Влияние ограничений на выбросы СО2 на инновационное развитие ТЭС

Анатолий ЛАГЕРЕВ
Старший научный сотрудник, к. э. н., Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН
e-mail: lagerev@isem.irk.ru

Валентина ХАНАЕВА
Старший научный сотрудник, к. э. н., Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН
e-mail: hanaeva@isem.irk.ru

Введение

Прогнозы страновых и региональных сценариев эмиссии парниковых газов показывают, что существенные изменения динамики и уровней выбросов парниковых газов возможны только при условии значительных технологических изменений в производстве, преобразовании и потреблении различных видов топливно-­энергетических ресурсов. Практически во всех исследованиях, связанных с ограничениями выбросов СО2, значительный вклад отводится электроэнергетике. На нее в настоящее время приходится около трети выбросов парниковых газов в стране. При этом именно электроэнергетика обладает наибольшими (среди других секторов экономики) технологическими возможностями для реализации целевых ограничений на выбросы парниковых газов.

Методический подход

В основу методического подхода для оценки влияния ограничений на выбросы парниковых газов на инновационное развитие ТЭС, положена разработанная в ИСЭМ СО РАН динамическая оптимизационная модель ТЭК страны [1,2].
Предлагаемая модель позволяет учитывать территориально-­технологическую структуру производства и потребления первичных энергоресурсов, электроэнергии, централизованного тепла, котельно-­печного топлива. Она включает блоки: экологический, финансово-­экономический и внешней торговли.
Территориальный аспект модели описывает ТЭК страны в разрезе 7 регионов, из них: два региона (Европейская часть, Урал) представляют Европейскую Россию и пять регионов: Тюменская область (включая Ханты-­Мансийский и Ямало-­Ненецкий АО), юг Западной Сибири, Восточная Сибирь, Дальний Восток – Азиатскую Россию.
Модель является оптимизационной: в качестве коэффициентов функционала принимаются цены самофинансирования, обеспечивающие самоокупаемость энергетических объектов.
В качестве основного критерия оптимизации в модели рассматривается минимум суммарных дисконтированных затрат (на добычу, переработку (преобразование), транспорт, снижение вредных выбросов) за весь расчетный период при максимуме выручки от экспорта энергоносителей.
Ниже дается краткое описание блока электро- и теплоэнергетики в модели ТЭК. Оптимизация перспективного развития электро- и теплоснабжения и условий топливоснабжения электростанций и котельных предполагает решение следующих задач, связанных с определением:
1) рационального сочетания мощности электростанций разных типов (ГЭС, АЭС, КЭС, ТЭЦ) по регионам страны;
2) рациональной структуры выработки электроэнергии по типам электростанций и видам топлива;
3) рациональных уровней теплофикации в регионах и по стране в целом;
4) состава и требуемой мощности нового оборудования для электростанций и котельных в регионах;
5) магистральных передач электроэнергии между регионами;
6) вида топлива и определение его годового расхода электростанциями и котельными по регионам страны.
Для этого по каждому региону записывается несколько групп уравнений.
Первая группа уравнений описывает годовой баланс электроэнергии, который формируется из: а) выработки электроэнергии на собственных электростанциях, работающих на разных видах топлива и оборудовании; б) получения электроэнергии из соседних регионов; в) перетоков электроэнергии в соседние регионы; и г) годовой потребности региона в электроэнергии.
Вторая группа уравнений формирует годовой баланс теплоты в регионе. Для этого по каждому региону предусматривается следующая дифференциация источников теплоты: ТЭЦ на органическом и ядерном топливе, крупные и мелкие котельные, источники теплоты из вторичных энергоресурсов и нетрадиционной энергетики. При этом уровень теплофикации (отпуск теплоты от ТЭЦ) в регионе определяется не только условиями обеспечения баланса теплоты, но и условиями их топливоснабжения, а также участием ТЭЦ в покрытии электрической нагрузки соответствующего региона.
Третья группа уравнений позволяет для всех источников электроэнергии и теплоты на органическом топливе определить вид топлива и годовой его расход.
В каждом регионе рассматривается несколько вариантов сооружения электростанций (на разных технологиях, под разные виды топлива). В процессе оптимизации выбираются те варианты, которые приводят к минимуму затрат на производство электроэнергии и тепла (для ТЭЦ) в регионе (с учетом цен на топливо и его расхода на электростанциях).
При этом выбор оптимального (рационального) варианта сооружения электростанции будет зависеть от: удельных капиталовложений на сооружение электростанций; удельных расходов топлива на производство электроэнергии и отпуск тепла (КПД электростанций); цен на топливо; эксплуатационных затрат.
Четвертая группа уравнений описывает различные технические ограничения: на установленную мощность действующих и некоторых новых типов электростанций, на отпуск теплоты от действующих ТЭЦ, на магистральные перетоки электроэнергии, на расход топлива по отдельным электростанциям или их группам и т. п.
Модель позволяет оценить (по стране и выделенным регионам): балансы первичных энергоресурсов; балансы котельно-­печного топлива (по видам топлива: газ, мазут уголь, прочие виды топлива); балансы электроэнергии и централизованного тепла; перспективную технологическую структуру производства в отраслях ТЭК; межрегиональные поставки топлива (газ, уголь, мазут) и электроэнергии; сравнительную эффективность и масштабы внешней торговли энергоносителями; эмиссию парниковых газов и набор мероприятий по их сокращению; требуемые инвестиции на развитие ТЭК с разбивкой по отраслям.

