Рынок электрической энергии и проблемы развития теплофикации

Рынок электрической энергии существует в России чуть более двух лет. Появившийся за это время опыт деятельности в конкурентной среде выявил ряд проблем, связанных с либерализацией данного рыночного сегмента. В первую очередь это относится к работе на рынке электроэнергии "на сутки вперед". Основные сложности обусловлены тем, что при формировании Правил ОРЭМ электроэнергия рассматривалась как обычный продукт, без учета особенностей производства такого товара различными источниками.

Принятый подход мог стать справедливым, если бы все источники были одного типа и производили один вид продукции - электроэнергию.

В странах с развитой рыночной экономикой, где либерализация произошла значительно раньше (например, в Германии, Дании, Японии), в правила работы рынка внесены существенные дополнения, которые учитывают способы производства энергии. В частности, ТЭЦ, вырабатывающие одновременно тепло и электроэнергию, мусоросжигательные заводы, источники с нетрадиционной технологией генерации на основе ВИЭ имеют различные приоритеты, а использующие, например, энергию ветра или солнечную энергию - и особые тарифы. При этом доля таких источников в указанных странах не столь велика, и производство электрической энергии на них, как правило, не превышает 10%. В России доля генерации ТЭЦ составляет свыше 35%, что объясняется, с одной стороны, исторически сложившимися обстоятельствами развития энергетики, с другой стороны - климатическим фактором.

Отрасль до настоящего времени развивалась в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более совершенные производственные характеристики, в том числе бульшую единичную мощность. Увеличение начальных параметров позволяло оптимизировать термодинамический цикл и снижать удельные расходы топлива. Вторым способом повышения экономичности стала теплофикация.

В соответствии с общепринятым определением1, здесь и далее под термином теплофикация понимается энергоснабжение на базе комбинированной, т. е. совмещенной, выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное применение отработавшего в паросиловой установке пара для отпуска тепла внешним потребителям. Это дает возможность повысить коэффициент использования топлива (КИТ) до 80-85%, а с привлечением современных технологий достижимы и более высокие значения (" 90%).

В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Особо следует подчеркнуть роль теплофикации для нашей страны, находящейся в зоне суровых климатических условий, где для поддержания жизнедеятельности требуется значительный расход энергии.

Среднегодовая температура в России - минус 5,5 °C. В Финляндии же - плюс 1,5°C, в Швеции и Норвегии еще выше - плюс 2°C, а это самые холодные страны Европы, которые расположены по широте значительно севернее, чем бульшая часть территории России. Как известно, на климат в Европе существенное влияние оказывает теплое морское течение Гольфстрим, соответственно, климатические пояса расположены таким образом, что средняя температура меняется не столько с севера на юг, сколько с запада на восток.

Суровость климата помимо среднегодовой температуры определяется и ее изменениями в течение года. Так, средняя температура января в Московской области - ниже минус 10°C, в то время как в Хельсинки - минус 6,7°C, в Осло - минус 4°C. В Англии, Франции средняя темпе-ра-тура января около плюс 5°C, в Германии и Дании - выше 0°C. Поэтому затраты энергии на поддержание комфортных условий проживания в России в два, три и более раз значительнее, чем в Европе. Особо следует отметить, что комбинированное производство тепловой и электрической энергии в нашей стране позволяет экономить около 30% топлива по сравнению с раздельным способом генерации. Это свыше 35 млн тонн условного топлива (т у. т.) в год, или в пересчете на газ - более 31,4 млрд куб. м.

Однако введение нынешних Правил ОРЭМ привело к тому, что преимущества комбинированной выработки электрической и тепловой энергии превратились в ряде случаев в существенный недостаток.

Суть проблемы заключается в следующем. На ТЭЦ производятся два равноправных вида продукции - тепловая и электрическая энергия, и данные процессы имеют свои специфические особенности. Зачастую эти особенности являются взаимо-исключающими.

Так, при работе по тепловому графику генерация электрической энергии находится в прямой пропорциональной зависимости от параметров и количества производимой тепловой энергии. В частности, однозначная зависимость между выработкой тепловой и электрической энергии в полной мере относится к турбинам с противодавлением. В этом случае любые колебания тепловой нагрузки влекут вынужденное изменение электрической мощности и, как следствие, невыполнение графика Системного оператора.

Снижение тепловой нагрузки, обусловленное либо неправильным прогнозом погоды, либо сокращением потребления тепловой мощности промышленными предприятиями, либо возникновением аварийной ситуации на теплотрассе, приводит к вынужденному уменьшению электрической мощности. В результате ТЭЦ не в состоянии выполнить принятые обязательства, и на нее налагаются штрафные санкции. Перечень штрафных санкций весьма разно-образен:

Если рассмотреть вариант снижения выработки тепловой энергии применительно к ТЭЦ с турбинами, имеющими конденсаторы, где тепловая нагрузка не столь жестко увязана с производством электроэнергии, то и здесь возникают ограничения и штрафные санкции:

Внезапные изменения тепловой нагрузки в свою очередь неблагоприятно сказываются на эффективности работы ТЭЦ. Так, при росте тепловой нагрузки станция может сохранить объем генерируемой электроэнергии в соответствии с заданием Системного оператора, например путем увеличения отпуска тепла не от турбин, а от редукционно-охладительной установки (РОУ) или пикового водогрейного котла (ПВК). Естественно, при этом наблюдается увеличение потребления топлива и следуют штрафные санкции за его перерасход.

