Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Развитие ГАЭС в энергетике северозападного региона .
1.1. Особенности ГАЭС и её функции в энергосистеме
1.2. Основные технико-экономические проблемы развития энергетики Северо-Западного региона
1.3. Актуальность и предпосылки строительства Ленинградской ГАЭС
Краткая информация о проекте
Роль ГАЭС в регулировании перспективного баланса мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада
Роль ГАЭС в расширении маневренных возможностей электростанций и в покрытии неравномерного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада
Выводы по главе I
ГЛАВА II. Методы сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС
Анализ технико-экономических показателей ГАЭС Характеристика режимов работы ГАЭС
Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС
Мощностной эффект от строительства ГАЭС
Топливный эффект от строительства ГАЭС
Метод сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с альтернативными источниками энергии
Выводы по главе II
Методы оценки эффективности использования ГАЭС в энергосистеме ММИ
Методика оценки эффективности использования ГАЭС Оценка показателей эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме Северо-Западного региона 79 з
Показатели эффективности без учета системных эффектов
Показатели эффективности с учетом системных эффектов
Анализ чувствительности проекта к неопределенности и рискам
Влияние инфляции на обоснование целесообразности инвестиций в ГАЭС Сущность инфляции, взаимосвязь инфляции и инвестиций
Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС без учета инфляции
Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС с учетом инфляции
Выводы по главе III
Механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности .
Принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности
Общие принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности в России и за рубежом Устройство рынка мощности в России
Ценовые параметры и структура рынка мощности Принципы и механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС
Распределение единовременного и текущего эффектов от ГАЭС между получателями услуг Оценка реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС
Корректировка механизма финансирования ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности Методика обоснования платы за мощность для ГАЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности
4.4. Оценка тарифа на обеспечение системной надежности 93 100
Перспективы развития рынка системных услуг в России с учетом ГАЭС .
4.4.2. Методика расчета размера тарифа на услуги по обеспечению системной надежности 170
Выводы по главе IV 176
Заключение 178
Библиографический список 185
- Основные технико-экономические проблемы развития энергетики Северо-Западного региона
- Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС
- Показатели эффективности с учетом системных эффектов
- Ценовые параметры и структура рынка мощности Принципы и механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС
Введение к работе
Актуальность исследования. В энергетической стратегии развития Росси на перспективу до 2030 г. имеет место тенденция увеличения доли АЭС в структуре генерирующих мощностей, а также строительства АЭС и ТЭС с турбоагрегатами большой единичной мощности и укрупнение электростанций, что в свою очередь приводит к ухудшению маневренных свойств энергосистемы.
Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям обеспечения суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. В современных условиях практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа, испытывают проблемы не столько с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов.
Одним из возможных путей решения проблемы может стать строительство
гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), обладающих высокими маневренными
возможностями. Причем, в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС,
ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в
насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузки,
обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, способствуя снижению
межсистемных перетоков мощности, повышению качества и надежности
энергоснабжения потребителей.
Важным фактором, повлиявшим на развитие энергосистем, стало появление
рыночных условий их функционирования. Развитие энергетического рынка требует
нового концептуального подхода к обоснованию эффективности энергосистем. Рыночные
условия функционирования энергосистем, изменение условий покупки-продажи
электроэнергии и мощности увеличивают роль системных факторов, обеспечивающих
надежность и качество энергоснабжения. В этих условиях роль ГАЭС, которые
используются как системный регулятор, особенно возрастает. Однако
гидроаккумулирование не получило широкого развития в России. Это связано, в первую очередь, с недостаточно полным учетом системных факторов и механизмов стимулирования развития ГАЭС, а также реализацией этих механизмов в новых условиях функционирования конкурентного энергетического рынка. Это предопределяет необходимость дальнейшего исследования по выявлению системных эффектов,
оказываемых ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности и разработке методов и механизмов их реализации.
