Статья ВАК: Направления снижения углеродного следа энергосистем Мурманской области

Подписание Россией Парижского соглашения по климату 2015 года привело к значительному росту интереса в стране к проектам, направленным на снижение выбросов парниковых газов. В настоящий момент на территории Сахалинской области проводится эксперимент по ограничению углеродных выбросов, который продлится до 2028 года. Федеральный закон №34-ФЗ [1] допускает проведение эксперимента на территории иных субъектов РФ, кроме Сахалинской области, путём внесения изменений в данный закон. Мурманская область, на территории которой преобладает низкоуглеродная генерация электроэнергии и которая обладает значительным потенциалом снижения углеродных выбросов в теплоснабжении и в промышленности, может стать идеальной площадкой для второго в России регионального углеродного эксперимента.

Наряду с проведением углеродного эксперимента в регионе, в качестве драйвера развития технологий низкоуглеродной энергетики могут развиваться пилотные водородные проекты. О создании в Мурманской области водородного полигона неоднократно заявляли Президент РФ В. В. Путин, губернатор Мурманской области А. В. Чибис. По словам вице-губернатора региона О. А. Кузнецовой, в апреле 2021 года Мурманская область подала заявку на статус пилотного региона по водородным проектам.

Топливно-энергетический баланс региона

На основании прогнозного топливно-энергетического баланса Мурманской области [2] картина со снабжением энергоресурсами предприятий в 2021 году теплои электроэнергетики выглядела так — табл. 1.

В топливно-энергетическом балансе преобладают нефтепродукты (мазут и дизельное топливо), причём доля дизельного топлива незначительна. На долю угля приходится менее 30%, доля прочих видов топлива (ТБО и торф) крайне мала.

Доля угля и нефтепродуктов в электроэнергетике составляет примерно 10% и достигается за счёт угля (доля мазута и дизельного топлива незначительна). Это вызвано наличием в регионе ГЭС, АЭС и ВЭС, которые способны поставлять низкоуглеродную электроэнергию по более низким ценам. Углеродный потенциал в электроэнергетике региона составляет всего 477 тыс. тонн CO₂-эквивалента в год (при расчёте в качестве нефтепродукта брался более чистый дизель).

В то же время в сфере теплоэнергетики наблюдается значительно больший потенциал снижения углеродного следа, что связано с её ориентацией на высокоуглеродные уголь и мазут. Углеродный потенциал теплоэнергетики региона оценивается в 4,46 млн тонн CO₂-эквивалента или в 8,9 млрд руб. в год при стоимости одной тонны CO₂ в 2000 руб. согласно [3].

В городе Мурманске, по данным [4], на отопление в год Мурманской ТЭЦ и мазутными котельными города потребляется примерно 325 тыс. тонн мазута, углеродные выбросы от сжигания которого можно оценить в 1,05 млн тонн CO₂-эквивалента (или в 2,1 млрд руб. в год). Кроме того, при сгорании мазута образуются вредные неуглеродные выбросы, такие как оксиды серы, что даёт дополнительный экологический эффект от его замены на низкоуглеродное топливо (электроэнергия от ВИЭ, АЭС, ГЭС и водород).

В Мурманской области есть успешный опыт продаж как «зелёной» электроэнергии, так и международных «зелёных» сертификатов системы I-REC (до ухода системы из России в 2022 году). С 2020 по 2022 годы ТГК-1 по свободным договорам купли-продажи «зелёной» электроэнергии продавала электроэнергию «Щекиноазот», «Сибурэнергоменеджмент», «Фосагро», «Полюс», пивоваренной компании AB InBev Efes и другим компаниям.

ПАО «ТГК-1″ также продавало «зелёные» сертификаты I-REC ПАО «Сбербанк», нидерландской STX Commodities b.v. и прочим фирмам.

Электроэнергетика Мурманской области

В отличие от большинства регионов России, в регионе преобладает низкоуглеродная генерация. Согласно [5], в 2021 году рабочая мощность электростанций региона составляла 3248,5 МВт (из них ГЭС и АЭС — 2998,5 МВт или 92%), выработка электроэнергии — 16139 млрд кВт·ч (доля ГЭС и АЭС — более 99%). В балансе не учтена Кольская ВЭС, ввод в эксплуатацию которой состоялся в 2022 году. Две станции — Кислогубская ПЭС и Мурманская ТЭЦ не выдавали электроэнергию в сеть. В балансе не отражены небольшие электростанции, работающие в изолированном режиме.

Как видно из табл. 2, выработка электростанций региона в 2021 году значительно превысила его энергопотребление, а установленная и располагаемая мощность существенно превысили собственный максимум потребления мощности. В 2023 году, после ввода в эксплуатацию Кольской ВЭС, профицит мощности серьёзно увеличится. Существует острая необходимость в поиске новых потребителей электроэнергии, почти 100% которой — низкоуглеродная. При этом в теплоснабжении преобладают высокоуглеродные привозные виды топлива, такие как мазут и дизельное топливо, а также уголь.

