onetwoclick.ruМолоканов Н.А. (АО «НИКИЭТ», НИЯУ МИФИ, Москва, Россия) Гольцов А.Е. (АО «НИКИЭТ», Москва, Россия)
Введение
В решении проблем обеспечения социально-экономического развития отдаленных регионов в зоне децентрализованного энергоснабжения, энергетика которых базируется на дорогостоящем дальнепривозном топливе, остро встает вопрос оптимизации затрат на энергоносители, стабилизации и дальнейшего снижения уровня энерготарифов.
С целью определения возможностей оптимизации затрат на энергоснабжение и установления параметров экономической эффективности различных энергоисточников требуется выполнить сравнительный анализ экономических показателей объектов генерации энергии, среди которых рассмотреть атомные стации малой мощности (АСММ), традиционные дизельные (ДЭС) и альтернативные возобновляемые источники энергии (ВИЭ) – ветровые (ВЭС) и солнечные (СЭС) электростанции.
В представленной работе приведены результаты технико-экономического анализа показателей атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки (РУ) «Шельф» разработки АО «НИКИЭТ».
АСММ на базе РУ «Шельф» относится к атомным энергоустановкам малого и «сверхмалого» диапазона мощностей. Установленная единичная электрическая мощность энергоблока АСММ на базе РУ «Шельф» составляет 6,6 МВт (э).
1. Энергоснабжение территорий, удаленных от сетевой инфраструктуры
Энергоснабжение технологически изолированных территориальных энергетических систем в России характеризуется недостаточно высоким уровнем надежности и значительными субсидиями из бюджета (до 60–65 млрд р. в год) на компенсацию выпадающих доходов организаций. Меры поддержки территорий носят региональный характер, не являются системными.
Большая часть технологически изолированных и удаленных систем энергоснабжения в России расположена в зоне Крайнего Севера и на приравненных к нему территориях: отдельные районы Республик Саха (Якутия) и Карелия, Мурманской, Архангельской, Магаданской, Амурской и Сахалинской областей, Камчатского края, Чукотского АО, Ханты-Мансийского АО – Югры и ЯмалоНенецкого АО.
На удаленных территориях характерны неблагоприятные природноклиматические условия, низкий уровень развития инфраструктуры, ограниченная транспортная доступность, сезонность навигации, недостаточная обеспеченность местными видами топлива. Объекты энергоснабжения обновляются редко и обладают низкой энергоэффективностью. Отмечается высокий уровень потерь при передаче электроэнергии.
Отдельной проблемой является так называемый «северный завоз» – организация поставки грузов, в основном топлива, в районы Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока. В июне 2016 г. на заседании Государственной комиссии по вопросам развития Арктики были подведены итоги: в рамках «завоза» ежегодно поставляется до 6–8 млн т горюче-смазочных материалов и до 20–25 млн т угля. Доля транспортной составляющей в стоимости топлива достигает 70 % [1].
К основным видам привозного топлива в такие районы относится мазут, дизельное топливо и уголь. Необходимость завозить топливо из других районов или регионов на удаленные труднодоступные территории, а также эксплуатация оборудования в сложных климатических условиях обусловливают высокую стоимость энергоснабжения. Показательна разница экономически обоснованных тарифов (ЭОТ) для ресурсоснабжающих организаций, работающих в централизованных энергетических системах и ЭОТ, функционирующих на удаленных территориях (децентрализованные изолированные системы). В Республике Саха (Якутия) экономически обоснованные тарифы различаются до 6 раз и могут доходить до 70 р./кВт·ч по данным Минэнерго России [2].
Бремя повышенных расходов обычно делят между собой бюджеты регионов и определенные группы потребителей региона за счет перекрестного субсидирования. Население оплачивает высокие тарифы в значительно меньшей мере: ЭОТ на энергоснабжение и тарифы для населения на таких территориях обычно отличаются в несколько раз.
Субсидирование удаленной энергетики является значимой проблемой для бюджетов регионов. Снижение объема субсидий может быть одной из ключевых задач государства в отношении обеспечения энергоснабжения удаленных территорий наряду с повышением надежности энергоснабжения потребителей [2].
