Эффективность когенерации и рынок электроэнергии

 

Авторы

Кожуховский Игорь, Генеральный директор ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»

Басов Валерий, Главный эксперт ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»

 

    Урбанизация и рост городского населения в нашей стране способствовали концентрации энергопотребления в городах. Подобные тенденции наблюдаются во всех развитых странах мира и, по прогнозам, в дальнейшем будут лишь усиливаться. Несмотря на то, что в ряде крупных городов и расположенных в них промышленных предприятий имеются свои ТЭЦ, энергоснабжение подавляющего большинства городов осуществляется от удаленных мощных электростанций, две трети которых являются тепловыми, через централизованную высоковольтную электросеть.
    Эти крупные тепловые электростанции сжигают уголь, газ и нефтепродукты, выбрасывая в окружающую среду вредные вещества, усиливая тепловое загрязнение и теряя большую часть теплоты сгораемого топлива с водой, охлаждающей их конденсаторы. Удаленность системообразующих ТЭС от центров тепловой нагрузки не позволяет реализовать потенциал когенерации и повысить эффективность использования внутренней теплоты топлива за счет работы электростанций в более эффективном теплофикационном режиме.
    Между тем за последнее десятилетие определился основной мировой тренд развития тепловой электроэнергетики на ближайшее будущее — до 2030 г. Он предполагает широкое применение современных когенерационных установок на основе сжигания газа (ГТУ ТЭЦ) и твердого топлива, чаще всего местного, а также развитие распределенной локальной комбинированной генерации электричества, тепла и холода (DHC?системы), приближенной к центрам конечного потребления энергии.
    В июне 2007 г. в Хайлигендамме лидеры стран «Большой восьмерки» (с участием России) приняли рекомендации о максимальном расширении использования комбинированной тепловой генерации в национальных энергетиках. Кроме стран Северной Европы, традиционно поддерживающих системы теплоснабжения на основе установок когенерации, к этому движению присоединились США, Великобритания, Германия, Китай, Австралия, Япония и др. Власти Хельсинки (Финляндия) и Сиднея (Австралия) к 2030 г. намерены обеспечить энергоснабжение своих городов исключительно за счет собственной генерации электричества, тепла и холода, не зависящей от центральной системы электроснабжения. В Берлине и ряде городов Китая такие системы планируется развивать на базе мини? и микроустановок.
    В России первая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) появилась в 1924 г. в Ленинграде. К середине 1980-х гг. доля выработки электроэнергии в комбинированном режиме на тепловых электростанциях (ТЭС) страны выросла до 40%. Однако в 1990-х гг. она начала падать и на сегодняшний день составляет 31%. Сейчас только 35% объема тепловой энергии, поступающей в системы централизованного теплоснабжения, обеспечивается за счет сбросного тепла ТЭЦ общего пользования — остальное производят коммунальные котельные. Причинами падения когенерации на ТЭС в 1990-е гг. стали резкое снижение потребления промышленностью тепла, вырабатываемого ТЭС, прекращение развития тепловых сетей, рост потерь тепла и увеличение аварийности в тепловых сетях, а также изменение предпочтений промышленных предприятий и муниципальных властей, выбирающих простые, малозатратные решения по строительству дешевых отопительных котельных. Для сравнения: Финляндия за то же время увеличила долю выработки электроэнергии на основе когенерации до 45% от объема национального производства электроэнергии; 75% систем централизованного теплоснабжения этой страны, схожей с Россией по климатическим условиям, обеспечивается за счет тепла когенераторов.
    Одной из целей реформы РАО «ЕЭС России» в 2000-х гг. было привлечение инвестиций в развитие электроэнергетики страны. В рамках идей, заложенных в Федеральных законах от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ и 36-ФЗ, переходный период реформирования электроэнергетики завершился с запуском долгосрочного рынка мощности. В соответствии со ст. 13 Федерального закона № 36-ФЗ «тепловые электростанции, являющиеся основными производителями тепловой энергии в регионе обслуживания и производящие электрическую энергию, невостребованную на рынке электрической энергии, в течение трех лет с даты окончания переходного периода реформирования электроэнергетики могут быть выведены из эксплуатации только по решению соответствующего органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации по согласованию с уполномоченным Правительством Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти. В случае отказа в выводе указанных мощностей одновременно принимается решение о необходимых мероприятиях по перепрофилированию таких электростанций в котельные». Таким образом, Федеральный закон № 36-ФЗ в нынешней модели рынка электроэнергии (мощности) определил срок принятия решений о перепрофилировании многих действующих ТЭЦ в котельные — три года.