Следует также отметить, что при оценке экономической эффективности энергетических объектов существенным фактором, оказывающим влияние на их эффективность, является учет инфляции в технико-экономических расчетах. Этот фактор приобретает особое значение для энергетических объектов, имеющих нормативный срок эксплуатации 30 лет, а в ряде случаев и 50 лет, например, для ГАЭС.
Таким образом, на современном этапе одной из ключевых задач при обосновании развития ГАЭС в условиях функционирования энергетического рынка является задача совершенствования методики оценки их экономической эффективности, разработка методов и механизмов учета системных эффектов, оказываемых ГАЭС в условиях функционирования рынка энергии, влияние инфляции на оценку экономической эффективности энергетических объектов, имеющих длительный срок эксплуатации.
Состояние научной разработанности проблемы. Методические вопросы
обоснования эффективности энергетических объектов, в том числе ГАЭС, изучаются в
отечественной и зарубежной научной литературе. Среди трудов отечественных
исследователей данного направления можно выделить работы Б.Л.Бабурина,
П.П.Безруких, Л.С.Беляева, В.В.Болотова, М.Ф.Губина, В.В.Елистратова, А.Н.Зейлигера,
А.С.Козлова, Э.М.Косматова, А.А.Макарова, В.А.Непомнящего, В.В.Новожилова,
Е.В.Обухова, В.Р.Окорокова, Р.В.Окорокова, А.М.Резняковского, Л.Д.Хабачева,
Е.В.Цветкова, Д.С.Щавелева, В.С.Шарыгина и др.
Область исследования. Диссертационное исследование проведено по специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством», паспорта специальностей ВАК в рамках раздела 1 «Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами»: пункты 1.1.15. «Теоретические и методологические основы эффективности развития предприятий, отраслей и комплексов народного хозяйства» и 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».
Целью исследования является разработка принципов и методов эффективного
функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка электроэнергии и мощности.
Объектом исследования являются гидроаккумулирующие электростанции,
вырабатывающие электроэнергию в дневные часы суток и потребляющие ее в ночной период времени.
Предмет исследования – система технико-экономических, организационных,
финансовых, правовых механизмов, обеспечивающих эффективное функционирование ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности.
Теоретической и методологической основой исследования послужили теоретические основы экономики и управления, обоснования эффективности инвестиционных решений, методы системного анализа, теории функционирования рынка электроэнергии и мощности.
Информационной базой диссертации служили материалы Госкомстата РФ,
«Энергетическая стратегия России до 2030 года», нормативно-правовые акты в области регулирования рынка электроэнергии, энергетических компаний ОАО «РусГидро», ОАО «Системный оператор», Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, материалы Интернета. Для достижения поставленной цели исследования необходимо решить следующие
задачи:
-
Рассмотреть особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложить классификацию системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющую формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффективность функционирования ГАЭС. Разработать методику и провести экономическую оценку эффектов от функционирования ГАЭС.
-
Разработать методы сравнительной экономической эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Провести комплексную и сравнительную оценку экономической эффективности ГАЭС и выявить влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.
-
Исследовать влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций с учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты в ГАЭС. Предложить метод учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС.
-
Разработать принципы и предложить механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности для повышения ее конкурентоспособности. Провести оценку реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС.
-
Разработать методику обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности.
Научная новизна исследования состоит в разработке методики оценки конкурентных преимуществ функционирования ГАЭС с учетом системных эффектов на рынке электроэнергии и мощности, а также методов и механизмов реализации этих эффектов, позволяющих более обоснованно принимать решения о вложении инвестиций в сооружение ГАЭС с учетом фактора инфляции и использования сопоставимых цен. К числу результатов, обладающих признаками научной новизны и выносимых на защиту, относятся:
-
Рассмотрены особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложена классификация системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющая формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффективность функционирования ГАЭС. Разработана методика и проведена экономическая оценка эффектов от функционирования ГАЭС.
-
Разработаны методы сравнительной экономической эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Проведена комплексная и сравнительная оценка экономической эффективности ГАЭС и выявлено влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.
3) Исследовано влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций в ГАЭС с
учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты. Предложен метод
учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС, основанный на
использовании сопоставимых цен.