Результаты исследований

Ниже приводятся результаты оценки влияния ограничений на выбросы СО2 на инновационное развитие ТЭС по регионам России в долгосрочной перспективе.
Рассматривались два варианта эмиссии парниковых газов (СО2): вариант 1 – без ограничений на выбросы парниковых газов; вариант 2 – с ограничениями на выбросы парниковых газов от ТЭС на органическом топливе.
При этом принималось, что выбросы парниковых газов (СО2) от сжигания топлива на ТЭС страны к 2050 г. в варианте 2 не превысят 55 % (450 млн т) от уровня выбросов от ТЭС в 1990 г. (835 млн т).
Рассматривались три инновационных технологии производства электроэнергии на ТЭС с использованием природного газа и угля (таблица 1):

парогазовые установки на газе (ТЭС-ПГУ на газе);
паротурбинные установки на угле, рассчитанные на суперсверхкритические параметры пара (ТЭС-ПТУ ССКП) без улавливания и с улавливанием СО2;
парогазовые установки с газификацией угля (ТЭС – ПГУ на угле с ГУ) без улавливания и с улавливанием СО2.
Применение систем улавливания на электростанциях позволит снизить выбросы СО2 на 75–90 %, но приведет к полутора-­двухкратному увеличению капиталовложений и снижению на 7–8 % КПД установок.
В качестве традиционных технологий рассматривались: для КЭС на угле – паротурбинные установки на сверхкритические параметры пара, для ТЭЦ – модернизированные паротурбинные и газотурбинные установки.
Исследования проводились для оптимистического сценария развития экономики страны (таблица 2).

В соответствии с принятым сценарием среднегодовые темпы прироста ВВП в период 2020–2030 гг. составят 3,6 %, в период 2031–2040 гг. – 3,3 %. Прогнозируется, что в последующие годы темпы роста ВВП замедлятся – до 2,9 %.
В рассмотренном сценарии развития экономики страны производство электроэнергии за рассматриваемый период (2020–2050 гг.) должно увеличиться примерно в 1,7 раза. При этом 35 % прироста производства электроэнергии в стране будет обеспечиваться за счет безуглеродных источников электроэнергии (АЭС, ГЭС, ВИЭ) и 65 % за счет ТЭС на органическом топливе (таблица 3).

С учетом прогнозируемых уровней электропотребления, объемов экспорта электроэнергии и технологически необходимого демонтажа устаревшего оборудования, ввод генерирующих мощностей на электростанциях России прогнозируется в объеме 57–59 млн кВт к 2030 г., 145–164 млн кВт к 2040 г. и 212–241 млн кВт к 2050 г. (таблица 4).

При этом к 2050 г. предполагается ввести 39 млн кВт мощностей на АЭС, 14 млн кВт на ГЭС (ГАЭС), 13,5 млн кВт на ВИЭ и 146–175 млн кВт на ТЭС. Прогнозируется также, что к концу периода будет демонтировано 121 млн кВт физически изношенного и морально устаревшего оборудования на ТЭС и 20–21 млн кВт на АЭС [9, 10].
В результате установленная мощность электростанций России должна увеличиться к 2050 г. (по сравнению с 2020 г.) на 32–39 % и достигнуть 332–348 млн кВт. Динамика изменения установленной мощности электростанций России приведена в таблице 4.
Выполненные исследования показывают, что даже при прогнозируемых (повышенных) масштабах развития АЭС (48 ГВт к 2050 г.), ГЭС, ГАЭС(67 ГВт) и ВИЭ(15 ГВт), решить к 2050 г. поставленную задачу ограничения выбросов парниковых газов (СО2) от сжигания топлива на ТЭС (на 50 % ниже уровня 1990 г.) можно только за счет внедрения инновационных технологий на тепловых электростанциях.
Исследования показали, что в европейской части страны это можно сделать за счет крупномасштабного внедрения в рассматриваемый период ТЭС-ПГУ на газе (93 млн кВт к 2050 г.) и инновационных технологий на угле с газификацией угля и улавливанием СО2 (23 млн кВт к 2050 г.) – таблица 5.

