Электроэнергетика Европы: уголь наносит ответный удар, вероятно, последний
В течение последних десятилетий структура потребления первичной энергии в Европе изменялась закономерно: доля угля сокращалась в пользу нефти и продуктов ее переработки, затем — природного газа и атомной энергии, а в последние 15 лет — в пользу возобновляемых источников энергии.
Уголь несколько восстановил свои позиции в 1970-е гг. из-за взлета нефтяных цен, но впоследствии его роль продолжила снижаться в связи с достройкой газопроводов из СССР и России, ростом добычи в Норвегии и развитием торговли сжиженным природным газом. Процесс развития газовой генерации в 1990-е гг., который в Великобритании получил название «газовой гонки» (dash for gas), охватил большую часть Европы.
Однако с 2011 г. в ряде стран Западной Европы наблюдается обратный процесс — замещение доли природного газа в структуре топливоснабжения электростанций углем. Его обусловили три причины:
- Рост предложения угля при стабилизации предложения природного газа;
- Экономический кризис 2008 г.;
- Дефекты европейской системы торговли квотами на выбросы в атмосферу.
Предложение топлива
Добыча природного газа на юге Северного моря сокращается на протяжении более 10 лет, на Норвежском шельфе — выходит на «плато» (рис. 1), а импортные поставки не представляются привлекательными. Так, цена российского газа, определяющаяся методом нефтяной индексации, стабильно оказывается выше спотовых цен на западноевропейских торговых площадках. Импорт газа из Алжира лимитируется задержкой реализации новых инвестпроектов, а сжиженного газа с Ближнего Востока — конкуренцией с азиатскими потребителями.
Добыча угля в Европе характеризуется более пологим снижением. Это связано с тем, что в основных угледобывающих странах Европы эта отрасль продолжает оставаться залогом их энергетической независимости и безопасности. Например, в Германии угольная промышленность продолжает субсидироваться до сих пор, и лишь под серьезным давлением ЕС немецкие власти согласились отказаться от финансовой поддержки отрасли к 2018 г. В то же время развитие добычи сланцевого газа в США обусловило рост предложения на мировом рынке угля: подешевевший газ стал вытеснять уголь из энергетического баланса в США, а избыточное предложение американского и колумбийского угля было перенаправлено в Европу (рис. 2). Рост предложения угля продемонстрировала и Россия, где наращивание добычи не сопровождалось ростом его потребления на внутреннем рынке страны.
В результате цены на газ стали расти опережающими темпами по отношению к углю: если в конце 1990-х гг. их соотношение 1 составляло менее 1,1, то в 2013 г. — почти 3,1. При этом в Германии — основном производителе угля в Европе — это соотношение достигло 3,8 2 .
Спрос на электроэнергию
Большинство европейских стран демонстрирует негативную динамику промышленного производства с 2008 г. (чему, кстати, способствуют и высокие цены на энергоресурсы). Кроме того, динамика электропотребления ограничивается и проведением мероприятий по энергосбережению. В результате в 2013 г. объемы электропотребления и промышленного производства как в крупнейших европейских странах, так и в Евросоюзе в среднем оставались ниже уровня 2008 г. (см. таблицу).
Природоохранная политика
Экономический кризис конца 2000-х гг. и расширение использования возобновляемых источников энергии привели к тому, что в 2009 г. объем выбросов парниковых газов в атмосферу составил 82% к уровню 1990 г. В результате предложение квот на выбросы стало сильно превышать спрос на них, и их цена за 1 т CO 2 упала с 30 до 4 евро к 2014 г. Считается, что для того чтобы сделать закрытие угольных ТЭС экономически целесообразным, эта цена должна превышать 34 евро за 1 т CO 2 . Таким образом, система торговли квотами на выбросы в атмосферу фактически не препятствует развитию угольной генерации, в том числе использующей самый низкосортный — бурый — уголь. Интересно, что развитие угольной генерации в ущерб газовой уже привело к росту выбросов от германских электростанций в 2008—2012 гг. 3
Последствия
В итоге рентабельность газовой генерации резко упала: спарк-спреды 4 (с учетом квот на выбросы в атмосферу) в Германии, Франции, Италии, Нидерландах и Бельгии оказались ниже нуля, в Великобритании и Испании они также сильно уступают дарк-спредам. В результате доля природного газа в структуре топливоснабжения электростанций 12 стран Западной Европы сократилась с 49,4% в 2010 г. до 36,4% в 2013 г. (рис. 3). Многие газовые ТЭС Западной Европы почти полностью ушли в пиковый режим работы: коэффициент использования установленной мощности парогазовых ТЭС в Великобритании упал до 28% (2013 г.), а газовых ТЭС в Германии — примерно до 15%!
