Оценка экономической эффективности использования аккумулирующих систем в электроэнергетике

ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ

В.А. Волконский, А.И. Кузовкин, В.М. Чаховский, М.В. Глухова, А.И. Емец

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АККУМУЛИРУЮЩИХ СИСТЕМ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ1

В условиях роста цен на газ быстро увеличивается разрыв в затратах на производство электроэнергии на пиковых (и полупиковых) и базовых электростанциях и соответственно оказываются высокоэффективными аккумулирующие системы, позволяющие перемещать дешевую ночную энергию в пиковую и дневную временнъе зоны суток. В статье излагается метод оценки экономической эффективности таких аккумулирующих систем на основе моделей определения оптимальных тарифов, дифференцированных по временнъм зонам.

Проблема обеспечения энергией экономического и технического развития включает задачу не только нахождения и разработки ее источников, но и ее перемещения в пространстве и во времени. На протяжении ХХ в. развитие важнейших индустриальных отраслей и новых технологий обеспечивалось за счет нефти как главного источника энергии. В XXI столетии мировой экономике предстоит пережить трудный период поиска перехода от нефти как легкодоступного энергоносителя к заменяющим ее источникам энергии.

Главными заменителями нефти будут, видимо, газ и электроэнергия, которые могут конкурировать друг с другом и в качестве источников энергии на автотранспорте, и в коммунальном хозяйстве, и в других отраслях. Однако и затраты на добычу и транспортировку газа, и его цены быстро растут вслед за ценами на нефть. Конкурентные преимущества газа перед электроэнергией, (например, в смысле обеспечения мобильности - перемещения в пространстве и во времени, или нерешенности проблемы захоронения остатков ядерного топлива на АЭС), скорее всего, будут быстро сокращаться.

Поэтому, согласно многим прогнозам, большая часть прироста потребности в энергии в условиях сокращения запасов нефти будет покрываться за счет устройств, генерирующих электроэнергию, в первую очередь без использования газа - атомных, солнечных и прочих электростанций (ЭС). В настоящее время возможности перемещения электроэнергии как в пространстве, так и во времени (запасания) изучены, а тем более освоены экономикой, явно недостаточно. Иными словами, можно предсказать новую волну электрификации и как следствие бурное развитие научных и технологических исследований и разработок с целью найти экономически эффективные способы аккумулирования и перемещения энергии в пространстве и во времени.

Далее представлена одна из разработок по применению аккумулирующих систем для перемещения электроэнергии во времени - из временной зоны суток с низким уровнем спроса (ночная зона) в зону с высоким спросом (пиковая или дневная).

Актуальность разработки, практического использования и дальнейшего совершенствования аккумулирующих систем для временного перемещения электроэнергии определяется быстрым удорожанием за последние десятилетия нефти и газа. Так, средняя мировая цена на природный газ - один из доминирующих видов топлива для электростанций - за восемь лет (с 1995 по 2003 г.) повысилась в

1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 09-02-00052а).

4 раза - с 1,5 до 4 долл./ММВШ2. Стоимость создания новых генерирующих мощностей в электроэнергетике также повышается быстрыми темпами, хотя за десятилетие возросла на десятки процентов, а не в разы. Например, стоимость создания 1 кВт новых мощностей атомных электростанций за 2000-2007 гг. увеличилась в примерном диапазоне 1500 - 2200-2300 долл./кВт5. Анализ долгосрочных факторов, определяющих рост мирового спроса на углеводородное топливо и возможности его добычи, свидетельствует, что тенденция опережающего роста цен на нефть и газ в ближайшие десятилетия (после преодоления мирового экономического кризиса) возобновится. В данном случае речь идет об оценке эффективности оборудования, которое будет действовать вместе с новой АЭС в течение 40 лет, следовательно, цена газа должна определяться долгосрочными прогнозами.

В настоящее время в России большая часть тепловых электростанций (ТЭС) работает на газе. Рост относительной цены газа в наибольшей степени повышает затраты на тех электростанциях, энергия которых обеспечивает спрос в периоды пиковых нагрузок. Это ведет к росту эффективности различных методов использования «ночной» энергии для покрытия или снижения пиковой нагрузки.

Несколько десятилетий используются временные дифференцированные тарифы на электроэнергию для стимулирования потребителей энергии распределять электрическую нагрузку энергосистем более равномерно по временным зонам суток и сезонам года, сокращая долю более дорогой энергии пикового спроса. Как свидетельствует отечественный и зарубежный опыт, этот метод достаточно активно воздействует на спрос крупных промышленных предприятий, побуждая их к использованию более дешевой энергии в ночные часы. Однако такие способы экономии на затратах на электроэнергию, как правило, слишком сложны или дорогостоящи для массы малых и средних предприятий, а для населения часто вообще не осуществимы. Кроме того, сами методы учета различий в объемах и стоимости потребления в разных временных зонах для семьи или для малого предприятия оказываются слишком дорогостоящими. В то же время основную массу «горбов» пиковых и дневных нагрузок создает именно потребление электричества населением и малыми предприятиями, которые слабо реагируют на временную дифференциацию тарифа.

Эти соображения свидетельствуют, что более перспективным направлением поиска путей энергосбережения являются методы не воздействия на потребителей (спрос которых не концентрирован, даже распылен), а совершенствования технических средств и дешевого перемещения электроэнергии во времени и в пространстве, т. е. методы, которые могут реализовать в первую очередь крупные предприятия - производители энергии, т. е. тепло- и гидроаккумулирующие системы (ТАС и ГАЭС).

В электроэнергетике давно используются ГАЭС, запасающие большие объемы гидравлической электроэнергии в форме потенциальной энергии с последующим преобразованием ее в электрическую в гидротурбине, путем закачивания воды в высоко расположенные бассейны. Недостатками таких систем являются ограниченность географических территорий, где создание ГАЭС возможно и эффективно, а также низкая удельная энергоемкость и как следствие слишком высокие капитальные затраты на их создание. В 1970-1980-е годы в СССР проводились исследования по созданию ТАС на основе тепловых процессов при нагреве теплоносителей с относительно высокими теп-лоаккумулирующими свойствами (высокая теплоемкость и теплота фазового перехода в единице объема аккумулирующей среды). В частности, подобные работы велись в ЭНИНе, ВНИИАЭС, АЭП, ИАЭ, которые показали принципиальную возможность и эффективность создания таких устройств, прежде всего, на основе нагрева высокотемпе-

2Миллион британской тепловой единицы.

3 Экспертная оценка сотрудника ИБРАЭ РАН А.Н. Кархова.

ратурных теплоносителей (до 300-400°С). Аккумулирующие устройства, использующие новые материалы (ТАВ-330, БС-1, Бо^егт и др.), могут оказаться в большинстве случаев высокоэффективными за счет дешевых способов их сохранения, транспортировки и т.д. Большие возможности могут появиться в связи с использованием для аккумулирования не только механических и тепловых, но и собственно химических процессов. К сожалению, в связи с общим развалом государственной системы отраслевых научно-технических институтов в начале 1990-х годов эти работы не были доведены до практически значимых результатов и были прекращены.

Опыт промышленного применения тепловых аккумуляторов (ТА) имеется на зарубежных и отечественных ТЭС. Лидерами в практике применения ТА на ТЭС являются Скандинавские страны, Дания, ФРГ и другие страны Западной Европы. Сведения о применении ТА на тепловых, атомных и солнечных электростанциях наиболее подробно представлены в работах австрийских ученых, в частности, в переведенной на русский язык книге [1]. В России опыт применения ТА имеется на ТЭЦ Ленэнерго и на отдельных ТЭЦ в других городах, где используется открытая система горячего водоснабжения для покрытия потребления горячей воды в часы максимума водоразбора.

