МЕТОДЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ УДАЛЁННЫХ ЭНЕРГОПРОЕКТОВ В УСЛОВИЯХ САНКЦИЙ И ЭНЕРГОПЕРЕХОДА Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 620.92

DOI 10.46920/2409-5516_2022_5171_16

EDN: AHBYQC

Методы государственной оценки эффективности удалённых энергопроектов в условиях санкций и энергоперехода

Methods of state assessment of the effectiveness of remote energy projects in the conditions of sanctions and energy transition

Иван ИВАНОВ

Заместитель генерального директора ФГБУ «РЭА» Минэнерго России e-mail: [email protected]

Ivan IVANOV

Deputy General Director of the Federal State Budgetary Institution REA of the Ministry of Energy of Russia e-mail: [email protected]

СЧ СЧ

<

о

СЦ <

Татьяна ЕРШОВА Руководитель департамента перспективного развития и стратегии ФГБУ «РЭА» Минэнерго России e-mail: [email protected]

Виолетта КИУШКИНА

Руководитель департамента энергетической безопасности и инфраструктуры ФГБУ «РЭА» Минэнерго России, д. т. н. e-mail: [email protected]

Tatyana ERSHOVA

Head of the Department of Long-term Development and Strategy REA of the Ministry of Energy of Russia e-mail: [email protected]

Violetta KIUSHKINA

Doctor of Technical Sciences,

Head of the Department

of Energy Security and Infrastructure

e-mail: [email protected]

Аннотация. Изменения климата делают задачу сокращения выбросов парниковых газов и декарбонизации мировой экономики одной из важнейших для человечества. Низкоуглеродное развитие Российской Федерации предполагает появление новых и модернизацию старых объектов генерации на основе детальной оценки потенциала тех или иных проектов в области «зелёного перехода». Новизна использованной модели заключается в расширении стандартной оценки методом 1_С0Е через добавление экологических и региональных критериев. Созданная и научно обоснованная методика опробована на примере проектов Дальневосточного федерального округа.

Ключевые слова: энергогенерация, оценка потенциала, ЮОЕ, низкоуглеродное развитие, региональная модель.

m s со

Abstract. Climate changings causes growing of priority of reducing greenhouse gas emissions and decarbonizing the global economy to one of the most important task for humanity. The low-carbon development of the Russian Federation involves the innovations and modernization of old generation facilities based on a detailed assessment of certain projects in the field of «green transition» potential. The novelty of the used model is founded on the extension of the LCOE method standard assessment by addition of environmental and regional criteria. The created and scientifically substantiated methodology was tested on the example of projects in the Far Eastern Federal District.

Keywords: powergeneration, potential assessment, LCOE, low-carbon development, regional model.

it

Разработка мер поддержки развития новых отраслей ТЭК, связанных с энергопереходом, является приоритетом для правительства

Введение

Неоспоримым фактором современности является глобальное потепление. По оценке экспертов из Межправительственной группы по изменению климата, в последние 50 лет на Земле наблюдается значительный рост температуры и связанное с этим увеличение концентрации парниковых газов в атмосфере. Глобальное изменение климатических условий ведёт

к повсеместным и необратимым последствиям для природных и антропогенных систем, а также к повышению рисков обеспечения устойчивого развития. Это объясняет необходимость минимизации воздействия на окружающую среду и адаптации человечества к возможным неблагоприятным последствиям путём сокращения выбросов парниковых газов, наращивания доли возобновляемых источников в производстве электроэнергии, лоббирования идей устойчивого развития и повышения энергоэффективности. Поэтому одной из основных задач, стоящих перед разработчиками систем энергогенерации, является низкоуглеродное развитие.

Заместитель председателя Правительства Российской Федерации Александр Новак назвал главными целями энергетической стратегии России обеспечение энергобезопасности и сохранение лидерства страны на мировом рынке энергоресурсов. Одним из ключевых пунктов этого положения является разработка чистых технологий на основе природного газа с использованием водорода и метано-водородной смеси [1].

