CC BY
47
^ЖаучнО-Технические>ведомости>СПбГПу2-2'>2
УДК 330.131.5:338.242:621.311.214
Т.В. Малинина, А.С. Поташева, Р.Н. Шульгинов
КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЭС НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СЕВЕРО-ЗАПАДА
Сегодня общее количество ГАЭС в мире приблизилось к 500, общая мощность этих станции составляет порядка 300 ГВт; несколько десятков ГАЭС находятся на этапе проектирования и строительства. Однако гидроаккумулирование не получило широкого развития в России: на территории нашей страны построены и действуют только две ГАЭС.
Практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа, испытывают проблемы не столько с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным системного оператора в ОЭС Центра ночные избытки мощности составляют 2-3 млн кВт; для ОЭС Северо-Запада -1,5-2 млн кВт.
Требования оптимизации работы тепловых электростанций, минимизации широтных перетоков мощности приводят к необходимости увеличения доли высокоманевренных генерирующих мощностей, дефицит которых в Европейской части России в 2010 г. составил 5-6 ГВт. Решение проблемы может быть найдено за счет строительства ГАЭС, обладающих высокими маневренными возможностями. Причем в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС, ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузок, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.
Рассмотрим эффективность функционирования ГАЭС на примере Ленинградской ГАЭС, проект которой включен в перспективную программу развития гидроэнергетики страны до 2020 г. и инвестиционную программу ОАО «РусГидро».
Особенность работы ГАЭС состоит в том, что на рынок поставляются два вида товаров и услуг:
- коммерческие - их предоставление является адресным, измеряемым для потребителя и оплачиваемым с использованием исключительно рыночных механизмов (электроэнергия и мощность);
- общесистемного характера (общественные блага) - к ним имеют доступ все субъекты рынка (системная надежность, системный резерв).
Для оценки влияния услуг общесистемного характера на эффективность сооружения ГАЭС проведена сравнительная оценка эффективности инвестиций в строительство Ленинградской ГАЭС без учета и с учетом системных эффектов.
1. Оценка эффективности инвестиций без учета системных эффектов
Оценка эффективности инвестиций в строительство ГАЭС осуществлялась по критериям экономической эффективности [1], объем реализованной продукции и текущие расходы определялись с использованием данных, представленных в «Единых сценарных условиях» ОАО «РусГидро» [2], процентная ставка на капитал Е принята равной 8 %.
Величина удельных капитальных вложений на строительство Ленинградской ГАЭС принята по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике и составила 58,42 тыс. р./кВт, а общий объем инвестиций - 102,819 млрд р. с учетом стоимости земли, которая в ценах 2010 г. при общей занимаемой площади ГАЭС в 20 га составила 77 млн р., или 0,75 % от капитальных вложений в ГАЭС [3, 4].
Расчеты показателей экономической эффективности инвестиционного проекта строительства ГАЭС проведены с использованием стандартной программы Альт-Инвест. Результаты
расчетов показывают, что проект эффективен, однако показатели эффективности невысоки. В частности, ЧДД составляет 834 млн р., дисконтированный срок окупаемости - 48 лет, внутренняя норма доходности Евн д и индекс доходности ИД - на уровне пороговых значений (Евн д = 8,1 %, ИД = 1).
2. Расчет эффективности инвестиций с учетом системных эффектов
В расчете эффективности инвестиций Ленинградской ГАЭС учитываются текущие эффекты, выраженные в млн руб. в год, и единовременные эффекты, выраженные в млн руб. Величина этих эффектов по составляющим представлена в табл. 1.
Основная доля суммарного текущего эффекта Этек приходится на экономию топлива от оптимизации режимов. Рассмотрим, как определяется величина этого эффекта. При работе ГАЭС в энергосистеме в режиме заряда используется энергия от ЛАЭС и частично органическое топливо на КЭС, а в режиме разряда -экономится органическое топливо на КЭС. Учитывая, что сегодня в энергосистеме Северо-Запада регулирование графика нагрузки в значительной степени осуществляется за счет Ки-ришской ГРЭС, удельные расходы топлива при оценке топливного эффекта принимались по данным этой станции: в часы максимума нагрузки - 0,334 кГ у.т./кВт-ч, в часы минимума нагрузки - 0,36 кГ у.т./кВт-ч. Предполагается, что в дневные часы Ленинградская ГАЭС будет замещать мощности КЭС, а в ночные часы 90 % от требуемой величины заряда будет потреблять от Ленинградской АЭС и 10 % от Кириш-ской ГРЭС.
Экономия органического топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС-КЭС) Эгаэс-аэс-кэс , может быть рассчитана по следующей формуле:
Э
ГАЭС-АЭС-КЭС
= (Ь ш - Ь Ш - 0 1)Ц
выр "шт" потр
у т'
где Ьшах , ЬШп - средний расход топлива в период максимальных и минимальных нагрузок, т у.т./год; Швыр , Шпотр - величина вырабатываемой и потребляемой энергии на ГАЭС (Швыр = 1908,52
млн кВт-ч, Шпотр = 2738,86 млн кВт-ч); Цу т - цена условного топлива, руб./т у.т. (Цу т = 2550 р./т у.т.).
Экономия топлива, полученная от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск - останов», Эп-о может быть рассчитана по следующей формуле:
Эп-о = вп-о яп.оЦуТ/106,
где Вп-о - расход топлива на пуск из «холодного» состояния (принято в расчетах 150 т у.т.); пп-о -ежегодное количество циклов «пуск - останов» на станциях в целях регулирования (принято в расчетах 40 циклов/год).