В ряде стран угольная генерация стала преобладать и в структуре вводимых мощностей: к концу 2012 г. мощность строящихся угольных ТЭС в Европе превысила мощность возводящихся ПГУ-ТЭС. Поразительно, что в Германии — стране, где природоохранная тематика занимает важное место в политическом дискурсе, за последние 3,5 года было введено более 8,5 ГВт мощности на угольных ТЭС 5 (рис. 4). Активное развитие угольная генерация также получила в Нидерландах, Польше и Чехии.
Другим неожиданным последствием стало то, что в структуре выводов мощностей из эксплуатации стали преобладать не только старые угольные ТЭС, но и новые ПГУ, возведенные во время «газовой гонки»: так, из 37 газовых ТЭС, остановленных с 2011 г., 24 были запущены после 1990 г. 6
Перспективы
Описанный «угольный ренессанс», по всей видимости, окажется краткосрочным. В ближайшее время ожидается запуск заводов по сжижению газа в США, с операторами которых уже заключены договоры на поставку СПГ с 2017 г. Природоохранное законодательство постепенно ужесточается: к концу 2015 г. должны быть закрыты электростанции, не удовлетворяющие требованиям директивы о крупных ТЭС, а со следующего года начинает действовать еще более жесткая директива о выбросах промышленных предприятий. Кроме того, Еврокомиссия предлагает ввести с 2021 г. механизм резервирования квот, что позволит ограничить их предложение. Более того, избыточное предложение квот сокращается естественным путем, что уже сейчас приводит к постепенной коррекции цен. Наконец, в Великобритании, Франции и Италии были учтены уроки предыдущих лет: в этих странах осуществляется или планируется запуск рынков мощности, которые позволят операторам временно нерентабельных ТЭС покрыть затраты, связанные с их поддержанием в холодном резерве или законсервированном состоянии.
Таким образом, «ответный удар» угольной генерации подходит к своему завершению: к концу 2012 г. на стадии «получено разрешение на строительство» находилось гораздо больше газовых ТЭС, чем угольных. В ряде стран, например в Великобритании, предельный уровень выбросов в атмосферу ограничен настолько, что строительство новых угольных ТЭС без использования технологии улавливания и захоронения CO 2 фактически запрещено.
Описанные процессы представляют интерес при обсуждении перспектив развития российского ОРЭМ. Европейский опыт показывает, что рынок мощности является необходимым элементом либерализованной электроэнергетики. Именно рынок мощности позволяет сократить инвестиционные риски, связанные с колебаниями цен на топливо, а также сформировать долгосрочный резерв генерирующих мощностей.
Ход межтопливной конкурентной борьбы в Европе демонстрирует, что установленные правительством долгосрочные ориентиры развития энергетики должны иметь приоритет над кратковременными факторами. Данный урок крайне актуален для России, где в межтопливной конкуренции выигрывает природный газ. Хотя развитие угольной генерации было обозначено в Энергостратегии-2030, в действительности количество угольных объектов в перечне ДПМ было невелико. В целом за период 2009—2017 гг. введено и будет введено почти 30 ГВт мощности на газовых ТЭС, но менее 5 ГВт на угольных. «Зона» газовой генерации постепенно расширяется, охватывая юг Западной Сибири, западную и центральную Якутию, район Владивостока.
Это значит, что по завершении программы ДПМ при разработке новых механизмов гарантирования инвестиций в генерацию следует обеспечить более справедливые условия для строительства угольных мощностей, в том числе с использованием современных технологий.
