Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики

Экономика переходного периода: сектор электроэнергетики. Информационный доклад. 

1 Введение –  текущая ситуация в мире 

2 Опыт угольных  электростанций США 

3 Варианты модернизации  электростанций 

4 Микроэкономика  решений о модернизации и замене  электростанций 

4.1 Потребность  в микроэкономической перспективе 

4.2 Стоимость  отложенной альтернативы ожидания 

4.3 Ключевые факторы,  определяющие стоимость отложенной  альтернативы 

4.4 Предпосылки  модернизации или замены 

5 Электроэнергетическая  система в более широком контексте 

6 Заключение 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Введение – текущая  ситуация в мире 

Производство  электроэнергии на основе ископаемого  топлива является крупнейшим источником выбросов парниковых газов — его  доля составляет 41% мировых выбросов CO2, связанных с энергетикой. Учитывая наличие ряда низкоуглеродных технологий, которые можно использовать для производства электроэнергии, многие политические меры и стратегии, направленные на сокращение выбросов в краткосрочной и долгосрочной перспективе, касаются именно данного сектора. По сравнению с Базовым сценарием публикации World Energy Outlook (WEO − Прогноз мировой энергетики), сценарии, предполагающие сокращение выбросов углерода предусматривают значительное сокращение доли сектора электроэнергетики в общем объеме выбросов CO2. Предполагается, что этот показатель для стран − членов ОЭСР снизится с текущих 40% от общего объема выбросов до 32% в Сценарии 550 ppm, и до 25% − в Сценарии 450 ppm1 к 2030 году. 

Это означает, что  на сектор электроэнергетики возложена более весомая нагрузка в плане необходимого сокращения выбросов, чем на другие сектора, и эта тенденция прослеживается во многих сценариях сокращения выбросов. Эти сценарии полагаются на отказ в значительной мере от угольных технологий в пользу более масштабного использования технологий улавливания и хранения углерода, ядерных технологий и технологий на основе возобновляемых источников энергии в сочетании с существенным повышением эффективности конечного потребления электричества. Такие сокращения возможны лишь в случае замены существующих электростанций более эффективными и типами электростанций с меньшим уровнем выбросов на протяжении этого промежутка времени. 

Экономика такого перехода часто моделируется с точки  зрения макроэкономики, принимая в расчет разницу в себестоимости разных типов электростанций, рассматриваемых в различных сценариях. К примеру, Сценарий WEO 550 ppm предполагает увеличение инвестиций в сектор электроэнергетики в период с 2010 по 2030 год до 7,3 триллионов долл. США в сравнении с 6,1 триллионами долл. США по Базовому сценарию, хотя в Сценарии 550 ppm электропотребление сокращается примерно на 5%. Чтобы обеспечить необходимый уровень окупаемости, стимулирующий эти дополнительные инвестиции, предполагается повышение цен на электроэнергию. 

Однако микроэкономика таких инвестиций может также  иметь большое значение и может  помочь лучше понять потенциальные  затраты и мотивацию, необходимые  для стимулирования изменений в  инвестиционных моделях. Микроэкономический анализ позволяет учесть вопросы, связанные с риском, а также дополнительной прибылью на инвестированный капитал, что необходимо компаниям для принятия инвестиционных решений в условиях неопределенности. По определению, переходный период – это такой период, при котором система уходит от инвестиционного состояния равновесия, которое обычно предполагается в макроэкономических анализах. Принимая в расчет фактор риска, компании обычно увеличивают размер прибыли, которую ожидают получить от инвестиций. 

Это означает, что  могут потребоваться более сильные поощрительные механизмы (например увеличение цен на электроэнергию или ценовые сигналы, предлагаемые политическими стратегиями в отношении изменений климата), необходимые, чтобы стимулировать переход к энергосистеме с низким уровнем выбросов углерода, чем те, которые предполагаются макроэкономическим анализом в условиях равновесия. 

В данном докладе  на примере инвестиций в сектор электроэнергетики  показана роль, которую эти факторы  риска играют в экономике переходного  периода. Переход сектора электроэнергетики к более низкому уровню выбросов углерода в значительной мере затрагивает угольные электростанции, поскольку они являются крупнейшими источниками выбросов (73% мировых выбросов CO2 в секторе электроэнергетики). В частности, это касается электростанций, расположенных в Соединенных Штатах, Европе и Китае, на чью долю приходится соответственно 17%, 9% и 24% выбросов CO2 в мировом секторе электроэнергетики. На рисунке 1 показано производство электроэнергии по типам ископаемого топлива в разных странах. 

За последние 30 лет средняя эффективность работы электростанций в мире постепенно увеличивалась, при этом эффективность в странах, не являющихся членами ОЭСР, оставалась примерно на 5% ниже, чем в странах  − членах ОЭСР (рисунок 2). Если повысить эти показатели эффективности до уровня, который сегодня доступен благодаря лучшими существующими технологиями, можно добиться сокращения выбросов примерно на 8% от мировых объемов3. 

