Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания
Дешевый энергоресурс для Беларуси
Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник
Забелло Е.П., д.т.н., зав. лабораторией
Три года назад в статье [1] было упомянуто о выгодном симбиозе энергосистем Франции и Швейцарии, при котором альпийские ГАЭС последней, получая ночью дешевую французскую электроэнергию, обеспечивали не только дневные потребности страны в пиковой электроэнергии, но и продавали ее с наваром» обратно своим ночным поставщикам. Беларусь намерена строить свою ГАЭС, причем не одну. Может ли стать Беларусь в этом отношении новой Швейцарией?
Два взгляда на ГАЭС
Существуют два взгляда на роль ГАЭС в энергосистеме.
Первый и самый распространенный ограничивает роль ГАЭС функциями маневренного покрытия пиковых нагрузок энергосистемы (работа ГАЭС в генераторном режиме) и заполнения ночного провала (работа ГАЭС в насосном режиме), в течение которого производственно-бытовые электрические нагрузки потребителей минимальны. Кроме того, ГАЭС используется как аварийный резерв и средство поддержания в заданных пределах частоты и напряжения в электросетях энергосистемы. Поскольку КПД ГАЭС, как правило, не ниже 70%, то при таком двойном преобразовании энергии (прямом - преобразовании электроэнергии в потенциальную энергию воды, поднятую на определенную высоту относительно уровня размещения гидроагрегатов, и обратном – преобразовании потенциально-кинетической энергии воды в электроэнергию) безвозвратно теряется не более 30% ночной энергии. Если эта энергия дешевле дневной и, тем более, пиковой электроэнергии, не менее чем на 30%, то выигрыш в экономике и энергетике такого преобразования очевиден. Согласно рассматриваемой точке зрения, ГАЭС нужны там и тогда, где и когда имеется неравномерный суточный график нагрузки энергосистемы.
Абсолютно ровных, или равномерных суточных графиков энергосистем не бывает. Все они имеют обусловленную жизненными ритмами общества ту или иную степень неравномерности, которая численно характеризуется рядом коэффициентов, в частности, коэффициентом неравномерности – отношением величины минимальной нагрузки (мощности), как правило, ночной, к максимальной пиковой нагрузке. Последняя имеет место, в зависимости от конкретной структуры потребления, в утренние (производственная нагрузка) или вечерние часы (производственно-бытовая нагрузка). Очевидно, что для идеального равномерного графика нагрузки указанный коэффициент равен единице. Для реальных же графиков он находится обычно в диапазоне 0,6-0,9. Так, например, для Белорусской энергосистемы его среднее значение составляет 0,66 [1,2], для энергосистемы Украины - 0,74 [3], для Московской энергосистемы 0,61 при отсутствии ночного потребления Загорской ГАЭС, входящей в состав энергосистемы, и 0,69 – при работе этой ГАЭС в насосном режиме [4].
В отношении неравномерных графиков нагрузки в электроэнергетике сложилось два подхода. Первый подход исходит из реального графика нагрузки как данности, которую надо принять и покрыть соответствующими генерирующими мощностями энергосистемы. Этот подход можно назвать экстенсивным, так как он провозглашает принцип, согласно которому потребитель должен получать столько электроэнергии и тогда, сколько и когда ему надо, без каких-либо ограничений. Второй подход основан на идее разумного, ограниченного потребления. Его можно назвать интенсивным. Этот подход использует принцип целенаправленного воздействия на потребителей с помощью как экономических, так и административных мер в целях обеспечения баланса интересов энергосистемы и потребителей в условиях лимитирования первичных и вторичных энергоресурсов общества. К экономическим методам управления суточным графиком нагрузки относят, как известно, многоставочные зонные тарифы, призванные стимулировать потребителей к переносу части своей нагрузки на внепиковые интервалы графика. Эти методы позволяют деформировать график нагрузки таким образом, чтобы энергосистеме было проще и дешевле его покрыть своей существующей структурой генерирующих мощностей.
В перспективе возможен и третий подход – создание у потребителей высокоэффективных автоматизированных производств с круглосуточным циклом работы и, соответственно, с круглосуточным потреблением электроэнергии. Прообразом таких производств уже сегодня в республике являются Солигорский калийный комбинат, Белорусский металлургический завод, гродненское объединение Азот» и некоторые другие. В машиностроении, к сожалению, создание круглосуточных производств пока проблематично, хотя мировой опыт, например, Японии, где функционируют полностью роботизированные сборочные производства, свидетельствует об их эффективности. Беларуси следует развиваться и в этом направлении.