    Не прояснил дальнейшую судьбу ТЭЦ и недавно принятый Федеральный закон от 27 июля 2010 г. № 190?ФЗ «О теплоснабжении». В соответствии с п. 8 ст. 23 данного закона «обязательными критериями принятия решений в отношении развития системы теплоснабжения является в том числе приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с учетом экономической обоснованности». Таким образом, если электроэнергия ТЭЦ на рынке электроэнергии (мощности) не востребована по причине высокой цены, то и комбинированная выработка электрической и тепловой энергии таких ТЭЦ экономически необоснована. Следовательно, вступает в силу роковая для ТЭЦ ст. 13 Федерального закона № 36-ФЗ.
    В соответствии с принципами организации торговой системы оптового рынка, определенными в Федеральном законе № 35-ФЗ, объем производства электрической энергии, соответствующий работе тепловых электростанций в теплофикационном режиме, принимается торговой системой рынка в случае подачи этими организациями ценопринимающих заявок, то есть заявок без указания цены, по которой они готовы продать объем электрической энергии, указанный в заявке. Величина часового объема производства электрической энергии когенератором в теплофикационном режиме определяется установленным для него значением Рмин. Рмин — это минимальная часовая электрическая мощность турбогенератора, ниже которой по правилам оптового рынка электро­энергии разгружать его нельзя.
    Эффективное значение Pмин когенератора в отличие от конденсационных агрегатов определяется не только минимальной технологической мощностью турбогенератора, но и значением его внешней тепловой нагрузки. Рмин также должно учитывать допустимые технологические ограничения изменения нагрузки по режиму устойчивости электрической сети в данном узле, определяемые Системным оператором. Величина эффективного Рмин когенератора сильно колеблется в зависимости от изменения его внешней суточной тепловой на­грузки.
    На практике когенератор ежегодно планирует Рмин на предстоящий период. По согласованию с Системным оператором возможна корректировка значения Рмин. Системный оператор не отвечает за соответствие тепловой мощности когенератора его тепловой нагрузке, которая определяется температурой воздуха в районе размещения когенератора (температура, в свою очередь, в течение суток может изменяться от минусовых до плюсовых значений). При несоответствии тепловой мощности когенератора температурному графику нарушается качество теплоснабжения потребителей и снижается эффективность когенератора. Кроме того, для регулирования тепловой мощности отбора пара из турбины нужно учитывать фактор высокой тепловой инерции тепловых сетей и тепловых нагрузок. В случае устойчивого изменения среднесуточной температуры требуется упреждающее увеличение/уменьшение тепловой мощности, которое сопровождается увеличением/уменьшением эффективного значение Рмин в зависимости от энергетической характеристики турбины.
    Рассмотрим условия, необходимые для определения эффективного значения электрической мощности Рмин, при котором обеспечивается максимальный коэффициент полезного использования топлива КПИТ при заданных значениях тепловой нагрузки когенератора.
    Энергетическая характеристика турбины определяет зависимость расхода теплоты на турбоустановку от ее электрической мощности и тепловой нагрузки и выражается функцией
    f?(D, PЕ, Q, t°)?=?0,
    где D — расход свежего пара, выработанного в парогенераторе, на турбину (тонн); РЕ — часовая электрическая мощность турбины (МВт); Q — часовая тепловая мощность теплофикационного отбора пара из турбины (Гкал); t° — температура сетевой воды, направляемой в систему централизованного теплоснабжения (°С).
    Коэффициент полезного использования внутренней теплоты топлива на когенераторе Кпит, выраженный через единицу часовой электрической и тепловой мощности в гигакалориях, равен:
    (1)
    КПИТ, выраженный через единицу часовой электрической и тепловой мощности в мегаваттах, составляет:
    ,(2)
    где B — часовой общий расход условного топлива (т у. т.) в парогенераторе на производство необходимого объема свежего пара D на турбину требуемых параметров; коэффициенты 0,86 (Гкал/МВт) и 1,163 (МВт/Гкал) представляют собой, соответственно, переводные коэффициенты единиц измерения из мегаватт в гигакалории и наоборот; коэффициенты 7 (Гкал/т у. т.) и 8,14 (МВт/т у. т.) представляют собой переводные коэффициенты тонны условного топлива в соответствующее количество энергии в гигакалориях или мегаваттах.
    Расход условного топлива b (кг у. т.) на единицу электрической и тепловой мощности равен:
    (3)
    КПИТ, выраженный через расход условного топлива на единицу электрической и тепловой мощности, составляет:
    (4)
    Из энергетической характеристики теплофикационной турбины, представленной на рисунке 1, видно: чем выше тепловая нагрузка отборов турбины, тем выше КПИТ и больше значение эффективных PЕ.
    При ожидаемой тепловой нагрузке турбины Q?=?120 Гкал/ч эффективное значение Рмин составляет 40 МВт. Это обеспечивает максимальный КПИТ, равный 70%. Работать в режимах, где PЕ?>?40 МВт, неэффективно, так как КПИТ при этом падает.
