Развитие газовой генерации для Казахстана эффективнее, даже несмотря на значительное снижение тарифов ветровых и солнечных электростанций

Развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в мире в последние двадцать лет связано прежде всего с климатической повесткой и целью сокращения выбросов парниковых газов. Крупные экономики мира¹ не испытывают проблем в доступе к энергетическим ресурсам и тем не менее, именно благодаря климатической политике с 2000-х годов отмечается рост мощностей возобновляемых источников, в особенности ветровых и солнечных электростанций. Так в 2019 году совокупная мощность ветровых (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций в мире уже превысила 1200 ГВт.

Казахстан стал первой страной в Азии внедрившей систему регулирования выбросов парниковых газов, а в 2016 году было ратифицировано Парижское соглашение по климату. В рамках климатической политики в Казахстане было принято законодательство по поддержке ВИЭ, обеспечивающее высокий уровень стабильности для инвесторов. В результате чего мощности ВЭС и СЭС с 2015 года возросли в 10 раз до 1,3 ГВт (прогноз 2020), что соответствует около 6% от общей установленной мощности электростанций страны.

При этом действующий с 2018 года аукционный механизм отбора проектов электростанций ВИЭ позволил существенно снизить стоимость электроэнергии, так на аукционах в 2020 году было достигнуто существенное снижение стоимости электроэнергии: на солнечных и ветровых электростанциях цена снизилась для СЭС в 2,4 раза и для ВЭС в 1,4 раза от уровня фиксированных тарифов принятых в 2014 году.


Рисунок 1 - Снижение стоимости электроэнергии ВЭС и СЭС за счет аукционного механизма.
Источник: ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке ВИЭ»

Необходимо отметить, что тариф новых газовых электростанций, может превышать 15 тенге/кВт*ч в зависимости от стоимости природного газа и мощности² , при этом при производстве 1 кВт*ч электроэнергии на газотурбинной электростанции производится около 0,6 кг CO2, а от ветровых и солнечных электростанций выбросов парниковых газов практически нет.

Вывод напрашивается сам собой: для Казахстана с учетом климатических целей приоритетно развивать ВИЭ. Однако такой вывод не учитывает особенности энергосистемы и высокой эффективности использования топлива на современных газовых электростанциях.

Во-первых, работа ветровых и солнечных электростанций в энергосистеме зависит от погодных условий, следовательно, для работы ВЭС и СЭС в энергосистеме необходимо резервировать для них маневренные электростанции, тем самым энергосистема будет нести дополнительные затраты на балансирование переменной и непостоянной выработки ветровых и солнечных электростанций. В результате, возникают дополнительные расходы энергосистемы на балансирование ВИЭ и дополнительные выбросы парниковых газов.

Во-вторых, эффективные газовые электростанции -это не только выработка электроэнергии, но и производство тепла за счет утилизации сбросной энергии дымовых газов или производство тепла и электроэнергии на теплофикационных паровых турбинах газовых ТЭЦ. В структуре производства электроэнергии Казахстана доминирует угольная генерация, на которую приходится около 68% от общей выработки электроэнергии. При сжигании одной тонны экибастузского угля образуется на 20% парниковых газов больше, чем при сжигании энергетического эквивалента природного газа, тем самым перевод угольных электростанций на природный газ или их замещение газовой генерацией обеспечивает снижения выбросов парниковых газов и других вредных веществ. Например: при переводе Алматинской ТЭЦ-2 на газ прогнозируется сокращение не только парниковых газов, но и оксидов азота более чем в 5 раз, а эмиссия оксидов серы и твердых частиц практически прекратится.

При сравнении вариантов ВЭС/СЭС с газовыми ТЭЦ³ будем исходить из данных, рассчитанных для Алматинской ТЭЦ-2, но для случая перспективной тепловой нагрузки 5748 тыс. Гкал (на 2028 год). В настоящее время из-за «запертой» тепловой мощности (330 Гкал/ч) электростанция работает не в самом эффективном режиме⁴ (см. таблицу 1).