4) Разработаны принципы и предложены механизмы реализации системных эффектов при
функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности. Проведена оценка
реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС.
5) Разработана методика обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном
оптовом рынке электроэнергии и мощности с использованием рыночного механизма -
договоров о предоставлении мощности (ДПМ).
Теоретическая и практическая значимость диссертационного исследования состоит в разработке методов и механизмов эффективного функционирования ГАЭС, повышающих ее конкурентоспособность на энергетическом рынке и позволяющих более обоснованно подойти к оценке целесообразности их сооружения. Материалы диссертации имеют теоретическую и практическую значимость и могут представлять научный интерес для научно-исследовательских, проектных энергетических организаций и энергетических компаний, функционирующих на рынке электроэнергии и мощности. Разработанные
материалы могут использоваться в учебном процессе высших учебных заведений по соответствующему профилю.
Апробация результатов исследования. Основные результаты представлены и опубликованы в сборнике ХIY Всероссийской научно-методической конференции «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах» (СПб, 2010), в материалах Всероссийской научной конференции «Оценка эффективности инвестиционных проектов в энергетике с учетом их общественной значимости» (СПб, 2010), на 6-м Международном симпозиуме «Электроэнергетика 2011» (Словакия, 2011), на Всероссийской конференции с международным участием «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» (СПб, 2012). Результаты исследований, выполненных в диссертационной работе, нашли практическое применение в энергетической компании ОАО «РусГидро», что подтверждено соответствующими документами.
Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 10 научных работ общим объемом 2,1 п.л., в том числе 1 доклад на международной конференции и 3 статьи в научных журналах, содержащихся в перечне ВАК.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы (134 наименования) и приложений. Основной текст изложен на 184 страницах, содержит 39 таблиц, 25 рисунков.
Основные технико-экономические проблемы развития энергетики Северо-Западного региона
Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) – гидроэлектростанция, используемая для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки. ГАЭС использует в своей работе либо комплекс генераторов и насосов, либо обратимые гидроэлектроагрегаты, которые способны работать как в режиме генераторов, так и в режиме насосов. Во время ночного провала энергопотребления ГАЭС получает из энергосети электроэнергию и расходует её на перекачку воды в верхний бьеф (насосный режим).
Во время утреннего и вечернего пиков энергопотребления ГАЭС сбрасывает воду из верхнего бьефа в нижний, вырабатывает при этом пиковую электроэнергию, которую отдаёт в энергосеть (генераторный режим). Основным назначением гидроаккумулирования является выравнивание суточного графика нагрузки, повышение маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохождению ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима работы теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.
Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям «отслеживания» суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения часов минимальной нагрузки. Например, в энергообъединении «Мосэнерго» в течение отопительного сезона вынужденно осуществляются сверхнормативные разгрузки как ТЭЦ (на 15-20 % и более), так и для некоторых ГРЭС (на 50 % и более). Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, в результате может уменьшиться ресурс оборудования.
Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшаются их коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ). В табл. 1.1 приведены значения КИУМ, рассчитанные по данным Госкомстата России.
Низкая величина числа часов использования установленной мощности ТЭС обусловлена неэффективным их использованием, в частности для ТЭЦ -увеличением доли их выработки по неэкономичному конденсационному режиму.
В настоящее время обе основные функции ГАЭС — заряд (режим потребления) и разряд (режим выработки) — являются крайне востребованными с вариациями в пользу той или иной функции в зависимости от конкретных условий. Например, в период весеннего половодья гидроэлектростанции Волжско-Камского бассейна располагаются в базовой части графика нагрузки. Поэтому актуальность генераторного режима Загорской ГАЭС для ОЭС Центра в это время снижается. Одновременно возрастает напряженность в прохождении ночного минимума нагрузок. Поэтому генерирующая мощность этой ГАЭС используется многократно в полупиковой части графика, чтобы разрядить и подготовить ее для работы в режиме потребления.