Модернизация  угольных электростанций в таком  масштабе является сложной задачей и должна учитывать различные местные факторы, которые могут проявляться в виде технических ограничений либо факторов влияния на условия инвестиций. Важным фактором, который необходимо учитывать, являются естественные инвестиционные циклы в секторе электроэнергетики. Крупные инвестиции в модернизацию электростанций либо их замену с целью повысить энергоэффективность оборудования будут наиболее рентабельны, если эти электростанции подлежат модернизации или замене ввиду их срока эксплуатации. Поэтому циклы замены электростанций являются важным фактором при оценке того, насколько быстро более эффективные электростанции смогут влиться в сектор. На практике, коэффициенты оборачиваемости производственных активов в секторе электроэнергетики могут быть очень низкими. Рисунок 3 демонстрирует распределение угольных электростанций по возрасту в ряде стран. 
 

 В целом,  старые электростанции находятся  в основном в Европе и Соединенных  Штатах. В Европе (в частности,  в Великобритании и Германии) все еще работает значительное количество устаревших, угольных электростанций, построенных до 1975 года, а в Соединенных Штатах свыше половины электростанций эксплуатируются более 30 лет. Поэтому вопрос замены и модернизации электростанций особенно актуален для данных регионов. Соединенные Штаты, обладающие достаточным объемом данных об электростанциях в стране, рассматриваются в качестве интересного примера в следующем разделе. 

2. Опыт угольных  электростанций США 

В то время как  эффективность угольных электростанций во всем мире возрастала на протяжении последних 30 лет, в Соединенных Штатах эта тенденция явно не просматривалась. На рисунке 4 показано, что средняя эффективность электростанций оставалась неизменной в последние 30 лет и была на 7% ниже, чем в некоторых других странах − членах ОЭСР. 
 

Такая стагнация  в уровнях эффективности вызвана  в основном возрастным фактором, так  как большинство электрогенерирующих  мощностей в Соединенных Штатах было введено в действие на протяжении 1960−1970‐х годов, а коэффициент выбытия оставался на очень низком уровне. Рисунок 5 демонстрирует, что срок ввода электростанций в действие (т.e. год начала эксплуатации) в США оставался почти неизменным с 1985 года. Естественно, большая часть электрогенерирующих мощностей была существенно модернизирована и переоборудована, однако их эффективность часто ограничена из‐за общих проектных характеристик электростанций. 

Экономические показатели замены оборудования электростанций зависят от многих факторов. В Соединенных  Штатах на протяжении 1970‐х годов капитальные и эксплуатационные расходы угольных электростанций значительно возросли в связи с дополнительными экологическими ограничениями на выбросы серы и твердых частиц, водопотребление и сброс отходов. В своей публикации за 1987 год Paul Joskow представляет всесторонний анализ экономических параметров и рабочих характеристик электростанций, введенных в действие в этот период, и приходит к выводу, что удельные затраты электростанций, снизившиеся перед этим в результате внедрения новых технологий и экономии за счет роста производства, снова выросли в этот период. 

Эти экономические  характеристики электростанций долгое время оставались неизменными. В  докладе Ellerman7 приводятся количественные данные за 1994 год Информационно‐аналитического управления Министерства энергетики США (EIA), которые показали, что в финансовом плане продление срока службы существующих электростанций намного выгодней капиталовложений в новые электростанции (работающие как на угле, так и на газе). 
 

Несмотря на то, что эти данные достаточно давние, тенденция осталась неизменной до настоящего времени. Фактически, в стране не только продлевается срок службы электростанций, работающих на угле, вместо их замены, но и эти существующие мощности на угле используются все интенсивней по сравнению с временем, когда вышел доклад Эллермана. На рисунке 7 показан рост годового производства электроэнергии угольными электростанциями (на 17% с 1994 года) при почти неизменной мощности за тот же период. 

Такая экономическая  картина в значительной степени связана с вопросами природоохранного законодательства. Типичный цикл замены, при котором старые электростанции заменяются новыми, когда их операционные расходы превышают общие долгосрочные предельные затраты новой электростанции, в США не имеет места в основном потому, что старые (существующие) электростанции рассчитаны на более низкие природоохранные стандарты, чем новые электростанции. Программа «Обзор новых источников» (New Source Review, NSR) в рамках Закона о чистом воздухе (Clean Air Act) устанавливает нормы по охране окружающей среды для стационарных источников, включающих как новые электростанции, так и претерпевшие «существенные изменения» существующие электростанции. 