В настоящее время в организациях концерна «Энергоатом» в рамках проекта АЭС-2006 ведутся работы по созданию маневренных АЭС с системой аккумулирования тепловой энергии (САТЭ), с использованием высокой удельной энергоемкости высокотемпературных теплоносителей (на уровне 50-70 МВт-ч/куб. м в пересчете на электроэнергию). Особенность САТЭ с высокотемпературными теплоносителями состоит в возможности хранения теплоты при температурах 300-400°С в баках под атмосферным давлением. Если стоимость аккумулирующей среды высока, то применяются твердые наполнители (гравий, гранитная крошка, чугунные окатыши и др.), которые уже освоены при создании солнечных ЭС. Такие системы могут дать большой экономический эффект вследствие простоты и сравнительной дешевизны их создания и использования. В настоящее время завершается разработка эскизного проекта АЭС-2006 с САТЭ. Предполагается оснащение ТАС базовых ЭС, в первую очередь атомных станций.

Большие возможности по использованию САТЭ имеются в традиционной теплоэнергетике, в частности, в РФ до 84 ГВт производство электроэнергии осуществляется на ТЭЦ, главным образом по закрытой схеме теплоснабжения. В период отопительного сезона теплодинамические турбины не догружены на 15-20% и находятся в постоянном горячем вращающемся резерве. Этот недостаток обусловлен наличием жесткой связи одновременной генерации электрической и тепловой энергии, что легко разорвать за счет аккумуляторов горячей сетевой воды (до 95 °С). Такие схемы повсюду используются на ТЭЦ в странах ЕС, с начала 90-х годов ХХ в.

Применение аккумуляторов сетевой воды на ТЭЦ России обеспечит прирост пиковой мощности не менее чем на 16 ГВт, при этом ночная разгрузка на ТЭЦ составит 12 ГВт. В результате, не только сокращается необходимость ввода дорогостоящих газотурбинных установок, но дополнительно за счет ТАС на ТЭЦ обеспечивается дополнительная разгрузка и тем самым решается проблема прохождения ночных «провалов» нагрузки, что недостижимо при использовании ГТУ. Применение на ТЭЦ тепловых аккумуляторов для покрытия дополнительного спроса на электроэнергию в пиковой зоне гораздо эффективнее, чем сооружение новых ГТУ даже при меньших на порядок удельных капитальных затратах (без учета затрат на топливо). Однако включение в рассмотрение ТЭЦ резко усложнило бы анализ. Между тем цель статьи - не изучить все возможности применения аккумулирующих систем, а только оценить эффективность их применения в наиболее простых для анализа и массовых ситуациях.

Тарифы, дифференцированные по временным зонам. Уровень спроса на электроэнергию претерпевает резкие изменения в зависимости от времени суток, дней недели и сезонов года. Изложим коротко общую идею модели определения оптимальных дифференцированных тарифов4 - рассмотрим только влияние неравномерности спроса в течение суток. Обычно сутки делятся на три периода - три временные зоны: пиковую, дневную (полупиковую) и ночную. Для покрытия спроса в эти временные зоны используются разные типы электростанций, или генерирующих установок.

Типы электростанций также объединены в три группы: 1) базовые, которые работают во всех трех зонах суток (это атомные - АЭС и конденсационные - КЭС); 2) полупиковые, которые работают в дневной и пиковой зонах (это парогазовые установки - ПГУ); 3) пиковые, которые подключаются на периоды пиковых нагрузок (газотурбинные установки - ГТУ).

Смысл использования разных наборов генерирующих установок в зонах с разным уровнем нагрузки состоит в следующем: базовые ЭС характеризуются наименьшими топливными затратами на производство 1 кВт-ч электроэнергии, но при этом наибольшими удельными капитальными затратами на 1 кВт мощности. Поэтому их выгодно использовать в течение максимального количества часов работы. Минимальные капитальные затраты на создание 1 кВт мощности - у ГТУ. Но они потребляют максимальное количество топлива на производство 1 кВт-ч. Поэтому их имеет смысл подключать только для покрытия наибольших нагрузок - в пиковые часы суток. Промежуточное положение как по капитальным, так и по текущим затратам занимают ПГУ. Их отключают в ночные часы, они работают в пиковой и полупиковой зонах.

Для выделения временных зон суточный график нагрузки преобразуется в график нагрузки по продолжительности, поскольку для определения периодов работы генерирующих установок и затратных характеристик не имеет значения порядок временных единиц (систем, получасовых отрезков) с тем или иным уровнем спроса, а только их общее количество (общая продолжительность). График продолжительности нагрузки формируется из исходного графика суточной нагрузки путем перестановки временных единиц.

Обозначим индексом г номер временной зоны: пиковой г = 1, полупиковой (дневной) г = 2 и ночной г = 3, а также тип электростанции: ГТУ г = 1, ПГУ г = 2, АЭС г = 3, КЭС г = 4.

Если тепловая ЭС г-го типа работает в течение Т часов в год, то приведенные затраты на производство 1 кВт-ч энергии на ней равны:

Зг = МгКг / Т + pqг,

где К - удельные капиталовложения на создание мощности 1 кВТ; Иг = Е + а, где Е = 0,1 - коэффициент дисконтирования, аг - норма амортизации; qi - затраты

газа (кг у. т.) на производство 1 кВт-ч энергии на ЭС г-го типа; р - цена 1 кг условного топлива (1000 куб. м газа эквивалентны 1147 кг у. т.).

Величина ИгКг/Т может интерпретироваться как постоянная часть затрат, включающая нормативный эффект, необходимая, чтобы окупить капитальные затраты на создание установки. В дальнейшем для краткости всю величину ИК / Т будем называть нормативным эффектом.

Для г = 3 (атомные станции) величина рq3 должна быть замещена на удельные топливные затраты на АЭС, обозначим их Q3.

При малых значениях Т наиболее выгодным оказывается производство энергии на ГТУ как наименее капиталоемкой ЭС, хотя у нее самые высокие топливные за-

4 Подробное исследование оптимизации развития энергосистем и описание моделей определения оптимальных тарифов см. в работе [3].

траты qi. Однако с повышением Т приведенные затраты на ПГУ снижаются быстрее, чем на ГТУ. И после значения Т = Т1, для которого достигается равенство:

ед / т + pq, = N к2 / т + pq2,

более экономичной становится ПГУ. Этим равенством определяется оптимальное число часов Т1 работы ГТУ. Из аналогичного равенства:

N2К2 / Т2 + pqг = N3К3 / Т3 + <

приведенных затрат для ПГУ и АЭС определяется оптимальное число часов работы ПГУ - Т2.

Общая формула для оптимальной длительности Т работы ТЭС ьго типа имеет вид:

т =

Число часов работы АЭС - Т3 определяется техническими, а не экономическими условиями (необходимость остановки на плановые проверки и ремонты и т. п.). Оно принято равным 7000 ч.

С ростом относительной цены топлива для ТЭС (газа) по отношению к капитальным затратам на создание мощностей сокращается оптимальное количество часов работы пиковых и полупиковых электростанций - ГТУ и ПГУ - в течение года (длительности пиковой и дневной временных зон).

Эти соображения и выводы справедливы в предположении, что действующие станции отсутствуют или, по крайней мере, что совокупная мощность действующих ЭС каждого типа меньше, чем ее оптимальный уровень. Поэтому при появлении дополнительного спроса в ^й временной зоне его нельзя покрыть за счет увеличения загрузки электростанций с более высокими номерами (поскольку они на протяжении ьй зоны полностью загружены). Сейчас в большинстве регионов для пиковой и дневной зон это условие выполняется.

Особое место в энергобалансе занимают конденсационные электростанции (КЭС) на газе. В настоящее время такие станции не строятся (или строятся только в комбинации с ГТУ в составе ПГУ). ПГУ более экономичны чем КЭС, как по удельным капитальным затратам (К4 > К2), так и по топливной составляющей (q4 > q2) текущих затрат. Однако парк ранее созданных КЭС составляет значительную часть генерирующих мощностей, и их полное отключение на период ночного «провала» нагрузок невозможно.

