Теплоэнергетика является стратегической отраслью, около 70% всей теплогенерации страны находится в собственности госкомпаний. Вместе с тем эксперты отмечают высокий уровень износа оборудования, большие объемы дотаций со стороны государства и слабый интерес со стороны частных инвесторов.
Об основных проблемах теплоэнергетики, возможных способах их решения, а также влиянии современных трендов ТЭКа на дальнейшее развитие теплоэнергетики России рассказала доцент высшей школы атомной и тепловой энергетики СПбПУ, к.т.н. Ирина Аникина.
На износ и в запас
– По современным оценкам, уровень износа оборудования в тепловой генерации превышает 30% и достигает 60-70% в теплосетях. Согласны ли вы с такой оценкой?
– К сожалению, да. Россия занимает первое место по протяженности тепловых сетей и четвертое место по объему производства тепловой энергии в мире. Объектами тепловой генерации сегодня вырабатывается более 60% от всей энергии, производящейся на территории страны. При этом только 25% энергетических котлов и порядка 36% турбин, используемых в РФ, “моложе” 30 лет.
По данным Минэнерго РФ, коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) на российских ТЭС не превышает 30%, а на котельных – 15%. Что касается потерь в сетях, то они составляют 20-30%. Этим данным несколько лет, но, полагаю, за последнее время ситуация кардинально не поменялась.
– Почему стратегически значимая отрасль находится в таком состоянии?
– Прежде всего, это связано с низким уровнем инвестиций в тепловую генерацию и теплосети. Пока мы живем за счет инфраструктурного “наследия” СССР. Сейчас отрасль не является эффективной с экономической точки зрения, трудно говорить даже о таких сроках окупаемости, как 15 лет (для энергетики обычно используется такой порог).
Для ТЭС тепло – это всегда побочный продукт, некая социальная нагрузка, которую вынуждены нести энергетики. К примеру, ТЭС компании “ТГК-1”, обслуживающие Санкт-Петербург, долгое время работали с отрицательным маржинальным доходом, потому что дохода от теплогенерации практически не поступало. Если на ОРЭМе еще можно получать прибыль, то на рынке тепловой энергии сейчас это практически невозможно. Тарифы на тепловую энергию регулируются ФАС и другими государственными ведомствами, и обосновать их повышение генерирующим компаниям не удается.
– Вы упомянули о существенной недозагрузке теплогенерации – в данной ситуации уместнее говорить об избытках или резерве? Если речь о резерве, то оправдан ли такой объем резервных мощностей?
– Такой заниженный КИУМ точно не оправдан. Учитывая то, что Россия – северная страна, резервные мощности, конечно, должны быть, но не в таком количестве. Практика показывает, что действующая генерация прекрасно справляется с задачей резервирования мощностей.
И такого количества котельных, построенных за последние 20 лет, особенно в крупных городах, точно не нужно. Например, до недавнего времени в Москве избыток тепловой мощности был такой, что позволял полностью отапливать еще и такой город, как Санкт-Петербург. На мой взгляд, оптимальный КУИМ – 50-60%. Это выглядит более оправданно, даже с учетом резервирования.
“Большинство генераторов хочет мгновенного эффекта”
– Как, на ваш взгляд, можно добиться баланса, при котором теплогенерация будет обеспечивать резерв и при этом не будет нести столь существенные потери?
– С помощью оптимизации отрасли. Помимо КИУМ есть еще один важный показатель – коэффициент использования тепла топлива (КИТТ) – отношение произведенной энергии к теплоте. И в среднем по России он не превышает 50-60%.
Для сравнения: в скандинавских странах, таких как Финляндия или Швеция, где климат ничуть не мягче, КИТТ достигает 80%. Таких показателей европейцам удается добиться за счет изменения режимов работы, минимизации тепловых сбросов и других мер по оптимизации теплогенерации.