В азиатской части России для ограничения выбросов от сжигания топлива на ТЭС потребуются внедрения к 2050 г. 35 млн кВт ТЭС-ПГУ на газе, 33 млн кВт ТЭС-ПГУ с газификацией угля и улавливанием СО2 и 3 млн кВт паротурбинных ТЭС–ССКП на угле с блоками на суперсверхкритические параметры пара (таблица 6).

Динамика изменения объемов потребления котельно-­печного топлива (КПТ) на электростанциях России приведена в таблице 7.

Сложившаяся в настоящее время структура потребления топлива на электростанциях европейской части страны носит газовую направленность. Доля газа в структуре сжигаемого топлива электростанций в 2020 г. составляла около 82 %, доля угля – 17 %. На долю мазута приходилось менее 1 %.
Как следует из таблицы 7, в варианте 2 по сравнению с вариантом 1 расход КПТ на ТЭС европейской части в 2050 г. должен сократиться на 6–7 % (на 13 млн т у. т.), при этом расход газа уменьшится на 17 % (на 31 млн т у. т.), а расход угля увеличится в 2,2 раза (на 18 млн т у. т.).
В 2020 г. в структуре сжигаемого топлива на электростанциях азиатской части России на газ приходилось 43 %, на уголь 56 %, на мазут менее 1 %.
К 2050 г. в варианте 2 по сравнению с вариантом 1 расход КПТ на ТЭС азиатской части должен снизиться на 5 % (7 млн т у. т.), при этом потребность в газе сократится на 5–6 млн т у. т., в угле – на 2 млн т у. т.
В целом расход КПТ на ТЭС России в варианте 2 по сравнению с вариантом 1 в 2050 г. сократится на 20 млн т у. т.
Прогнозируемые при этом объемы выбросов СО2 от сжигания топлива на ТЭС по регионам России приведены в таблице 8.

Исследования показали – объем выбросов СО2 от ТЭС европейских регионов России (в варианте – 2 по сравнению с вариантом 1) к 2050 г. должен сократится на 13–14 % и составить 268 млн т или 60 % от суммарных выбросов в стране.
При этом в азиатской части (Сибирь и Дальний Восток) выбросы парниковых газов на ТЭС к 2050 г. в варианте 2 по сравнению с вариантом 1 сократятся на 43 % и составят 182 млн т или 40 % от суммарных выбросов в стране. Примерно 36 % (162 млн т) выбросов будет приходиться на Сибирь, 4 % (20 млн т) – на Дальний Восток.
В таблице 9 приведены требуемые инвестиции на сооружение электростанций по регионам России.

Исследования показали: изменения в структуре генерирующих мощностей, вызванные ограничениями на выбросы СО2, приведут к дополнительным капиталовложениям в более дорогие проекты. Если в варианте 1 суммарные капиталовложения в электростанции в период 2021–2050 гг. составят 773 млрд долл., то при рассматриваемых ограничениях на выбросы СО2 (вариант 2) прирост капиталовложений оценивается дополнительно в 300 млрд долл. Из этого следует, что для снижения выбросов в варианте 2 относительно варианта 1 на 10 млн т СО2 потребуется более 16 млрд долл.

Заключение

1. В основу предлагаемого методического подхода для оценки влияния ограничений на выбросы парниковых газов на инновационное развитие ТЭС положена разработанная в ИСЭМ СО РАН динамическая оптимизационная модель как инструмент исследования ТЭК страны и регионов.
2. Одним из возможных путей уменьшения зависимости электроснабжения России от увеличения эмиссии парниковых газов в стране является своевременная разработка и внедрение ТЭС на органическом топливе с использованием инновационных технологий.
3. Выполненные исследования свидетельствуют о том, что даже при повышенных масштабах развития АЭС, ГЭС, ВИЭ решить к 2050 г. поставленную задачу ограничения выбросов парниковых газов (СО2) от сжигания топлива на ТЭС на 50 % ниже уровня выбросов 1990 г. можно только за счет инновационных технологий. При этом, если в европейской части это возможно в основном за счет крупномасштабного внедрения в рассматриваемый период ПГУ на газе и ТЭС-ПГУ на угле с газификацией угля и улавливанием СО2, то в Сибири и на Дальнем Востоке – за счет внедрения ТЭС-ПГУ на газе, ТЭС-ПГУ с газификацией угля и улавливанием СО2 и паротурбинных ТЭС с блоками на суперсверхкритические параметры пара (ТЭС–ССКП).
4. Прогнозируемый ввод новых инновационных технологий на ТЭС позволит к 2050 г. (по сравнению с 2020 г.) снизить усредненный удельный расход топлива на производство электроэнергии в европейской части страны на 17–18 %, в азиатской части – на 19–20 %.
5. Исследования показали, что изменения в инновационно-­технологической структуре тепловых электростанций на органическом топливе, вызванные ограничениями на выбросы парниковых газов, потребует значительных капиталовложений в их сооружение.

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU-2021-0006) программы фундаментальных исследований РФ на 2021-2030 гг.