    При ожидаемой тепловой нагрузке турбины Q?=?320 Гкал/ч наиболее эффективное значение Рмин равно 160 МВт. Это обеспечивает максимальный КПИТ — 85%. В режимах, когда PЕ > 160 МВт, КПИТ падает до 82%. Режим Рмин < 160 МВт означает, что для сохранения тепловой нагрузки Q?=?320 Гкал/ч необходимо часть острого пара отпустить на теплоснабжение через РОУ, что крайне неэффективно, или использовать ПВК.
    Для когенератора, энергетическая характеристика которого изображена на рисунке 1, номинальная тепловая нагрузка колеблется в диапазоне от 80 до 320 Гкал/ч. В этом диапазоне нагрузок
    ?>?0.
    В случае колебания тепловой нагрузки когенератора в течение недели в промежутке от 120 до 200 Гкал/ч, что возможно при неустойчивом температурном фоне, когенератору целесообразнее заявить некое среднее значение, например Рмин?=?60 МВт, то есть завысить эффективное Рмин на 20 МВт при тепловой нагрузке Q?=?120 Гкал/ч и занизить его на 20 МВт при 200 Гкал/ч.
    Диапазон низкой тепловой нагрузки (20 ? Q ? 80 Гкал/ч) соответствует работе когенератора фактически в конденсационном режиме. При этом:
    ?>?0.
    Конденсационный турбоагрегат без внешней тепловой нагрузки и когенерационный турбоагрегат с постоянной внешней тепловой нагрузкой (при Q = const) имеют разные знаки соотношения изменения удельного расхода топлива и часовой электрической мощности
    ?.
    Рассмотрим экономически выгодную стратегию поведения когенератора на рынке электроэнергии «на сутки вперед» (РСВ). На РСВ все электростанции подают заявки на каждый час суток. В заявках указываются Pмин и Рмакс — объемы минимального и максимального предложения почасовой мощности, а также цена. Процедура согласования Рмин тепловых электростанций с РДУ и ОДУ для рынка непрозрачна. Для когенератора в объеме часовой поставки, соответствующем Рмин, действует принцип ценопринимания, то есть когенератор подает заявку без указания стоимости и принимает ту цену, которая сформируется на рынке на каждый час.
    Рассмотрим график почасового колебания цены на РСВ в наиболее характерные сутки рабочей недели — например, четверг, 11 ноября 2010 г. (рис. 2).
    Маржа в расчете на 1 МВт•ч электроэнергии (руб./МВт•ч) при согласованном с Системным оператором суточном значении Рмин равна:
    М = Цсут – ЦТ ? bэ (6)
    где Цсут — среднесуточная почасовая цена рынка (руб./МВт•ч); ЦТ — цена топлива (руб./кг у. т); bэ — удельный расход условного топлива (кг у. т./МВт•ч) при Рмин.
    Для безубыточности когенератора при продаже электроэнергии необходимо, чтобы M ? 0.
    В период ночного провала нагрузок с 23:00 до 5:30 когенератор несет убытки в связи со снижением цены ниже точки безубыточности. Точка безубыточности когенератора при Рмин в течение суток достигается примерно к 5:30. В точке безубыточности М = 0 и
    .
    В период, когда цена рынка выше точки безубыточности, для получения выгоды от роста предложения почасовой мощности выше Pмин когенератору необходимо соблюдение условия:
    (М — ?М) ? (Рмин + ?Р) >
    M ? Pмин (7)
    Из выражения (7) допустимое значение ?Р должно удовлетворять условию:
    (8)
    Снижение маржи когенератора ?М при увеличении мощности от Pмин до (Pмин + ?P) в связи с приростом удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии (bэ + ?bэ) равно:
    ?М = ЦТ ? ?bэ, (9)
    где ?bэ — прирост удельного расхода топлива при увеличении электрической мощности когенератора на ?P и неизменной тепловой мощности Q?=?const.
    Значение коммерчески выгодного прироста ?P, учитывающего характеристики турбины по соответствующему приросту удельного расхода топлива ?bэ при условии Q?=?const, цену топлива Цт и складывающуюся цену рынка, определяет выражение:
    (10)
    Из формулы (10) следует, что когенератору выгодно заявлять прирост часовой выработки:
    В период ночного провала, когда цены ниже точки окупаемости
    ?,
    когенератор терпит убыток.
    При внешней тепловой нагрузке когенератора выше определенного значения, например для турбины Т-185/215 — выше 40 Гкал/ч (см. рис. 1), выставлять на РСВ дополнительные объемы мощности (Pмин + ?P) выгодно только при росте цены рынка, соответствующем условию (10). При отсутствии сдерживающих противовесов в виде адекватной платы за выбросы когенератор ради экономической выгоды готов сознательно идти на снижение КПИТ и пережог топлива.
