Безальтернативная энергетика

В августе этого года замминистра энергетики России Вячеслав Кравченко заявил, что около 20% мощности электростанций России требуют замены до 2040 года. Средний возраст электростанций в России – 34 года,  и 20% из них выработают ресурс до 2040 года. Без  замены возникнет риск дефицита электроэнергии. Минэнерго планирует заменить стареющие станции на новые тепловые электростанции, работающие на угле и газе. Этот план дорогой и рискованный, и ему есть альтернатива.

В России уже сегодня строить ветроэлектростанции (ВЭС) дешевле, чем тепловые электростанции (ТЭС). При этом ВИЭ не нужна поддержка, отличная от поддержки традиционной энергетики. Прошедшие летом конкурсы на строительство теплоэлектростанций и ветроэлектростанций показали ценовое преимущество ВЭС – кВтч произведенный ВЭС будет стоить почти в два раза дешевле кВтч ТЭС – 6,5 руб против 11 руб. Но цена – не единственное преимущество. Инвестиционные проекты по строительству тепловых электростанции рискованнее, чем проекты строительства возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Главный риск – валютный. Газовые турбины не производят в России, их  импортируют и платят за них в долларах и евро. Постоянные изменения курса рубля и непредсказуемость новых санкций повышают риски инвестора.

Конечно у нас еще производят оборудование для тепловых станций – например паровые турбины. Если строить ТЭС, работающие на паровых турбинах – ликвидируются риски валютных колебаний и санкций. Но в этом случае упускаем шанс построить  энергосистему России на технологиях  XXI века. Паровые турбины – технологии прошлого века, надежные, но не маневренные, не способные быстро подстраиваться под изменение спроса. Это стим-панк вместо кибер-панка – паровые машины и лампово-перфокартный блокчейн, вместо виртуальной реальности и нейроинтерфейса.

Российские энергетики все еще считают возобновляемые источники энергии блажью Европы и Китая, и всерьез разговаривают о ВИЭ только в контексте снабжения энергией труднодоступных районов Дальнего Востока. Сегодня низкая стоимость, не чувствительность к санкциям и несколько независимых локальных производств ветроэнергетических установок (ВЭУ) и солнечных панелей превратили ВИЭ из альтернативной энергетики в безальтернативную.

Это произошло очень быстро, всего за каких-то два года. Не удивительно что  даже главный  проповедник ВИЭ – Анатолий Чубайс, говорит лишь о 10 ГВт ВИЭ в энергобалансе страны. Я считаю, что вся программа модернизации, все 40 ГВт, может быть выполнена за счет ВИЭ. В этой статье я обосновываю эту позицию, разбирая стоимость энергии ВИЭ и ТЭС, рассматривая возможности и риски производства оборудования в России, развенчиваю некоторые мифы о работе ВИЭ в энергосистеме и делаю вывод о том, какую поддержку нужно оказывать ВИЭ. По последнему пункту сразу спойлер – никакой поддержки не нужно, кроме той, что будет оказана тепловым станциям.

Дешевле газа 

Чтобы получить представление о том, как будет выглядеть модернизация по сценарию Минэнерго, достаточно взглянуть на результаты конкурсного отбора КОМ НГО в мае-июне этого года. Цель конкурса – строительство ТЭС на Таманском полуострове для покрытия 465 МВт летних пиковых нагрузок региона. Природный газ – основное топливо этой ТЭС. На конкурсе разыгрывалась стоимость строительства 1 МВт  мощности, и из заявки победителя определялась цена кВтч. По итогам конкурса цена на мощность не сильно упала от стартовой, остановившись на уровне около 1600 руб за МВт в месяц.  Если пересчитать заявку победителя в одноставочную цену электроэнергии, то получится около 11 руб за кВтч.