В России проблемы изолированных территорий являются региональными, их решение на уровне государства в целом не носит системного характера, исключение – поддержка населения за счет установления льготных тарифов. Среди других мер – в отдельных регионах предпочитают проводить модернизацию генерации на привозном топливе с реализацией проектов на основе ВИЭ. Эти проекты внедряются точечно, общей тенденции в регионах нет, хотя в 2015 году на федеральном уровне был принят ряд механизмов для их поддержки [2].
2. Методы оценки экономической конкурентоспособности
Уровень экономической конкурентоспособности АСММ определен на основе сравнительных технико-экономических оценок методом сценарного моделирования по перечню варьируемых параметров.
В качестве основного критерия оценки выбрана себестоимость вырабатываемой электроэнергии.
В качестве варьируемых параметров выбраны следующие техникоэкономические показатели энергоисточников:
- удельные капитальные затраты;
- эксплуатационные затраты (себестоимость без амортизации и налога на имущество);
- коэффициент использования установленной мощности (КИУМ);
- расход электроэнергии на собственные нужды и потери выработки;
- доля замещения выработки АСММ и ВИЭ электроэнергией ДЭС;
- стоимость дизельного топлива;
- расход дизельного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии.
Выбранные технико-экономические показатели существенно варьируются в зависимости от места размещения, уровня развития технологий, массогабаритных характеристик, сроков реализации проекта, логистики с учетом особенностей размещения на территории удаленных изолированных зон, отраслевых регулирующих нормативов и прочих факторов.
3. Сравнительные технико-экономические расчеты
3.1. Базовые технико-экономические показатели
Базовые значения варьируемых параметров сценарного моделирования приведены в табл. 1.
Таблица 1
Базовые значения варьируемых параметров
В качестве базовых значений ВЭС и СЭС по параметрам КИУМ, удельные капитальные затраты, эксплуатационные затраты (себестоимость без амортизации и налога на имущество) приняты нормативные значения, установленные российским законодательством.
Требование к минимальному КИУМ для ВЭС и СЭС установлено Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 г. № 449, предельные значения капитальных и эксплуатационных затрат ВИЭ – Распоряжением Правительства № 1-р от 08.01.2009.
Базовый показатель себестоимости АСММ на базе РУ «Шельф» в размере 9,3 р./кВт·ч учитывает отдельные факторы влияния при размещении в изолированных зонах: повышенный уровень оплаты труда основного персонала и охраны, повышенные логистические расходы для перебазирования АСММ.
3.2. Себестоимость электроэнергии ВИЭ с учетом резервирования ДЭС
Вариации параметров, принятые в расчете себестоимости электроэнергии с учетом резервирования мощностей ВИЭ на основе ДЭС, приведены в табл. 2.
Таблица 2
Вариации параметров расчета с учетом резервирования ВИЭ на основе ДЭС
Резервирование ДЭС рассмотрено с точки зрения замещения частично и полностью энерговыработки ВИЭ в предположении, что установленная мощность и параметры работы ВИЭ оптимальны (КИУМ проектный, потери выработки нулевые), не происходит роста себестоимости электроэнергии ВИЭ, а только варьируется доля ДЭС и ВИЭ в общей сумме энерговыработки.
Рост капитальных затрат, приходящихся на 1 кВт установленной мощности может быть рассмотрен с точки зрения введения в энергосистему дополнительного резервного источника энергии (в данном случае ДЭС), аккумулятора энергии, или как следствие размещения энергоисточников в изолированных энергосистемах, но при фиксированной базовой стоимости дизельного топлива.
Нужно отметить, что при отсутствии аккумуляторов энергии и по условиям обеспечения стабильности и надежности энергоснабжения, что особенно важно для изолированных энергосистем, наличие резервного источника является обязательным требованием.
В соответствии с результатами расчетов, представленными на рис. 1, графики себестоимости электроэнергии ВИЭ характеризуются наличием областей низкой и высокой надежности энергоснабжения. Повышенные требования к надежности в условиях размещения энергоисточников в удалении от сетевой инфраструктуры в изолированных зонах приводят к росту капитальных затрат и доли замещения выработки электроэнергией ДЭС и, как следствие, значительному росту себестоимости электроэнергии ВЭС и СЭС. Результаты получены при фиксированных параметрах стоимости дизельного топлива 50 р./л и расхода дизельного топлива 200 г/кВт·ч.