Председателем Правительства Российской Федерации Михаилом Мишусти-ным 29 октября 2021 года была подписана «Стратегия социально-экономического развития Российской Федерации с низком

<N СЧ

<

с;

о

сх

<

т х со

Сахалин

Источник: VladimirE/ depositphotos.com

гч гч

<

о

СЦ <

уровнем парниковых газов до 2050 года». Стратегия, в частности, акцентирует внимание на необходимости увеличения инвестиций в декарбонизацию экономики и делает ускоренную газификацию и производство сжиженного природного газа (СПГ) одним из приоритетных направлений в развитии нефтегазовой отрасли [2-5].

Государственной думой по итогам выступления А. В. Новака в рамках «правительственного часа» 23 марта 2022 года, принято постановление, рекомендующее правительству продолжить разработку мер поддержки развития новых отраслей ТЭК, связанных с переходом на низкоуглеродную траекторию развития экономики: водородной энергетики, возобновляемой энергетики, отрасли улавливания и хранения углекислого газа. При этом необходимо принимать во внимание особенности текущей экономической ситуации и ее влияние на состояние отраслей ТЭК; проработать вопрос газификации субъектов России, входящих в состав Восточной Сибири и Дальнего Востока вдоль трассы газопровода «Сила Сибири», а также продолжить работу по реализации ранее намеченных стратегических направлений развития в области электроэнергетики, в том числе модернизации объектов генерации, адаптации к энергетическому переходу, повышению энерге-

тической эффективности применяемого оборудования, снижению уровня выбросов парниковых газов.

В настоящее время на государственном уровне уже принят пакет мер по повышению устойчивости экономики в условиях санкций, в том числе направленных на поддержку ТЭК и промышленности. Политико-экономическая ситуация особо акцентировала внимание на проблематике ускоренного научно-технического развития энергетики и импортозамещения как основного оборудования, так и комплектующих и запасных частей. Системная реализация данных мер на всех уровнях ставит перед нами задачу формирования

Развитие распределенной генерации и газификации для удовлетворения потребностей населения и производства на удаленных и изолированных территориях является стратегической задачей

В результате исследования были разработаны, обоснованы и опробированы критерии и методика оценки потенциала использования СПГ и водородного топлива для распределённой генерации

комплекса методических подходов к разработке и оценке инвестиционных проектов, претендующих на меры поддержки со стороны государства.

В настоящей статье мы постарались кратко изложить результаты исследования, проведенного Российским энергетическим агентством в целях определения прозрачного методического подхода к оценке проектов в области традиционной и возобновляемой энергетики, развития распределенной генерации и газификации для удовлетворения потребностей населения и промышленности, в том числе на удаленных и труднодоступных территориях.

Основными задачами и предпосылками исследования рассматривались обеспечение сбалансированного социально-экономического развития страны, в том числе за счет снабжения внутреннего рынка надежными источниками энергии, повышение качества жизни населения удаленных районов, снижение техногенного воздействия энерго- и теплогенерирующих объектов, пространственное, региональное и технологическое развитие энергетики, развитие производства и потребления СПГ и водородного топлива. Регионом исследования был выбран Дальневосточный федеральный округ (ДФО) России, как один из наиболее динамично развивающихся и сложных по структуре энергетического хозяйства.

Регион исследования

ДФО объединяет девять регионов: крупнейшую по площади в стране Республику Саха (Якутию), которая живёт в двух часовых поясах, три края (Хабаровский, Приморский и Камчатский), три области (Амурскую, Магаданскую и Сахалинскую), единственную в России автономную область - Еврейскую, а также Чукотский автономный округ, вышедший из состава

т со

Амурская ЛЭП «Хэйхэ»

Источник: commons.wikimedia.org

сч сч

<

о

сх

<

т х со

гч гч

<

о

СЦ <

Модель способствует принятию обоснованных решений о государственной поддержке проектов развития энергетической инфраструктуры, научно-технического и промышленного производства

Колымы. ДФО - крупнейший по размерам территории (более 6,1 млн км2 или 36% площади всей страны), но самый малонаселенный округ в России (около 6,2 млн человек, или примерно 4,5 % населения РФ). Для округа характерна низкая плотность населения - чуть больше одного человека на квадратный километр, огромная неравномерность расселения - большая часть сосредоточена в Хабаровском и Приморском краях, а также в Приамурье, то есть, вдоль узкой полоски Транссиба [6].