Теперь посмотрим на результаты другого конкурса – ДПМ ВИЭ, прошедшего в Июне, сразу после конкурса на строительство ТЭС в Тамани. Четверо участников подали заявки.  Падение цены составляло до 50%. Если пересчитать результат победителя конкурса в цену кВтч, получится что такая ВЭС будет продавать электроэнергию по 6,5 руб за кВтч. Еще раз – новая тепловая электростанция будет продавать электроэнергию по 11 руб за кВтч, а новая ветроэлектростанция будет продавать электроэнергию по 6,5 руб за кВтч. Это по результатам конкурсов на строительство новых мощностей в этом году в России. Не в Европе. Не в Китае. В России.

У меня нет причин считать что Таманский конкурс – это исключение, и что другие ТЭС будут поставлять энергию дешевле.  А раз уже сегодня ВИЭ  выдерживают прямую ценовую конкуренцию с ТЭС, то почему бы не позволить конкуренции решить, какие электростанции строить? Поскольку в России нет явного запроса на улучшение экологии, и Россия – энергетически независимая держава, дальнейшее развитие ВИЭ имеет смысл только если цена электроэнергии ВИЭ будет ниже цены электроэнергии от традиционных источников.  Прямая конкуренция проектов ВИЭ и тепловых станций не новость, такие «технологически-нейтральные» конкурсы уже проводились в мире, и проекты ВИЭ побеждали. Я не знаю ни о никаких законодательных или практических ограничений на такую прямую конкуренцию.

Планируя модернизацию энергосистемы, вместо того, чтобы делать ставку на дорогие и рискованные технологии, Минэнерго могло бы разрешить, или даже потребовать прямой конкуренции между различными источниками энергии. При этом требования по срокам ввода, регулировочному диапазону, качеству и так далее будут одинаковыми для всех источников. Я не вижу смысла в предопределении типа источника энергоснабжения чиновниками Минэнерго, когда рынок может это сделать гораздо эффективнее.

Где взять турбины?

Безальтернативность ВИЭ и ветроэнергетики становится явной, если посмотреть на риски, связанные с импортом и производством турбин – основного оборудования электростанций. Низкие цены на последнем конкурсе ВИЭ получены в том числе и  потому, что на ВЭУ сформирован большой и долгосрочный заказ от трех клиентов, что позволяет развернуть серийное производство ВЭУ. Хотя еще ни одна ВЭУ не вышла с российского завода, с большинством поставщиков комплектующих уже подписаны долгосрочные контракты с жесткими требованиями локализации производства. Как минимум три компании будут выпускать ВЭУ российского производства – Vestas, Siemens-Gamesa и Red Wind.

В производстве оборудования для теплоэнергетики сложилась ситуация, при которой риск  роста стоимости оборудования выше, чем в ветроэнергетике. Первая проблема – в России не производят качественных газовых турбин для теплоэлектростанций. Их придется покупать у Siemens, GE или Mitsubishi. Недавно Siemens совместно с Силовыми Машинами заявили о планах о локализации таких турбин для ТЭС в России. Поскольку никто больше не говорил о готовности локализовать производство газовых турбин в России, если планы Siemens-СМ реализуются, получим «Ростурбинмаш» – еще одного монополиста, диктующего условия энергетикам. Уверен, что ни GE ни Mitsubishi не будут размещать производство газовых турбин в России – тут и санкции, и отсутствие перспектив.

Строительство теплоэлектростанций на правых турбинах, широко доступных в России, и потому не подверженных рискам санкций, это путь в никуда. Заказ на 40 ГВт станет поминальной песней по технологии, не востребованной в мире. Продажи всех видов тепловых турбин падают – с 2013 по 2017 годы заказы на газовые турбины по всему миру упали 40%. По данным Bloomberg New Energy Finance, к 2040 году выработка электроэнергии на основе ВИЭ составит 40% всей выработки электроэнергии на планете. В этой ситуации только Россия и еще несколько стран останутся единственными заказчиками паровых турбин.