__________________________
- Отношение цены газа по базису NBP к цене угля по базису CIF Северо-Западная Европа. Цены приведены к единой единице теплоты (БТЕ). Расчет по данным BP Statistical Review of World Energy 2014.
- Расчет по данным Energy prices and taxes 2014 Q1. International Energy Agency.
- Данные Евростата по выбросам газов в атмосферу от вида экономической деятельности «Снабжение электроэнергией, газом, паром и кондиционированным воздухом».
- Спарк-спред — разность между оптовой ценой единицы электроэнергии и ценой определенного количества природного газа, необходимого для выработки этой единицы электроэнергии. Дарк-спред — разность между оптовой ценой единицы электроэнергии и ценой определенного количества угля, необходимого для выработки этой единицы электроэнергии.
- Оценка по данным генерирующих компаний.
- То же.
Журнал «ЭнергоРынок», № 08 (133) октябрь 2015
Источник
Зеленый поворот: как Европа переходит на возобновляемые источники энергии
Во многих странах Европы более 50% энергии уже поступает из возобновляемых источников, но и у зеленой энергетики есть обратная сторона.
Летом 2019 года в Великобритании свершилась небольшая сенсация. Впервые с 1882 года электрогенерация из возобновляемых источников (ГЭС, солнечные панели, ветроустановки и биотопливо) обогнала традиционную (уголь и газ): 29,5 ТВтч против 29,1. Германия тоже не отстает: в первой половине 2019 года «зелёные источники» дали 47,3% от общего объёма электрогенерации. Энергетика наиболее мощных стран Европы впервые подошла к важной отметке: половину генерации дают установки, работающие на возобновляемых ресурсах.
Радикальный поворот для экономики, где ещё 30-40 лет назад главным энергосырьем был уголь, а наиболее перспективным направлением — АЭС. Основными драйверами роста стали ветроустановки и солнечные панели, которые ещё 30 лет назад в сумме давали не более 1% от общего объёма генерации.
Но возобновляемые источниками энергии (ВИЭ) принесли с собой новые проблемы — удорожание энерготарифов, сложность утилизации ветряных лопастей и солнечных батарей, децентрализация электроснабжения. В России доля ВИЭ в электрогенерации без учета крупных ГЭС до сих пор составляет всего 0,2%. Чтобы увеличить этот процент, РФ наверняка придется пройти те же этапы, что и Европейским странам, и столкнуться с похожими проблемами. Поэтому прежде чем приступать к энергетической революции, нам стоит внимательно изучить опыт ЕС.
От угля и атома к ветру и солнцу
Зелёному повороту в Британии предшествовали весьма драматические события. В 1980-х годах в стране были разгромлены профсоюзы шахтеров. Уголь стал дорог, модернизация старых ТЭС 60-70-х годов постройки обошлась бы в целое состояние, что для правительства Тэтчер было неприемлемо. Приватизация и резкое повышение экологических стандартов довершили дело. В современной Британии доля угля в генерации колеблется в районе 1%.
В ФРГ поступили более щадящим образом — постепенно повышали наценку за выбросы углерода в атмосферу. В результате в 2019 году цена «углеродного сертификата» повысилось до 28,4 евро/тонн, что резко обвалило доходность ТЭС. Их выработка по сравнению с 2018 годом упала на 22,3% (до 102,2 ТВтч) для станций на буром угле и на 34,8% (до 48,7 ТВтч) для антрацита.
После аварии на японской АЭС Фукусима на фоне беспрецедентных антиядерных настроений в Германии было решено полностью отказаться от использования АЭС к 2036 году. Их сохранили исключительно для стабилизации баланса мощностей в энергосистеме, которые не возможно быстро заместить из других источников.