Опыт Загорской ГАЭС, а также крупнейших зарубежных ГАЭС свидетельствует, что для современных условий эксплуатации мощных ГАЭС характерны частые и многократные (в течение суток) пуски, остановы и переводы обратимых гидроагрегатов из одного режима в другой.
Третьей важной функцией ГАЭС является их использование для оперативного и аварийного резервирования мощности. При этом ГАЭС суточного аккумулирования при их сравнительно небольшой емкости бассейнов целесообразно использовать в качестве краткосрочного резерва для быстрого набора и снижения нагрузки. Этот вид резерва используется при интенсивном подъеме нагрузки и во время прохождения ее пиков, а также при аварийном выходе из строя отдельных электростанций или энергоблоков. Для быстрого ввода аварийного резерва часть агрегатов ГАЭС должна быть недогружена (если это технологически возможно) или вращаться на холостом ходу , работая в режиме синхронного компенсатора без сброса воды из верхнего бьефа.
По продолжительности цикла аккумулирования ГАЭС подразделяются на ГАЭС суточного, недельного и сезонного регулирования. В ГАЭС суточного регулирования наполнение и сработка бассейна происходят в течение суток. Ориентировочная продолжительность работы ГАЭС в турбинном режиме составляет 4 – 5 ч., в насосном режиме 6 – 8 ч. в сутки [46, с.32]. В некоторых случаях на суточный цикл может накладываться недельный цикл аккумулирования, что требует обычно некоторого увеличения емкости бассейнов. ГАЭС сезонного аккумулирования закачивают воду в аккумулирующие бассейны в сезон малого энергопотребления или при наличии избыточных водных ресурсов (обычно в теплый сезон года).
Технология ГАЭС предусматривает большие потери электроэнергии. ГАЭС возвращает в объединенную энергосистему около 70-75% потребленной электроэнергии, а 25-30% расходуется на ее собственные нужды. Формально ГАЭС является убыточной, поскольку в среднем потребляет больше электроэнергии, чем вырабатывает. Однако в крупных энергосистемах, где большую долю составляют мощности тепловых и атомных электростанций, ГАЭС повышает как эффективность использования других мощностей, так и надежность энергоснабжения. Именно эти обстоятельства и делают строительство в Ленинградской области гидроаккумулирующей электростанции экономически оправданным.
Способность ГАЭС покрывать пики нагрузки и повышать спрос на электроэнергию в ночные часы суток делает их действенным средством для выравнивания режима работы энергосистемы.
Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС
На территории ОАО «Карелэнерго» и ОАО «Ленэнерго» расположены ГЭС с водохранилищами, в основном, суточного и недельного регулирования, ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования с ограниченной пропускной способностью находятся на территории ОАО «Колэнерго».
Складывается негативная тенденция сокращения регулировочных возможностей ОЭС Северо-Запада в перспективе при росте потребности в увеличении регулировочного диапазона электростанций.
Стратегическим направлением развития генерирующих мощностей в России является переход к строительству высокоэкономичных ПГУ. Данные установки обеспечивают высокий КПД только при работе в номинальном режиме и имеют весьма ограниченный регулировочный диапазон. Вводы энергоблоков ПГУ-450 на ТЭЦ-5 (2006 г.), ПГУ 2x180 МВт на Первомайской ТЭЦ-2 (2012 г.), ПГУ 2x100 МВт на Юго-Западной ТЭЦ (2011 г.), ПГУ 450 МВт на Южной ТЭЦ и др., а также реконструкция ЛАЭС (ввод ЛАЭС-2) не предполагают увеличения регулировочного диапазона ОЭС Северо-Запада.
Глубокая разгрузка, а также остановы и пуски энергоблоков Киришской ГРЭС, необходимые для обеспечения регулировочного диапазона в ЭС Санкт-Петербурга и Ленинградской области в настоящее время, приводят к повышенному износу, снижению надежности ее работы и финансовым потерям, обусловленным неэкономичным режимом работы и увеличением продолжительности и количества ремонтных работ.