Итак, скорее всего 40 ГВт газовых турбин приобретут в Германии, США или Японии. Тут возникает сразу две проблемы – импортировать турбины сложно из-за санкций, отмена которых не ожидается в ближайшее время, и дорого из-за слабого рубля. В таких условиях турбины могут резко вырасти в цене или стать попросту недоступными. Попытка локализовать производство, например турбин Siemens, не будет сильно отличаться от их импорта, т.к. основные  компоненты турбин будут все так же производится за рубежом. Даже если получится ввезти турбины, и рубль будет какое-то время стабильным, сохраняется риск роста стоимости обслуживания турбин, посколько она фиксируется в валюте. Производители оборудования уже давно перешли на сервисную модель, при которой основная маржа производителя формируется за счет обслуживания после продажи. Энергетики будут фиксировать валютные риски на протяжении всего срока жизни турбин.

Производство солнечных панелей и ветроэлектроустановок не подвержено рискам санкций и колебаний курса рубля, поскольку большинство компонентов производится в России. Обслуживание ВЭУ и солнечных парков в разы дешевле любой теплоэлектростанции, и при этом фиксируется в рублях. Реальность выглядит так, что в России серийно будут производиться только ветряки и солнечные панели, производство паровых турбин постепенно зачахнет, а производство газовых так и не будет налажено. При таком раскладе я бы не стал планировать модернизацию 40 ГВт энергосистемы на устаревших или несуществующих в России технологиях.

Но ведь вводить 40 ГВт ВИЭ в энергосистему рискованно? 

Несмотря на очевидные ценовые преимущества ВИЭ и наличие собственного конкурентного производства, решение о допуске ВИЭ в программу модернизации не будет принято пока российские энергетики не избавятся от мифов о нестабильности работы ВИЭ.  Например, считается что выработка ВИЭ непредсказуема, и  большие объемы выработки ВИЭ рискуют дестабилизацией энергосистемы.  Этой выработкой невозможно управлять, поэтому для стабильности энергосистемы необходимо 100% резервирование ВИЭ, включая системы накопления энергии. Необходимость такого резервирования резко повышает стоимость электроэнергии ВИЭ. Есть еще множество других опасений по поводу дестабилизации энергосистемы при росте выработки ВИЭ, но все эти опасения уже сняты практикой стран с большой долей ВИЭ, чей опыт многократно описан в литературе, например в докладах МЭА.  Обращу внимание только на два главных мифа,  препятствующих развитию ВИЭ в России.

Миф первый – система не справится с непредсказуемостью ВИЭ, что может привести к ее коллапсу. Энергосистемы проектируются с учетом резкого и непредсказуемого изменения нагрузок. В небольших объемах выработки стохастичность ВИЭ теряется в шуме естественных колебаний спроса. Когда ВИЭ становится больше, то нерегулярность выработки одной турбины/солнечной панели, компенсируется нерегулярностью выработки других объектов ВИЭ. Наконец, современные ВЭУ оснащены оборудованием, исключающим возможность внезапного отключения.

Миф второй – ВИЭ требуются системы хранения энергии, поэтому они дороже традиционной энергетики. Но резерв формируется для всей энергосистемы, а не для отдельного ее объекта. Мне не известно о требованиях по установке накопителей на ВЭС, ни в России, ни в других странах. В отсутствие накопителей в энергосистеме ее гибкость и резервы обеспечиваются запасом мощности на электростанциях, сетях, маневренными гидроэлектростанциям и ТЭС.

Исследования МЭА показывают, что ВИЭ может достигать почти половины всей выработки электроэнергии в энергосистеме, прежде чем возникает потребность в дополнительных мерах по резервированию. Практика это подтверждает – доля выработки ВИЭ в Дании от ветроэнергетики – 40%, а индекс надежности энергосистемы – один из самых высоких. Если представить, что ВИЭ заместит все мощности электростанций по программе модернизации Минэнерго до 2040 года, то доля ВИЭ в установленной мощности всех электростанций России составит не более 16%.

Прямая конкуренция между ВИЭ и ТЭС?

Для меня открытием этого года стала способность ВИЭ выдержать прямую конкуренцию с тепловыми станциями в России. Это самое значимое событие Российской энергетики осталось в целом не замеченным, и не вызвало широкого обсуждения. Вместо этого продолжали отдельно обсуждать «ДПМ штрих» и отдельно – продолжение программы поддержки ВИЭ, хотя между этими вопросами нет разницы, с точки зрения потребителя и с точки зрения энергосистемы. Разница только в том, кто получит заказы на оборудование, строительство, и кто сможет лучше сформулировать термин «реконструкция», чтобы за замену пары болтов и покраску бордюров получить новый долгосрочный тариф на мощность.

