Главная > Статьи > В.Семенов
Совершенствование государственной политики в области когенерации

В.Семенов
Совершенствование государственной политики в области когенерации

Виктор Семенов,
президент Некоммерческого партнерства «Российское теплоснабжение»


Когенерация позволяет наиболее эффективно использовать топливо при производстве тепловой и электрической энергии. В условиях удорожания топлива и необходимости повышать энергоэффективность экономики целесообразно развивать данную технологию. Для этого требуется поддержка когенерации на уровне федеральной власти.


Когенерация – технология совместного производства на ТЭЦ тепловой и электрической энергии с уровнем эффективности использования топлива, недостижимым ни при каких других технологических решениях.
Рост внутреннего потребления топлива для обеспечения энергией развивающейся экономики в российских условиях лишен экономического смысла. Необходимы колоссальные затраты на освоение месторождений и развитие транспортных систем, так как без этого придется снижать углеводородный экспорт с соответствующими экономическими и политическими потерями. Гораздо выгоднее повысить эффективность использования топлива внутри страны, ограничив его потребление сегодняшним уровнем.
Подавляющее большинство людей, живущих в холодных широтах, сосредоточено в России. Из-за особенностей климата объем потребления тепловой энергии у нас в два раза больше, чем электрической, а по мощности централизованных систем теплоснабжения мы опережаем все остальные страны мира, вместе взятые.
В то же время на российских электростанциях при производстве электроэнергии как побочный продукт образуется тепло в количестве, соответствующем нагрузке отопления всех зданий страны. Большая часть этого тепла либо подогревает атмосферу через градирни, либо нагревает воду в специально созданных водохранилищах. Полезное использование данного ресурса для теплоснабжения составляет лишь 25%.

Исторический экскурс
Первая ТЭЦ была создана в 1893 г. в Гамбурге путем присоединения к действующей электростанции тепловой нагрузки здания новой ратуши. В 1990 г. в Дрездене была запущена ТЭЦ, к которой через систему централизованного теплоснабжения было подключено уже 12 зданий.
В России первая ТЭЦ появилась в 1903 г. Она обеспечивала электроэнергией и теплом 13 зданий детской городской больницы в Санкт-Петербурге.
Электростанции тех времен имели очень низкий электрический КПД, а основная часть энергии топлива превращалась на них в бесполезное тепло, для отвода которого необходимо было большое количество воды. Строить электростанции приходилось на берегу рек, воду которых они и подогревали.
Идея полезного использования сбросного тепла оказалась настолько экономически эффективна, что к 1930 г. только в Европе появилось более 200 систем централизованного теплоснабжения (ЦТ), основанных на когенерации. Толчок развитию когенерации и теплофикации (теплоснабжению от ТЭЦ) давали топливные кризисы.
СССР столкнулся с нехваткой топлива еще при осуществлении плана ГОЭЛРО. Многие из уже построенных электростанций не работали на полную мощность или даже находились под угрозой закрытия. Необходимо было найти решения, позволяющие резко снизить потребление топлива, и с 1924 г. действующие электростанции стали переделываться в ТЭЦ. В
1930 г. было принято специальное постановление Совнаркома СССР о развитии теплофикации. В стране началось строительство крупных теплоэлектроцентралей, и к началу войны их мощность составляла около 2000 МВт, а в 1950 г. – уже 5000 МВт. Все крупные системы теплоснабжения создавались исключительно как теплофикационные для подключения потребителей к ТЭЦ.
К 1975 г. формирование структуры ТЭЦ в стране в основном завершилось, а их мощность составила почти 60 тыс. МВт (в дальнейшем она выросла только на 15%). Подобные системы были созданы и в большинстве социалистических стран.
Поскольку электрическая мощность блоков ТЭЦ достигла 100 МВт, а в дальнейшем – 240 МВт, для их работы в теплофикационном цикле требовалась большая тепловая нагрузка, которую трудно было одномоментно обеспечить. Была реализована концепция опережающего строительства крупных котельных с системами ЦТ, которые в дальнейшем предполагалось постепенно переключать на ТЭЦ (задел на будущее).
Также строительству котельных способствовала уверенность в реализации грандиозного плана создания единой энергосистемы, растянутой на 11 часовых поясов, с возможностью переброски больших объемов электроэнергии от мощных ГРЭС и АЭС, работающих в базовом режиме. ТЭЦ не вписывались в этот проект, так как схемы выдачи их мощности не предусматривали передачу электроэнергии из города в объединенную энергосистему.
Электростанции общего пользования строились за счет средств бюджета Министерства энергетики СССР, и на развитие ТЭЦ их просто не хватало. В результате даже в крупных городах с развитой теплофикацией начали строиться крупные котельные за счет средств областных и республиканских бюджетов. Массовому появлению более мелких котельных в зоне действующих ТЭЦ способствовала сложившаяся практика выдачи кабальных технических условий на подключение к сложившимся системам теплоснабжения.
Остальной мир серьезно задумался о когенерации после нефтяных кризисов 1973 и 1978 гг. Только в период с 1975 и 1980 гг. в Западной Европе были построены 43 новые ТЭЦ общей мощностью 5200 МВт, и с тех пор когенерация медленно, но постоянно развивается. Основной проблемой является высокая стоимость освобождения коридоров для прокладки тепловых сетей и создания самой сетевой инфраструктуры, так как крупных систем централизованного теплоснабжения на основе котельных в этих странах не существует.