В течение суток газ, отобранный сверх максимального (110%) суточного договорного объема, рассчитывается по регулируемой договорной цене со штрафным коэффициентом Кшт = 1,09.

За превышение месячного объема поставки в зависимости от времени года цена топлива увеличивается в соответствии с коэффициентами:

Все это ведет к резкому росту производственных издержек ТЭЦ и снижению эффективности ее деятельности.

Кроме того, с применением так называемого "пропорционального метода" распределения затрат топлива на выработку тепла и электроэнергии расход топлива, включаемый в тариф на тепло, оказывается ниже реально приемлемого уровня (при 100-процентном использовании условного топлива его затраты на отпуск 1 Гкал составят 142,9 кг у. т/Гкал).

Конкретный пример: на Ново-Свердловской ТЭЦ заложенная в тариф среднегодовая топливная составляющая равна 133 кг у. т/Гкал. При этом часть эффекта от комбинированной выработки переносится на тепловую энергию, а затраты топлива на электрогенерацию соответственно увеличиваются (в данном случае на 49,56 г у. т/кВтч), что существенно снижает конкурентоспособность станции. Если же отпуск тепла производится от ПВК или от РОУ, то это влечет рост удельных затрат топлива до bт " 155 кг у. т/Гкал. В результате тарифная составляющая не обеспечивает предусмотренной компенсации издержек на теплогенерацию, и станция несет убытки.

Наряду с эпизодически возникающими изменениями тепловой нагрузки, вызываемыми обозначенными выше причинами, наблюдаются ее ежесуточные колебания, обусловленные неравномерностью горячего водоснабжения. В течение отопительного сезона такие ежесуточные колебания составляют в среднем:

Qmin/Qmax = 0,85.

В итоге происходит отклонение вырабатываемой мощности сверх допустимого предела и, как следствие, на генерирующее предприятие налагаются штрафные санкции.

Вышеприведенные изменения в нагрузке ТЭЦ никак не учитываются Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности), и все возникающие проблемы замыкаются непосредственно на станции или на генерирующей компании. При работе в таких условиях значительная часть ТЭЦ становится экономически неэффективной, что в свою очередь может явиться причиной их закрытия и перехода от комбинированного способа выработки к раздельному.

На мой взгляд, учитывая вклад ТЭЦ в общую экономию топливно-энергетических ресурсов, а также особенности генерации этих станций (в частности отпуск двух видов энергии - тепловой и электрической), для сохранения теплофикации как одного из высокоэффективных отраслевых производств необходимо срочно вносить изменения в Правила ОРЭМ.

Анализ последствий отклонения тепловой нагрузки на ТЭЦ свидетельствует о том, что наибольшее влияние на снижение эффективности производственной деятельности станций и в первую очередь на наложение штрафных санкций оказывают следующие факторы:

Логично в данной ситуации предпринять меры, уменьшающие вероятность как несоблюдения графиков, так и наложения штрафных санкций за вынужденные отклонения отпуска электрической энергии, вызываемые в первую очередь внезапными изменениями тепловой нагрузки. С этой целью следовало бы, во-первых, расширить для ТЭЦ, работающих по тепловому графику, допустимый диапазон отклонения мощности с 5 до 10%.

Во-вторых, с учетом того, что ТЭЦ производят тепловую энергию, не устанавливать штрафные санкции и повышающие коэффициенты за перебор или недобор газа в течение суток и за месяц (или существенно расширить диапазон допустимых отклонений), сохранив при этом годовой лимит. Как известно, котельные в настоящее время оплачивают фактически потребленное количества газа без штрафных санкций и, таким образом, оказываются в заведомо более выигрышном положении на рынке.

Внесение хотя бы этих поправок в Правила ОРЭМ и в типовые контракты на поставку газа позволят снять бремя необоснованных штрафных санкций, повысят конкурентоспособность станций, что жизненно важно, особенно в условиях кризиса.

Развитие теплофикации путем модернизации ТЭЦ, имеющих устаревшее и выработавшее свой ресурс оборудование с параметрами пара Ро = 3,9 МПа и Ро = 8,8 МПа, на базе современных парогазовых технологий позволило бы на существующем тепловом потреблении обеспечить значительный прирост электрогенерации в ближайшие 10-15 лет. При этом суммарная экономия топлива в процессе комбинированной выработки в целом по стране способна достичь 50 млн т у. т. в год и более.

Источник: Журнал "ЭнергоРынок" №3 за 2009 год