Книга адресована специалистам-гидроэнергетикам, персоналу гаэс, проектировщикам, преподавателям и студентам гидроэнергетических специальностей. Может быть полезна также специалистамэнергетикам

Г л а в а 7. ЭКоноМИчеСКИй СтатУС ГаЭС

В области электроэнергетики различают три основные сферы деятельности: производство и сбыт электроэнергии; передача и распределение электроэнергии; обеспечение качества и надежности электроснабжения.
Гидроаккумулирующие электростанции по своей технологии занимают в этой структуре нишу обеспечения качества и надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.
Эта проблема – обеспечения качества и надежности электроснабжения – в последние годы приобрела во всем мире особую актуальность в связи с ростом электропотребления, обострением проблемы энергоресурсов, усложнением и повышением зависимости промышленных технологий от качества и бесперебойности электроснабжения.
Для России проблема обеспечения качества и надежности электроснабжения имеет большое значение в связи со следующими обстоятельствами: малые объемы ввода новых генерирующих мощностей в последние 20 лет, не компенсирующий их выбытие по причине полной выработки ресурса; завершение периода стагнации в промышленности и возрастание спроса на энергоносители, в том числе на электроэнергию. Появление дефицита генерирующих мощностей, особенно в зимний период; изменение структуры генерирующих мощностей, особенно в Ев-
ропейской части России (массовый ввод в эксплуатацию крупных энергоблоков на ТЭС и АЭС с ограниченными регулирующими возможностями). Проблема усугубляется резким увеличением мощности тепловых и атомных электростанций в соответствии со Стратегией развития энергетики России в период до 2020 г.; увеличение межсистемных перетоков в связи с отсутствием ма-
невренных мощностей.
За рубежом использование ГАЭС для выравнивания суточных графиков нагрузки практикуется уже несколько десятилетий, причем изначально главной задачей ГАЭС считалось их привлечение в генераторном режиме в часы пиковой нагрузки.
В последние десятилетия в связи с изменением структуры генерирующих мощностей повышается актуальность прохождения ночных провалов нагрузки. В этой ситуации гидравлическое аккумулирование (потребление) электроэнергии и выдача ее по мере необходимости воспринимается как объективная необходимость.
В настоящее время существует устойчивая практика снижения мощности и отключения блоков мощных ТЭС, а также снижения мощности АЭС из-за невозможности работы в базовом режиме в условиях отсутствия достаточных резервов регулирующих мощностей, что не только снижает надежность эксплуатируемого оборудования, но и приводит к недовыработке электроэнергии. Например, в 2005 г. недовыработка электроэнергии атомными электростанциями в России по этой причине составила около 8 % от общего объема электроэнергии, произведенной на АЭС.
Учитывая, что диапазон регулирования ГЭС Камско-Волжского каскада по разным причинам как технического, так и экологического характера также ниже расчетного, одним из основных вариантов восполнения дефицита маневренных мощностей в Европейской части России является развитие генерирующих мощностей гидроаккумулирующего типа. Особенно привлекательно в использовании ГАЭС в качестве регулирующих электростанций то, что они способны регулировать генерирующую мощность в энергообъединении как в пиковой зоне, так и в зоне провала суточного графика нагрузки, то есть являются регуляторами двустороннего действия.
Таким образом, строительство ГАЭС, прежде всего в Европейской части России, с технической точки зрения является объективной необходимостью. Однако при принятии решения о развитии этого вида гидроэнергетики следует иметь в виду, что рыночная идеология предполагает единство технической необходимости и экономической целесообразности.
В свою очередь, экономическая целесообразность строительства ГАЭС должна быть подтверждена двумя необходимыми условиями:
инвестиционная привлекательность; прибыльность на этапе эксплуатации.
Эти условия тесно связаны между собой и определяют как интересы собственника, так и степень привлекательности для потенциальных инвесторов.
Но если техническая необходимость строительства ГАЭС не вызывает сомнений, то с их экономическим статусом все не столь очевидно. Главная трудность связана с тем, что аккумулирование энергии по своей сути является внерыночным элементом производственной системы.
Функции ГАЭС в дорыночный период развития электроэнерге тики оценивались прежде всего с технических позиций. В некоторых странах такой подход сохранился, несмотря на наличие развитого рынка электроэнергии и мощности (Япония).
С переходом к рыночным отношениям в сфере купли-продажи электрической энергии коренным образом меняются приоритеты оценок, и преобладающими становятся экономические соображения. Изменение приоритетов не создало больших трудностей для электростанций обычного типа, основная товарная продукция которых – электроэнергия и мощность – находят безусловный спрос независимо от наличия или отсутствия рынка.
Однако для ГАЭС, в отличие от электростанций обычного типа, существует проблема формирования экономического статуса. Дело в том, что, в соответствии с технически возможным к.п.д., расход электроэнергии на заряд ГАЭС на 35–40 % превышает ее количество, выработанное при разряде, то есть интегральная выработка за цикл отрицательна. Кроме того, практически не поддается расчету реальная стоимость услуг по повышению устойчивости межсистемных связей, оптимизации режимов ТЭС и обеспечению качества и надежности электроснабжения.
Поэтому при формировании тарифа невозможно подходить к ГАЭС с позиций обычных электростанций, главным и зачастую единственным назначением которых является выработка электроэнергии и предоставление генерирующей мощности.
Именно этим объясняется то обстоятельство, что, при кажущемся разнообразии экономических механизмов для обычных электростанций, независимо от формы собственности, все они основаны на одной главной составляющей – стоимости единицы мощности и выработанной (проданной) электроэнергии. Что же касается ГАЭС, то их экономический статус различен не только в разных странах, для разных форм собственности, но даже в пределах одной страны или в рамках одной экономической формации.