При замещении угольной генерации для случая отпуска электроэнергии 3377,3 млн. кВт*ч и тепла 5748 тыс. Гкал на базе вариантов перевода Алматинской ТЭЦ-2 на природный газ (для случая оптимальной тепловой нагрузки) рассматривается: перевод паровых котлоагрегатов с угля на газ или строительство новой когенерационной газотурбинной электростанции (КоГТЭС), для этих вариантов коэффициент использования тепла топлива достаточно высокий 67% и 78% соответственно. Основные параметры сравнения вариантов приведены в таблице 1.



Для сопоставимости вариантов по отпуску электроэнергии - выбран максимальный объем отпуска электроэнергии 3377,3 млн. кВт*ч (вариант III КоГТЭС), для вариантов I и II для сопоставимости сравнения электроэнергия докупается на Экибастузкой ГРЭС-2 с учетом тарифа на передачу электроэнергии, выбросы парниковых газов также учитываются с купленного объема электроэнергии. Для вариантов ВЭС и СЭС учитывается покупка объема тепловой энергии (5748 тыс. Гкал) от новой газовой котельной и выбросы парниковых газов от нее.



Сравнение вариантов II-V проводится с вариантом I (ТЭЦ-2 на угле) и как видно из таблицы 2, варианты перевода на природный газ не только дешевле для потребителей, но и удельные затраты на снижение выбросов парниковых газов (тенге/кг CO2) меньше, чем для вариантов ВЭС и СЭС (рисунок 2).


Рисунок 2 - Сравнение стоимости снижения выбросов ПГ для вариантов замены угольной ТЭЦ на природный газ и ВИЭ.
Источник: расчеты экспертов ассоциации KAZENERGY

Сравнение инвестиционной стоимости вариантов производится с учетом расчетов, выполненных в ТЭО «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией̆ воздействия на окружающую среду», а расчет инвестиций для ВЭС и СЭС производится, исходя из усредненных коэффициентов использования установленной мощности 36% и 18% соответственно, при этом стоимость строительства 1 МВт установленной мощности ВЭС принимается равной 1,3 млн. долл. США, для СЭС 0,8 млн. долл. США⁶ .



Выбор варианта по переводу ТЭЦ-2 с угля на природный газ, был сделан исходя из минимизации инвестиций, как видно из таблицы 3 это вариант II, но и вариант строительства новой КоГТЭС все равно потребует в 2-2,7 раз меньше инвестиций, чем варианты строительства ВЭС/СЭС и новой котельной.

В результате сравнения вариантов низкоуглеродного развития энергетики - именно развитие газовой генерации, взамен угольной оказывается эффективнее строительства ветровых и солнечных электростанций, как по стоимости для потребителей и объемам инвестиций, так и по стоимости снижения выбросов парниковых газов. Даже в случае роста стоимости природного газа, варианты перевода на газ остаются экономически эффективнее ВЭС и СЭС для потребителей с в горизонте цены на газ до 45 тенге/м3.

При планировании дальнейшего развития энергетики Казахстана с учетом задач по низкоуглеродному развитию, необходимо учитывать приоритетность перевода угольных энергоисточников на природный газ⁷ .

---

1.  К исключениям можно отнести Россию, стратегия развития энергетики которой, направлена на увеличение доли атомных и газовых электростанций
2.  предельный тариф на электроэнергию для ГПЭС SagatEnergy (Атырау) - 15,46 тенге/кВт*ч
3.  Сравнивать ВЭС и СЭС с газовой генерацией без учета производства тепла не корректно.
4.  https://almatyeco.gov.kz/images/2020/10/tec-2-1.pdf (см. табл. 3.4.7)
5.  стоимость природного газа 23,35 тенге/м3
6.  Renewable Power Generation Costs in 2019, IRENA 2020
7.  вопросы достаточности объемом товарного газа будут рассмотрены в следующих публикациях.