Результаты двух конкурсов этого года создали уникальную возможность для Российской энергетики – возможность совершить качественный переход к новой модели организации энергосистемы. В этой модели энергосистема децентрализована, в ней есть потребители с собственной выработкой, она работает на современном оборудовании отечественного производства.  Самое замечательное, что мотивация такого перехода чисто экономическая – ВИЭ дешевле тепловых станций и реализация проектов ВИЭ не несет рисков тепловых проектов. Все, что требуется – разрешить прямую конкуренцию новых проектов ВИЭ и тепловых электростанций. Никаких новых механизмов поддержки. Никакого продления поддержки ВИЭ.

Images are provided under Creative Commons License © Creative Commons Zero (CC0)

11 thoughts on “Безальтернативная энергетика

  1. Konstantin Nikishin October 6, 2018 — 12:18 pm

    Есть всего один нюанс, не отраженный в этой прекрасной статье: ТЭС еще и тепло производят. Это значит, что на замену одной ТЭС требуется ВИЭ+котельная, либо ВИЭ+модернизация системы централизованного теплоснабжения. Западного опыта тут, к сожалению, нет, поскольку там сразу строили индивидуальные источники тепла.

    1. Поработав 5 лет в теплоэнергетической компании, я стал привержен идеям децентрализованного теплоснабжения. Недавно начали эксперимент по “Альтернативной котельной”, когда цену на тепло для ТЭЦ устанавливают так, чтобы не было стимула строить котельные. Считаю что такой эксперимент скорее приведет к строительству новых котельных, поскольку владельцы ТЭЦ будут добиваться максимально возможного тарифа для себя. Добавь еще стоимость содержания теплосетей и тепло от ТЭЦ становится дороже тепла от индивидуальной котельной на крыше или в подвале. Думаю что это вопрос времени, пока везде, где есть газ, не отказались от централизованного теплоснабжения.

  2. Спасибо, Эмин, за столь подробное изложение Вашей точки зрения на ситуацию. Однако, хотел бы обратить внимание на следующий момент – насколько, я понимаю, программу модернизации на 40 ГВт, обсуждаемую в данный момент, в ходе нее в основном планируется модернизировать устаревшие ТЭЦ, которые вырабатывают не только электроэнергию, но и тепло. Но ведь ни ВЭС, ни СЭС тепло не вырабатывают? Таким образом, заменить все 40 ГВт ВИЭ, наверное, не представляется возможным.

    1. Станислав, предыдущий комментарий так же о тепле, поэтому воспроизвожу тут свой ответ:

      Поработав 5 лет в теплоэнергетической компании, я стал привержен идеям децентрализованного теплоснабжения. Недавно начали эксперимент по “Альтернативной котельной”, когда цену на тепло для ТЭЦ устанавливают так, чтобы не было стимула строить котельные. Считаю что такой эксперимент скорее приведет к строительству новых котельных, поскольку владельцы ТЭЦ будут добиваться максимально возможного тарифа для себя. Добавь еще стоимость содержания теплосетей и тепло от ТЭЦ становится дороже тепла от индивидуальной котельной на крыше или в подвале. Думаю что это вопрос времени, пока везде, где есть газ, не отказались от централизованного теплоснабжения.

      1. Полагаю, разумнее будет использовать как централизованное теплоснабжение, так и децентрализованное (кстати, таким же образом организовано теплоснабжение в Финляндии и Швеции, где есть возможность и выгодно, работают ТЭЦ, где нет возможности и невыгодно по тем или иным причинам, используют распределенное теплоснабжение). И еще, у нас ведь далеко не во всей стране есть газ, в тех регионах, где основным топливом является уголь, наверное есть смысл сохранять систему централизованного теплоснабжения, работать над повышением ее эффективности и принимать меры к снижению вредного воздействия угольных ТЭЦ на окружающую среду.

