Задали темп

Темпы роста тарифов составят в ближайшие пять лет не менее 15% в год и не менее 10% в среднесрочной перспективе. Причины, постоянно провоцирующие их рост, делятся на те, что связаны с генерацией электроэнергии и тепла, и те, что связаны с доставкой электроэнергии и тепла потребителям.

В настоящее время доминирующее положение на рынке электро– и теплоресурсов занимают средние и крупные ТЭЦ, ТЭС, ГРЭС и ГЭС, входящие в систему централизованного энергоснабжения российских потребителей. Сразу же заметим, что до 70% территории России находится в зонах децент-рализованного энергоснабжения. На остальных территориях спрос на энергоресурсы колеблется в диапазоне 30–80% от технических возможностей электрических станций (ЭС). Например, в регионах, где ведётся добыча нефти, газа, угля, ЭС загружены на 80–85%. 

Казалось бы, в энергодефицитные районы можно организовать значительные перетоки электроэнергии. Однако из-за ограниченной пропускной способности и существующего износа региональных сетей осуществить подобные мероприятия в больших объёмах чаще всего невозможно. Следовательно, в ряде регионов сохраняется дефицит энергоснабжения, который надо за счёт чего-то покрывать, а в энергоизбыточных регионах необходимо поддерживать в резерве значительную часть генерирующего оборудования ЭС. И то и другое приводит к дополнительным затратам, что отражается в цене энергии на оптовом рынке.

Существенное влияние на цену отпускаемой ЭС энергии оказывает низкая эффективность российских ТЭЦ и ТЭС, которые были введены в эксплуатацию несколько десятков лет назад, поэтому сегодня их оборудование морально и физически устарело и изношено. В настоящее время износ генерирующих мощностей в России находится на уровне 65–70%. Это означает, что около 25% мощностей энергоблоков и более 40% мощностей неблочного оборудования ТЭС и ТЭЦ уже выработало свой ресурс. Дальнейшая эксплуатация такого оборудования физически и экономически нецелесообразна. Более 50% оборудования ГЭС также перешагнуло нормативный срок эксплуатации. Таким образом, износ оборудования резко снижает возможности ЭС работать в номинальном и близких к нему режимах, на которых достигается максимальная экономичность станции. Однако новые владельцы генерирующих мощностей не спешат вкладывать средства в их развитие, мотивируя это тем, что сдерживание тарифов на электроэнергию и тепло не даёт возможности привлечь деньги на модернизацию существующих станций и строительство новых. То есть вмешательство государства в формирование тарифов снижает инвестиционную привлекательность энергетики. 

Сегодня около 80% первичных энергоресурсов, потребляемых энергетикой России, составляют газ и нефтепродукты. Следовательно, углеводородная, в частности газовая, зависимость не может не оказывать заметное влияние на тарифы. Так, например, расход газа на 1 кВт произведённой электроэнергии у российских ТЭС примерно в 1,5 раза больше, чем у ТЭС развитых стран. То есть из относительно дешёвого газа вырабатывается дорогое электричество. Поэтому даже небольшое повышение стоимости газа приведёт к заметному росту цены на оптовом рынке электроэнергии, которая сейчас не превышает 1,5 рубля за кВт-ч. В себестоимости производства электроэнергии топливная составляющая для ЭС, работающих на газе, уже превышает 60%.Следовательно, для сохранения конкурентоспособности ЭС России необходима массовая модернизация или замена основных фондов практически на всех таких станциях.

Неудачно разделили

Важной причиной увеличения цен на электроэнергию считается неудачный раздел РАО ЕЭС России. Одной из целей ликвидации РАО ЕЭС было образование конкурентной среды при производстве и передаче энергии потребителям. В результате конкуренции цены на оптовом рынке должны были снижаться. Однако ни то ни другое не произошло. Кроме этого, вновь наблюдается монополизация региональных рынков. Так, ОАО «Газпром» владеет крупными пакетами акций в 5 из 6 ОГК и в 15 из 17 ТГК.

Однако главной причиной увеличения тарифов является рост сетевой составляющей в конечной цене, которая в настоящее время уже превысила 60%, приходят к выводу авторы. Если значительная часть электроэнергии поступает из других регионов, то доля сетей может в разы превышать долю генерирующих компаний. Росту сетевой составляющей способствует не только износ свыше 60% основного оборудования сетевого хозяйства, но и перекрёстное субсидирование, при котором промышленные предприятия, оплачивая тариф на передачу электрической энергии, покрывают убытки сетевых компаний, возникающие при оказании аналогичной услуги населению. Кроме этого, отмена системы регулирования сбытовых надбавок на розничном рынке привела к росту сбытовой составляющей.

Новый игрок на рынке

Таким образом, подводя итог краткого анализа причин роста тарифов, можно смело утверждать, что централизованная электроэнергетика находится в кризисном состоянии, следствием которого может быть частичный или полный отказ от услуг централизованного энергоснабжения, и подобные прецеденты уже наблюдаются. Поэтому появление на энергетическом рынке нового игрока – «энергетических дис-каунтеров» – является сегодня большей реальностью, чем обещания государства существенно увеличить объём инвестиций в традиционную электроэнергетику.