Различия в стоимостях ночной, дневной и пиковой электроэнергии в той или иной энергосистеме зависят, с одной стороны, от степени неравномерности ее графика нагрузки, а, с другой стороны, от структуры ее генерирующих мощностей. Если в энергосистеме преобладают АЭС и ТЭС с энергоблоками большой единичной мощности, то при неравномерном графике обеспечить его покрытие такой структурой генерации проблематично - крупные энергоблоки эффективно работают только в режиме базовой нагрузки, а остановка или значительное изменение их базовых режимов в часы провалов дорого обходятся энергосистеме. Чтобы поднять ночную нагрузку, привлекая потребителей к частичному использованию ночной энергии, тарифы на нее делают значительно более дешевыми и выгодными, чем дневные и пиковые. Тому пример Франция, в которой более 75% всей электроэнергии вырабатывается на АЭС (страна имеет 59 энергоблоков на 19 АЭС с суммарной установленной мощностью 70 ГВт), а потребителям предлагается разнообразное тарифное меню, дифференцированное как по зонам суток, так и по иным условиям. Для других энергосистем, в которых высок процент маневренных мощностей (к ним в первую очередь относят ГЭС и ГАЭС), разница в тарифах на ночную и дневную электроэнергию невелика.
Второй, менее распространенный взгляд на ГАЭС – это не просто признание за ними функции маневренного регулятора и аварийного резерва мощности энергосистемы, а придание им роли эффективных генерирующих мощностей. Но такой статус ГАЭС могут приобрести только при наличии дешевой ночной электроэнергии, получаемой из энергосистем соседних стран, имеющих ее избыток, и при целевом ее использовании для прямого преобразования на ГАЭС. Именно поэтому для Швейцарской энергосистемы, насыщенной множеством ГАЭС (первая ГАЭС Леттем» мощностью более 1 МВт была там введена в эксплуатацию еще в 1882 г., а ныне суммарная мощность швейцарских ГАЭС составляет более трети установленной мощности всех электростанций страны), так выгодно соседство с атомной» Францией (хотя и сама Швейцария обладает пятью АЭС). Может и у Беларуси имеются такие соседи, которые смогут для будущих белорусских ГАЭС обеспечить приток дешевого энергоресурса – излишков своей ночной электроэнергии?
Ночная электроэнергия соседей
Итак, наши соседи: Литва, Россия, Украина.
Литовская энергосистема до декабря 2004 г., когда был выведен из эксплуатации по требованию Евросоюза первый энергоблок Игналинской АЭС (двухблочной станции с суммарной мощностью 2,6 ГВт), занимала первое место в мире по проценту электроэнергии, вырабатываемой в отдельном государстве на АЭС (около 80%), опережая по этому показателю даже насыщенную атомными электростанциями Францию [5]. И тем не менее, несмотря на очень высокую долю в энергосистеме электроэнергии АЭС, в Литве с покрытием графика нагрузки проблем не было и нет благодаря Каунасской ГЭС (4 гидроагрегата по 25 МВт) и Круонисской ГАЭС (4 блока по 200 МВт с возможность дополнительной установки еще четырех блоков), доставшейся Литве в наследство от СССР. Эта ГАЭС, стройка которой началась еще в начале 80-х гг., изначально предназначалась для регулирования графика нагрузки не Литвы, а всего Северо-Запада ЕЭС СССР, включая Беларусь. До остановки энергоблока ИГАЭС Литва покрывала до 50% электропотребления Балтийского региона. Сейчас ее экспортные возможности по электроэнергии для других соседей снизились до нуля. Поэтому ждать из Литвы дешевой ночной электроэнергии не приходится.
Россия имеет следующую структуру генерирующих мощностей [6]: из 210,5 ГВт установленной мощности всех электростанций на долю ТЭС приходится 141 ГВт (около 67%), в том числе мощности ТЭЦ и КЭС соответственно 76,1ГВт (около 36%) и 64,9 ГВт (около 31%). На долю ГЭС [7] – 46 ГВт (около 22%), причем наиболее существенное участие ГЭС в электробалансе Сибири – 50%, на Дальнем Востоке – 29%. В европейской части России удельный вес ГЭС составляет только 12%. Десять российских АЭС с 31 энергоблоками имеют установленную мощность 23,2 ГВт (11%), вырабатывая около 17% всей электроэнергии [8]. За счет того, что Россия расположена в 11 часовых поясах, в стране возможна переброска энергии с ночных регионов в дневные, в том числе и для покрытия соответствующих дефицитов электроэнергии. Из ГАЭС в России действует только одна Загорская ГАЭС-1, расположенная на расстоянии около 100 км севернее Москвы на р.Кунья, с суммарной мощностью шести блоков 1200 МВт. Подготовлена площадка для строительства ЗаГАЭС-2 суммарной мощностью 800-1000 МВт.