Наиболее эффективными мероприятием по увеличению регулировочных возможностей в ЭС Санкт-Петербурга и Ленинградской области является строительство Ленинградской ГАЭС. Технология работы ГАЭС позволяет потреблять избыточную часть мощности в энергосистеме в часы минимальных нагрузок и выдавать мощность в энергосистему в часы максимальных нагрузок. Тем самым обеспечивается снижение степени неравномерности графика нагрузки и покрытие пиков потребления.
Регулировочный диапазон ГАЭС, исходя из самого принципа её работы, близок к двукратной установленной мощности, что является одним из основных её достоинств. В отличие от других типов маневровых электростанций, которые могут перекрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном режиме в провале графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим тепловых и атомных электростанций.
В дальнейшем ГАЭС будут в определенной степени влиять на формирование энергетической базы энергосистемы, позволяя перераспределять соотношение между маневренными и базисными электростанциями (АЭС) в пользу последних, работающих на более дешевом топливе, и обеспечивая сокращение затрат на эксплуатацию энергосистемы в целом.
Структура мощностей Центральной части ОЭС Северо-Запада, содержащая большую долю ТЭЦ и АЭС, обуславливает необходимость регулирования суточного графика потребления.
График потребления ОЭС Северо-Запада [112] как в летний, так и в зимний период характеризуется существенной степенью неравномерности (рис. 1.6, 1.7). Рис. 1.6. Почасовой график изменения генерации и потребления ОЭС Северо-запада на 17.12.2008.
Мощность, генерируемая Ленинградской ГАЭС, позволит существенно увеличить диапазон регулирования в режиме пиковых нагрузок. При заряде Ленинградской ГАЭС от станций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области существенно снизится необходимая мощность разгрузки других электростанций рассматриваемой энергосистемы, что позволит атомным и маломаневренным тепловым станциям не изменять мощность и работать практически ровным графиком в течение суток. В этом случае, при переходе Ленинградской ГАЭС из режима генерации мощности в режим потребления диапазон регулирования только самой ГАЭС составляет более 3200 МВт. Такой широкий диапазон существенно облегчает работу в течение суток остальных электростанций и практически исключает отключение генераторов при суточном регулировании.
Ленинградская ГАЭС будет играть важную роль в решении задачи повышения надежности и улучшении качества электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области, способствовать совершенствованию структуры генерирующих мощностей энергосистемы Северо-Запада для оптимизации суточных режимов работы электростанций, обеспечит покрытие пиковых нагрузок, выполнит резервные функции, облегчит прохождение ночного минимума суточного графика нагрузки энергосистемы.
Стимулированием развития ГАЭС в России послужил бы учет этих преимуществ при обосновании эффективности использования ГАЭС в энергосистеме в условиях функционирования энергетического рынка. С этой целью предложена классификация факторов, определяющих эффективность ГАЭС (табл. 1.4), которые делятся на две группы - внутренние и внешние.
Показатели эффективности с учетом системных эффектов
В процессе функционирования Ленинградской ГАЭС также могут быть получены текущие топливные эффекты.
Рассмотрим эффект от оптимизации режимов и экономии топлива на КЭС. При работе ГАЭС в энергосистеме в режиме заряда используется энергия от ЛАЭС и частично органическое топливо на КЭС, а в режиме разряда экономится органическое топливо на КЭС.
Экономию от оптимизации режимов можно оценить двумя способами. Первый способ основан на том, что в покрытии пика нагрузки участвуют менее экономичные станции с высокими удельными расходами топлива. ГАЭС замещают в пике эти электростанции, и имеет место экономия органического топлива. Однако в базисной части графика нагрузки ГАЭС потребляют электроэнергию. Предполагается, что в ночные часы Ленинградская ГАЭС будет потреблять электрическую энергию частично от Ленинградской АЭС (80 %), частично от КЭС (=20 %). Экономия топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС) ЭГАЭС-АЭС может быть рассчитана по следующей формуле:
Если предположить, что ГАЭС в часы провала графика нагрузки потребляют 90 % электроэнергии от ЛАЭС и =10 % от КЭС, то экономия топлива составит 1527,54 млн. руб./год.