В итоге величина текущего эффекта составит 1439,9 млн р. (табл.1). Таким образом, ежегодная выручка увеличивается на величину суммарного текущего эффекта.
Оценена также величина суммарного единовременного эффекта Эед , составившего 28,842 млрд р. (см. табл. 1).
Реализация этих эффектов для ГАЭС может быть основана на использовании как коммерческих инструментов, так и механизмов, предусмотренных новыми нормативными актами (рынок системных услуг, механизм системной надежности, энергоэффективности).
Исходя из проведенных расчетов в соответствии с методикой ФСТ [5], тариф на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемые Ленинградской ГАЭС, составит 0,23 р./кВт-ч.
Результаты расчета показателей экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом системных эффектов, по сравнению в вариантом без учета эффектов, свидетельствуют о приемлемой эффективности проекта (табл. 2).
Таким образом, учет показателей общесистемного характера существенно повышает эффективность сооружения ГАЭС.
Следует также отметить, что альтернативными ГАЭС источниками энергии, способными работать в переменном режиме пиковой и полупиковой частях суточного графика нагрузки, являются газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) тепловые электростанции, сравнительные экономические показатели которых представлены в табл. 3 [6, 7].
^ЖаучнО-Технические>ведомости>СПбГПу2-2'>2
Таблица 1
Виды эффектов от строительства Ленинградской ГАЭС
Вид эффекта Единовременный эффект, млн руб. Текущий эффект, млн руб./год
Мощностной Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды (Эс н) - 1544,4 -
Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов (Эп р) - 1161,6 -
Экономия от снижения аварийного резерва мощности (Эа р) - 2904 -
Экономия на компенсации реактивной мощности (Эр м) - 732 Экономия от снижения потерь в ЛЭП - 42,5
Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки (Эс г н) - 16 500 -
Топливный - Экономия от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива на КЭС (ГАЭС-АЭС) - 1373,38
- Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» - 15,02
Экологический - Эффект от снижения платы за выбросы - 9
Итого 22 842 1439,9
Таблица 2
Показатели эффективности проекта с учетом и без учета системного эффекта
Таблица 3
Сравнительные экономические показатели ТЭС-ПГУ и ГАЭС
Показатель Без учета эффектов С учетом эффектов
Чистый дисконтированный доход, млрд руб. 0,834 43,53
Внутренняя норма доходности (ВНД), % 8,1 12,4
Дисконтированный срок окупаемости, лет 48 15
Индекс доходности инвестиций, о. е. 1,0 1,79
Показатель ТЭС (ПГУ) ГАЭС (наземные) ГАЭС (подземные) без учета эффектов* ГАЭС (подземные) с учетом системных эффектов*
800 900- 2000 1500
долл./кВт -1200
С, 6,5** 1,5-2 3,5 1,1
цент/кВт-ч
Для ТЭС-ПГУ были оценены показатели экономической эффективности с использованием стандартной программы Альт-Инвест. Результаты расчетов свидетельствуют о конкурентоспособности проекта ГАЭС по сравнению с ТЭС-ПГУ (табл. 4).
Для развития ГАЭС в России необходима нормативно-правовая база, обеспечивающая
* Получены на основе проведенных расчетов. ** При значении числа часов использования установленной мощности Ту = 1220 ч, сопоставимой с ГАЭС в турбинном режиме.
учет технологических особенностей гидроак-кумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг.
Таблица 4
Сравнительная оценка показателей экономической эффективности ГАЭС с учетом системного эффекта и ТЭС-ПГУ
На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.
1. Сдерживающим фактором сооружения ГАЭС в энергосистеме является высо-
кая величина капитальных вложений по сравнению с альтернативными маневренными КЭС.
2. Учет общесистемных эффектов при оценке эффективности ГАЭС значительно повышает их эффективность и привлекательность для инвестора. Даже более дорогие ГАЭС с подземным нижним бассейном становятся конкурентоспособными по сравнению с ПГУ.
3. Для учета общесистемных эффектов при сооружении ГАЭС необходима разработка нормативно-правовой базы, обеспечивающей учет технологических особенностей гидроак-кумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг.
Показатель ГАЭС ТЭС-ПГУ
Чистый дисконтированный доход, 43,539 31,126
млрд руб.
Внутренняя норма доходности, % 12,4 14,1
Дисконтированный срок окупа- 15,2 14,1
емости, лет
Индекс доходности 1,79 1,11
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования [Текст] / Госстрой РФ, Минфин РФ, Госкомпром РФ. - М., 1997. - 205 с.
2. Об утверждении Единых сценарных условий ОАО РусГидро на 2010-2035 гг. [Текст] : Приказ ОАО «РусГидро» № 33 от 25.01.2010 г.
3. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.
4. Индексы цен в строительстве. Вып. 71, КО-ИНВЕСТ, апрель 2010 г.
5. Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности [Текст]зд. Федер. службы по тарифам. - М., 2011.
6. Зайгарник, Ю.А. Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г. [Текст] / Ю.А. Зайгарник, В.М. Масленников, В.В. Нечаев, И.С. Шевченко // Теплоэнергетика. -2007. - № 11. - С. 2-13.
7. Беляев, Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка [Текст] / Л.С. Беляев. - Новосибирск: Наука, 2009. - 293 с.