  3. Совсем не понятно, как насчитаны целых 11 рублей. С киум 50% (а по новым станциям можно закладывать и 60-65%) у меня получилась средневзвеш цена 5.5 рублей. Видал разные цифры по стоимости новых мощностей, сам считал. По эффективности в РФ (в среднем, без учета локальных историй): #1 – ПГУ; #2 – аэс старого дизайна (ввэр-1000); #3 – уголь и гидро; #4 – аэс новых дизайнов; #5 – ветер; #6 – солнце.

    1. Откуда 11 руб за кВтч?

      Как считал? Таманская ТЭЦ планируется к загрузке в пиковом режиме – в основном летом. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в пиковом режиме составляет около 20% от установленной мощности станции. Если ТЭС мощностью 465 МВт работает на 20% от мощности, то ее выработка составит чуть более 800 млн кВтч в год. Это нормальные значения для пиковых электростанций. При этом в среднем КИУМ российских ТЭС по данным Системного оператора составил 46%.

      Выручка от платы за мощность считается просто – 465 МВт * 1600 руб * 12 мес = 8,9 млрд руб. Делим выручку на 800 млн кВтч в год получаем около 11 руб за кВтч. Это только оплата мощности, в нее не входит компенсация топлива. Чтобы учесть топливо, добавим еще 1-1,5 рубля с рынка на сутки вперед и получим все 12 руб за кВтч.

      Если бы ТЭС работала примерно с таким же КИУМ как и ВЭС, т.е. Около 30-35%, то стоимость кВтч ТЭС сравнялась бы со стоимостью кВтч от ВЭС на уровне 6-7 руб за кВтч. Пора начинать прямую конкуренцию.

      1. Но ВЭС не могут быть альтернативой пиковой генерации. Они работают в базе, при том не очень стабильной базе, на которую нужно еще и резерв создавать. Считаю сравнение с тарифами пиковой генерации некорректным. Если взять 46% (а этот средний показатель учитывает в том числе вынужденную генерацию с ультранизкими КИУМ), то конкурентоспособность уже не та. А по-честному надо брать 60%, что для новых ТЭС нормальный показатель.

      2. На ВЭС не нужно создавать резерв. СО от нас этого не требовал. При КИУМ 40% ТЭС будет идти вровень с ВЭС. А как только рубль снова девальвируются, то ТЭС сразу станет дороже, из-за импорта. Я не говорю что ВЭС всегда дешевле. Я говорю что нужно разрешить конкуренцию.

  4. Владимир Киселев October 12, 2018 — 11:24 am

    Мне кажется аргумент про тепло вообще не выдерживает критики, поскольку тепло можно вырабатывать и на ВИЭ. К примеру солнечные коллекторы, или ВЭУ, вырабатывающие электроэнергию для электрокотельных. В последнем случае они исполняются в крайне простом варианте без синхронизации и контроля частоты, что значительно снижает их стоимость. В результате и тепловая энергия от ВИЭ становится дешевле.
    Насчет резерва ВИЭ абсолютно согласен с мнением, что по большей части это фэйк и миф. Существуют практические исследования на этот счет РАН, которые показали, как ветропарк 700 МВт, сконцентрированный на одной минимально возможной по правилам размещения ВЭУ площадке, в точности замещает по часовому графику нагрузки блок АЭС 400 МВт. Если распределенность парка (или любых ВИЭ) будет больше, то способность генерить базовую нагрузку у ВИЭ значительно повышается. Правда нужны хорошие сети для этого. Для Россетей и ФСК это может быть дополнительным аргументом для собственного развития.
    Ну и последнее. Никто не запрещает комбинировать традиционные технологии с ВИЭ. Вот посмотрите как это сделали китайцы. http://www.bigpowernews.ru//press/document84878.phtml. Вместо пустой болтовни они просто берут и делают.

Leave a Reply

%d bloggers like this:
search previous next tag category expand menu location phone mail time cart zoom edit close