При этом условии в ^й временной зоне ( = 1,2) замыкающим типом электростанций являются ЭС ьго типа. Приведенные затраты на покрытие 1 кВт-ч дополнительного спроса в этой зоне составляют:

г = Зi = / Т + рд1, i = 1,2.

Это и есть оптимальный тариф г для электроэнергии в этой зоне (г = Зг).5

Возможна ситуация, когда потребность в ночной энергии оказывается существенно меньшей, чем совокупная мощность действующих базовых ЭС, и по техническим причинам их загрузку нельзя снизить до уровня потребности. В такой ситуации «излишка» энергии в ночной зоне ее оптимальный тариф г3 = 0. Это ситуация, в которой наиболее эффективно применение аккумуляторов.

При возникновении дополнительного спроса в ночной зоне могут быть разные возможности его покрытия в зависимости от наличия не полностью загруженных действующих ЭС разных типов. Но чаще проблемой является не создание дополнительных мощностей, а их разгрузка - допустимая техническими условиями работа на уровне ниже нормативной мощности.

Если имеются действующие мощности тепловых электростанций и создавать на них новые мощности для покрытия ночного спроса невыгодно (поскольку цена

5 Значения оптимальных тарифов при разных значениях цены р см. в табл. 2, 3.

топлива р слишком велика), может возникать слишком много различных ситуаций. Описать их все с помощью формул, не исключая те или иные из них на основании количественных данных, нецелесообразно. В качестве основных (типичных) вариантов рассмотрим следующие два: 1) замыкающим типом электростанций служит АЭС, и Г = Оз ; 2) замыкающим типом служит КЭС, и Г3 = р^д .

Ситуация, когда замыкающими оказываются ПГУ не рассматривается, поскольку доля ПГУ в электробалансе очень мала по сравнению с КЭС.

В настоящее время в России действует двухставочный тариф, который состоит из платы за потребленную энергию и платы за подключенную мощность в часы пик (за участие в максимуме нагрузки).

Оценка эффективности аккумулирующих установок. Эффект создания и использования аккумулирующей установки состоит в том, что она запасает электроэнергию, производимую во временной зоне с низким тарифом и перемещает ее в зону с высоким тарифом. Наибольший эффект приносит перемещение ее из ночной зоны в пиковую. Далее рассматриваются две конструкции теплоаккумулирующих систем, которые различаются индексом j:

/ = 1 - ТАС1 (имеется в виду более проработанная конструкция ТАС с жидким наполнителем) и

j = 2 - ТАС2 (или ТАС с ТН) - с твердотельным наполнителем и уменьшенным количеством жидкого высокотемпературного теплоносителя.

Технически допустимый максимальный объем энергии (в кВт-ч), запасаемый ТАС, для удобства условно назовем «мощностью» данной аккумулирующей системы (не путать с мощностью генерирующей установки, измеряемой в кВт). Эффективность Э/ создания ТАС/ «мощностью» в 1 кВт-ч будет определяться выражением

Э/ =

где г^ - тариф на 1 кВт-ч электроэнергии в зоне /; Ыф=Е+аф, где аф = 0,033 - норма амортизации ТАС; п - КПД аккумулирующего устройства, принимается равным 80%; Тф = 300 - число дней работы ТАС в году. Предполагается, что ТАС «мощностью» в 1 кВт-ч может запасти и перенести во времени 1 кВт-ч энергии в сутки; Ф/ - удельные капиталовложения на создание 1 кВт-ч «мощности» ТАС/-го типа.

Величину капиталовложений К на создание генерирующей мощности в 1 кВт при использовании для расчета капитальной составляющей приведенных затрат на производство 1 кВт-ч энергии следует делить на число часов Т ее работы в год. В отличие от этого «мощность» ТАС измеряется количеством энергии, запасаемой и расходуемой в течение одних суток. Считается, что ТАС работает Тф = 300 сут. в году. Капитальная составляющая приведенных затрат на 1 кВт-ч энергии, перемещенной между временными зонами с помощью ТАС, равна Ф//Тф.

В формуле (5) тариф Г1 пиковой зоны приобретает разные значения в зависимости от того, идет ли речь о покрытии дополнительно возникающего спроса в пиковой зоне или о сокращении использования имеющихся мощностей ГТУ с целью снижения затрат газа. Во втором случае в качестве Г1 следует взять только топливную составляющую пикового тарифа.

В первом случае эффективность ТАС измеряется замещением затрат на создание дополнительных мощностей ГТУ (в пиковой зоне) или III У и на их работу (т.е. соответствующих затрат газа). Измеряемая таким образом эффективность создания единицы мощности ТАС окажется наименьшей, если дополнительный спрос равномерно распределен по временной зоне работы ГТУ: в этом случае потребуется наименьший объем новой мощности тепловых ЭС для производства заданного количества энергии. С учетом этого в формуле (5) в качестве г следует взять оптимальный тариф пиковой зоны,

как было описано в предыдущем разделе, т. е. с учетом постоянных затрат NjKi/Ti. При этом по формуле (5) определяется нижняя граница эффекта использования ТАС.

Если будут созданы достаточно большие мощности ТАС, позволяющие полностью заменить собой ГТУ в энергобалансе, то при достаточно высокой цене газа может оказаться выгодным дальнейшее наращивание мощностей ТАС с целью аналогичного вытеснения из энергобаланса также ПГУ. Вначале с помощью ТАС покрывается дополнительно возникающий спрос на энергию в пиковой и дневной зонах, затем сокращается использование действующих ПГУ. В этом случае в формулу (5) вместо Г следует ввести либо N2K2/T2+pq2, либо только pq2.

Прогнозы предстоящего роста цен на газ и соответствующих им приведенных затрат на покрытие дополнительного спроса за счет ГТУ и ПГУ показывают, что в будущем вполне вероятна ситуация, когда даже в условиях исчерпания энергии «ночного провала» будет выгоднее покрывать дополнительный спрос за счет увеличения мощностей атомных станций, оснащенных аккумулирующими устройствами. Обозначим эту систему АЭС + ТАС.

Если спрос в пиковой зоне полностью покрыт без участия ГТУ с помощью остальных типов ЭС и аккумулирующих установок и речь идет о наращивании мощности ТАС для снижения загрузки ПГУ, то принимается равенство (5) для i = 2, при r2 = pq2 или r2 = N2K2/T2+pq2. Сравнение удельных капиталовложений в создание ТАС и ПГУ с учетом длительности их работы свидетельствует, что первая из этих величин превышает вторую:

^К/Тф > N2K2/T2, j = 1,2.

Если замыкающие в ночной зоне - КЭС, то комбинация КЭС с аккумулирующими установками оказывается всегда менее эффективной, чем создание дополнительных мощностей ПГУ, поскольку и стоимость ночной энергии от КЭС превышает ее стоимость от ПГУ. Следовательно, использование ночной энергии КЭС в комбинации с ТАС эффективно только для замещения ГТУ, но не ПГУ (при любых ценах на газ).

В ситуации, когда ночная энергия действующих АЭС оказывается исчерпанной и будет применена схема АЭС + ТАС, формула (4) может быть использована с заменой Зн на приведенные затраты на производство энергии на АЭС: Зн =N3K3/T3+ Q3, где Q3 - топливная составляющая в затратах АЭС на производство 1 кВт-ч электроэнергии.