Установленная мощность электрогенерации в целом по округу в 2021 году составила 18 048,32 МВт. В структуре мощности преобладают теплоэлектростанции - 11 706 МВт (65 %), ГЭС и ГАЭС обеспечивают 5696,8 МВт (33 %). Суммарная мощность станций с использованием ВИЭ составляет 265,9 МВт1.

При этом в регионе, на Чукотке, работает единственная в мире малая плавучая атомная электростанция (ПАТЭС) «Академик М. В. Ломоносов» мощностью 106 МВт.

На Дальнем Востоке сосредоточены богатейшие запасы полезных ископаемых. Однако инвестиционная привлекательность ДФО осложняется рядом проблем:

- сложными, даже экстремальными природно-климатическими условиями;

- слабой освоенностью территорий, огромными расстояниями между регионами, до многих из которых добраться можно только на самолёте;

- отдалённостью от промышленно-развитых районов страны;

- недостатком транспортной инфраструктуры (за исключением южных регионов, расположенных вдоль Транссиба и БАМа);

- изолированностью и обветшанием энергетической инфраструктуры;

- продолжающимся оттоком населения;

- экологическими проблемами, особенно в точках сырьевой экономики.

Основными направлениями развития региона являются масштабирование использования его ресурсной базы, освоение крупных месторождений полезных ископаемых, развитие экспортного потенциала региона и реализация крупных инфраструктурных проектов в области транспорта и энергетики. Главной проблемой развития энергосистемы ДФО, является удалённость крупных электростанций от потребителей при недостаточной пропускной способности электрических сетей, большое количество изолированных и труднодоступных территорий. В результате вопрос развития локальной энергетики, в том числе, на основе более экологически чистых СПГ и водорода, становится все более актуальным.

В настоящее время биоемкость ДФО превышает экологический след на 50150 %, однако во многих районах России (Южные и Юго-Восточные) наблюдается обратная картина: экологический след на 50-150 % превышает биоемкость.

В целях замещения и вывода из эксплуатации неэффективных объектов электрической и тепловой генерации в рамках нового механизма конкурсного отбора инвестиционных проектов на базе долгосроч-

Кругобайкальская железная дорога Источник: avrutin / depositphotos.com

По данным ГИС ТЭК.

Дьявольский мост на Байкало-Амурской магистрали Источник: shkonst / depositphotos.com

ного рынка мощности предусматривается обеспечить строительство и модернизацию электростанций на Дальнем Востоке. В целях гарантированного обеспечения доступной электроэнергией жителей Дальнего Востока в перспективе до 2035 года предусматривается разработка и утверждение документов перспективного развития электроэнергетики [7].

Методы

Предлагаемый критериальный подход к оценке потенциала использования техники и технологий СПГ и водородного топлива для целей распределенной генерации и реализации государственных программных и проектных инициатив на территории ДФО сопряжен в том числе с анализом текущего состояния энергетической и коммунальных отраслей региона, моделированием потенциальной емкости рынка, уровня готовности отечественных технологий в сравнении с ведущими зарубежными аналогами, обоснованным выбором перспективных технических решений, определением целевых площадок для размещения энергоустановок.

В качестве критериев оценки потенциала предлагается использовать экономические (К1) и экологические критерии (К2-К4), а также региональные предпосылки (К5, Кб).

К1. Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE). Традиционно для

оценки потенциала, обоснования размещения объекта генерации на конкретной территории и выбора применяемых технологий используется показатель, учитывающий капитальные, эксплуатационные и финансовые затраты - нормированная стоимость электроэнергии или levelized cost of electricity (LCOE). Этот показатель применяется в расчётах для оценки усреднённой по годам стоимости производства электроэнергии при выборе определённой технологии, является основой будущего та-рифообразования объекта генерации, обеспечивает стабильную цену для потребителей электроэнергии, а также приемлемую норму доходности инвестиций, учтённую вдисконтирующем множителе. Гибкость метода LCOE направлена на моделирование как текущих, так и прогнозных и/или благоприятных для повышения конкурентоспособности проекта условий.