Тенденции 1990-х и начала 2000-х годов
Во многих развитых европейских странах были введены законодательные стимулы для поддержки когенерации. В Великобритании, Германии, Франции, Польше и многих других государствах существуют «зеленые тарифы», распространяющиеся и на когенерацию. На электроэнергию, выработанную в теплофикационном цикле, оформляются специальные сертификаты, оплачиваемые за счет всех потребителей электроэнергии. В Великобритании, Испании, Италии, Нидерландах есть налоговые льготы для энергокомпаний, производящих электроэнергию в комбинированном цикле. В Германии ТЭЦ не облагаются экологическим налогом. Большинство стран Евросоюза выделяет специальные гранты на строительство новых ТЭЦ. Директива ЕС 2004/8/EC по комбинированному производству электроэнергии и тепла является основополагающим документом для создания национальных законов и актов.
Все эти меры привели к тому, что сегодня около 11% всей электроэнергии, производимой в Европейском Союзе, вырабатывается в режиме когенерации. Лидерами по этому показателю являются Дания (50%), Нидерланды (40%) и Финляндия (35%). Непривычно, что этот процент весьма высок и в относительно теплых странах – в Австрии (25%), Италии (18%), Испании и Португалии (13%).
Во Франции, Германии, Италии и Великобритании планируется к 2030 г. увеличить долю когенерации до 29% в общем объеме производимой электроэнергии. В соответствии с новой директивой ЕС по энергоэффективности, принятой в этом году, все страны – члены Евросоюза должны разработать национальные программы по развитию когенерации.
В России в рассматриваемый период наблюдалась прямо противоположная тенденция – новые ТЭЦ не строились, а действующие потеряли существенную часть тепловой нагрузки. Основными причинами этого являются:

  • сокращение промышленного производства с закрытием предприятий и снижением потребления пара;
  • строительство промпредприятиями собственных котельных в результате повышения тарифов для них из-за перекрестного субсидирования в пользу социальных потребителей;
  • сооружение муниципалитетами и потребителями своих мелких котельных как ответ на ограничения в подключении, снижение параметров теплоносителя, оправдываемое неплатежами;
  • строительство новых котельных застройщиками, муниципальными теплоснабжающими организациями и дочерними структурами Газпрома для развития собственного бизнеса.  

Из-за уменьшения теплофикационной выработки на ТЭЦ увеличиваются относительный (334 г/кВт• ч по электроэнергии и 144 кг/ Гкал по теплу) и абсолютный расход топлива в целом на всех тепловых электростанциях страны. Это не подтверждает заложенный в ДПМ принцип строительства преимущественно газовой генерации и обеспечения новых блоков газом за счет повышения эффективности его использования. Дефицит сетевого газа в период сильных похолоданий уже стал основной проблемой российской энергетики.