Критические уровни цены на газ. Выражения в правой части равенства (5) являются линейными функциями от цены р. Поэтому равенство (5) можно переписать в виде:

Э j

где А и B постоянные величины, не зависящие отp. (Конечно, для разных ситуаций коэффициенты А и B имеют разные значения.) С ростом цены p эффективность Э;-применения ТАС во всех ситуациях увеличивается, со снижением р - уменьшается. Используя формулу (7), можно для каждой ситуации определить такой уровень цены p*, что при p>p* применение ТАС оказывается эффективным (Э;- > 0). Назовем этот уровень цены р = р критическим для данной ситуации:

Э}

Приведем примеры формул для определения р* в ситуации замещения ГТУ и ПГУ, при условии, что гн = 0 (т. е. тариф ночной зоны равен 0). Из формул (1) и (5) при условии, что Э;=0, получим:

- критическая цена газа при сравнении с ГТУ:

p* =-^- ;

F [NKA^- q2)/N2K2- N1K1] + q

- критическая цена газа при сравнении с ПГУ:

р* =-^- .

У [ М2 К2(д2- д3)/М3К3- Ы2 К2] + д2

В следующем разделе будут рассмотрены количественные значения параметров, характеризующих генерирующие и аккумулирующие установки, и определены критические значения цены газа для различных ситуаций.

Если замыкающими в ночной зоне служат АЭС (но спрос выше минимума нагрузки), то в выражениях (7) и (8) в качестве приведенных затрат NфФj следует взять NфФj + Qъ.

Если замыкающие в ночной зоне - КЭС, то критическая цена при сопоставлении ТАС и ГТУ:

р* =__

[ ад (д - ^2 УN2 к 2 - ад ] + д -

Варианты прогнозов цен на газ и количественные оценки оптимальных дифференцированных тарифов. Как известно, даже технические параметры генерирующих и аккумулирующих установок характеризуются значительным разбросом. Гораздо большим разбросом и неопределенностью характеризуются долгосрочные прогнозные оценки. В наибольшей мере это относится к таким экономическим параметрам, как цены на топливо, в меньшей, но все же в значительной степени - к удельным капитальным вложениям и нормам амортизации.

В табл. 1-3 представлены исходные параметры ЭС и ТАС, на основе которых проводятся расчеты.

Поскольку прогнозы характеризуются большей неопределенностью, на основе анализа долгосрочных факторов были сформированы четыре варианта прогноза на 2015-2020 гг. экспортной цены газа из России в Европу за вычетом стоимости транзита - 40 долл./тыс. куб. м (табл. 2).

Таблица 1

Основные характеристики генерирующих и аккумулирующих устройств

Тип установок Удельные капиталовложения, К, Дисконт + амортизация, N Затраты топлива, д, кг т. у./кВТ-ч Нормативный эффект N¡K¡

тыс. долл./кВт тыс. руб./кВт долл./кВт тыс. руб./кВт

А 1 2 3 4 5 6

ГТУ, 1 = 1 750 24 0,15 0,45 112,5 3,6

ПГУ, 1 = 2 1125 36 0,13 0,24 149,6 4,8

АЭС, 1 = 3 2300 73,6 0,12 - 276,0 8,8

КЭС, 1 = 4 1250 40 0,133 0,32 166,3 5,3

При этом не очевидным является и ответ на вопрос, какие цены газа - внутренние или экспортные - следует сопоставлять с затратами на создание аккумулирующих установок. Дело в том, что в настоящее время внутренние цены на газ, пересчитанные в доллары по официальному курсу, оказываются значительно ниже экспортных. Если за счет установок ТАС удастся высвободить тысячи кубических метров газа, то эффект ТАС следовало бы рассчитывать в соответствии с той максимальной выручкой, которую может получить народное хозяйство от этой едини-

цы газа, т.е. с его экспортной ценой (которая выше внутренней на величину экспортной пошлины, пополняющей государственный бюджет страны). Однако если несмотря на большое превышение экспортных цен над внутренними, две трети газа используются для внутренних нужд, это означает, что полезность, эффект внутреннего использования газа значительно превышает ту его часть, которая отражается во внутренней цене. Иными словами, часть газовой ренты получают внутренние потребители газа. Следует сказать, что правительство не отказывается от политики форсированного повышения внутренних цен на газ и электроэнергию с целью приблизить их к мировым уровням. Согласно Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ [2, с. 115-117], внутренняя цена на газ (цена приобретения без НДС) в 2011 г. должна составить 120-125 долл./тыс. куб. м и повыситься за 2012-2015 гг. в 3-3,1 раза (в предположении, что курс доллара к рублю не будет возрастать). Это означает, что к 2015 г. цена на газ возрастет до 360-385 долл./тыс. куб. м. В 2020 г. цена возрастет еще на 10% (т. е. до 406-423 долл./тыс. куб. м).

Этот прогноз МЭР внутренней цены газа занимает среднее положение между 2-м и 3-м вариантами экспортной цены (табл. 3).

В Концепции [2, с. 117] приведены темпы роста цены, а также прогноз той же внутренней цены газа непосредственно в долларах (он может быть согласован с прогнозом темпов роста в предположении, что курс доллара к рублю будет быстро расти). Предположение о росте курса доллара не противоречит гипотезе об относительной стабильности параметров, характеризующих удельные капиталовложения на создание генерирующих и аккумулирующих установок, измеренные в долларах.

Основной расчет выполнялся на основе данных табл. 1.

Исходя из этих данных, можно рассмотреть ситуации, возникающие при определении оптимальной длительности работы и целесообразности создания новых мощностей тепловых электростанций в зависимости от цены р на газ.

В табл. 2 и 3 (см. также рис. 1)даны прогнозы цен на газ р, а также определяемые ими оптимальные длительности Т1 и Т2 работы ГТУ и ПГУ по формулам (2) и

(3). Длительность Т2 дана для ситуации, когда замыкающими в ночной зоне служат АЭС. Если замыкающие в ночной зоне КЭС, то, как было сказано выше, ПГУ должны работать максимально длительный период, какой допускают технические условия. В дальнейших расчетах он принят равным 6400 ч.

Оптимальные тарифы гг для г = 1 и г = 2 рассчитываются по формуле (4). Для ночной зоны (г = 3) приведен оптимальный тариф только для ситуации, когда замыкающими служат действующие КЭС, поскольку если замыкающие АЭС, то Г3 = Q3 не зависит от цены газа.

Рассмотрим в качестве примера расчеты величин Т1 и г1 при цене р = 262 долл./1000 куб. м, или 0,23 долл./кг у. т. (прогноз МЭР на 2015 г.). Согласно данным табл. 1 Л1К1 и Л2К2 равны соответственно 112,5 и 149,6 долл./кВт, д1 и q2 равны 0,45 и 0,24 кг у. т./кВт-ч. Подставив эти значения в формулу (1), получим:

^ 149,6 -112,5 1 Т =-:--х-= 774 ч.

1 0,45 - 0,24 0,23

Для расчета тарифа г1 используем формулу (4):

112,5

Г1 =

774

- + 0,23 х 0,45 = 0,25 долл./кВт-ч.

Таблица 2

Варианты прогнозов экспортных цен на газ, соответствующие им длительности работы ЭС и оптимальные тарифы

Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4

2011 г. 2015 г. 2020 г. 2011 г. 2015 г. 2020 г. 2011 г. 2015 г. 2020 г. 2011 г. 2015 г. 2020 г.

Цена*, долл. •

за 1 тыс. куб. м газа 504 594 720 378 396 432 277 290 317 189 198 216

за 1 кг у. т. 0,44 0,52 0,63 0,33 0,35 0,38 . 0,24 0,25 0,28 0,16 0,17 0,19

Число часов работы в год, Т,

ГТУ 402 341 282 536 512 469 732 699 640 1073 1024 939

ПГУ 1227 1038 853 1650 1573 1438 2279 2172 1980 3411 3246 2960

Оптимальный тариф на 1 кВт-ч с учетом рассчитанных часов работы, г,

пиковая зона, / = 1

руб. 15,28 18,00 21,82 " 11,46 12,00 13,09 8,40 8,79 9,61 5,73 6,00 6,55

долл. 0,48 0,56 0,68 0,36 0,38 0,41 0,26 0,27 0,30 0,18 0,19 0,20

дневная зона, I = 2

руб. 7,28 8,59 10,43 5,43 5,70 6,22 3,96 4,15 4,54 2,67 2,80 3,06

долл. 0,23 0,27 0,33 0,17 0,18 0,19 0,12 0,13 0,14 0,08 0,09 0,10

ночная зона / = 4

руб. 4,50 5,30 6,43 3,37 3,54 3,86 2,47 2,59 2,83 1,69 1,77 1,93

долл. 0,14 0,17 0,20 . 0,11 0,11 0,12 0,08 0,08 0,09 0,05 0,06 0,06

ночная зона / = 3 (АЭС)**

руб. 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08

* Соответствие между ценами в рублях и долларах всюду устанавливается по курсу 32 руб./долл. (курс мая 2009 г.). * * Здесь и в табл. 3 если замыкающие электростанции - АЭС, то г3 = 0$ не зависит от цены газа. Расчеты проводились в предположении =0,08 руб.