LCOE представляет собой стоимость строительства и эксплуатации генерирующего объекта, выраженную в расчёте на 1 кВт-ч, на протяжении предполагаемого финансового цикла его окупаемости с учётом различных видов нагрузки (пиковой, базовой, сезонной). Основными параметрами, используемыми для расчёта LCOE, являются капитальные затраты, стоимость топлива, постоянные и переменные эксплуатационные издержки, стоимость финансирования, а также коэффициент загрузки для каждого типа электростанции. Все эти параметры варьируются в зависимости от географического расположения и применяемой технологии генерации.

Критерий LCOE широко применяется международными инвестиционными аналитиками и институтами развития, что демонстрирует прозрачность метода и создаёт предпосылки для расширения

В рамках опробирования комплексной методики оценены 325 проектов, планируемых к возведению или модернизации в Дальневосточном федеральном округе со сроками строительства до 2035 года

m s со

СЧ IN

<

О

СХ

<

т s

CD

возможностей финансирования соответствующих проектов. В российской практике строительства электростанций нормированная стоимость электроэнергии в качестве показателя конкурентоспособности используется крупнейшими игроками. В том числе, госкорпорацией «Росатом» приняты единые методические рекомендации по определению показателя LCOE и предельной стоимости сооружения АЭС в России, обеспечивающей конкурентоспособный уровень показателя 1_С0Е (утверждены приказом госкорпорации «Росатом» от 26.01.2015 г. № 1/42-П).

сч сч

<

с;

о

СЦ <

Транспортировка малотоннажного СПГ по ж/д Источник: «НОВАТЭК»

Также в мировой практике используется показатель нормированных альтернативных затрат на электроэнергию -levelized avoided cost of electricity (LACE). В нашем случае более дорогостоящему, сложному для расчёта и потому излишнему LACE мы предпочтём более простой метод, где оставим LCOE в качестве базового экономического критерия на стадии предпроектных исследований (К1) и соединим в одной модели LCOE с существенными экологическими и региональными критериями.

К2. Показатель выбросов вредных веществ в атмосферный воздух. При принятии инвестиционного решения по строительству энергетического объекта необходимо учитывать экологические аспекты, а не только техническую обо-

снованность и экономическую выгоду. Негативное воздействие на окружающую среду жизненного цикла энергетического объекта рассматривается и оценивается в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и Федеральным законом Российской Федерации от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха». Наиболее пригодным показателем, характеризующим воздействие на окружающую среду, является показатель выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух. Для оценки и сравнения предлагается использовать фактические показатели выбросов в атмосферу оксидов азота (N0^, оксида углерода (СО), сернистого ангидрида р02), мазутной золы и твёрдых веществ (согласно соответствующим национальным стандартам, директивам и методическим документам в области охраны окружающей среды). По мере гармонизации национальных систем мониторинга и методологии расчета выбросов парниковых газов с международными стандартами, данный критерий должен быть расширен.

В процедуру расчёта закладывается двухэтапная оценка: удельные показатели выбросов основного генерирующего оборудования и суммирование выбросов на протяжении всего жизненного цикла объекта генерации в килограммах на тонну или в килограммах на тысячу кубометров.

К3. Энергоэффективность энергетического оборудования. Для обеспечения возможности выбора и внедрения хозяйствующими субъектами новейших отечественных и зарубежных технологий, в том числе наилучших доступных технологий (НДТ), обеспечивающих оптимальное сочетание энергетических, экологических и экономических показателей, важно учитывать отношение полезного эффекта использования энергетических ресурсов к затратам, произведённым в целях получения такого эффекта. В случае, когда полезным выходом процесса является работа или энергия, в качестве индикаторов энергоэффективности используется значение КПД установки.

Анализ критерия осуществляется согласно национальному стандарту ГОСТ Р 56828.29-2017 «Наилучшие доступные технологии. Энергосбережение. Порядок определения показателей (индикаторов) энергоэффективности».

К4. Отнесение технологий жизненного цикла производства электрической и/или тепловой энергии на объекте к наилучшим доступным технологиям (НДТ). НДТ - это

технология производства продукции, выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности её применения [9].