Динамику развития локальных энергоисточников можно продемонстрировать на примере изменений в сфере теплоснабжения за период с 1990 по 2010 гг.:

  • общее потребление тепла в централизованных системах снизилось на 14% (с 1568 млн Гкал до 1355 млн Гкал).
  • отпуск тепла от ТЭЦ снизился в два раза (с 792 млн Гкал до 394 млн Гкал), а в теплофикационном цикле на 48% (с 655 млн Гкал до 344 млн Гкал);
  • отпуск тепла от котельных увеличился на 25% (с 766 млн Гкал до 961 млн Гкал);
  • потребление сетевого газа индивидуальными теплогенераторами жилых домов увеличилось в три раза (с 16 млрд м3 до 48 млрд м3), а производство тепла от них выросло в 1,6 раза (с 221 млн Гкал до 357 млн Гкал).

Сегодня доля электроэнергии, вырабатываемой в теплофикационном цикле, составляет всего 14% ее общего производства в стране.
В рассматриваемый период строились в основном новые ТЭЦ небольшой мощности, которые сооружали промышленные предприятия и застройщики для энергоснабжения отдельных групп зданий. Первая современная Северо-Западная ПГУ-ТЭЦ, построенная в начале ХХI века рядом с Санкт-Петербургом, долгое время работала как ГРЭС, так как не имела подключенной тепловой нагрузки.
В последние годы в соответствии с заключенными договорами поставки мощности (ДПМ) запущено существенное количество новых парогазовых теплофикационных блоков, и строительство их продолжается. К сожалению, выделенные теплофикационные ПГУ-блоки, в большинстве случаев оказываются не самым подходящим решением для российских условий. Они имеют существенные ограничения по маневренности и снижают экономичность существующего оборудования ТЭЦ.  


Централизованная система электроснабжения может сохранить свою конкурентоспособность, если удастся существенно снизить затраты на увеличение ее мощности. Реально это осуществимо только путем реконструкции существующих ТЭЦ, так как они располагаются в центре нагрузок и, соответственно, необходимы существенно меньшие затраты на дополнительное сетевое строительство. Необходимо также учитывать кратное снижение затрат на развитие газотранспортной системы и существенную экономию топлива.


Основные проблемы на современном этапе
1. Дефицит газового топлива на внутреннем рынке
Несмотря на огромные объемы добычи углеводородного сырья, Россия постепенно втягивается в специфический топливный кризис. Причина – возрастающее потребление газа на цели энергоснабжения и очевидная нехватка его для внутренних нужд в периоды сильных похолоданий. Рекордные объемы внутреннего потребления в конце января – начале февраля 2012 г. даже при относительно небольшом похолодании привели к необходимости серьезных ограничений как российских, так и иностранных потребителей.
Подавляющее большинство газифицированных котельных не имеет резервного топлива, а емкость мазутохранилищ ТЭЦ недостаточна для резервирования всего газопотребления страны. Новые мощности на ТЭЦ строятся также без резервного топлива. В сегодняшних условиях достаточно двух недель действительно сильного похолодания, и вся взаимосвязанная система электро- и теплоснабжения европейской части страны может не выдержать перегрузки.
2. Недостаточное количество пиковых мощностей
Сегодня большая часть электрической мощности вырабатывается и используется в Европейской части страны, то есть в диапазоне двух часовых поясов с суммированием пиков и провалов потребления. Изменилась и структура электрических нагрузок – увеличились суточные и сезонные пики, углубились ночные провалы потребления.
Паротурбинное оборудование, составляющее основу нашей энергетики, плохо приспособлено к глубокому изменению мощности, и для обеспечения оперативного регулирования приходится использовать его в самых неэкономичных режимах, включая режим вращающегося резерва.
В период зимнего максимума, при сильных похолоданиях, в работу вынужденно включается самое неэкономичное оборудование, усугубляя проблему нехватки природного газа. Таким энергорасточительным оборудованием оказалось оборудование ТЭЦ, работающее вне теплофикационного цикла.
3. Начало децентрализации электроснабжения Существует негласная конкуренция трех вариантов развития энергетики:

  • централизованной системы энергоснабжения страны на основе крупных электростанций и высоковольтных ЛЭП;
  • централизованных систем энергоснабжения городов и крупных промузлов (на основе ТЭЦ общего пользования), присоединенных к ЕЭС;
  • локальных энергоисточников и энергосистем потребителей.

