CC BY
1715(30) -2004
ПОТЕНЦИАЛ РОСТА ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
РОССИИ
в.н. юсим,
доктор экономических наук, профессор
В.Н. АФАНАСЬЕВ, РЭА им. Г. В. Плеханова
Одна из главных проблем сегодняшней электроэнергетики — низкая инвестиционная привлекательность строительства новых электростанций. Причем при рассмотрении задачи повышения инвестиционной привлекательности естественный шаг — повышение цены энергии должен использоваться в последнюю очередь.
Важнейшее направление повышения экономической эффективности работы отдельных электростанций связано с общесистемным воздействием на энергетику. Так, широко известно положительное системное влияние технологии гидроаккумулирования на работу тепловых и атомных электростанций.
Вместе с тем общий экономический потенциал использования гидроаккумулирования в электроэнергетических системах (ЭЭС) так и не был оценен [1,2]. Моделирование присутствия гидро-аккумулирующих электростанций (ГАЭС) с учетом предельно разнообразных и весомых системных эффектов воздействия гидроаккумулирования позволяет оценить экономический потенциал их использования.
Особенности модели. В разработанной модели сделана попытка учесть максимально возможное количество эффектов от внедрения ГАЭС (табл. 1).
Модель ЭЭС позволяет определить нужные типы и число электростанций в системе при минимуме инвестиций. Структура генерирующих
мощностей системы оптимизируется под воздействием аккумулирования энергии по критерию максимума прибыли:
1=1 ¡=1
где Р. — годовая прибыль /-го типа генерирующей мощности (до налогообложения);
Рпер — потери от межсистемных перетоков избыточной электроэнергии минимумов;
/ — объем инвестиций в систему за период; Т — период планирования. В модели рассматриваются шесть видов генерирующих мощностей:
1) теплофикационные станции (ТЭЦ);
2) базовые конденсационные станции (БКЭС);
3) маневренные конденсационные станции (МКЭС);
4) атомные станции (АЭС);
5) гидроэлектростанции (ГЭС);
6) гидроаккумулирующие станции (ГАЭС).
Расчетные зависимости. Годовая прибыль /-го типа генерирующей мощности выражается следующим образом:
/> = М^ 8760сэ - Зпост/ - Зпи - Здоп/, (2)
где N. — установленные мощности /-го типа генерирующей мощности;
32
экономический анализ: Ж£бРъЯ ъ
злеЫг^зНе^г&^гесмпь (смтл&сса
15 (30) - 2004
Таблица 1
Учет эффектов от внедрения ГАЭС в модели
№ п/п Экономический эффект от внедрения ГАЭС Учет в модели
1 Уменьшение капиталовложений в генерирующие мощности (повышение КИУМ существующих) Непосредственно
2 Уменьшение затрат на базовых мощностях при повышении КИУМ за счет экономии на постоянных расходах Непосредственно
3 Уменьшение затрат за счет изменения структуры ЭЭС (уменьшение доли МКЭС) Непосредственно
4 Экономия топлива и эксплуатационных затрат на базовых мощностях при выравнивании нагрузки Непосредственно
5 Уменьшение потерь от межсистемных перетоков избыточных мощностей в периоды минимумов нагрузки Непосредственно
6 Использование сбросной энергии ГЭС в периоды паводков Запас надежности
7 Уменьшение капиталовложений в электропередающие сети Запас надежности
8 Уменьшение потерь на электропередачу электроэнергии за счет выравнивания нагрузки и параметров электроэнергии Запас надежности
9 Эффект от повышения надежности (резерв мощности) Запас надежности
10 Эффект от повышения устойчивости ЭС и выравнивания суточного графика нагрузки Запас надежности
11 Эффект от повышения качества электроэнергии (частоты и напряжения) Запас надежности
12 Эффект от использования ГАЭС в качестве источника реактивной мощности (в режиме синхронного компенсатора) Запас надежности
13 Экологический эффект за счет уменьшения количества ТЭС Запас надежности
<р. — коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ) /-го типа генерирующей мощности (для ГАЭС в качестве КИУМ принимается доля работы в турбинном режиме);
сэ — цена электроэнергии по одноставочному тарифу (с учетом продажи мощности);
Зпост. — годовые постоянные затраты /-го типа генерирующей мощности:
3 .= Ла ц.; (3)
пост/ / уд/•/' у '
куа — удельные капиталовложения, дол./кВт; ц. — доля постоянных ежегодных издержек от капиталовложений;
Зт. — затраты на топливо /-го типа генерирующей мощности:
3-^.8760^; (4)
ст/ — удельная стоимость топлива на выработку 1 кВт-ч,
Здоп/—дополнительные затраты /-й генерирующей мощности при работе в переменных режимах.
