВт тепловых станций. При том, что в структуре топливного баланса тепловых электростанций страны, имеющих общую установленную мощность около 150 ГВт, доля выработки электроэнергии на газе превышает 60 процентов! Иным словами модернизации подлежит только треть мощностей работающих на газе.

В таблице 8 представлена ориентировочная выработка электроэнергии электростанциями России при сохранении современных объемов потребления топлива, в случае обеспечения среднего КПДэ для всех ТЭС при работе на газовом топливе – 50% и на угольном топливе – 40%. Расход топлива и его распределение по видам энергоносителей взяты по таблицам 1 и 2. В расчетах сделан 10% запас на расход топлива в пиковых котельных, а также сделано допущение, что ситуация в целом по России аналогична данным для РАО «ЕЭС России».

Таблица 8. Оценка потенциала производства электроэнергии на ТЭС России при современном уровне расхода топлива при повышении эффективности его использования.

Вид топлива

Доля вида топлива по

Расход топлива в тепловом эквиваленте, млрд.кВтч

КПДэ

Выработка электроэнергии, млрд.кВтч

Газ

70,6%

1250,0

50,00%

625,0

Уголь

25,6%

453,2

40,00%

181,3

Мазут

3,1%

54,9

40,00%

22,0

Всего по РАО «ЕЭС России», без учета затрат на пиковые котельные

 

1770,5

 

828,3

доля ТЭС РАО «ЕЭС России» от всех ТЭС России в 2004 г.  

 

 

 

85,6%

Оценка производства электроэнергии на всех ТЭС России

967,6

Таким образом, при модернизации ТЭС с повышением их эффективности, выработка электроэнергии на ТЭС может значительно превысить прогнозные значения даже по оптимистическому варианту, причем без роста потребления топлива по отношению к современному уровню. Если одновременно будут реализованы меры по развитию ГЭС на уровне, указанном в (доведение выработки до 194–213 млрд. кВтч /год), то суммарный уровень производства электроэнергии (1161,5-1180,5 млрд. кВт ч/год) составит 95% от прогнозируемой потребности по умеренному варианту развития (1215 млрд. кВтч/год) или 86% от потребности по оптимистическому варианту развития (1365 млрд. кВтч/год).

Если же обеспечить прирост топливопотребления на уровне 13–20% только по газу, как указано в, то потребности в электроэнергии будут удовлетворены на 102% при умеренном сценарии (1240 млрд. кВт-часов с учетом пиковых котельных), и на 96% при оптимистическом сценарии (1310 млрд. кВт-часов с учетом пиковых котельных).

По самым скромным оценкам, реализация мер по дальнейшему повышению эффективности производства тепла (развитие комбинированного производства тепла и электроэнергии), не рассматриваемых в настоящей работе, может обеспечить экономию ископаемого топлива, достаточного для удовлетворения потребностей по обоим вариантам электропотребления.

Кроме того, часть производства электроэнергии может быть обеспечена за счет развития возобновляемых источников энергии, экономически и технически доступный потенциал которых составляет порядка 30% общего энергобаланса России, или 270 млн. т. условного топлива (в первую очередь уже реализуемый потенциал биомассы на крупных деревоперерабатывающих предприятиях).

Существует огромный потенциал утилизации попутного газа (14,5 млрд. куб. м ежегодно) и утилизации газа получаемого в результате устранения утечек в газопроводах (24 млрд. куб. м ежегодно). Только утилизация попутного газа с целью получения электроэнергии для той же прокачки нефти может дать при КПДэ 50% более 70 млрд. кВт-часов электроэнергии.

Если говорить о более долгосрочных перспективах энергетики, то необходимо учесть, что запасы урана для тепловых атомных станций по срокам сравнимы с запасами нефти. Дешевые запасы урана закончатся в ближайшие 20 лет. Переход на новый тип атомных станций на плутониевом топливе к середине 21 века, в соответствии с , технологически очень сложен, крайне дорог и опасен, с точки зрения распространения ядерного оружия. В сочетании с долей атомной энергетики 4-5% в общем энергобалансе России и мира вопрос о развитии альтернативных источников энергии в долгосрочной перспективе должен восприниматься всерьез уже сегодня.