Рис. 1. Себестоимость электроэнергии с учетом резервирования ВИЭ на основе ДЭС
Уже начиная с четвертого шага расчета показатель себестоимости электроэнергии СЭС вплотную приближается к АСММ на базе РУ «Шельф» (с шестого для ВЭС) и далее все в большей степени отражает негативные свойства дизельного энергоснабжения. С ростом стоимости и увеличением расходной характеристики дизельного топлива себестоимость электроэнергии ВИЭ будет еще выше.
3.3. Себестоимость электроэнергии в зависимости от расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь выработки
Собственные нужды ВЭС небольшие, составляют не более 1–2 % от установленной мощности [3]. Однако при работе оборудования ветроэнергетической установки (ВЭУ) в северных условиях возникают отрицательные эффекты [4], [5]:
- снижение выработки из-за обледенения;
- увеличение вибраций из-за дисбаланса от наледей;
- возникновение коротких замыканий при попадании влаги в электрооборудование;
- угроза поломки опор, башен, лопастей.
В соответствии с районированием территории России по степени адаптации оборудования ВЭУ дополнительные затраты энергии на собственные нужды в арктической зоне могут составить 5–10 %, а потери выработки – свыше 30 % [5], [6], как показано в табл. 3.
Таблица 3
Дополнительные затраты энергии и потери выработки
Вариации параметров, принятые в расчете себестоимости электроэнергии в зависимости от расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь выработки, приведены в табл. 4.
Таблица 4
Вариации параметров расчета в зависимости от расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь выработки
В соответствии с результатами расчетов, представленными на рис. 2, отмечается, что изменение расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь выработки наиболее сильно оказывает влияние на себестоимость энергоисточников ВИЭ, в структуре затрат которых преобладает капитальная составляющая и высока доля условно-постоянных затрат.
Рис. 2. Себестоимость электроэнергии в зависимости от расхода электроэнергии на собственные нужды и потерь выработки
3.4. Себестоимость электроэнергии в зависимости от КИУМ
Данные, характеризующие коэффициент использования установленной мощности электростанций единой энергетической системы (ЕЭС) России без учета электростанций промышленных предприятий в разрезе объединенных энергетических систем (ОЭС) за период 2016–2017 гг., приведены в табл. 5 [7]. На основе данных [7] определена доля установленной мощности электростанций ВИЭ на 01.01.2018.
Таблица 5
КИУМ электростанций ЕЭС России и ОЭС в 2016–2017 гг. и доля ВИЭ
На российском оптовом рынке электроэнергии и мощности действует механизм поддержки ВИЭ, согласно которому предусмотрен возврат инвестиций в объекты генерации на основе программы договоров поставки мощности ВИЭ. Инвесторы отобранных на конкурсах объектов ВИЭ получают гарантированное возмещение затрат. Плата за мощность покрывает часть затрат генерирующих объектов ВИЭ с фиксированной нормой доходности 12 % в течение 15 лет (14 % для проектов, отобранных на конкурсе до 2016 г.). Остальные затраты покрываются за счет выручки от продажи электроэнергии на оптовом рынке. Гарантии окупаемости получают проекты с наименьшими удельными капитальными затратами на конкурсе, выполнившие требования по локализации оборудования.
Правительством Российской Федерации установлены требования к минимальным значениям КИУМ ВИЭ (табл. 6). За отклонения от нормативного КИУМ предусмотрен штраф в виде коэффициента при расчете цены мощности.
Таблица 6
Требования к минимальным значениям КИУМ
Необходимо учитывать процессы деградации оборудования СЭС: за 25 лет потеря производительности составляет 20–30 %.
Вариации параметров, принятые в расчете себестоимости электроэнергии в зависимости от изменения КИУМ, приведены в табл. 7.
Таблица 7
Вариации параметров расчета в зависимости от изменения КИУМ
В соответствии с результатами расчетов, представленными на рис. 3, отмечается что изменение КИУМ наиболее сильно оказывает влияние на себестоимость энергоисточников ВИЭ, в структуре затрат которых преобладает капитальная составляющая и высока доля условно-постоянных затрат.