Президент России Указом от 4 июня 2008 года поставил цель снизить энергоёмкость ВВП на 40 %, в то время как Минэнерго России в числе лидирующих отраслей по возможному сокращению удельного

Комплексный анализ экономических, экологических и региональных критериев позволяет выбрать компоновку технологического оборудования и обосновать развитие региональной инфраструктуры

расхода топливно-энергетических ресурсов среди прочих отметило электроэнергетику [10]. Поэтому фактор принадлежности рассматриваемых технологий к типу НДТ становится важнейшим критерием при оценке потенциала создания или модернизации объекта генерации на выбранной территории.

К5. Уровень потенциального использования малотоннажного СПГ административно-территориальным образованием в году. Расчёт производится по формуле:

упиго = упигп + упигн

(1)

УПИГ" - уровень потенциального использования СПГ промышленными и коммунально-бытовыми предприятиями административно-территориального образования в году \ определяется по формуле:

упигП =

ээп

где ЭЭП| - потребляемая предприятием электроэнергия в течение \ года;

ТЭ" - потребляемая предприятием тепловая энергия в течение \ года;

дэг - удельный расход газа на производство 1 кВт-ч электроэнергии;

дтг - удельный расход газа на производство 1 Гкал тепловой энергии.

сч сч

<

о

сх

<

гч гч

<

о

СЦ <

УПИГн - уровень потенциального использования СПГ населением административно-территориального образования в году i определяется по формуле:

упигн =

ээ:н

ТЭН

-ТЭ1 (3) чГ

где ЭЭн - потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;

ТЭн - потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;

дэг - удельный расход газа на производство 1 кВт-ч электроэнергии;

дтг - удельный расход газа на производство 1 Гкал тепловой энергии.

Особенностью модели является возможность учитывать изменения капитальных затрат при развитии технологий и инфраструктуры, а также экологические последствия и региональные альтернативы

К6. Уровень потенциального использования ВТ административно-территориальным образованием в году. Расчёт производится по формуле:

упивО = упивП + упивн

(4)

где УПИВп - уровень потенциального использования водородного топлива промышленными и коммунально-бытовыми предприятиями административно-территориального образования в году i определяется по формуле:

упивП =

ээп

-ТЭ£ (5)

где ЭЭп - потребляемая предприятием электроэнергия в течение i года;

ТЭп - потребляемая предприятием тепловая энергия в течение i года;

дэв - удельный расход водорода на производство 1 кВт-ч электроэнергии;

дтв - удельный расход водорода на производство 1 Гкал тепловой энергии.

УПИВн - уровень потенциального использования ВТ населением административно-территориального образования в году i определяется по формуле:

упивн =

ээГ

ТЭН

(6)

где ЭЭ"| - потребляемая предприятием электроэнергия в течение \ года;

ТЭ" - потребляемая предприятием тепловая энергия в течение \ года;

дэв - удельный расход водорода на производство 1 кВт-ч электроэнергии;

дтв - удельный расход водорода на производство 1 Гкалтепловойэнергии.

Крупнейшие российские компании и госкорпорации ведут работы по проектам в сфере водородной энергетики. Данные проекты охватывают все направления: от технологий производства, хранения и транспортировки водорода до разработки энергетических установок. Целевыми потребителями первых пилотных проектов были заявлены как российский, так и зарубежные рынки. На текущем этапе использование водорода в энергетике через его сжигание в ПГУ и топливных элементах является кратно более дорогим вариантом энергоснабжения по сравнению с традиционными низкоуглеродными методами производства энергии [11], однако мы рассматриваем данное направление как перспективное и предлагаем оценивать данные проекты для развития российского рынка.

Результат комплексного анализа экономических, экологических и региональных критериев позволяет осуществить

Перспективным направлением развития модели является включение сценариев, предусматривающих установление цены на С02 или запрет на строительство электростанций без систем улавливания С02

подбор инвестиционно-привлекательной компоновки технологического оборудования для конкретных пилотных объектов, привязанных к потребностям определенной территории, а также подготовить обоснованные предложения по развитию топливно-энергетической инфраструктуры региона, в том числе инвестиционных проектов, направленных на производство и транспортировку экологически чистых видов топлива.