На мой взгляд, одним из решений также может стать снижение тепловых выбросов на ТЭЦ. Они у нас рассчитаны на когенерационные циклы, но даже там доля сбрасываемой тепловой воды достаточно большая. Между тем технические решения, которые можно применять и в классических циклах, давно существуют – к примеру, с помощью тепловых насосов можно повысить КИТТ на 10-15% (а в некоторых случаях и на 20-25%), в зависимости от мощности используемых установок.
Однажды я вместе с коллегами посетила крупнейшую теплонасосную станцию в мире, которая находилась в Стокгольме. Там местные теплоэнергетики использовали в качестве источника низкопотенциальной теплоты теплонасосной установки (установка работает по принципу переноса теплоты с низкотемпературного уровня на высокотемпературный уровень) воду из Балтийского моря. То есть в классическом цикле вода подогревалась за счет теплового насоса.
В России же таких источников “подогрева” огромное количество. К примеру, сточные воды, и температура их выше, чем температура воды в Балтийском море. Отмечу, что в Европе более рациональный подход к теплоснабжению. По сути, нам необходимо двигаться в этом направлении, но опять многое сводится к состоянию отрасли. У нас даже АСУТП далеко не на всех объектах.
– Но генерирующие компании сами заинтересованы в снижении издержек, так что же им мешает пойти по этому пути?
– Традиционно дешевое топливо, которое используется нашими энергетиками, проблема износа оборудования, отсутствие современного (а в некоторых случаях вообще любого) АСУТП на объектах генерации.
Большинство наших генерирующих компаний хотят получить мгновенный экономический эффект, но с учетом той ситуации, в которой находится отрасль, это вряд ли возможно. Как мне кажется, еще определенное влияние оказывает менталитет, когда работают по принципу “и так сойдет”.
Несколько лет назад мы проводили исследование, в рамках которого считали окупаемость тех же тепловых насосов для разных генерирующих объектов. Если их грамотно использовать, то технология позволит существенно снизить потери тепла, а срок окупаемости составит 4 года. Но по факту генерирующие компании остаются незаинтересованными.
– Где находится точка невозврата? Что должно произойти, чтобы все участники рынка и регуляторы в корне пересмотрели ситуацию?
– Мне кажется, что мы уже прошли эту точку. Количество аварий в тепловой генерации и сетях продолжает расти, однако каких-то кардинальных изменений я пока не вижу.
Сейчас постепенно внедряется новая модель рынка (альтернативные котельные) – в основном эта модель внедряется в тех городах, где уже достигли той точки невозврата. Кстати, согласно официальным заявлениям, новая ценовая модель не должна сказаться на конечной цене для потребителя, но думаю, что она все-таки приведет к росту тарифов.
– Возвращаясь к вопросу о Европе – в последнее время все больше мировых и российских компаний объявляют о курсе на декарбонизацию. В России принят закон “Об ограничении выбросов парниковых газов”. Планируется, что в ближайшие годы в ЕС введут трансграничный углеродный налог: По вашему мнению, как это все может отразиться на дальнейшем развитии российской теплоэнергетики?
– Если говорить о снижении углеродного следа, то крупные российские теплогенерирующие компании постепенно начинают следить за этим. Думаю, что в данном вопросе наша традиционная когенерация (в частности на газовых ТЭС) может стать альтернативным решением.
Если сравнивать классические котельные, особенно на угле, и газовые ТЭС, то у последних уровень выбросов парниковых газов все-таки ниже.
Что же касается ВИЭ, то это точно не про теплогенерацию. По крайней мере, в ближайшие несколько десятилетий не стоит ждать глобального перехода в этой отрасли. У нас северная страна, и в теплоэнергетике ВИЭ вряд ли будут такими эффективными, как традиционные энергоносители. (Eenergy.media/Энергетика Украины и мира)
(ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ НОВОСТИ. Проголосуйте сами и посмотрите итоги голосования – https://poll.app.do/3204985)
