Вызовы долгосрочного планирования в электроэнергетике

Долгосрочное прогнозирование развития отраслей экономики в любой стране – крайне сложное, неблагодарное, но необходимое занятие.

Данная задача особенно сложна в электроэнергетике, что обусловлено рядом причин.

Во-первых, прогнозирование спроса на электроэнергию в долгосрочной перспективе напрямую зависит от планов развития иных отраслей экономики, включая зависимость от реализации технологических преобразований, влияющих на электроемкость ВВП. И серьезный просчет в планах потребителей отразится на качестве прогнозирования спроса на электроэнергию. При этом заметят и отметят именно «просчеты энергетиков».

Во-вторых, в отрасли отсутствует механизм четкой фиксации и подтверждения планов по выводу и вводу электростанций (за исключением отдельной системы контрактов с горизонтом в 5‑10 лет при потребности в горизонте 15‑20 лет).

В-третьих, к вышеуказанным добавились и новые факторы неопределенности, а именно конкуренция разных видов источников генерации за покрытие нагрузки потребления. В предыдущих итерациях актов долгосрочного планирования конкуренция разворачивалась среди тепловых и атомных электростанций. Теперь в состязание включились ВИЭ и распределенная генерация.

"Первый фактор – планы по вводу 39 ГВт модернизированной мощности по КОММод."

С учетом изложенного можно по‑разному относиться к таким документам, как Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики и Стратегия развития электроэнергетического комплекса, но они выражают стратегическое видение государства на развитие одного из сложнейших секторов экономики России. Повышение качества такого планирования является высочайшим приоритетом как для потребителей, так и для производителей электроэнергии.

В настоящее время актуальным актом является Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 г., утвержденная распоряжением правительства России от 9 июня 2017 г. № 1209‑р.

Многие относятся к таким документам недостаточно серьезно, поскольку предыдущая Генеральная схема была крайне неуспешной по своим прогнозам. Так, например, прогнозное значение электропотребления по базовому сценарию на 30 % превышает фактический показатель за 2014 г. По максимальному сценарию превышение составляет 40 %. Такое значительное расхождение прогноза с фактом нельзя объяснить только тем, что на данный период реализации стратегии пришлась очередная ударная волна тяжелейшего мирового экономического кризиса.

Однако актуальный документ имеет шансы несколько подправить репутацию прогностики в отрасли. Теперь основное внимание в Генеральной схеме уделено вопросу модернизации отрасли и повышению ее эффективности.

Более того, в первый раз за несколько циклов планирования мы видим сходимость прогнозов и последовательность действий по реализации стратегических планов. В частности, Генеральная схема предусматривает в горизонте до 2035 г.:

Одновременно запланирована модернизация с продлением ресурса и улучшением технико-экономических параметров 55 ГВт до 2030 г. Изначально данный вариант был принят как наиболее дешевый для потребителей и эффективный для экономики. Он позволяет сократить количество выводимых и строительство новых (более дорогих по капитальным затратам) электростанций.

В январе 2019 г. были приняты поправки к постановлению правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 о запуске отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (далее – КОММод), предусматривающие поэтапный отбор для модернизации до 2031 г. 39 ГВт из 55 ГВт запланированных к реновации тепловых станций. Таким образом, совершен серьезный последовательный шаг в области реализации планов государства в электроэнергетике.

В настоящее время подводятся первые итоги отбора КОММод 2022‑2024 гг., и, несмотря на то что они вызвали шквал разнонаправленной критики, очевидно одно – механизм модернизации заработал и вызывает интерес у генераторов. При указанных обстоятельствах пока еще «пустой» (без цветового наполнения) столбик, обозначающий на диаграмме КОММод, начинает постепенно «окрашиваться». В ближайшие 4‑5 лет будут модернизированы первые 8‑10 из 55 запланированных ГВт.

Пора постепенно переходить ко второй части принципиальных решений – вводу замещающих 40 ГВт мощности новых ТЭС до 2031 г. Уже сейчас 50 % генерирующих мощностей РФ достигли или превысили возраст 40 лет. Очевидно, что с учетом состояния текущего парка оборудования ТЭС запланированные выводы мощности состоятся.

За период с 2013 г. генерирующими компаниями первой ценовой зоны ОРЭМа уже выведено из эксплуатации 11 ГВт тепловых мощностей, а к 2030 г. дополнительно запланирован к выводу 21 ГВт. В результате избыток мощности, о котором говорили потребители последние 5 лет, сократится с 12‑13 % в 2018 г. до 6 % в ближайшие 10‑15 лет.

Если учитывать, что до 2024 г. по принимаемым обязательствам КОММод ежегодно будет выводиться в модернизацию до 4 ГВт мощности, то российская энергетика и вовсе на пороге локального дефицита мощности. Он и сейчас дает о себе знать в отдельных секторах ОЭС Юга и Центра.

Наряду с прогнозами спроса существующая Генеральная схема дает и некие целевые установки по энергоэффективности. В частности, прогноз и планы по повышению топливной эффективности через удельные расходы топлива (УРУТ). Планы, на мой взгляд, «наполеоновские».

Так, в документе говорится о снижении удельных расходов топлива (УРУТ) к 2030 г. на 20 %. Если посмотреть на историю развития энергетики в горизонте ближайших двадцати лет, можно увидеть, что в последнем цикле ввода новой мощности по программе ДПМ снижение УРУТ составило менее 8 %. Отсюда вопрос: достижима ли такая цель или нет? Можно по‑разному к этому относиться, и скорее всего уровень столь значимого повышения топливной эффективности в горизонте 10‑12 лет нереалистичен. Однако если провести несколько сценарных расчетов, то несложно подобрать инструменты для достижения поставленных целей.