Ограничения модели связаны с обеспечением необходимого количества электроэнергии, покрытием максимума потребления и прохождения минимума нагрузки:
X ЛГ,.<р,.8760 - Яак - ЛГпер1825 > А; (5)
¿^,.тах((ф,. +]-крсг1),кт,.)>Мтк-, (6) -^)- Н,АЗСкг/пгах - Н„ер * (7)
/ = 1
где А — годовое потребление электроэнергии системой;
Як — потери при аккумулировании электроэнергии;
^гаэс ~ установленная мощность ГАЭС в турбинном режиме;
Nhk—пиковая мощность системы: NniiK = ^q ;
N . — минимальная мощность системы,
ГП1П 7
ß — коэффициент неравномерности системы,
у — коэффициент заполнения (плотность нагрузки) системы,
kv{ — коэффициенты готовности /-го типа генерирующей мощности,
^рег/ — диапазоны регулирования нагрузки /-го типа базовой генерирующей мощности;
Лгаэс ~ кпд ГАЭС;
Nnep — избыточная мощность, направляемая на перетоки в периоды минимумов потребления.
Потери системы от перетоков выражаются Р =N 1825 с 2/3.
пер пер э '
Допущения и ограничения модели. Управляющие переменные модели — значения N. и ср.. При решении задачи оптимизации применяется метод перебора вариантов (повариантный метод). Это связано с тем, что изменение структуры генерирующих мощностей ЭЭС определяется величинами N., изменяющимися дискретно. С учетом этого данный метод оптимизации обеспечивает наиболее простое и наименее трудоемкое решение задачи.
экономический анализ: жгот>ъЯ ъ -кр/гкжъсм
15 (30)-2004
Разработанная модель основана на следующих допущениях:
1) не учитывается разница между сезонными графиками нагрузки, а также графиками нагрузки различных энергосистем;
2) при расчете технико-экономических показателей ТЭЦ не учитывается теплофикационная составляющая;
3) не учитывается переменная составляющая эксплуатационных затрат.
На основании данной модели были проведены расчеты по определению оптимальной структуры генерирующих мощностей для ЭЭС европейской части России, в которую входят ЭЭС: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа.
Территория, охваченная этими ЭЭС, лежит в пределах нескольких часовых поясов, структура энергетики характеризуется дефицитом маневренных мощностей и высоким удельным весом АЭС.
Моделирование развития электроэнергетического комплекса европейской части России проводилось на период до 2020 г. по трем точкам (2005, 2010 и 2020 гг.). Были также проведены сравнительные расчеты по варианту, предложенному в энергетической стратегии России на период до 2020 г. (оптимистический вариант). Моделирование проводилось при следующих предпосылках:
• спрос на электроэнергию прогнозировался в соответствии с данными стратегии;
• при моделировании предполагалось, что инвестиции, предусмотренные стратегией на реконструкцию существующих мощностей, обеспечат проведение всех необходимых мероприятий по техническому перевооружению и существующие мощности снижены не будут. Кроме того, проведенная реконструкция позволит повысить коэффициент готовности базовых электростанций, и прежде всего ТЭС, до проектного уровня;
• при моделировании предполагалось обязательное завершение начатого строительства АЭС (блоки Калининской, Курской, Балаковской АЭС), а также невозможность строительства новых ГЭС. Предусматривалась возможность замены агрегатов маневренных КЭС базовыми;
• технико-экономические параметры элеетро-станций (удельные капитальные вложения при строительстве различных типов электростанций, эксплуатационные затраты, в том числе стоимость топлива, на различных электростанциях) принимались в соответствии с данными, рассмотренными ниже;
• избыточные мощности периодов минимума потребления направляются на межсистемные перетоки (ограничение (7)). Объективная информация по эффективности передачи электроэнергии на большие расстояния в литературе отсутствует. Однако представляется сомнительной возможность эффективной передачи электроэнергии через несколько часовых поясов [3,4]. В модели принимается, что потери электроэнергии при межсистемных перетоках составляют 2/3 от передаваемого объема. Исходные данные для моделирования были основаны на информации, полученной из публикаций Госкомстата, Минэнерго, Института комплексных стратегических исследований, АО «Ин-формэнерго», РАО «ЕЭС России», концерна «Росэнергоатом», АО «Институт Гидропроект», Института энергетических исследований (ИНЭИ РАН), Энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН), Института систем энергетики им. Л .А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, а также публикаций аналитических исследований независимых авторов.