Еще в середине прошлого века было доказано, что передача на дальние расстояния больших объемов газа обходится дешевле, чем транспорт электроэнергии. Соответственно, в период строительства почти исключительно газовой генерации экономически выигрывает третий вариант.
Федеральная централизованная система энергоснабжения сохраняла конкурентоспособность в период практически нулевых инвестиций на свое развитие за счет ресурса электростанций, построенных в советское время. Этот период закончился. Увеличение мощности федеральных электростанций и ЛЭП высокого напряжения приводит к опережающему росту себестоимости электроэнергии и дальнейшему повышению инвестиционной привлекательности распределенной генерации.
Оптимизированная по составу оборудования ТЭЦ общего пользования проигрывает только заводским ТЭЦ с постоянной паровой нагрузкой. По сравнению с другими локальными энергоисточниками она выигрывает за счет:

  • отсутствия необходимости завышать мощность для обеспечения пиковых и пусковых режимов конкретного потребителя (эффект масштаба);
  • более высокого электрического КПД вне теплофикационного режима;
  • большей выработки электроэнергии на летних тепловых нагрузках;
  • меньшего экологического воздействия.

4. Недостаточная эффективность бизнеса
В последние годы сложилось мнение, что ТЭЦ превращаются в обузу для российской энергетики. В реальности число убыточных ТЭЦ не превышает 20%, и это в основном мелкие электростанции, а причины убыточности, в основном, сводятся к следующим.
1. Тарифы на тепло устанавливаются для конкретных поселений и регулируются на региональном уровне. Регулирующие органы по политическим соображениям стремятся снизить их, в частности, путем распространения принятой для комбинированного производства экономии топлива на тепловую энергию, произведенную вне теплофикационного цикла (на водогрейных котлах ТЭЦ). Это топливо, якобы сэкономленное на части ТЭЦ, фактически являющейся котельной, включается в себестоимость производства электроэнергии и увеличивает топливную составляющую выше стоимости продажи электроэнергии на рынке.
Получается парадоксальная ситуация: ТЭЦ, имеющие максимальную загрузку по теплу и вырабатывающие электроэнергию в теплофикационном цикле с энергоэффективностью выше новейших технологий прямого преобразования энергии топлива в электрическую в топливных элементах, оказываются убыточными и планируются к закрытию по принятым процедурам конкурентного отбора мощности (КОМ).
Один орган государственного регулирования искусственно делает ТЭЦ убыточной в части производства электроэнергии, а другой принимает решение о ее ликвидации на основании завышенных ценовых заявок на мощность. Выхода нет, так как увеличить тарифы на тепло невозможно из-за других государственных ограничений по предельному индексу роста тарифов.
Теоретически проблема решается простым разделением ТЭЦ при тарифном регулировании на два объекта – ТЭЦ и котельную. В этом случае при работе старой ТЭЦ по тепловому графику удельный расход топлива на выработку электроэнергии не превысит 220 г/кВт• ч даже при принятии весьма низких удельных расходов топлива по теплу (130 кг/Гкал).
2. Из-за потери значительной части тепловой нагрузки многие ТЭЦ существенную часть электроэнергии вырабатывают вне теплофикационного цикла с высокими удельными расходами топлива. Конкурентоспособными в таком режиме оказываются только относительно крупные агрегаты с турбинами, работающими на высоких параметрах пара. Многие мелкие турбины работают как пиковые с длительным нахождением в режиме вращающегося резерва с дополнительными потерями топлива.
3. Реже встречаются варианты полного фактического износа оборудования, дорогого топлива, избытка в регионе дешевой электроэнергии от АЭС и/или ГЭС. В последние годы обозначились две тенденции в поведении энергокомпаний:

  • планирование и строительство энергоблоков на ТЭЦ, реально не загруженных по теплу. Вместо теплового бизнеса с его проблемами неплатежей и госрегулирования отдается предпочтение конкуренции с ГРЭС за их часть электрической нагрузки;
  • частные энергокомпании постепенно выходят из бизнеса по теплоснабжению и когенерации в более прибыльные отрасли.

Оставить комментарий