"Очевидно одно – механизм модернизации заработал и вызывает интерес у генераторов."

На основе проектов «Газпром энергохолдинга» мы построили некую оптимистичную модель возможного улучшения технико-экономических параметров (ТЭП) в рамках ограниченной по глубине модернизации.

По нашим оценкам, заявленные в большей массе технические параметры участников отбора КОММод позволят снизить УРУТ не более чем на 3‑5 %. Безусловно, существует техническая возможность более значимого улучшения показателей топливной эффективности. Однако в условиях ограничения конкурентного отбора мощности на КОММод, только по критерию минимизации цены, проекты более масштабной модернизации просто не будут отобраны рынком (в связи с более высокими капитальными затратами).

Далее решается простая задача: при заявленной цели снижения УРУТ на 20 % необходимо подобрать инструменты (технологии для ввода новой тепловой генерации), позволяющие получить самый высокий уровень топливной эффективности при производстве электроэнергии. В настоящее время это парогазовые станции (ПГУ) на основе турбины «H-класса» с самыми высокими показателями КПД в цикле – 61 %.

Если принять эту технологию доступной в России и временно пренебречь:

то мы получим запрос на вводы новой мощности ПГУ на газовых турбинах «Н-класса» в горизонте до 2035 г. Данное решение с технической точки зрения является одним из оптимальных, так как позволяет получить качественное снижение – на 45 г минимальным количеством вводов новых блоков ТЭС.

Исходя из вышеизложенного, оптимальное решение по строительству новой генерации – ввод 23 ГВт новых ПГУ мощностей на базе газовых турбин «Н-класса», имеющих рекордные показатели УРУТ порядка 200 г / кВт-ч.

"Оптимальное решение по строительству новой генерации – ввод 23 ГВт новых ПГУ мощностей на базе газовых турбин «Н-класса», имеющих рекордные показатели УРУТ порядка 200 г / кВт-ч."

Если постепенно усложнять задачу и ввести переменную необходимости локализации производства ГТУ на территории РФ до уровня 75‑90 % и выше, то становится очевидным, что к 2030 г. в России, скорее всего, уровень ГТУ «Н-класса» не будет массово доступен. В этом случае основу вводов могут составить газовые турбины «Е-класса», частично уже локализованные в России рядом производителей. О планах запуска производства таких машин также заявляет и компания «Силовые машины».

С учетом очевидно более низких технико-экономических параметров (ТЭП) таких турбин потребность в них для реализации стратегии может составить до 100 блоков.

Таким образом, если совместить планы по вводу новой генерации и качественному улучшению ТЭП в электроэнергетике (со значительным снижением УРУТ), отечественные генерирующие компании в ближайшие 3‑5 лет должны получить доступ к современным технологиям и начать массовое производство надежных газовых турбин большой мощности. В противном случае планам по значительному повышению энергоэффективности не суждено сбыться. С учетом колоссальной емкости нового рынка и потребности в модернизации уже работающих в России более 70 газовых турбин большой мощности, из которых более 20 потребуется продление ресурса в ближайшие годы, места на этом рынке хватит всем. Востребованы будут как разработки «Силовых машин», так и уже имеющим производство в России Siemens и General Electric, для расширения локализации производства которых мы должны оказать возможное содействие.

Доступ к наилучшим технологиям, позволяющим значительно улучшить технико-экономические параметры ТЭС, выгоден в первую очередь потребителям электроэнергии. В рамках первой волны ДПМ было введено 14 ГВт ПГУ ТЭС с параметрами КПД до 59 % и УРУТ до 209 г / кВт-ч, что лучше среднего по отрасли значения на 33 %. Такой не столь значительный шаг позволил изменить расклад сил на рынке на сутки вперед (РСВ). В результате этого за последние семь лет значительно разошлись тренды цены на топливо и цен на РСВ.

Для рынка «на сутки вперед» крайне важно повышение конкурентоспособности генерации, что в первую очередь возможно за счет доступа к современным технологиям. Мы как генераторы, в том числе в интересах потребителей, стремимся к улучшению своих параметров работы. При этом необходимо понимать, что:

то планам устойчивого развития энергетической отрасли будет нанесен значительный урон. Металлургия и металлообработка не получит высокотехнологичных заказов, которые могут стать новым качественным импульсом развития. Энергомашиностроение не обеспечит выпуск турбин и останется на уровне технологического развития конца XX в. Генерирующие компании не будут иметь доступ к высокотехнологичному оборудованию, и планы по повышению эффективности в отрасли окажутся несбыточным прогнозом.

При такой постановке вопроса пострадают потребители электроэнергии, поскольку при отсутствии факторов снижения УРУТ тренды роста цены на топливо и цены на электроэнергию начнут сходиться, следовательно, цены на электроэнергию будут расти высокими темпами.

Таким образом, новая редакция Генеральной схемы развития электроэнергетики России до 2035 г. заложила правильные тренды для долгосрочного развития отрасли. Между тем, для их достижения требуются новые последовательные шаги, главным из которых будет определение технологической основы и механизмов привлечения инвестиций для ввода новых 40 ГВт тепловой генерации до 2035 г. При этом залогом реализации масштабных планов по повышению топливной эффективности является создание условий доступности высокотехнологичных газовых турбин большой мощности, для которых, учитывая серьезный задел и готовность к расширению локализации данного оборудования рядом мировых лидеров энергомашиностроения, есть все предпосылки.

-------------------------------------------------------------------

Хотите оперативно узнавать о выходе других полезных материалов на сайте "ГИС-Профи"?
Подписывайтесь на нашу страницу в Facebook.
Ставьте отметку "Нравится", и актуальная информация о важнейших событиях в энергетике России и мира появится в Вашей личной новостной ленте в социальной сети.