Результаты и обсуждение

В рамках опробирования предлагаемой методики мы изучили и оценили 325 проектов, планируемых к возведению или модернизации вДальневосточном федеральном округе со сроками строительства до 2035 года.

т со

Усть-Среднеканская ГЭС, Магаданская обл. Иcтoчник:kolymaenergo.rushydro.ru

т х со

гч гч

На текущем этапе использование водорода в энергетике является очень дорогим вариантом энергоснабжения по сравнению с традиционными методами. Но это перспективное направление для будущего

Например, проект для ГУП «Тымовское ДРСУ», Сахалинская обл., п. г. т. Тымовское (потребитель не газифицирован, топливо - уголь) с подключённой нагрузкой 0,57 Гкал/ч. Для надёжного энергоснабжения в населённом пункте, удалённом от сетевой инфраструктуры, развитие малой распределённой энергетики имеет ключевое значение.

Итак, проект дооснащения паровой котельной с котлом серии «Е», предназначенным для производства насыщенного водяного пара с рабочим давлением 8 атм, опытным образцом турбогенерирующего модуля с теплообменником-конденсатором должен обеспечить совместную выработку электричества паровой турбиной микромощностью до 50 кВт и тепловой энергии до 600 кВт. Предлагаемый способ комбинированной выработки тепла и электроэнергии представляет собой высокоэффективный метод производства энергии с общим КПД на уровне 75-85 %.

В расчёты значений критериев К1-К5 по нашей методике оценки потенциала для сравнительного анализа двух вариантов котельных (на дизельном топливе и на СПГ) вошли следующие исходные данные:

- стоимость дизельной котельной БМК-0,8-4,825 млн рублей;

- затраты на дооснащение котельной по предлагаемому проекту -6,3 млн рублей;

- величина отопительного сезона, характерного для Дальнего Востока - 237 дней;

- укрупнённо подсчитанные годовые эксплуатационные затраты -250 тыс. рублей;

- срок эксплуатации переоборудованной котельной - 15 лет;

- затраты на дизельное топливо за год - 21,7 млн рублей [11];

- затраты на СПГ за год - 6,9 млн рублей [12];

- затраты на оплату выбросов парниковых газов в год при сжигании ДТ - 1 млн рублей;

- затраты на оплату выбросов парниковых газов в год при сжигании СПГ - 327 тыс. рублей;

- количество энергии, выработанной котельной за год - 4 813,2 МВт-ч;

- затраты на обращение с отходами и утилизацию принимаем равными нулю.

Итоговые расчётные значения критериев К1-К5 приведены в таблице 1. Расчёты показывают, что по критериям К1 ^СОЕ), К2 и К5 вариант котельной на СПГ лучше, чем вариант котельной на дизельном топливе, критерии К3 и К4 у обоих вариантов одинаковые.Следовательно, комплексный, более глубокий и многофакторный анализ по нашей методике подтверждает высокий потенциал проекта дооснащения паровой котельной опытным образцом турбогенери-рующего модуля с теплообменником-конденсатором.

<

с;

о

сц <

Таблица 1. Значения критериев оценки вариантов котельных

Вариант

Критерии оценки

МШ1, МВтч Сар, тыс. руб. О&М, тыс. руб. Г СагЬ, тыс. LCOE, тыс. тыс. руб. руб. руб./МВтч К2 СО/СО2/ N0 КЗ, % К4 К5, тыс. т

На ДТ

4813,2 241,2

250

11732

1001,7

2,75

56,8/37,7/2,6

85

408,8

На СПГ 4813,2 420 250 5759 326,7 1,4 0/12,9/2,2 85 1 389,7

Заключение

В результате исследования были разработаны, обоснованы и опробированы критерии и методика оценки потенциала использования сжиженного природного газа и водородного топлива для распределённой генерации и реализации государственных программных и проектных инициатив на примере ДФО.

