16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/epr/363/4230074.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 07 (363) апрель 2019 года

«Скакуны» и «тяжеловозы» российской энергетики

Энергетика: тенденции и перспективы Павел ШАЦКИЙ, первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг»

Безусловное лидерство тепловой генерации в России обусловлено в том числе и ее многообразием. Этот фактор должен найти справедливое отражение в принципах конкурентного отбора мощности (КОМ).

Тепловая генерация была, есть и будет безусловным лидером в структуре установленной мощности российской энергосистемы. Эта ее в некотором смысле привилегированная роль обусловлена множеством факторов, среди которых:

• существующие запасы ископаемых видов топлива на территории России, что в сочетании с относительно невысокими затратами на его транспортировку позволяют добиться приемлемой стоимости электроэнергии;

• наличие крупнейших в мире централизованных систем теплоснабжения, что в сочетании с неблагоприятными температурными условиями поддерживает приоритет комбинированной выработки с некоторым упором на теплоснабжение.


ВИЭ – не панацея

Климатические особенности также ограничивают широкое распространение «новомодных» возобновляемых источников генерации, таких, как солнце и ветер. В связи с этим тепловой энергетике всерьез не угрожает распределенная генерация или ВИЭ. Да, возобновляемые источники энергии появились в балансе с незначительной долей в 0,04 % и потенциалом роста до 2‑3 %. Это хорошее достижение, так как расширяется разнообразие источников. Однако если посмотреть на эффективную карту ветровой нагрузки и инсоляции, то очевидно, что существующие возможности ветрогенерации «опоясывают» ту территорию страны, где нет значительного прироста потребления. По иронии судьбы центры нагрузок находятся в другом месте. Аналогично ветру, зона инсоляции тоже крайне ограничена.



По широте Россия, условно говоря, располагается между Финляндией и Италией. И именно эти две достаточно узкие северные и южные зоны интересны для ветровой и солнечной генерации соответственно.

На примере Финляндии можно увидеть колоссальную долю ветровых электростанций – больше 20 %, но крайне маленькую долю солнечных станций. Они понимают, что не являются залитой солнцем страной. Мы можем развивать ветровые станции, как Финляндия, но там, где это эффективно (например, в Мурманской области), у нас и так существует избыточный энергобаланс, из‑за чего регулярно образуются нулевые цены на рынке на сутки вперед (РСВ).

Если переходить к солнечному потенциалу, то в Италии больше 20 % солнечной генерации, а в Баварии, образно говоря, нет дома, на крыше которого не стояли бы солнечные панели. Но мы точно не Италия. Очевидно, что там, где есть эффективная инсоляция, чаще всего эффективно и земледелие. При этом у нас есть возможность для выбора вариантов производства электроэнергии почти в каждом регионе путем определения оптимальной технологии и доступного топлива. Однако нет возможности перенести земледелие в иные (менее благоприятные) климатические зоны, уступив место солнечным панелям.

В связи с этим необходимо развивать технологии такого плана, как в Германии, когда есть возможность в магазине (как плазменный телевизор) купить солнечную панель с накопителем и установить на крышу дома. У нас в Ростовской области большое количество домовладений со свободными крышами. Этот подход позволит снять имеющиеся противоречия. Именно там нужны субсидии, а также вложения интеллектуального и технологического ресурсов.



По совокупности указанных факторов доля тепловой генерации в России будет достаточно стабильной. В соответствии с утвержденной в 2017 г. Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики к 2035 г. она составит 65 % против 68 % в текущем энергобалансе.

В связи с этим будущее тепловой генерации в России, конечно, не безоблачно, но точно не туманно.


Тепловая генерация не стоит на месте

За все время своего развития, пользуясь заслуженными привилегиями, тепловая генерация не восседала на лаврах первенства. Был пройден колоссальный путь в направлении повышения эффективности производства.
Со времени плана ГОЭЛРО было введено множество сетей небольших электростанций, работающих в конденсационном режиме на низких параметрах пара (до 0,88 МПа).

Используя торф, уголь, нефтепродукты, такие станции в начале эксплуатации обладали удельными расходами топлива выше 1000 г / кВт-ч (например, на Шатурской ГРЭС, введенной по плану ГОЭЛРО в 1925 г., были использованы снятые с военных судов три шатровых котла типа «Ярроу», в которых сжигание торфа в топке оказалось весьма неэкономичным).



Уже через несколько лет, с вводом более мощных блоков Каширской, Новомосковской ГРЭС и еще ряда ТЭС с увеличением мощности агрегатов до 100 МВт, запуском в работу промышленных отечественных турбин и котлов с высокими параметрами пара (давление 14 МПа, 500° С), усовершенствованием технологий (например, с 1925 г. на Каширской ГРЭС начато освоение технологии сжигания бурого угля в виде пыли) поэтапно удалось сократить удельные расходы топлива.

И в дальнейшем технологический прогресс в энергомашиностроении стимулировал повышение эффективности энергетики.



Все это позволило меньше чем за 100 лет сократить удельные расходы топлива более чем в три раза, а за период с 1940‑х гг. – более чем на 105 %.

И сейчас тепловая генерация не стоит на месте. Только Группа «Газпром энергохолдинг» с 2007 г., построив в рамках программы ДПМ более 8 ГВт мощности, снизила средний удельный расход топлива на 9,2 % – с 325 до 295 г / кВт-ч. По блокам ДПМ удельные расходы топлива доведены до рекордных 228‑234 г / кВт-ч.