Таблица 3

Основной вариант (вариант 0): прогноз МЭР внутренних цен на газ, длительности работы ЭС и оптимальные тарифы*

Показатель 2011 г. 2015 г. 2020 г.

Цена, долл.

за 1 тыс. куб. м газа 140 262 337

за 1 кг у. т. 0,12 0,23 0,29

Число часов работы в год, Ti

ГТУ 1448 774 602

ПГУ 4717 2415 1858

Оптимальный тариф

на 1 кВт-ч с учетом

рассчитанных часов работы, г

пиковая зона, i = 1

руб. 4,24 7,94 10,21

долл. 0,13 0,25 0,32

дневная зона, i = 2

руб. 1,95 3,74 4,83

долл. 0,06 0,12 0,15

ночная зона, i = 4

руб. 1,25 2,34 3,01

долл. 0,04 0,07 0,09

ночная зона, i = 3

руб. 0,08 0,08 0,08

* См. сноски к табл. 2.

Как известно, мировые цены на газ обычно устанавливаются и пересматриваются в зависимости от уровней и динамики биржевых цен на нефть. Считается, что среднемировая цена на 1000 куб. м. газа устанавливается на уровне, в 3-4 раза превышающем цену 1 барр. нефти. (Динамика цены газа повторяет динамику цены нефти с лагом в полгода. Когда цена нефти росла, цена 1000 куб. м газа была примерно в 3 раза выше цены 1 барр. нефти (на данный день), когда цена падала, разрыв составлял примерно 4 раза.) Если принять, что разрыв в соотношении цен 1000 куб. м газа и 1 барр. нефти составляет 3,5 раза, это будет означать, что представленные в табл. 2 и 3 прогнозы цены газа на 2015 г. соответствуют разбросу цены нефти от 60 до 75 долл./барр. Прогнозу МЭР (табл. 3 - 262 долл./1000 куб. м) соответствует 75 долл./барр.

Часов

50 00 4500 40 00 3500 30 00 2500 20 00 1500 1000 500 0

РР Щ-п m

МП

вариант 1

вариант 2

вариант 3

вариант 4

вариант 0

Рис. 1. Расчетное число часов работы ЭС в году в зависимости от цены газа: Ш ПГУ 2020 г.; И ПГУ 2015 г.; Ш ПГУ 2011;  ГТУ 2020 г.;  ГТУ 2015 г.;  ГТУ 2011

Количественные оценки эффективности применения ТАС. В табл. 4 приведены характеристики работы аккумулирующих устройств и систем типа АЭС + ТАС. Величины Ф;- характеризуют удельные капиталовложения на создание АС, способной ежесуточно запасать и перемещать в другие временные зоны 1 кВт-ч энергии в сутки в течение Тф суток в год: Тф = 300, норматив N = e+a принят равным 0,13.

Таблица 4

Основные характеристики ТАС, АЭС+ТАС и ТАС с ТН

Удельные капиталовложения Нормативный эффект на 1 кВт-ч, NOj/Тф

Тип установок Ф, Ф/Тф

долл./кВт тыс. руб./кВт центы/кВт-ч руб./кВт-ч центы руб.

А 1 2 3 4 5 6

ТАС, j = 1 122,5 3,92 40,8 13,07 5,43 1,74

ТАС+ АЭС*, j = 1 40,8+32,9=73,7 13,17 9,62 3,08

ТАС с ТН, j = 2 69,7 2,23 23,2 7,43 3,09 0,99

ТАС с ТН + АЭС*, j = 2 23,2+32,9=56,1 7,54 7,28 2,33

В качестве удельных Тз=7000 час. капиталовложений на 1кВтч принята сумма ф j + K3 / T3, где К3=2300 долл./кВт,

Эффективность применения ТАС при разных прогнозных вариантах цены газа р в предстоящие годы проявляется при сравнении этих прогнозов с расчетными уровнями критической цены на газ р* для различных ситуаций. В расчетах учитывается, что со снижением цены на газ увеличиваются расчетные периоды работы ТЭС и снижаются их постоянные затраты на 1 кВт-ч.

Главным фактором, определяющим критические уровни цены р* для разных ситуаций, является стоимость ночной энергии, которую аккумулирует ТАС с целью перемещения в другие временные зоны, точнее, ночной тариф гн . В соответствии с разными значениями ночного тарифа и применением разных технических систем возникают следующие четыре ситуации:

- первая: нулевой ночной тариф гн = 0;

- вторая: замыкающие в ночной зоне АЭС с недогруженными мощностями гн = О3;

- третья: создание дополнительных мощностей АЭС с аккумулирующей системой АЭС+ТАС Гн = (#3К3/Т;)+О3;

- четвертая: замыкающие в ночной зоне - КЭС гн = рц4.

В табл. 5 (гр. 1, 2) показаны удельные приведенные затраты на производство энергии в ночной зоне и перемещение ее в другие зоны с помощью АС на основе формулы (4) и данных табл. 1 и 4. Далее в гр. 3-6 приводятся значения критических цен р* на газ на основе формул (5)-(9), позволяющих определить «ценовую зону» эффективного применения ТАС (начиная с которых ГТУ или ПГУ оказываются неконкурентоспособными).

Критические цены р* для описанных ситуаций и для сравнения прогнозные варианты цен на газ представлены на рис. 2.

В качестве примера рассмотрим проведение расчетов для типичной ситуации 4 (используется ночная энергия КЭС). Нормативный эффект, или нормативные затраты, связанные с применением ТАС1 равны 5,5 цента/кВт-ч (см. табл. 4). При цене газа р, равной критической цене 91 долл./тыс. куб. м, или 7,9 цента/кг у. т., 1 кВт-ч ночной энергии КЭС стоит 2,53 цента (см. табл. 1).

Таблица 5

Критические уровни цены на газ для описанных ситуаций

Номер си- Тип ТАС, Удельные приведенные затраты на ТАС Сравнение с ГТУ Сравнение с ПГУ

туации ] руб./кВт-ч цент/кВт-ч руб./тыс. куб. м долл./тыс. куб. м руб./тыс. куб. м долл./тыс. куб. м

А Б 1 2 3 4 5 6

1 1 1,74 5,4 1835 57 4010 125

2 0,99 3,1 1044 33 2371 74

2 1 1,82 5,7 1919 60 4185 131

2 1,07 3,3 1128 35 2546 80

3 1 3,08 9,6 3251 102 6946 217

2 2,33 7,3 2460 77 5307 166

4 1 2,75 8,6 2904 91

2 1,56 4,9 1652 52

Суммарные приведенные затраты (ночной тариф с учетом КПД ТАС, равного 0,8 + приведенные затраты, связанные с капиталовложениями на создание ТАС) равны 3,1 + 5,5 = 8,6 цента/кВт-ч. Оптимальный тариф в пиковой зоне также равен 8,6 цен-та/кВт-ч. Оптимальный период работы ГТУ при такой цене газа 71=2495 ч в год (в среднем 6,9 ч/сут.). В условиях, когда цена газар равна критической цене р*, аккумулирующая система получает только нормативную прибыль, т. е. прибыль, позволяющую окупить затраты, связанные с созданием ТАС. При более высокой цене (р >р*) АС получит сверхприбыль.