Анализ торгов на российском оптовом рынке электроэнергии (суточные цены и объемы по первой ценовой зоне) показывает, что цены на ночную и дневную электроэнергию различаются незначительно [9]. Так, например, на 12 февраля 2007 г. системная равновесная цена на покупку одного МВт-ч составила в ночные часы в среднем 450, в дневные часы – 570, а в вечерний пик – 700 руб, что в пересчете на центы США за 1 кВт-ч соответственно 1,7 ; 2,2 и 2,6 цента. Таким образом, российская ночная электроэнергия в целом всего на 30% дешевле дневной и на 53% дешевле пиковой. Определенные отклонения от этих цен в сторону удешевления ночной энергии могут быть только в нескольких дефицитных энергосистемах (Московской и других). В частности, в Московской области для потребителей коммунально-бытовой сферы установлены с 1 января 2007 г. соответственно ночной и пиковый тарифы 55 коп (1,9 цента) и 2,9 руб./кВт-ч (11центов) с отношением 1:5,2. Поскольку себестоимость электроэнергии в Беларуси выше стоимости ночной электроэнергии России, продаваемой на оптовом рынке, то Россия потенциально может рассматриваться как поставщик ночной электроэнергии для Белорусской энергосистемы.
Украина. Общая мощность всех электростанций Украины по состоянию на 2005 г. составляла 52,2 ГВт, из них ТЭЦ, КЭС и блок-станции - около 64%, АЭС – 26,5%, ГЭС и ГАЭС – 9,2% [3]. Большая часть электроэнергии (около 48%) вырабатывается на АЭС (доля ТЭС около 40%, а ГЭС и ГАЭС – около 11%). В [3] приведены цифры, иллюстрирующие 6-кратную разницу между ночной и пиковой электроэнергией для розничных потребителей на юге Украины. На оптовом рынке Украины средневзвешенная цена, например, в один из февральских дней 2007 составила в часы пика 310 гр. (1 доллар США≈5,1 гривен), а в ночные часы 93 гр. за МВт-ч, т.е разница в 3,3 раза [10]. Таким образом, один кВт-ч ночной электроэнергии стоил в феврале всего 1,8 цента США (для сравнения, себестоимость белорусской электроэнергии, вырабатываемой на ТЭС, составляет порядка 4,4 цента при среднеотпускном тарифе в 6 центов и тарифе около 10 центов для промышленных предприятий с присоединенной мощностью более 750 кВА).
Оценим грубо объемные возможности поставок ночной электроэнергии с Украины. Минимальные и максимальные мощности суточного графика нагрузки ЕЭС Украины, для примера, на 07.02.2005 г. составляли около 24,7 и 30,9 ГВт (разница 6.2 ГВт, α=0,8), 01.03.2006 г. – 21,8 и 28,1 ГВт (разница 6,3 ГВт, α=0,78), на 30.01.2007 г. – 21,9 и 29,6 ГВт, (разница 7.7 ГВт, α=0,74) [10]. Исходя из длительности ночного провала в 6 часов и при средней мощности отдачи ночной энергии в 2,4 ГВт (менее 50% разницы между максимальной и минимальной мощностями), получим, что в течение года Украина могла бы поставить Беларуси 5,25 млрд. кВт-ч и более дешевой ночной электроэнергии, что составляет около 15% годового электропотребления Беларуси. Поэтому на вопрос: Так сможет ли Беларусь со своими будущими ГАЭС стать для Украины тем же, чем Швейцария стала для Франции?», можно ожидать оптимистического ответа.
Экономика ГАЭС
Удельная стоимость установленного киловатта мощности ГАЭС является одной из самых низких среди электростанций всех типов и по разным оценкам составляет 250-300 долларов США [1]. По данным строительства Ташлыкской ГАЭС на Украине, хотя эта ГАЭС и не является из-за своего долгостроя и многочисленных переделок показательным объектом, ее расчетная стоимость в полном объеме в 900 МВт установленной мощности оценивается разработчиками в четверть, а противниками строительства – в полмиллиарда долларов (соответственно удельная стоимость 1 кВт – 283 и 555 долл.) [3,11]. Для сравнения, установленный кВт для ГЭС мощностью более 10 МВт оценивается в 1100-1400 долл., а для ГЭС мощностью до 1 МВт – 6800-8700 долл. (например, строительство Солигорской ГЭС мощность в 150 кВт, законченное в 2006 г., обошлось государству в 1,24 млрд рублей, что эквивалентно стоимости 1 кВт установленной мощности в 3844 долл.) [12]. Для ТЭС аналогичные величины имеют значения 700-1000 долл., а для АЭС – 1300-1600 долл./кВт.