К существенному снижению выбросов парниковых газов в регионе может привести частичная или полная замена в теплоснабжении мазута на более низкоуглеродный вид топлива. Углеродная составляющая в 1 Гкал различных видов топлива, включая природный газ, приведена в табл. 3. Видно, что электроэнергия и «зелёный» водород имеют значительное углеродное преимущество перед другими видами топлива. Например, при замене мазута на электроэнергию при выработке 1 Гкал тепла эффект от снижения выбросов парниковых газов составит 657,14 руб.

В границах Мурманска действует один крупный источник с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии — Мурманская ТЭЦ, 11 отопительных котельных и одна промышленно-отопительная котельная. Централизованным теплоснабжением обеспечено свыше 90% потребителей жилищного фонда города. В качестве основного и резервного топлива на всех источниках используется топочный мазут марки М-100 с теплотой сгорания около 8937 ккал/кг, аварийное топливо не предусмотрено. Топливо доставляется на источники посредством железнодорожного транспорта. Подъездные пути и склады хранения принадлежат АО «Мурманская ТЭЦ».

Мурманская ТЭЦ (электрическая мощность — 12 МВт, тепловая мощность −1129,5 Гкал/ч) была построена по плану ГОЭЛРО в 1934 году. Ныне это дочернее предприятие ПАО «ТГК-1»

Основные производители и типы котельных агрегатов, установленных в городе Мурманске, приведены ниже:

• ООО «Белгородский котельный завод» («Белэнергомаш — БЗЭМ») — ТП-30Р, ТП-35У, БМ-35Р, ГМ-50, ГМ-50–14/250;
• Машиностроительный завод «Татра» (ПТВМ-50);
• ОАО «Дорогобужский котельный завод» — ПТВМ-100, КВГМ-100;
• ОАО «Бийский котельный завод» («БиКЗ») — ДКВр-20–13/250;
• ООО «Рэмекс» («Турботерм»).

С точки зрения представительности по количеству водогрейных котельных агрегатов и установленной мощности лидером среди производителей является ОАО «Дорогобужский котельный завод» (ПТВМ-100, КВГМ-100). Поэтому в качестве приоритетных пилотных котельных агрегатов для внедрения водородных технологий рекомендуется рассматривать ПТВМ-100/КВГМ-100. В этом случае основной конструкторской задачей является модернизация существующих горелок с учётом возможности сжигания в них водорода.

Апатитская ТЭЦ (230 МВт, 535 Гкал/ч) в городе Апатиты Мурманской области

Экономический анализ

Экономическая эффективность использования низкоуглеродной электроэнергии от АЭС, ВЭС и ГЭС в теплоэнергетике Мурманской области (вместо мазута и дизельного топлива) складывается из двух факторов: углеродной премии и разнице в стоимости различных видов топлива.

Базовая стоимость 1 Гкал и стоимость с учётом углеродной премии, при использовании различных видов топлива, включая природный газ, приведена в табл. 4. В расчёте принята стоимость электроэнергии в 1 руб. за 1 кВт·ч и стоимость водорода в 69 руб. за 1 кг (вариант с использованием советских электролизёров СЭУ, которые есть на территории региона). Стоимость природного газа для котельных определена в 10 руб. за 1 м³ (для сравнения — цена природного газа для котельных в Московской области превышает 7 руб. за 1 м³). Стоимость мазута и дизельного топлива взята на конец 2022 года и составляет 20 тыс. руб. и 60 тыс. руб. за тонну, соответственно.

Исходя из приведённых расчётов наиболее выгодным вариантом отопления, даже с учётом возможного появления в регионе после 2027 года природного газа, можно считать электрокотлы. В случае выполнения условий предлагаемого пилотного проекта (советская водородная установка на 40 м³/ч и стоимость электроэнергии 1 руб/ кВт·ч) водород по своей стоимости будет примерно равен мазуту. Однако в силу небольшого числа доступных электролизёров СЭУ о водороде можно говорить только в рамках небольшого демонстрационного проекта.

Исходя из сказанного выше, можно сделать следующие выводы. При работе с регионом целесообразно делать упор на строительство низкоуглеродной экономики на базе недорогой электроэнергии. Углеродный потенциал от замены дизеля и мазута на электроэнергию в энергетике региона может ежегодно приносить около 8 млрд руб. за счёт углеродных сертификатов. Ресурсы могут быть направлены на модернизацию региональной инфраструктуры, в том числе на реконструкцию теплосетей. Водородные проекты должны стать драйвером технологического развития, по примеру Сахалинской области, под них может прийти финансирование как федеральное, так и со стороны компаний. Поэтому важно развитие компетенций по производству водорода и его использованию в теплоснабжении.