Как уже отмечалось, использование ТАС для перемещения энергии, производимой на КЭС, может быть эффективно только с целью замещения ГТУ. Создание ТАС для замещения ПГУ в этих условиях невыгодно ни при каких ценах на газ. Поэтому соответствующие строки в гр. 5, 6 табл. 5 остались пустыми.

Эти расчеты показывают, что в условиях, когда замыкающими в ночной зоне служат АЭС (т. е. когда ночная энергия практически даровая), начиная уже с внутренней цены газа 80-90 долл./тыс. куб. м (это соответствует 27-30 долл./барр. нефти), становится эффективным использование ТАС для аккумуляции энергии «ночного провала», а начиная со 150-225 долл./тыс. куб. м (что соответствует 50-75 долл./барр. нефти) становится эффективным даже замещение тепловых ЭС системой АЭС+ТАС.

Пока нет достаточного опыта применения ТАС, поэтому стоимость их создания и обслуживания на практике может оказаться значительно отличающейся от ожидаемой. Однако расчеты свидетельствуют, что возможные ошибки в прогнозах стоимостных параметров ТАС в целом не противоречат выводу о высокой экономической эффективности их применения для замещения ночной энергией действующих АЭС энергии ГТУ в пиковые часы. Даже при увеличении удельных капиталовложений на создание ТАС на 50% критические цены на газ для этой ситуации оказываются ниже внутренних, действовавших в 2009 г., и тем более, значительно ниже всех прогнозных вариантов. Это относится также к ситуации, когда замыкающими ЭС в ночной зоне являются КЭС. Расширение мощностей АЭС+ТАС также остается эффективным для всех вариантов прогноза цен на газ при сравнении с ГТУ.

При цене газа, равной по прогнозу МЭР на 2011 г., покрытие дневного спроса с помощью ТАС2 (ТАС с ТН) выгодно даже при капитальных вложениях, увеличенных в 1,5 раза, а ТАС перестает быть выгодным при увеличении капитальных вложений на 20%.

Вводить новые мощности АЭС+ТАС для покрытия дневного спроса становится выгоднее, чем использовать ПГУ при ценах на газ выше 230-270 долл./1000 куб. м (по прогнозу МЭР на 2015, 2020 г. цена за 1000 куб. м газа будет 262 и 337 долл. соответственно). Иными словами, может оказаться, что с 2015 г. использование ПГУ также окажется неконкурентоспособным по сравнению с АЭС+ТАС.

скА1

и»*

с«^

С«"

К?

Прогнозы

0

а0 3

з

Л

>

Критические цены

]

0 2 0 0 400 6 0 0 8 00

Долл./1000 куб. м

Рис. 2. Прогнозные (по вариантам 1-0) и критические цены на газ для аккумулирующих систем:  сравнение с ГТУ;  сравнение с ПГУ

Сравнительная эффективность использования ГАЭС и ТАС. В предстоящие годы будут вводиться ГАЭС, параметры которых отражены в табл. 6. В ней капиталовложения даны в текущих ценах (с учетом инфляции по годам строительства ГАЭС). Ввиду трудности прогнозирования инфляции на перспективу предпочтительнее определить капиталовложения в постоянных ценах 2009 г. Эта информация имеется только по Ленинградской ГАЭС, которая представлена в работе Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике в 2009 г. при оценке целесообразности строительства Ленинградской ГАЭС.

Для нее удельные капиталовложения в постоянных ценах 2009 г. приняты в размере 65,3 тыс. руб./кВт, или в долларах (по курсу 32 руб./долл. на май 2009 г.), 2040 долл./кВт. Это согласуется с данными табл. 6. Для сравнения приведем данные о удельных капиталовложениях для ГТУ - 23,9 тыс. руб./кВт, для ПГУ -36,6 тыс. руб./кВт (см. табл. 1).

Таблица 6

Капиталовложения и вводимая мощность ГАЭС по данным ОАО «Русгидро» на 2009-2020 гг.

ГАЭС Вводимая мощность, МВт Удельные капиталовложения, тыс. руб./кВт

Загорская 840 76,19

Ленинградская 1560 88,62

Центральная 1285 136,96

Курская 465 82,6

Чтобы сравнить эффективность ГАЭС с эффективностью ТАС, а также ГТУ и ПГУ, следует заметить, что удельные капитальные затраты на создание ГАЭС зависят от возможности запасать и отдавать энергию в единицу времени, и как для генераторов, а не от общего объема энергии, аккумулируемой в сутки, как для ТАС. Поэтому связанные с созданием ГАЭС приведенные затраты на перемещение 1 кВт-ч энергии между временными зонами снижаются пропорционально росту длительности работы ГАЭС в сутки. Для оценки ее эффективности можно использовать формулу (5), заменив капитальную составляющую ИфФ. /Тф на величину

ИГКГ /ТГ, где нижний индекс «г» обозначает, что показатель относится к ГАЭС:

ЭГ =

Рассмотрим, при какой длительности ТГ работы становится эффективным применение ГАЭС для разных значений цены газа на примере Ленинградской станции.

Прежде всего следует заметить, что эффективность ГАЭС превышает эффективность ТАС только при большой длительности ее работы:

NКг /Тг < NфФ. /Тф .

Затраты на аккумуляцию 1 кВт-ч энергии с помощью ТАС и ГАЭС различаются только их капитальной составляющей. Удельные капиталовложения на 1 кВт КГ = 65,3 тыс. руб. превышают Ф;- (Ф;=3,92, Ф2 = 2,23 тыс. руб.) в 16,66, или в 29,3 раза. Поэтому ГАЭС может стать более эффективной, чем ТАС, только за счет длительного периода работы в сутки: 16,66 или 23,3 часа в сутки (Ф. рассчитаны в предположении, что ТАС работает 1 ч в сутки). Поскольку ГАЭС может запасать энергию не более чем в течение половины суток, 12 ч (по крайней мере, половину суток ГАЭС должна работать, отдавая энергию), это означает, что ГАЭС всегда по эффективности уступает ТАС.

Оценим на примере Ленинградской ГАЭС, какую экономию может дать создание ТАС, способных ее заменить. Пусть ГАЭС каждые сутки в период пиковой нагрузки в течение 4 ч отдает запасенную в ночные часы электроэнергию. В этих условиях, чтобы заменить 1 кВт мощности ГАЭС, ТАС должна запасать 4/п кВт-ч ночной энергии, где П - КПД ТАС. Согласно данным табл. 4, стоимость (капитальные затраты) ТАС (j = 1) такой мощности составляет 4 х 300 х 13,07 = = 15,7 тыс. руб. Это стоимость (капитальные затраты) единицы «мощности» ТАС, эквивалентной 1 кВт мощности ГАЭС. Стоимость последней - 65,3 тыс. руб., т. е. в 4 раза выше. Для ТАС с ТН j = 2) стоимость единицы «мощности», эквивалентной 1 кВт, еще ниже: 4 х 300 х 7,43 = 8,9 тыс. руб. Общая мощность ГАЭС составляет 1560 тыс. кВт. Создание ГАЭС и ТАС эквивалентной «мощности» требует для них капиталовложений (млрд. руб.):

ГАЭС: 1560 х 65,3 тыс. руб./кВт = 102; ТАС, j = 1: 1560 х 15,7 = 24,46; ТАС с ТН, j = 2: 1560 х 8,9 = 13,9.

Можно принять, что у тепловых аккумуляторов такой же КПД, как и у ГАЭС -П. Это означает, что затраты, связанные с применением ГАЭС и ТАС различаются только по капиталовложениям, а не по текущим издержкам.

Капитальные затраты на ТАС в 4-6 раз ниже, чем на ГАЭС.