Результаты моделирования. Основные результаты моделирования развития электроэнергетического комплекса европейской части России на период до 2020 г. представлены в табл. 2 — 7 и рис. 1-3.
Как видно из представленных данных, альтернативный вариант характеризуется введением в эксплуатацию существенного количества гидроак-кумулирующих мощностей (26,8 млн кВт). Предусматривается реконструкция существующих мощностей в объемах, заложенных в стратегии. При
Таблица 2
Установленные мощности по типам ГМ, млн кВт
(верх — оптимистический вариант стратегии; низ — альтернативный вариант)
Год 2005 2010 2015 2020 Прирост к 2005 г.
ТЭЦ 57,7 60,6 57,7 63,5 57,7 68,6 57,7 10,9 0
БКЭС 54,8 59,9 55,2 59,9 56,2 64,9 57,2 10,1 2,4
МКЭС 3,4 3,7 3 3,7 2 4,1 1 0,7 -2,4
ГЭС 18,6 19,0 18,6 20,6 18,6 22,6 18,6 4,0 0
ГАЭС 1,2 2,0 8 2,0 17 2,0 28 0,8 26,8
АЭС 23 27 25 36 25 41 25 18,0 2
Всего 158,7 172,2 161,5 185,7 176,5 203,2 187,5 44,5 28,8
34
экономический анализ: ж£оръя тс ъратжъы
Ф^Соеелибо&гНие fatiócanufr зле&пб&эНебг&^гесксгь ммтл&см 15 f30ï - 2004
rftAfjtoufioéafuce fáLjfauíiufk, мшил&сса
15 (30)-2004
Широкое использование ГАЭС позволяет значительно снизить объемы вводимых мощностей и капиталовложений в электроэнергетику. Общая экономия инвестиций при альтернативном варианте по сравнению с оптимистическим вариантом стратегии составляет 39 млрд дол.
Расчеты показывают, что оптимальным для электроэнергетической системы центра европейской части является наличие ГАЭС около 15% от мощности всей системы при общей доле маневренных мощностей около 25%.
В то же время реализация варианта развития электроэнергетики европейской части России, заложенного в энергетической стратегии, приведет к значительному увеличению перетоков избыточной мощности, что может отрицательно сказаться на устойчивости системы. Представляется необос-
нованным запланированное увеличение КИУМ тепловых и атомных станций без соответствующего увеличения маневренных возможностей системы.
Сравнение динамики инвестиций и отраслевых доходов (рис. 3) показывает, что альтернативный вариант развития ЭЭС европейской части может быть реализован за счет собственных средств отрасли.
Выводы. Расчеты демонстрируют, что полномасштабное использование технологии гидроаккумулирования позволит, при неизменной плановой выработке электроэнергии, снизить потребность в инвестициях до 2020 г. более чем на 30%, повысить качество энергетической системы в целом и значительно увеличить прибыль тепловых станций.
Литература
1. Астахов Ю.Н., Веников А.Г., Тер-ГазарянА.Г. Накопители энергии в электрических системах. — М.: Высш. шк., 1989.-159 с.
2. Гидроаккумулирующие электростанции/Бабурин Б.Л. и др. — М.: Энергия, 1978. — 184 с.
3. Александрова М. ЛЭП развалят рынок//Российская научная газета. — 2003. — № 30.
4. Гельман М. Собака на сене. Новый спектакль Анатолия Чубайса и Германа Грефа на подмостках МЭРТа//Промышленные ведомости. — 2004. — № 8.
1ь<жии7*ом «Финансы и Кредит»
к сдоудничесгоу на взаимовыгодных условиях
оррнизации, занимающиеся распространением и реализацией печатной продукции.
Тел./ф|кс: 8(095) 237-86-57
8(095)237-86-59
8(095) 959-69-79
Информация в Интернете: http:Wwww.financepress.ru E-mail: [email protected]
РЕДАКЦИЯ
36
\
экономическии анализ: жеорш ж ъытжк-ы