На территории Беларуси выявлено 8 площадок, на которых возможно строительство ГАЭС мощностью свыше 300 МВт [12]. Примем, что на них уже построены ГАЭС суммарной установленной мощностью в генераторном режиме в 2400 МВт (например, три станции с четырьмя гидроагрегатами каждая с мощностью каждого агрегата в 200 МВт). Удельные затраты определим верхней планкой в 500 долл/кВт – 1,2 млрд долл. Если с Украины будет поступать равномерно в течение года ночная 6-часовая электроэнергия по 2 цента/кВт-ч, то эти ГАЭС при полной ночной загрузке в насосном режиме освоят 5,25 млрд кВт-ч и потратят на закупку электроэнергии 105 млн. долл. Выработка (при 30%-ных потерях составит) около 3,67 млрд кВт-ч дорогой пиковой электроэнергии стоимостью не менее 10 центов/кВт-ч (5-кратная разница в стоимости ночной и пиковой энергии). Таким образом, годовая прибыль составит не менее 250 млн. долл., а все строительство ГАЭС окупится за 5 лет. Эта цифра соответствует общим мировым срокам окупаемости ГАЭС (до 7-8 лет).
Выводы
1. Для Беларуси имеется новый потенциально дешевый энергоресурс – избыточная ночная электроэнергия энергосистем соседних государств – Украины и России, но для освоения этого энергоресурса необходимо в сжатые сроки (3-5 лет) на территории страны построить несколько ГАЭС суммарной мощностью не менее 2400 МВт.
2. Указанный новый энергоресурс необходимо учесть при разработке политики энергетической безопасности страны и составлении балансов топливно-энергетических ресурсов.
3. Для освоения указанного энергоресурса необходимо провести переговоры с соседними государствами и разработать долгосрочную программу сотрудничества в энергетической сфере по освоению избыточной ночной электроэнергии, в первую очередь, Украины.
4. Вопрос необходимости и сроков строительства собственной АЭС мощностью 2400 МВт необходимо рассмотреть с учетом возможностей нового энергоресурса, который, не исключено, окажется более конкурентоспособным и выгодным.
5. Для строительства современных ГАЭС необходимо использовать опыт и оборудование ведущих стран в этом направлении: Швейцарии, Германии, Италии и других.
6. Наряду со строительством ГАЭС в республике необходимо уже сегодня развивать системы многотарифного позонного учета для различных групп потребителей, а также ориентировать нашу промышленность на создание автоматизированных производств в целях повышения как их эффективности, так и энергетической безопасности страны.
Литература
1. Гуртовцев А.Л. Гидроаккумулирующие электростанции – Энергетика и ТЭК, №3,№4, 2004.
2. Забелло Е.П. АСКУЭ: что сдерживает ее внедрение? – Энергетика и ТЭК, №2, 2007.
3. Гуртовцев А.Л. – Создание сбалансированной структуры генерирующих мощностей в Украине. - Энергетика и ТЭК, №2, 2007
4. Концепция технического перевооружения энергетического хозяйства Московского региона. – Электрические станции, №8, 2006.
5. Гуртовцев А.Л. Национальная АСКУЭ в литовском варианте. - Промышленные АСУ и контроллеры, №8, 2005
6. Осика Л. Проблемы привлечения инвестиций в развитие тепловой генерацию - Энергорынок, №10, 2006.
7. Рекомендации парламентских слушаний на тему О законодательном обеспечении надежного и безопасного функционирования гидроэнергетики в условиях реформирования отрасли»,Москва,21 февраля 2006 г. –www.duma.gov.ru
8. Эксплуатирующая организация – концерн Росэнергоатом» - www.rosenergoatom.ru
9. Суточные цены и объемы. – www.np-ats.ru
10. НЭК Укрэнерго». – www.ukrenergo.energe.gov.ua
11. Кобаль Г. Полмиллиарда для восстановления баланса.- Газета Дело», 28 сентября 2006 г.
12. Станкевич А. Гидроэнергетика ждет инвесторов. – Энергетика и ТЭК, №2 2007.
Справка
Статья опубликована в журналах:
Энергетика и ТЭК, №5,2007 (Беларусь)
Енергетика та електрифiкацiя, №4,2007 (Украина)