Таким образом, в рамках одной только Группы «Газпром энергохолдинг» за 2007‑2018 гг. было сэкономлено около 28 млрд кубических метров газа (свыше 6 млрд в 2018 г.) и повышена эффективность генерирующего оборудования: доля выработки на новых блоках в суммарном объеме производства электроэнергии в 2018 г. составила 26 %. Это, в свою очередь, способствовало снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке.
К сожалению, впереди таких мощных рывков и побед по повышению топливной эффективности тепловой генерации не ожидается. Далее технологический комплекс упирается в определенные ограничения.



В ближайшей перспективе нам придется довольствоваться повышением КПД цикла на 1‑1,5 %. Более серьезные подвижки к улучшению средних показателей по стране возможны только за счет значительных изменений в структуре баланса генерации.


Честная конкуренция возможна среди равных

Говоря о генерации, невозможно обойти и тему конкуренции. В связи с этим следует начать с некоторых ценовых сигналов на рынке электроэнергии.

Сопоставив несколько крупных энергетических хабов, расположенных в евроазиатском пространстве на одной широте, мы увидим, что на протяжении 7 тыс. км от Великобритании до Омской области – всего несколько крупных ценовых шагов. И если посмотреть на пространство в 3 тыс. км от Великобритании до Белоруссии, то обнаружим волатильность цены от 3,5 до 2,2 руб., т. е. 50 %. В то время как на 4000 км от Пскова до Омска имеется примерно одна и та же оптовая цена электроэнергии – порядка 1,8 руб. за 1 кВт-ч. Это при том, что у нас цена конкурентного отбора мощности (КОМ) на этом пространстве едина, а зональная волатильность цен РСВ в пересчете на средний тариф незначительна.



Это серьезный шаг, и в определенный период он дал очень позитивные результаты для энергетики, промышленности и в целом для экономики страны.

Но можно ли это достижение использовать и дальше без ограничений по времени?

Возвращаясь к конкуренции, стоит сказать, что она хороша при учете видовых ограничений и особенностей микрорынков, или, пользуясь спортивной терминологией, весовых категорий. В качестве примера можно привести конные бега: на ипподроме никому не придет в голову выставить в одном заезде пони, зебр, першеронов и арабских скакунов. Результат такого заезда очевиден.

Однако похожая ситуация складывается с рынком мощности в России. Арабские скакуны в данном случае – это крупные ТЭЦ с блоками 300 МВт и выше; тяжеловозы-першероны – угольная генерация первой ценовой зоны; а пони и зебры – неблочные или небольшие станции с номинальной мощностью агрегата в 25‑30‑40 МВт. То есть на КОМ созданы такие правила игры, где все состязаются за один и тот же кубок в одном заезде в рамках всей первой ценовой зоны. Но вот беда: победители заранее известны! По таким правилам КОМ проводится уже не один год. Последняя цена конкурентного отбора мощности в первой ценовой зоне – 117 тыс. руб. за МВт в месяц, и в основном только крупные ТЭС и еще ряд станций имеют цену ниже или равную цене отбора. У большей части станций цена выше этого значения.

При сохранении данных условий в среднесрочной перспективе разнообразие нашего энергетического баланса очень сильно оскудеет. Кто первым выбывает из этого забега? Очевидно, что угольные станции первой ценовой зоны, постоянные издержки которых на 40‑60 % выше аналогичных газовых, а цена мощности едина для всех. Именно по этой причине в период с 2012 по 2018 г. участниками оптового рынка было выведено из эксплуатации подобных агрегатов на общую мощность почти 5 ГВт. При переходе в этом году к шестилетнему КОМ вопрос встает еще острее.


В поисках взвешенных решений

Очевидно, что в одночасье модель рынка мощности изменить невозможно. Но можно временно установить надбавку для угольной генерации, дать передышку для принятия решения о необходимости ее сохранить и скорректировать модель или же начать поэтапный (не авральный) вывод угольной генерации из эксплуатации.

Если описывать ситуацию с Новочеркасской ГРЭС распространенным иносказательным оборотом, то лучше всего подойдет аллегория, что эта станция является «последней из могикан» угольной генерации первой ценовой зоны (европейской части) оптового рынка. При этом она потребляет более 3 млн тонн угля ежегодно – более 60 % от местной добычи. Рационально созданный предыдущими поколениями топливно-энергетический баланс на Юге России обуславливает тесное переплетение в работе множества предприятий – энергетиков, шахтеров, транспортников и других.



Сохранить эту систему жизне­обеспечивающих связей на долгосрочной основе можно, приняв решение о приведении тарифа Новочеркасской ГРЭС к экономически обоснованному уровню вынужденного генератора. Это позволит устранить «перекосы» в принципах КОМ, связанные с чрезмерным упрощением ситуации.

Если же говорить о долгосрочных трендах в изменении модели КОМ, то скорее необходимо обсуждать возврат к проведению отбора мощности по зонам свободного перетока (ЗСП), как это было раньше. При проведении такого отбора специфика типов генерации более явно отражается на дифференциации цен в КОМ по ЗСП, что частично позволяет учесть вышеизложенные особенности.


Тепловая энергетика, Теплоснабжение

Отправить на Email

Похожие Свежие Популярные

Войти или Зарегистрироваться, чтобы оставить комментарий.