В Британии, где антиядерные настроения всегда были достаточно скромными, приватизация атомной отрасли и замораживание строительства новых АЭС уменьшило её долю в электрогенерации с 26% в 1997 до 19% в 2019. Оказалось, что на их модернизацию и строительство новых у частных инвесторов денег нет.Вместо этого, правительства Германии и Великобритании стали массово строить ветрогенераторы, солнечные панели и переходить к производству электроэнергии из биотоплива. Этому способствовали как ужесточение экологической политики и общие установки на снижение выбросов СО2 в атмосферу, так и необходимость снизить зависимость экономики страны от импорта ископаемого топлива и подписанные на международной арене соглашения, например Парижское соглашение о климате. За последние 5 лет установленная мощность ветрогенераторов достигла в Великобритании 22 ГВт, а в Германии — 55 ГВт. Ещё более быстрыми темпами устанавливались солнечные панели, в Британии их мощность за 10 лет увеличилась с 750 МВт до 20 ГВт, а в Германии — 50 Гвт.
Государство платит
Столь быстрое наращивание мощности не было бы возможно без государственного протекционизма. Вплоть до 2017 года в Германии за каждый кВт/ч генерируемый «зелёными» установками производилась доплата в размере до 30% от цены на рынке электроэнергии. Однако, по мере снижения её стоимости, государство уменьшало размер выплат. С 2017 года установки мощностью 10 МВт торгуют на рынке на общих основаниях, без каких-либо преференций. Новые мощности не облагалась дополнительными налогами, и часто кредитовались по льготным ставкам со стороны банков.
Чтобы обойти сезонность выработки электроэнергии у ветрогенераторов (в штиль энергия не вырабатывается) и солнечных панелей (ночью они простаивают), она сразу же шла в продажу на спотовом рынке. Таким образом, власти в Германии и Великобритании, экономили на сооружении аккумуляторных мощностей. Электростанций, работающих на ископаемом топливе, хватало для поддержания баланса мощностей в сети. В феврале 2020 года в Германии доля возобновляемых источников достигла 61,8% от общего объёма выработки, обновив предыдущие рекорды. А за всю первую половину 2020 года её доля составила 55,8% (в Британии с апреля по июль — 44,6%, тоже новый рекорд).
Опыт других стран ЕС во многом напоминает немецкий. В Дании и Швеции уровень электрогенерация из возобновляемых источников выше 50%, в Испании — 40%, Голландии и Италии — около 20%, в Польше — 15%. Даже во Франции, где доля АЭС в общей генерации составляет около 70%, растет доля возобновляемых источников энергии.
Солнечная электростанция в Германии. Фото: unsplash.com
Дорогая экология?
Тем не менее даже страны успешного энерготранзита сталкиваются с проблемами, часть из которых является следствием успешного перехода к «зелёной» энергетике.
Германия часто подвергается критике за увеличение энерготарифов. С 1990 по 2015 год они выросли на 68% и около четверти немецких домохозяйств тратили 10% своего бюджета на оплату электроэнергии, а 4% имели долги по счетам за электроэнергию.
Это породило феномен так называемой «энергетической бедности». Однако он не связан напрямую с переходом к «зелёной» электрогенерации. Это легко увидеть, если рассмотреть примеры других стран ЕС. В Польше в 2014 году около 14% ходили в должниках, хотя в энергетике страны доминируют угольные ТЭС — 75% от общей генерации. В Италии более 70% электроэнергии генерируется предприятиями, работающими на ископаемом топливе, но до 14% домохозяйств оказываются должниками.
Таким образом, в странах с развитой социальной политикой, унаследованной от социал-демократических правительств, таких как Германия или Швеция, энергобедностью страдают меньшее число людей, чем в Польше, где доминируют угольные ТЭС, или Испании с Великобританией, где велика доля «зелёной энергетики».
Проблема биотоплива
Эффект от «зелёного транзита» снижается от использования биотоплива. В Британии это 14% от общего объёма генерации. Проблема в том, что под биотопливом зачастую подразумеваются деревянные пеллеты, опилки, отходы древесного производства или специально формованные гранулы.
Фактически, речь идёт о дровах, которые жгут в печах. Причем в Британии до 2015 года их сжигали вместе с углем, чтобы получить необходимую теплоемкость. В результате мы все равно получаем на выходе выбросы углерода. Их объем лишь немногим меньше, чем при работе обычной угольной станции.
Германия и Швеция в этом смысле почти «не отстают» от Британии, там дровяное «биотопливо» занимает до 10% в общей системе генерации. Получается, что закрывая угольные станции, часть мощностей компенсировали их аналогами.