Второй способ предполагает участие Киришской ГРЭС в регулировании графика нагрузки. Учитывая, что в настоящее время в энергосистеме Северо-Запада регулирование графика нагрузки в значительной степени осуществляется за счет Киришской ГРЭС, удельные расходы топлива при оценке топливного эффекта принимались по данным этой станции: в часы максимума нагрузки -0,334 кГ у.т./кВт.ч, в часы минимума нагрузки - 0,36 кГ у.т./кВт.ч. Предполагается, что в ночные часы Ленинградская ГАЭС 90 % от требуемой величины заряда будет потреблять от Ленинградской АЭС, и 10 % - от Киришской ГРЭС.
Экономия топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС-КЭС) ЭГАЭС-АЭС-КЭС , может быть рассчитана по следующей формуле: Э ГАЭС.АЭС.КЭС = (Ь_ х W выр -b x W потр х /?) х Ц ут , где bmax bmin - средний расход топлива в период максимальных и минимальных нагрузок, т у.т./год; Wвыр ,Wпотр - годовая величина вырабатываемой и потребляемой энергии на ГАЭС, (Wвыр = 1908,52 млн. кВт.ч, Wпотр; = 2738,86 млн. кВт.ч); Цут - цена условного топлива, руб./т у.т. ЭГАЭС-АЭС =(0,334 х 1908,52 х103- 0,36x2738,86 103 хОД) х 2550 = = 1373,38млн.руб./год. Первый способ дает большую величину экономии, в дальнейших расчетах использована величина экономии, полученная по второму способу.
Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов». В процессе регулирования отдельные энергоблоки КЭС приходится останавливать на выходные и праздничные дни. Экономия топлива, полученная от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» Эп.о может быть рассчитана по следующей формуле: Э п.о=B п_о n_о Ц ут , где Вп.о - расход топлива на пуск из «холодного» состояния т у.т;. пп-о - ежегодное количество циклов «пуск-останов» на станциях в целях регулирования, шт./год. Эп_о =150х40х2502,61/106 =\5Щмлн .руб.1 год . 3). Экономия от снижения платы за выбросы может быть определена исходя из снижения выбросов окислов серы, азота, твердых частиц при замещении КЭС мощностью ГАЭС. Величина экономии была оценена экспертно и составила 9 млн. руб.
Итоговые показатели единовременных и текущих системных эффектов от функционирования Ленинградской ГАЭС представлены в табл. 2.6. Таблица 2.6. Классификация и оценка системных эффектов от ГАЭС
Вид эффекта Единовременный эффект, млн. руб. Текущий эффект, млн. руб./год Мощностной Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды Эсн1595,90 Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов Эпр 1544,40 Экономия от снижения аварийного резерва мощн. Эар 1235,00 Вид эффекта Единовременный эффект, млн. руб. Текущий эффект, млн. руб./год
Экономия на компенсации реактивной мощности Эрм 732,00 Экономия от снижения потерь в ЛЭП ЭЛЭП 42,5
Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки Эсгн16500,00 Топливный Экономия от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива на КЭС (ГАЭС-АЭС)ЭГАЭС-АЭС 1373,38
Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» Эп-о 15,02 Экологический Эффект от снижения платы за выбросы 9 Итого 21607,3 1 439,9 Метод сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с альтернативными источниками энергии
Альтернативными ГАЭС источниками энергии, способными работать в переменном режиме пиковой и полупиковой частях суточного графика нагрузки, являются газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) тепловые электростанции. При сравнении удельных капитальных вложений в эти электростанции они оказываются более конкурентоспособными по сравнению с ГАЭС. Так, удельные капитальные вложения в ГАЭС по выполненным до 1990 г. проектам были на 25-30 % выше, чем для базисных КЭС и значительно превосходили их для ГТУ [71]. В современных условиях удельные капитальные вложения в ГАЭС оцениваются в 900 дол./кВт, а в ТЭС на газе (ГТУ, ПГУ) - 560 дол./кВт. [66], а по данным [50] удельные капитальные вложения в КЭС-ПГУ составляют 800 дол./кВт. Кроме того, затраты в ГАЭС с подземными нижними бассейнами существенно больше затрат в наземные ГАЭС (в частности, для Ленинградской ГАЭС - в 2,2 раза), поэтому по удельным капитальным вложениям ГАЭС в 2,8 раза превышают ТЭС (ГТУ, ПГУ).