Рис. 3. Себестоимость электроэнергии в зависимости от величины КИУМ
3.5. Себестоимость электроэнергии в зависимости от изменения всех параметров
Вариации параметров, принятые в расчете себестоимости электроэнергии в зависимости от изменения всех параметров, приведены в табл. 8 и 9.
Таблица 8
Вариации параметров расчета (часть 1)
Таблица 9
Вариации параметров расчета (часть 2)
Построен кумулятивный график себестоимости сравниваемых энерготехнологий при наложении всех варьируемых параметров (рис. 4).
Отмечается, что для результирующего кумулятивного расчета смягчены условия по снижению КИУМ, росту расхода электроэнергии на собственные нужды и потери выработки по сравнению с ранее выполненными вариативными оценками.
Рис. 4. Себестоимость электроэнергии в зависимости от изменения всех параметров
Практика эксплуатации энергообъектов на удаленных изолированных территориях показывает, что принятые условия моделирования, описывающие совместное действие рассматриваемых параметров, начиная с пятого шага и далее очень близко описывают реальную ситуацию технико-экономического окружения таких проектов.
По результатам расчетов установлена высокая доля капитальной (амортизационной) составляющей в себестоимости электроэнергии ВИЭ и связанной с ней долей отчислений по налогу на имущество.
Отдельно отмечается, что, например, потенциал удешевления сооружения ВЭС достаточно ограничен в том плане, что только 65 % капитальных затрат приходится на оборудование ветроэнергетической установки, которое может быть закуплено за рубежом или локализовано в России, а остальная часть – около 35 %, приходящаяся на строительно-монтажные работы, доставку и проектирование, в условиях удаленных изолированных территорий будет иметь тенденцию роста.
Большая часть затрат на эксплуатацию ДЭС связана с расходами на дизельное топливо, доставка которого на территорию изолированных районов вносит существенную долю транспортных затрат.
Дополнительно учитывается неоптимальность расходной характеристики топлива. Отмечается, что у ДЭС, постоянно работающих в режиме слежения за нагрузкой, для выравнивания дисбаланса между выработкой ВИЭ и нагрузкой потребителя, значительно возрастает расход топлива, повышается износ оборудования и снижается ресурс.
Заключение
Предварительный анализ технико-экономических показателей АСММ на базе РУ «Шельф» показывает конкурентоспособность атомного энергоисточника по сравнению с ДЭС и ВИЭ в отдаленных регионах в зоне децентрализованного энергоснабжения.
Себестоимость электроэнергии серийного энергоблока АСММ на базе РУ «Шельф» составляет около 13 р./кВт·ч с учетом условий изолированных энергосистем: повышенного уровня оплаты труда персонала, высоких расходов на обеспечение военизированной охраны на необорудованной площадке, повышенных логистических расходов для перебазирования АСММ.
Наиболее значительное влияние на себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ДЭС, связано с ростом стоимости дизельного топлива в децентрализованных зонах энергоснабжения, доля которого составляет 70–80 % в структуре затрат. При этом ДЭС является непременным элементом энергосистемы, обеспечивающим надежность энергоснабжения в качестве основного или резервного источника. Рост стоимости топлива от 50 р./л (закупочная стоимость дизельного топлива в порту г. Мурманска без учета стоимости транспортировки до конечного потребителя) до 100 р./л приводит к росту себестоимости электроэнергии ДЭС с 17,7 до 30 р./кВт·ч и выше, а с учетом неоптимальности расходной характеристики и ее повышения с 200 до 400 г/кВт·ч себестоимость составит свыше 50 р./кВт·ч.
Высокая стоимость дизельного топлива оказывает аналогичное влияние и на энергокомплекс ВИЭ-ДЭС, особенно с ростом доли замещения выработки электроэнергией от дизельного энергоисточника.
В основном ВИЭ встраиваются в существующие энергосистемы и обеспечивают потребителей энергией с неустойчивым и трудно предсказуемым графиком поставки. Учитывая что потребление энергии тоже носит нелинейный характер с явно выраженными пиками нагрузки, ВИЭ вносят существенный дисбаланс в энергосистемы и требуют дополнительных затрат на диспетчеризацию и дополнительные избыточные мощности (ТЭС, ГЭС), готовые включаться мгновенно для выравнивания баланса.
