ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «УВЗ - ЭНЕРГО» ТЕЛЕФОН: (3435) 377-431

Вызовы долгосрочного планирования в электроэнергетике

21 мая 2019

Аспекты долгосрочного планирования

Во-первых, прогнозирование спроса на электроэнергию в долгосрочной перспективе напрямую зависит от планов развития иных отраслей экономики, включая зависимость от реализации технологических преобразований, влияющих на электроемкость ВВП. И серьезный просчет в планах потребителей отразится на качестве прогнозирования спроса на электроэнергию. При этом заметят и отметят именно «просчеты энергетиков».

Во-вторых, в отрасли отсутствует механизм четкой фиксации и подтверждения планов по выводу и вводу электростанций (за исключением отдельной системы контрактов с горизонтом в 5‑10 лет при потребности в горизонте 15‑20 лет).

В-третьих, к вышеуказанным добавились и новые факторы неопределенности, а именно конкуренция разных видов источников генерации за покрытие нагрузки потребления. В предыдущих итерациях актов долгосрочного планирования конкуренция разворачивалась среди тепловых и атомных электростанций. Теперь в состязание включились ВИЭ и распределенная генерация.

«Первый фактор -   планы по вводу 39 ГВт модернизированной мощности по КОММод».

С учетом изложенного можно по‑разному относиться к таким документам, как Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики и Стратегия развития электроэнергетического комплекса, но они выражают стратегическое видение государства на развитие одного из сложнейших секторов экономики России. Повышение качества такого планирования является высочайшим приоритетом как для потребителей, так и для производителей электроэнергии.

Как мы реализуем текущие планы

В настоящее время актуальным актом является Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 г., утвержденная распоряжением правительства России от 9 июня 2017 г. № 1209‑р.

Многие относятся к таким документам недостаточно серьезно, поскольку предыдущая Генеральная схема была крайне неуспешной по своим прогнозам. Так, например, прогнозное значение электропотребления по базовому сценарию на 30 % превышает фактический показатель за 2014 г. По максимальному сценарию превышение составляет 40 %. Такое значительное расхождение прогноза с фактом нельзя объяснить только тем, что на данный период реализации стратегии пришлась очередная ударная волна тяжелейшего мирового экономического кризиса.

Однако актуальный документ имеет шансы несколько подправить репутацию прогностики в отрасли. Теперь основное внимание в Генеральной схеме уделено вопросу модернизации отрасли и повышению ее эффективности.

Более того, в первый раз за несколько циклов планирования мы видим сходимость прогнозов и последовательность действий по реализации стратегических планов. В частности, Генеральная схема предусматривает в горизонте до 2035 г.:

вывод неэффективной тепловой генерации суммарно на 38 ГВт;

замещающий ввод тепловой генерации общим объемом на 40 ГВт, что должно обеспечить мощность тепловых станций на уровне 168 ГВт (с незначительным приростом к базовому году планирования).

Одновременно запланирована модернизация с продлением ресурса и улучшением технико-экономических параметров 55 ГВт до 2030 г. Изначально данный вариант был принят как наиболее дешевый для потребителей и эффективный для экономики. Он позволяет сократить количество выводимых и строительство новых (более дорогих по капитальным затратам) электростанций.

В январе 2019 г. были приняты поправки к постановлению правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 о запуске отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (далее – КОММод), предусматривающие поэтапный отбор для модернизации до 2031 г. 39 ГВт из 55 ГВт запланированных к реновации тепловых станций. Таким образом, совершен серьезный последовательный шаг в области реализации планов государства в электроэнергетике.

В настоящее время подводятся первые итоги отбора КОММод 2022‑2024 гг., и, несмотря на то что они вызвали шквал разнонаправленной критики, очевидно одно – механизм модернизации заработал и вызывает интерес у генераторов. При указанных обстоятельствах пока еще «пустой» (без цветового наполнения) столбик, обозначающий на диаграмме КОММод, начинает постепенно «окрашиваться». В ближайшие 4‑5 лет будут модернизированы первые 8‑10 из 55 запланированных ГВт.