Механизм стимулирования реализации ТАС. Выше были представлены оценки высокой эффективности ТАС, применение которых часто оказывается значительно более эффективным, чем создание новых генерирующих мощностей. Однако чтобы это важное направление технического развития было реализовано, необходима соответствующая экономическая заинтересованность. Главным механизмом экономической оценки использования аккумуляторных установок и обоснования мотивации их применения является признание энергии в разных временных зонах разными товарами с разными ценами, т.е. применение тарифов, дифференцированных по временным зонам. Частично эту задачу выполняет действующий в настоящее время двухставочный тариф. Более адекватную оценку экономического эффекта применения аккумулирующих систем дает введение в практику оптимальных дифференцированных тарифов. Ниже приводятся расчеты эффекта применения ТАС по действующему двухставочно-му тарифу и по оптимальному трехставочному тарифу.

Анализ тарифов, дифференцированных по трем зонам суток, предложенных в действующих «Методических указаниях» Федеральной службы по тарифам (ФСТ) России свидетельствует, что оплата в пиковой зоне оказывается только в 1,5-2 раза выше, чем в полупиковой зоне. Этот разрыв явно недостаточен, чтобы стимулировать потребителя выйти из пиковой зоны. Причина слишком малого разрыва состоит в том, что в предложенной схеме трехставочный тариф рассчитывается на основе двухставочного тарифа, причем ставка платежа за заявленную мощность распределяется равномерно по всем зонам суточного графика нагрузки. В работе [3] показано, что двухставочный тариф, близкий по своим количественным характеристикам и по воздействию на потребителей к оптимальному трехставочному, должен учитывать плату за заявленную мощность только для потребляющих энергию пиковой зоны.

Следует учитывать, что и слишком малые, и излишне большие разрывы в значениях тарифа для разных временных зон контрпродуктивны. Если отрыв пикового тарифа от дневного или ночного мал, то тариф не будет стимулировать выход потребителей из пиковой зоны. Если тариф в пиковой зоне необоснованно завышен, это будет стимулировать производителей создавать мощности ГТУ сверх обоснованного количества, расширять зону пиковой нагрузки и т. д. Поэтому наиболее обоснованным следует считать установление дифференцированных тарифов в со-

ответствии с правилами и моделями теории оптимизации функционирования электроэнергетических систем [3], которые коротко изложены выше.

Оценка эффективности ТАС по двухставочному тарифу. В качестве примеров для количественных расчетов используем значения тарифа 2009 г. Для некоторых наиболее крупных потребителей устанавливаются специальные тарифные ставки;

(1) для «прочих потребителей» по Ленинградской области в диапазоне высокого напряжения:

плата за мощность 345 руб./кВт в месяц, или 4140 руб./кВт в год, плата за энергию 94 коп./кВт-ч и

(2) для АЭС:

плата за мощность 410 руб./кВт в месяц, или 4900 руб./кВт в год плата за энергию 16,5 коп./кВт-ч.

Оценим эффективность создания ТАС для перемещения 1 кВт-ч энергии из зоны «ночного провала» спроса в пиковую зону по действующему двухставочному тарифу. Допустим, что потребитель заявляет о подключении дополнительной мощности 1кВт, участвующей в максимуме нагрузки. Обычно считается, что длительность пиковой зоны составляет 4 ч в сутки. Чтобы дополнительно созданная аккумулирующая установка могла взять на себя ответственность за покрытие дополнительного спроса, она должна запасать и перемещать в пиковую зону ежесуточно 4 кВт-ч энергии. Согласно табл. 4, капитальные затраты на создание ТАС двух типов - / = 1 и / = 2 - такого объема составляют 4Ф], т. е. соответственно 490 долл., или 15,7 тыс. руб. и 279 долл., или 8,9 тыс. руб. Постоянные затраты, связанные с такими капиталовложениями (включая нормативный эффект, позволяющий окупить капиталовложения), 4#фФ] = 2038 и 1160 руб. в год.

Тарифные платежи за потери энергии в ТАС, связанные с отличием их кпд от 1, составляют не более 13% постоянных затрат. Суммарные (постоянные и текущие) затраты, связанные с применением ТАСь равны 2320 руб. (по тарифу (1)) или 2087 руб. (по тарифу (2)) в год. Для ТАС2 затраты значительно ниже. Сравнивая эти величины с годовыми платежами за подключенную мощность (4140 или 4900 рублей за 1кВт в год), видим что применение ТАС эффективно и при действующем двухставочном тарифе.

Суммарные затраты, связанные с применением ТАС, включающие нормативный эффект капиталовложений, равны по тарифу (2) 2087,5 и 1210 руб. в год, по тарифу (1) 2320 или 1442 руб. в год. Как видим, годовые платежи за участие в максимуме нагрузки (4140 или 4900 руб.) вдвое (для г = 1) и вчетверо (для / = 2) превосходят эти величины.

Таким образом использование действующего двухставочного тарифа, как и оптимальных тарифов, свидетельствует об эффективности применения ТАС. Тем более эффективными являются ТАС с ТН.

В качестве конкретного примера оценим годовой экономический эффект, который получит компания от создания Ленинградской ГАЭС (см. с. 47) и который получила бы она от создании ТАС такой же «мощности». Ленинградская ГАЭС будет иметь мощность 1560 МВт. Она будет получать в год от потребителей за мощность

при тарифе (1) 1560 тыс. кВт х 4140 руб./кВт = 6,46 млрд. руб.

при тарифе (2) 1560 тыс. кВт х 4900 руб./кВт = 7,644 млрд. руб.

Столько же получают ТАС.

Суммарным капитальным вложениям на создание Ленинградской ГАЭС и двух типов ТАС, эквивалентных ей по «мощности», соответствуют годовые размеры нормативного эффекта, или нормативной прибыли - 13% капиталовложений: 13,3; 3,2 и 1,8 млрд. руб. Сравнение этих величин с доходом от применения данных ак-

кумулирующих систем по действующему двухставочному тарифу (6,46 или 7,6 млрд. руб.) свидетельствует, что этот доход не окупает нормативного эффекта для ГАЭС, но окупает - для обоих типов ТАС.

Прибыль от применения ТАС при оптимальном трехставочном тарифе. Приведем оценки дохода от создания ТАС с целью перемещения энергии из ночной зоны в пиковую и дневную в условиях действия оптимального трехставочного тарифа. Оптимальный тариф в каждой зоне отражает приведенные затраты на производство энергии замыкающим типом электростанций в данной зоне. Поэтому сальдо платежей по тарифу характеризует реальный выигрыш, доход от применения ТАС, равный затратам на ГПУ или ПГУ за вычетом стоимости ночной энергии.

Этот доход можно сравнить с приведенным нормативным эффектом капитальных вложений в создание ТАС.

В табл. 7 (гр. 1) приведены оценки дохода от перемещения энергии с помощью ТАС, ТАС с ТН и нормативного эффекта соответствующих капитальных вложений для цены газа 262 долл./тыс. куб. м (прогноз МЭР на 2015 г.). Этот уровень цены газа соответствует цене нефти 60-70 долл./барр. При такой цене газа оптимальный период работы ГТУ (Т) составляет 774 ч в год (см. табл. 3), или в среднем 2,12 ч/сут. Оптимальная длительность работы ПГУ (Т2) составляет 2415 ч в год (6,6 ч/сут.), если замыкающими в ночной зоне являются АЭС, и 6400 ч (время максимально допустимое по техническим условиям), если замыкающие - КЭС. В качестве исходных взяты данные табл. 1 и 3. Для строки ГТУ в столбце (1) представлена разность стоимости пиковой и ночной энергии, замещающей 1кВт ГТУ в течение Т часов:

r

(Г - ^ )T1. п

В табл. 7 (гр. 2) - нормативный приведенный эффект создания ТАС, способный замещать в течение Т часов: ЩФ\Т\.