Биотопливо. Фото: pikrepo.com
Ситуация становится ещё более неоднозначной, если присмотреться к планам наращивания газовых станций. В Британии к началу 2030-х годов собираются построить 30 ГВт новых мощностей. Там доля газа уже составляет 42% от общего уровня генерации. Газовые станции дают 15% электрогенерации в Германии и 42% в Нидерландах. Это означает, что быстро сократить выбросы СО2 в атмосферу не получится. Современная электроэнергетика ЕС смогла подойти к неплохому результату, упав с уровня 520 г СО2/кВтч в 2005 году до 250 г СО2/кВтч в 2016 году. Однако из-за роста генерации с 2100 ТВтч до 2800 ТВтч, выбросы СО2 уменьшились только на 35%.
От большого к малому
Другой проблемой может стать характер распределений электрогенерации в новой «зелёной» энергосистеме и её невысокая загрузка. На место крупных централизованных станций приходят сотни тысяч объектов генерации — ветрогенераторов мощностью от 100-200 кВт и до 2/5 МВт, солнечных панелей, локальных станций биогаза или биотоплива. Их синхронизация с общенациональными сетями вызывает постоянные краткосрочные отключения, только в Германии в 2018 году таких было 167400.
Ещё хуже низкий КПД генерации: у солнечных панелей он в основном держится в районе 15-17%, а у наиболее перспективных оффшорных ветрогенераторов (находящихся в прибрежной зоне — ред.) в районе 52%. Но даже эта цифра значительно ниже, чем у любой угольной ТЭС, а тем более у АЭС.
Заброшенная ТЭЦ. Фото: unsplash.com
Последнее означает, что для замещения электрогенерации на ископаемом топливе необходимо размещать ветроустановки в два раза большей номинальной мощности, а для солнечных панелей — в 4-6 раз больше.
Зеленый мусор
Срок эффективной работы солнечных панелей составляет 15-20 лет, что означает постоянные циклы модернизации, необходимые просто для поддержания уровня выработки. По прогнозам во всем мире к 2030 году нужно будет переработать 9,8 млн тонн солнечных панелей, а к 2050 году — 138 млн тонн. Несмотря на то, что сейчас есть опытные технологии регенерации 95% мощности отслуживших свое панелей, их модернизация и переработка остаются категорически невыгодными. Гораздо проще хранить их, передавая эту проблему будущим поколениям.
Ситуация с ветроустановками как будто бы проще. В Германии уже 17 лет осуществляется замена устаревших и маломощных ветроустановок на более современные и мощные. В 2017 году на 4 МВт новых мощностей приходился 1 МВт модернизируемых. Сейчас в ходу генераторы мощностью до 5МВт, но на старые мачты ветроустановок генераторы мощностью 10МВт и выше просто не встанут — опоры не рассчитаны под такие нагрузки. Это фактически означает строительство ветростанций заново. А ведь Германия и та же Великобритания наращивают мощности оффшорной энергетики. Её обслуживание и модернизация станет ещё сложней.
Отслужившие свое лопасти ветротурбин — отдельная проблема. Пока единственная отработанная технология — это пиролиз, но она слишком энергозатратна, поэтому ежегодно тысячи тонн пластика просто зарываются в землю.
Кладбище ветротурбин. Фото: ЭлектроВести/facebook.com
Что дальше?
В определенном смысле, «зелёная» энергетика подошла к своему пределу. Даже простое наращивание новых мощностей приводит к усложнению управлению энергосистемой. Требуются новые мощности для ежегодной переработки сотен тысяч тонн «зеленого» мусора.
Экологический след возобновляемой энергетики до сих не вполне ясен. Для производства биотоплива вырубаются бореальные леса (леса высоких широт, 70% бореальных лесов находится в России — ред.) в Европе и других частях света, что только усиливает выбросы углерода. От ветроустановок нагревается окружающая атмосфера, что может привести к дополнительным выбросам СО2, что снижает выгоду от их использования.
Тем не менее переход наиболее развитых стран Европы к электрогенерации из возобновляемых источников — свершившийся факт. В скором времени за ними последуют и остальные.
Источник