Пора постепенно переходить ко второй части принципиальных решений – вводу замещающих 40 ГВт мощности новых ТЭС до 2031 г. Уже сейчас 50 % генерирующих мощностей РФ достигли или превысили возраст 40 лет. Очевидно, что с учетом состояния текущего парка оборудования ТЭС запланированные выводы мощности состоятся.

Второй фактор – ввод новой генерации

Далее решается простая задача: при заявленной цели снижения УРУТ на 20 % необходимо подобрать инструменты (технологии для ввода новой тепловой генерации), позволяющие получить самый высокий уровень топливной эффективности при производстве электроэнергии. В настоящее время это парогазовые станции (ПГУ) на основе турбины «H-класса» с самыми высокими показателями КПД в цикле – 61 %.

Если принять эту технологию доступной в России и временно пренебречь:

- вопросами локализации производства на территории РФ;

- стоимостью реализации подобных проектов и влиянием данных решений на конечный тариф для потребителей;

- вопросами неопределенности механизма привлечения и возврата инвестиций для реализации подобной программы, то мы получим запрос на вводы новой мощности ПГУ на газовых турбинах «Н-класса» в горизонте до 2035 г. Данное решение с технической точки зрения является одним из оптимальных, так как позволяет получить качественное снижение – на 45 г минимальным количеством вводов новых блоков ТЭС.

Исходя из вышеизложенного, оптимальное решение по строительству новой генерации – ввод 23 ГВт новых ПГУ мощностей на базе газовых турбин «Н-класса», имеющих рекордные показатели УРУТ порядка 200 г / кВт-ч.

«Оптимальное решение по строительству новой генерации – ввод 23 ГВт новых ПГУ мощностей на базе газовых турбин «Н-класса», имеющих рекордные показатели УРУТ порядка 200г./кВтч».

Если постепенно усложнять задачу и ввести переменную необходимости локализации производства ГТУ на территории РФ до уровня 75‑90 % и выше, то становится очевидным, что к 2030 г. в России, скорее всего, уровень ГТУ «Н-класса» не будет массово доступен. В этом случае основу вводов могут составить газовые турбины «Е-класса», частично уже локализованные в России рядом производителей. О планах запуска производства таких машин также заявляет и компания «Силовые машины».

С учетом очевидно более низких технико-экономических параметров (ТЭП) таких турбин потребность в них для реализации стратегии может составить до 100 блоков.

Таким образом, если совместить планы по вводу новой генерации и качественному улучшению ТЭП в электроэнергетике (со значительным снижением УРУТ), отечественные генерирующие компании в ближайшие 3‑5 лет должны получить доступ к современным технологиям и начать массовое производство надежных газовых турбин большой мощности. В противном случае планам по значительному повышению энергоэффективности не суждено сбыться. С учетом колоссальной емкости нового рынка и потребности в модернизации уже работающих в России более 70 газовых турбин большой мощности, из которых более 20 потребуется продление ресурса в ближайшие годы, места на этом рынке хватит всем. Востребованы будут как разработки «Силовых машин», так и уже имеющим производство в России Siemens и General Electric, для расширения локализации производства которых мы должны оказать возможное содействие.

Конкуренция на рынке электроэнергии и конкуренция за лучшие технологии

Доступ к наилучшим технологиям, позволяющим значительно улучшить технико-экономические параметры ТЭС, выгоден в первую очередь потребителям электроэнергии. В рамках первой волны ДПМ было введено 14 ГВт ПГУ ТЭС с параметрами КПД до 59 % и УРУТ до 209 г / кВт-ч, что лучше среднего по отрасли значения на 33 %. Такой не столь значительный шаг позволил изменить расклад сил на рынке на сутки вперед (РСВ). В результате этого за последние семь лет значительно разошлись тренды цены на топливо и цен на РСВ.

 

eprussia.ru