Особенно важно определить экономическую эффективность инвестиций для проектируемых ГАЭС, чтобы иметь четкое представление об экономическом статусе новой электростанции и соответствующие гарантии окупаемости в приемлемые сроки, что обеспечивает инвестиционную привлекательность проекта.
Ранее экономическая эффективность проектируемых ГАЭС оценивалась по стоимости вытесняемого топлива в энергосистеме в сравнении с альтернативными тепловыми пиковыми электростанциями и экономии ежегодных эксплуатационных затрат. Но этот метод в значительной мере был искусственным и не учитывал технических преимуществ и технологических возможностей ГАЭС в регулировании электрических режимов энергообъединения.
В рыночной экономике оценка эффективности инвестиций осуществляется, как правило, не по критериям, которые ранее использовались в нашей отечественной практике (минимум приведенных затрат, срок окупаемости), а по критериям, соизмеряющим все виды доходов и расходов по данному проекту за весь жизненный цикл объекта, то есть от момента вложения первого рубля в разработку проекта до последнего года нормативного периода эксплуатации или до момента завершения его существования.
Конкретная модификация экономического механизма ГАЭС в разных условиях определяется тем обстоятельством, что в рыночных условиях наряду с традиционными товарами (плановая поставка электрической мощности и энергии) на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в качестве товара стали использоваться технологические (системные) услуги: регулирование частоты и напряжения, оперативное и аварийное резервирование активной мощности и др.
Предложить универсальную экономическую модель для ГАЭС, действующую во всех условиях и экономических формациях, невозможно, поэтому ограничимся анализом технологических услуг ГАЭС с точки зрения ликвидности.
Прежде всего заметим, что несмотря на множественные технологические возможности ГАЭС (регулирование суточного графика нагрузки, регулирование частоты и напряжения, обеспечение оперативного и аварийного резерва), все они являются производными одного параметра – располагаемой высокоманевренной (регулиру- ющей) мощности как генерации, так и потребления.
Поэтому главной функцией ГАЭС является регулирование активной мощности. При этом участие в регулировании суточного графика нагрузки обеспечивает баланс между потреблением и генерацией и благодаря этому косвенным образом влияет на качество (частоту) электроэнергии. Эта услуга может планироваться заблаговременно в соответствии с прогнозируемым суточным графиком электропотребления.
Кроме регулирования суточного графика нагрузки для обеспечения устойчивого функционирования энергообъединения в различных ситуациях, связанных со стохастическими изменениями потребления электроэнергии и аварийностью действующего энергетического оборудования, требуется располагать оперативным резервом как нагрузки, так и генерации. Высокая надежность электроснабжения может быть обеспечена за счет наличия в энергообъединении достаточного резерва маневренной мощности.
Хотя терминология, относящаяся к оперативным резервам мощ ности, различна в разных странах, по отношению к ним могут быть сформулированы некоторые общие определения. По оперативности реализации различают четыре уровня резерва.
К первому уровню относится резерв мощности, который может быть реализован быстро с помощью автоматического регулирования частоты вращения агрегатов, без вмешательства оперативного персонала. К резерву первого уровня относится также снижение дефицита активной мощности, достигаемое автоматическим воздействием от реле частоты на работающие агрегаты ГАЭС (отключение агрегатов, работающих в насосном режиме; перевод агрегатов, работающих в режиме СК, в генераторный режим; загрузка генераторов до предельно возможного значения).
Ко второму уровню относится резерв мощности, который может быть реализован быстро – автоматически или вручную – с компенсацией части резерва первого уровня или своевременным вводом в работу агрегатов с учетом предстоящих изменений режима. Типичным примером автоматической или полуавтоматической реализации этого резерва является пуск при срабатывании минимального реле частоты агрегатов ГЭС, ГАЭС и ГТУ или изменение вручную уставок автоматического регулирования частоты и обменной мощности (АРЧМ).
К третьему и четвертому уровням относится резерв, для реализации которого может потребоваться продолжительное время (минуты, часы и даже дни) – в зависимости от готовности находящегося в резерве оборудования или соответствующих контрактных соглашений. Эти уровни резерва реализуются для замены мощности резерва первого и второго уровней или для ликвидации прогнозируемого дефицита активной мощности.
Третий уровень обеспечивается загрузкой пущенных агрегатов ГЭС, ГАЭС и ГТУ, изменением нагрузки агрегатов ТЭС, синхронизацией турбоагрегатов, находящихся в горячем резерве, получением аварийной взаимопомощи от соседних энергосистем.
Четвертый уровень – ускорение готовности к пуску «холодных» агрегатов, организация дополнительных поставок от соседних энергокомпаний, снижение нагрузки потребителей, с которыми имеются специальные соглашения.
Задача выбора уровня резерва активной мощности решается на разных временных интевалах – от долгосрочного планирования до оперативного управления. Не останавливаясь на методиках выбора величины резерва активной мощности для разных временных интервалов в долгосрочном временном диапазоне, скажем лишь, что в российской практике в цикле оперативного управления предусматриваются оперативные резервы трех видов:
вращающийся резерв на ГЭС и ГАЭС, реализуемый за время
не более 1 мин; готовые к действию остановленные агрегаты ГЭС, ГАЭС и ГТУ,
запускаемые за время до 5 мин; аварийный резерв на агрегатах ТЭС со временем реализации до 2 ч.
ГАЭС с их высокой мобильностью могут участвовать в резервировании во всех временных диапазонах.
В качестве иллюстрации приведем практику назначения оперативных резервов активной мощности в некоторых зарубежных странах.