Ценовые параметры и структура рынка мощности Принципы и механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС
В общем случае электроэнергетический рынок - это сфера операций по купле-продаже следующих основных видов продукций и услуг: -электрической энергии; -электрической мощности; -услуг по транспортировке и распределению электроэнергии; -технологических услуг, связанных с обеспечением надежного функционирования основной электросети и поддержанием качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне; -услуг по сбыту энергии (включая расчеты и измерения); -услуг по повышению энергоэффективности, предоставляемых потребителям. Субъектами рынков являются: 1) производители электроэнергии - генерирующие компании, независимые производители электроэнергии; 2) поставщики электроэнергии - компании, осуществляющие передачу энергии по магистральным сетям, компании-дистрибьюторы, осуществляющие передачу по распределительным сетям, энергосбытовые организации; 3) энергосервисные компании; 4) биллинговые (расчетно-измерительные) компании; 1 5)независимые коммерсанты-брокеры (обеспечивающие посреднические услуги при заключении контрактов), дилеры (покупают и перепродают электроэнергию); 6) потребители энергии различных групп и категорий.
Следует отметить, что электроэнергетический рынок является воплощением определенной организационной модели. В результате проведенных преобразований в электроэнергетике России была принята и реализована конкурентная модель рынка.
Коренные преобразования в электроэнергетики России начались после принятия Правительством РФ постановления № 526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Преобразования были проведены в три этапа на основе конкурентной модели рынка электроэнергии, являющейся наиболее радикальной моделью развития рыночных отношений в электроэнергетике. В результате проведенных преобразований и разделения АО-энерго и ОАО «РАО ЕЭС России» на генерирующие компании, распределительные сетевые и сбытовые компании, а также формирования инфраструктуры рынка – администратора торговой системы, системного оператора и региональных сетевых компаний – создан конкурентный двухуровневый (оптовый и розничный) рынок электроэнергии и мощности. Последующие постановления Правительства РФ, а также Федеральный закон «Об электроэнергетике» определили основные принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности [2,3, 9,10].
Учитывая, что проектируемая Ленинградская ГАЭС будет входить в структуру ОАО «РусГидро», которая действует на оптовом рынке, рассмотрим структуру оптового рынка электроэнергии и мощности.
В соответствии с п. 1 ст. 32 Закона об электроэнергетике [2,3] оптовый рынок электрической энергии (мощности) представляет собой сферу обращения особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства 2
Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.
Важнейшим шагом на пути к целевой модели оптового рынка электроэнергии (мощности) стало принятие новых Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода (НОРЭМ), утвержденных постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) [9]. В этих правилах определены механизмы конкурентной торговли электрической энергией, которые заложены в целевой модели оптового рынка. Постепенное снижение объемов электроэнергии, торгуемых на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), предусмотренное новыми Правилами, обеспечивает возможность постепенного перехода к целевой модели.
Новые правила не отменили государственного регулирования тарифов на покупку электроэнергии с оптового рынка, но их главная особенность в том, что плавно, начиная с 2007 г., объемы поставок по регулируемым ценам ежегодно уменьшались на 5-15%, и, соответственно, росли объемы, продаваемые по свободной цене. В результате начиная с 2011 года вся электроэнергия (за исключением поставок населению) реализуется по свободным (нерегулируемым) ценам.
Для создания экономических условий притока инвестиций согласно НОРЭМ все новые мощности (не учтенные в утверждаемом Федеральной службой по тарифам России прогнозном балансе на 2007 год) участвуют в оптовом рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении таких объектов генерации не заключаются.
Правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности постоянно корректируются, в настоящее время они регламентируются постановлением Правительства РФ от 27.12.2011 №1172 и Договором о присоединении к торговой системе [39].