Решающим фактором стала интерпретация понятия  «существенного изменения» в контексте данного закона. Многие электростанции, построенные в 1960‐х и 1970‐х годах, прошли существенную модернизацию, улучшение технических характеристик и переоснащение, начиная с 1990‐х годов. Вопрос о том, должны ли эти изменения рассматриваться как такие, которые требуют от электростанций соблюдения более строгих стандартов, оказался решающим фактором в экономике. В тот момент многие операторы предположили, что старые угольные электростанции будут сняты с эксплуатации в результате требований NSR, так как стоимость установки передовых технологий контроля выбросов SOx и NOx будет непомерно высокой для более старых и менее эффективных электростанций. Однако, как показывает практика, операторы и регуляторы до сих пор интерпретируют большинство проводимых переоснащений, как не требующие от них соответствия лучшим существующим технологиям контроля загрязняющих веществ, рассмотренных в программе NSR. Это позволяет существующим электростанциям продолжить работу (и даже увеличить ее объем) на протяжении последних 10‐15 лет. 
 

3. Варианты модернизации  электростанций 

Полное описание вариантов модернизации существующих электростанций, работающих на угле, представлено в литературе, например в отчетах IEA Clean Coal Centre 10 (Центр чистых угольных технологий МЭА) и в публикации Boncimino11. Как правило, оптимальные режимы эксплуатации, очистка и контроль качества угля и очистка воды могут продлить срок эксплуатации существующих электростанций, однако накипь, скапливающаяся с внутренней стороны труб в котлах, может значительно ограничить интенсивность теплопередачи. В результате снижается КПД и возникают проблемы при запуске котла из‐за перегрева, что снижает эксплуатационную гибкость электростанции. Конец эксплуатационного ресурса высокотемпературных компонентов в котле обычно вызван нарушением механизма сопротивления внутреннему давлению или пластической деформации, что иногда усугубляется влиянием коррозии или эрозии от зольной пыли, в результате чего происходит утоньшение стенок и сокращение срока эксплуатации котлов. В конечном итоге, текущий ремонт существующих электростанций становится невозможным и требуется модернизация либо замена оборудования. Ниже приведены примеры модернизации электростанций в целях увеличения их срока службы и улучшения рабочих характеристик:

· Модернизация контрольно‐измерительной аппаратуры и систем анализа данных. 

Срок службы систем анализа данных часто намного  короче (10‐15 лет), чем электростанций, на которых они применяются. Модернизация таких систем может помочь повысить эксплуатационную гибкость, снизить расходы на техническое обслуживание, сократить выбросы и продлить срок службы электростанции.

· Калориферы. Калориферы нагревают воздух, поступающий в  зону горения, и охлаждают отходящие  котельные газы. Эффективность котла  увеличивается, а горячий воздух, необходимый для сушки угля и получения надлежащего сгорания, подается в пульверизаторы и камеры сгорания. Эксплуатационные недостатки калориферов включают чрезмерное просачивание воздуха для горения в поток отработанных газов котла, низкие температуры воздуха при поступлении в пульверизаторы и камеры сгорания, чрезмерное падение давления воздуха и отработанных газов. В результате таких условий КПД котлов может снизиться на величину в диапазоне 0,2−1,5%. Эти недостатки можно исправить с помощью более основательной очистки поверхности калориферов, улучшенной изоляции воздушно‐газового тракта, а также других обновлений и усовершенствований.

· Пульверизаторы. Рабочие характеристики угольных пульверизаторов  могут стать решающим фактором при определении эксплуатационной гибкости электростанции, в частности ее способности использовать в работе различные виды угля. К примеру, для соответствия природоохранным стандартам может потребоваться уголь с более низким содержанием серы, а для сокращения расходов − уголь с более низкой теплотворной способностью, но в таком случае будет необходимо увеличить массовую скорость потока, чтобы обеспечить равнозначное теплопоступление к котлу. В более старых электростанциях мощность пульверизатора может снизиться, влияя на мощность электростанции при полной нагрузке, при этом эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание могут возрасти. Контроль высокого качества угля (в зависимости от условий сжигания в котле и характеристик угля) является необходимым условием минимизации формирования NOx и максимального сгорания углерода. В некоторых случаях, в зависимости от уровня летучего вещества в угле, может потребоваться добавление инертных газов в процесс измельчения с целью понизить содержание кислорода и предотвратить самовоспламенение. Неавтоматизированный контроль над системами подачи угля и воздуха (в частности, обеспечение сбалансированного потока воздуха и угля в несколько камер сгорания) может занимать много времени, однако автоматизированные системы могут улучшить рабочие характеристики, особенно после установки камер сгорания с низким уровнем выбросов NOx. Усовершенствованные и модернизированные пульверизаторы часто сокращают механический недожог, который является использованным впустую топливом. Содержание углерода в зольной пыли может составлять от 1% до свыше 30%. Содержание углерода в размере 30% приводит к потере КПД котла в диапазоне 0,2−0,5% (Boncimino, 2005).