Для изолированных районов такая особенность ВИЭ является принципиальным ограничением к доминирующему развитию, так как нет возможности перетоков из других регионов, а рассмотрение схем с комбинированной выработкой энергии с подключением ДЭС приводит к значительному росту себестоимости электроэнергии и оставляет проблемы с доставкой большого количества дизельного топлива.
Можно сделать вывод, что ВИЭ (ВЭС, СЭС) могут служить дополнительным источником энергии с долей не более 20–25 % в развитых энергосистемах с возможностью перетоков из соседних регионов или избыточной мощностью, готовой сглаживать сезонные и суточные пики нагрузки, однако большая доля ВИЭ приводит к существенному разбалансированию энергосистемы и риску блэкаутов, и совершенно очевидно, что ВИЭ не могут использоваться как основной и единственный источник энергии в изолированных районах.
Наряду с техническими ограничениями уровень капитальных затрат и себестоимости энергообъектов на основе ВИЭ остается высоким, что препятствует их широкому развитию и применению в централизованных зонах энергоснабжения России без государственной поддержки. Их потенциал на текущий момент может быть более успешно реализован лишь в удаленных изолированных зонах с повышенными энерготарифами.
Массогабаритные и площадочные ограничения, сложные климатические условия на удаленных территориях оказывают негативное влияние на технико-экономические показатели проектов ВИЭ: сокращение уровня энерговыработки, уменьшение КИУМ, повышение расхода электроэнергии на собственные нужды, увеличение потерь выработки, рост капитальных и эксплуатационных затрат.
В условиях принятых параметров для ВЭС и СЭС соответственно КИУМ на уровне 22,7 % и 11,8 %, расход электроэнергии на собственные нужды и потери выработки 16,5 %, с ростом удельных капитальных затрат до 183 и 172 тыс. р./кВт, с увеличением эксплуатационных затрат (без амортизации и налога на имущество) на 1,4 р./кВт·ч и 3,3 р./кВт·ч, с долей замещения выработки ВИЭ электроэнергией ДЭС на уровне 56 %, при стоимости дизельного топлива 70 р./л и расходе дизтоплива 280 г/кВт·ч себестоимость ВЭС составляет около 21 р./кВт·ч, СЭС – 25 р./кВт·ч.
Полученные показатели указывают на наличие большого потенциала АСММ на базе РУ «Шельф» по обеспечению экономически приемлемого энергоснабжения потребителей на территориях, удаленных от сетевой инфраструктуры, возможность предоставить более низкую по сравнению с конкурирующими технологиями себестоимость электроэнергии при соблюдении высокой надежности и экологичности, снизить уровень бюджетного субсидирования.
Список литературы
- Бердин В.Х., Кокорин А.О., Юлкин Г.М., Юлкин М.А. Возобновляемые источники энергии в изолированных населенных пунктах Российской Арктики, Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2017.
- Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации. Энергоснабжение изолированных территории. Энергетический бюллетень № 51, август 2017 г.
- Васьков А.Г., Шуркалов П.С. Возможности использования энергетических комплексов на основе возобновляемых источников энергии для электро- и теплоснабжения объектов нефтедобычи, транспортировки и переработки. Кафедра «Гидроэнергетика и возобновляемые источники энергии» ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».
- Соловьёв Д.А. Малая энергетика в Арктике: проблемы адаптации и риски. ОИВТ РАН. Энергия: экономика, техника, экология. № 11, 2017.
- Елистратов В.В. Проблемы и решения создания эффективных систем энергоснабжения потребителей Заполярья с использованием инновационных технологий ВИЭ. ООО «Системный консалтинг», 2017.
- Елистратов В.В. Методология создания энергокомплексов на базе возобновляемых источников энергии для автономной генерации северных регионов. Санкт-петербургский Политехнический университет Петра Великого. Научно-образовательный центр «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе».
- Отчет о функционировании Единой энергетической системы России в 2017 году. Сайт АО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru. Опубликован 31.01.2018.