Процесс создания распределённой энергетики, а по существу – собственной генерации, активно начался пять лет назад. Об этом можно судить по числу запросов на поставку паротурбинных энергетических установок и мини-ТЭЦ за последние годы. Количест-во реальных заказов начало возрастать при достижении стоимости 1 кВт-ч электроэнергии при низком и среднем напряжении для промышленных предприятий 4–5 рублей. Эта стоимость оказалась порогом, после которого переход к собственной генерации для многих потребителей стал очевиден не только при использовании местных видов топлива, но и газа. Если себестоимость производства 1 кВт-ч электро-энергии на ЭС, топливом для которой является газ, составляет около 1,5 рублей, то для ЭС, топливом для которой является, например, древесная щепа, она составляет от 40 коп. до 1 рубля. Дополнительную выгоду даёт и отсутствие платы за техприсоединение, которая в отдельных регионах достигает до 100 тыс. рублей за 1 кВт.

Под «энергетическим дискаунтером» (ЭД) понимается мини-ТЭЦ, принадлежащая некой управляющей компании, которая строит её за свои средства, имея долгосрочные контракты с потребителями энергоресурсов. Максимальная электрическая мощность мини-ТЭЦ не должна превышать 25 МВт. Станция вырабатывает электро– и теплоэнергию (когенерация) и холод (тригенерация), при этом коэффициент использования топлива может достигать 80% и более.

Анализ состояния централизованной энергетики прямо указывает на целесообразность строительства ЭД в энергодефицитных регионах и в составе существующих или вновь образуемых промышленных, сельскохозяйственных и иных кластеров. Размещение ЭД вблизи от потребителей энергоресурсов существенно сократит издержки на транспортировку энергии, а также, учитывая особенности формирования ЭД, сроки ввода в эксплуатацию.

Как сэкономить

Минимизация затрат на создание ЭД требует решения ряда задач. Таких как, например, анализ технологий, используемых предприятиями-потребителями энергии, с точки зрения применения отходов производств в качестве топлива, а также выбор вида топлива либо выявление потребности в электроэнергии, тепловой энергии (горячее водоснабжение, отопительная и технологическая тепловая энергия в виде воды и пара) и холода для всех потребителей.

Исследования структуры потребления энергии существующими и проектируемыми кластерами позволили определить диапазон, в пределах которого колеблется электропотребление: от 2 до 10 МВт. Тепловое потребление зависит от географического положения кластера и от технологий образующих его предприятий.

Строительная часть мини-ТЭЦ должна иметь максимальную заводскую готовность. Компоновка оборудования, разводка силовых, информационных, управляющих линий связи внут-ри и снаружи станции также должна быть оптимальной и типовой.

Принципам построения АСУТП станции необходимо уделить особое внимание. На какое бы количество подсистем ни была сегментирована АСУТП станции, её главной задачей было и остаётся регулирование частоты и мощности в соответствии со стандартом ЦДУ РАО ЕЭС «Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты». Авторы остановились на некоторых технологических вопросах эксплуатации оборудования мини-ТЭЦ и рассмотрели их с точки зрения выбора этого оборудования. Так, котлы, работающие на газовом или жидком топливе, являются достаточно маневренными в части реакции на изменение нагрузки станции и позволяют достаточно точно отслеживать изменения расхода пара перед турбинами. В том случае, когда используются другие виды топлива (местные виды топлива – древесные отходы, торф, уголь), при единичной тепловой мощности котлоагрегатов до 86 Гкал целесообразно использовать топочные устройства с кипящим слоем (котлы с высокотемпературным циркулирующим кипящим слоем – ВЦКС). Последние хорошо себя зарекомендовали при работе на различных местных видах топлива. Данные топочные устройства, в отличие от слоевых, обладают повышенной маневренностью, что на практике упрощает возможность регулирования начальных параметров перед турбиной.

Поддержать заданные балансы тепловой и электрической мощностей можно либо за счёт разгрузки (подгрузки) соседних турбин, либо при помощи обводного регулирования со сбросом редуцированного пара с большим теплосодержанием в пароводяные подогреватели сетевой воды. При большом тепловом потреблении это, как правило, не приводит к колебаниям температуры сетевой воды на выходе из мини-ТЭЦ.

Существенное влияние на состав турбинного оборудования мини-ТЭЦ оказывает режим её работы. Различают следующие режимы: по электрическому графику, по тепловому графику и по смешанному электрическому и тепловому графику. Если противодавленческие турбоагрегаты по своим конструктивным особенностям не предназначены для участия в поддержании частоты и эксплуатируются в основном в базовом режиме по тепловому графику, то конденсационные турбоагрегаты, например, с теплофикационным отбором уже позволяют работать по смешанному графику нагрузки. То есть включение в состав станции энергоблоков с конденсационными противодавленческими турбинами с производственными и теплофикационными отборами даёт возможность удовлетворить любые запросы и осуществить качественное энергоснабжение потребителей.

Проект ЭД должен быть отработан до мелочей: от выбора оборудования, его размещения до выверки инструкций по сборке и опробированию оборудования мини-ТЭЦ. Как показал опыт создания подобных мини-ТЭЦ, этот этап следует считать важнейшим, так как недостаточное внимание к нему является причиной многочисленных неувязок и задержек, возникающих в ходе строительства мини-ТЭЦ, а следовательно, и дополнительных затрат. Именно этот этап определяет стоимость и сроки ввода ЭД в эксплуатацию.