В табл. 7 (гр. 3) показана разность этих величин. Ее можно интерпретировать, как сверхприбыль, которая будет получена от создания и работы в течение года ТАС такого размера.

Таблица 7

Оценки дохода от замещения энергии с помощью ТАС и ТАС+ТН для КЭС и АЭС

ТАС, j = 1 Доход от замещения 1 кВт ночной энергией, долл. Приведенный нормативный эффект Сверхприбыль от замещения 1 кВт «мощности» ГТУ или ПГУ ночной энергией

1 кВт ТАСь долл. 1 кВт ТАС2, долл. ТАС1 ТАС2

Замыкающие ЭС в ночной зоне Замещаемые ЭС руб. долл. руб. долл.

А Б 1 2 3 4 5 6 7

КЭС ГТУ ПГУ 121,3 61,3 42,0 131,2 23,911 74,622 2538 -2234 79,3 -69,8 3118 -425 97 -13

АЭС ГТУ ПГУ 189,6 274,5 42,0 131,2 23,911 74,622 4723 4586 147,6 143,3 5303 6396 166 200

Аналогичный смысл имеют показатели в строке ПГУ.

Рассмотрим в качестве примера ситуацию с созданием ТАС для замещения ГТУ ночной энергией КЭС с помощью Ленинградской ГАЭС и с помощью ТАС такого же размера. Годовой доход от перемещения энергии в пиковую зону длительности Т составит 121,3 долл./кВт х 1560 тыс. кВт = 189,2 млн. долл. или 6,06 млрд. руб. Если замыкающими в ночной зоне будут АЭС, то доход составит:

189,6 х 1560 тыс. = 295,8 млн. долл., или 9,46 млрд. руб.

Нормативный приведенный эффект для ГАЭС равен 13,3 млрд. руб. (см. выше). Он будет намного превышать полученный доход.

Нормативный приведенный эффект для ТАС соответствующего размера составит:

7 = 1, 42 долл./кВт х 1560 тыс. кВт = 65,5 млн. долл., или 2,1 млрд. руб.;

7 = 2, 23,9 долл./кВт х 1560 тыс. кВт = 37,3 млн. долл., или 1,2 млрд. руб.

Оба типа ТАС окажутся высокоэффективными. Сверхприбыль составит 4-8 млрд. руб. (для разных ситуаций).

Основные выводы. Прогнозы цен на газ свидетельствуют, что в предстоящие годы будут быстро расти топливные затраты на производство энергии на тепловых электростанциях по сравнению с удельными капиталовложениями на создание ТАС. Будет увеличиваться также разность между затратами на покрытие спроса в разных временных зонах, которые отражаются в оптимальных тарифах, дифференцированных по времени суток (см. табл. 2 и 3). Расчет критических уровней цены газа (цены, при которых применение ТАС становится более эффективным, чем создание ГТУ и ПГУ) свидетельствует, что применение ТАС может стать неэффективным, только при нереально низких ценах на топливо (см. табл. 6 и рис. 2). Эффективность ТАС существенно различается в зависимости от того, являются ли замыкающими в ночной зоне АЭС (с очень низкими топливными затратами на запасаемую ночную энергию) или действующие КЭС (с более высокими затратами).

Замыкающие в ночной зоне - АЭС. В этом случае уже при цене выше 57 долл./1000 куб. м (т. е. при современной внутренней цене) создание ТАС с жидким наполнителем с целью перемещения ночной энергии в пиковую зону оказывается более эффективным, чем создание дополнительной мощности ГТУ. Тем более, это верно в отношении ТАС с ТН (с твердым наполнителем), так как капиталоемкость этой последней системы почти вдвое ниже (см. табл. 4 и рис. 2).

Если учитывать прогнозную цену на 2015-2020 гг. (см. табл. 2 и 3), то эффективным оказывается не только применение ТАС (и ТАС с ТН) для перемещения ночной энергии действующих АЭС, но и специальное создание дополнительной мощности АЭС для работы в комбинации с ТАС с целью покрытия дополнительного спроса в пиковой зоне. Эффективность работы системы АЭС+ТАС оказывается выше, чем эффективность создания ГТУ, начиная с цены газа 102 долл./1000 куб. м.

При прогнозных ценах на 2015-2020 гг. выгоднее применение ТАС для перемещения ночной энергии также в дневную зону. С уровня цены газа в 125 долл./1000 куб. м, это оказывается более эффективным, чем создание дополнительных мощностей ПГУ. Создание системы АЭС + ТАС выгоднее, чем создание новых мощностей ПГУ, если цена газа выше 217 долл./1000 куб. м.

Размер экономии от применения ТАС можно проиллюстрировать для конкретной ситуации. Пусть цена на газ составляет 262 долл./1000 куб. м (прогноз МЭР России на 2015 г.), и объем ночной энергии, перемещаемой из ночной зоны в пиковую, соответствует масштабам Ленинградской ГАЭС (см. табл. 6). В этой ситуации годовая нормативная прибыль (нормативный эффект) ЕК (Е - коэффициент дисконтирования, К - капитальные вложения) от создания ТАС с жидким наполнителем составит 2,1 млрд. руб. (от создания ТАС с ТН 1,2 млрд. руб.). Прибыль, рассчитанная по разности уровней оптимального тарифа для энергии пиковой и ночной временных зон (или от замещения ГТУ) - 9,46 млрд. руб., что существенно превышает нормативную прибыль.

Замыкающие в ночной зоне - действующие КЭС. В этом случае создание ТАС с жидким наполнителем эффективно при цене газа выше 81 долл./1000 куб. м, ТАС с ТН эффективно при цене газа выше 46 долл./1000 куб. м.

В конкретной ситуации, когда цена газа составляет 262 долл./1000 куб. м, и объем энергии, перемещаемой в пиковую зону, соответствует мощности Ленинградской ГАЭС, при ночном тарифе, равном топливной составляющей затрат действующих КЭС, замыкающих ночную зону, прибыль от применения -6,06 млрд. руб. Когда замыкающие электростанции в ночной зоне - АЭС, прибыль значительно больше. Капиталоемкость ТАС обоих типов гораздо ниже, чем создаваемые сейчас ГАЭС. Так, капиталовложения на создание двух рассматриваемых типов ТАС, эквивалентных по «мощности» Ленинградской ГАЭС, составляют 24,5 и 13,9 млрд. руб., в то время как на создание ГАЭС требуется 102 млрд. руб.

Выявлению и надежному измерению эффективности применения ТАС, в разнообразных ситуациях, возникающих на практике, повышению его экономической выгодности и привлекательности для инвесторов будет способствовать введение тарифов на электроэнергию, дифференцированных по времени суток. Имеются теоретические разработки и практический опыт применения дифференцированных тарифов. Как показывают расчеты прибыли от применения ТАС, они экономически эффективны и в условиях действующего двухставочного тарифа, хотя эффект оказывается значительно заниженным. Точную оценку прибыли от применения ТАС и эффекта соответствующих инвестиций дают расчеты по оптимальному трехставочному тарифу.

Возможности замещения ПГУ ограничиваются ситуациями, когда замыкающим типом станций в ночное время являются АЭС, когда прогнозные цены газа достаточно высоки. При замыкающих КЭС - использование ТАС для переброса энергии «ночного провала» оказывается эффективным по сравнению с ГТУ и ПГУ, при всех вариантах прогнозов цен на газ для 2011, 2015 и 2020 гг., за исключением сравнения с ПГУ при прогнозе МЭР России на 2011 г.

Литература

1. Бекман Г., Гилли П. Тепловое аккумулирование энергии. М.: Мир, 1987.

2. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации. Сайт Минэкономразвития РФ, август 2008 г. Приложения «Основные параметры прогноза социально-экономического развития РФ на период 2020-2030 годов».

3. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Оптимальные тарифы на электроэнергию» — инструмент энергосбережения. М.: Энергоатомиздат, 1991.