Созданная региональная модель позволяет оценить приведённую стоимость электроэнергии, выработанную на разных типах электростанций. В модели задаётся ряд переменных, в том числе капитальные затраты, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, КИУМ, срок эксплуатации, мощность, срок строительства, удельный расход топлива на выработку электроэнергии и его стоимость, затраты на вывод из эксплуатации, а также ставка дисконтирования.

Перспективным направлением развития модели является включение сценариев, предусматривающих установление цены на углерод или запрет на строительство электростанций без установки систем улавливания углерода. Это позволит оценить конкурентоспособность традиционной генерации при изменении углеродного ре-

жима, а также удорожание электроэнергии в результате установки систем улавливания С02 и развития сопутствующей инфраструктуры транспортировки и хранения.

Несмотря на то, что модель была разработана и опробирована на примере объектов генерации энергии на основе СПГ и водорода, она применяется агентством при расчётах и оценках будущих или модернизируемых энергогазовых, угольных, атомных объектов и объектов генерации на основе возобновляемых источников энергии сучётом специфики регионов Российской Федерации и системообразующих документов стратегического планирования. Модель способствует принятию обоснованных решений по государственной поддержке проектов развития энергетической инфраструктуры, научно-технического, технологического и промышленного производства.

Особенностью модели является как возможность использования коэффициента изменения удельных капитальных затрат в результате развития технологий и инфраструктуры, так и прямой учет экологических последствий и региональных альтернатив. Это позволяет оценить не только диапазон стоимости электроэнергии для конечного потребителя, но и макроэкономический эффект в целом.

Использованные источники

RIA Novosti [Electronic resource], - Access mode: https:// ria.ru/20201110/novak-1583958647.html (Accessed 03/28/2022).

Strategy for the socio-economic development of the Russian Federation with a low level of greenhouse gases until 2050 10/29/2021 [Electronic resource], - Access mode: http:// static.government.ru/media/files/ADKkCzp3fWO32e2yA0B htlpyzWfHaiUa.pdf(Accessed 28.03.2022). Huang L, Pei S., Wang Y., Zhang L, Ren S., Zhang Z., Xiao Y. Assessment offlammability and explosion risks of natural gas-air mixtures at high pressure and high temperature. Fuel, 2019. V.247. P. 47-56.

Gongalves M., Baldasano J.M., Jiménez-Guerrero P. Emissions variation in urban areas resulting from the introduction of natural gas vehicles: application to Barcelona and Madrid greater areas (Spain). The Science of the Total Environment, 2009. V. 407. No. 10. P. 3269-3281. Mohammadi Khoshkar Vandani A., Joda F., Bozorgmehry Boozarjomehry R. Exergic, economic and environmental impacts of natural gas and diesel in operation of combined cycle power plants. Energy Conversion and Management, 2016. V. 109. P. 103-112.

TASS [Electronic resource], - Access mode: https://tass.ru/ rushydro-dv/energetikadv/2181602 (Accessed28.03.2022).

7. National program for the socio-economic development of the Far East for the period up to 2024 and for the future up to 2035. Order of the Government of the Russian Federation of September 24, 2020 No. 2464-r [Electronic resource], - Access mode: https://docs.cntd.ru/document/565853199

8. International Energy Agency (IEA) and the Nuclear Energy Agency (NEA). Projected Costs of Generating Electricity. Paris, France: OECD PUBLICATIONS, 2015. 215p.

9. Best available techniques, energy saving. The order of definition of indicators of energy efficiency. [Electronic resource], -Access mode: https://docs.cntd.ru/document/1200146500 (Accessed 03/28/2022).

10. State report on the state of energy saving and energy efficiency in the Russian Federation in 2014 [Electronic resource], -Access mode: https://minenergo.gov.ru/view-pdf/5197/69065 (Accessed 28.03.2022).

11. Veselov F., SolyanikA. Economics of hydrogen production, taking into account exports and the Russian market. [Electronic resource], - Access mode: https://energypoiicy.ru/ekonomika-proizvodstva-vodoroda-s-uchetom-eksporta-i-rossijskogo-rynka/energoperehod/2022/09/04/

12. Kiementiev A., Mitrova T., SobkoA. Opportunities and prospects for the development of small-scale LNG in Russia. Moscow, Russia: Skolkovo, 2018. 189 p.