    При низкой внешней тепловой нагрузке (в частности, от 20 до 40 Гкал/ч — см. рис. 1) когенератору следует завышать предложение мощности, переходя от Pмин к Рмакс, и выставлять на РСВ дополнительные объемы мощности, поскольку удельный расход топлива и относительные убытки когенератора на единицу электроэнергии при этом снижаются.
    Со времен СССР в тепловой энергетике было принято разделять общий расход топлива на ТЭС между двумя продуктами — теплом и электричеством, хотя в годы плановой экономики особой экономической целесообразности в этом не было: тарифы на тепловую и электрическую энергию устанавливались директивно.
    При рыночной экономике ситуация изменилась: с величиной удельного расхода топлива bэ и bТ на каждый из продуктов ТЭС (электроэнергию и тепло) стали соотносить цену на данный продукт.
    Общая формула, связывающая часовой удельный расход топлива на электрическую энергию с удельным расходом топлива на тепловую энергию, выглядит так:
    ,(11)
    где В — общий часовой расход топлива на когенераторе при заданном режиме тепловой и электрической нагрузки; PQ — тепловая мощность когенератора (МВт); PЕ — электрическая мощность когенератора (МВт); bТ — удельный расход топлива, отнесенный на тепловую энергию (кг у. т./МВт).
    При этом аналогом значения bТ когенератора считается bТкот — удельный расход топлива в котельной либо другое значение, например с неким коэффициентом kbТкот. Из формулы (11) видно, что при увеличении bТ уменьшается bэ, и наоборот.
    Используемая в тепловой электроэнергетике с 1996 г. методика распределения общего расхода топлива между электроэнергией и теплом (РД 34.08.552-95), утвержденная Минтопэнерго РФ, разделяет расход топлива b между bэ и bТ в соответствии с коэффициентом пропорциональности k и дает значения bэ для ТЭЦ выше, чем на КЭС. Если применить другой принцип, скажем, физический метод либо метод альтернативной котельной, bТ возрастет, и мы получим меньшее значение bэ, сравнимое с соответствующей величиной bэ у КЭС. Однако очевидно, что сумма (bэ?+?bТ) при этом останется неизменной. При любых способах распределения затрат топлива b на bэ и bТ в условиях территориального разделения рынков продуктов когенератора на экстерриториальный ОРЭМ и местный рынок тепла когенератор будет оптимизировать свою работу не по самому эффективному КПИТ в соответствии с диаграммой режимов, а по максимальной рыночной марже, определяемой выражением (6). В этих обстоятельствах преимущества когенерации, обеспечивающие самый высокий уровень КПИТ, утрачиваются.
    Динамика изменения КПИТ на ТЭС России1 в период 1992—2009 гг. показана на рисунке 3. Из диаграммы видно, что в 2008 г., когда электрическая загрузка ТЭС впервые после кризиса 1990-х гг. сравнялась с их загрузкой в 1992 г., КПИТ упал по сравнению с 1992 г. на 5%. Одной из основных причин снижения КПИТ стало уменьшение объемов отпуска тепла от ТЭС (падение когенерации) и переориентация ТЭЦ на рынок электроэнергии. В 2006 г. после запуска рынка электроэнергии темпы снижения КПИТ на ТЭС ускорились.
    Расчет, произведенный ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» на основе графиков суточной цены, уровня bэ и цены топлива, показывает, что в ситуации ценовой игры на рынке электроэнергии условие (9) не выполняется у большинства ТГК при наличии переменной внешней тепловой нагрузки. В тех случаях, когда ТГК имеют положительный результат, это объясняется структурой их генерирующих мощностей (наличием в составе ТГК КЭС или ПГУ?ТЭЦ) либо постоянной промышленной тепловой нагрузкой. Убытки от продажи электроэнергии и тепла когенератор должен каким-то образом компенсировать. Простейший способ такой компенсации — увеличение стоимости электрической мощности ТЭЦ.
    Условно-постоянные затраты, относимые на стоимость электрической мощности когенератора, распределяются между электрической и тепловой энергией по принципам, согласованным с региональным регулирующим органом, в соответствии с учетной политикой, принятой в организации, пропорционально прямым расходам по видам деятельности. При этом на распределение косвенных условно-постоянных затрат между электроэнергией и теплом влияет соотношение удельного расхода топлива между bэ и bТ. Ограничение максимальной цены тепловой энергии при регулировании тарифов в регионах приводит к необходимости переноса части расходов когенератора, связанных с производством тепловой энергии, на стоимость электрической мощности. Это повышает ценовые заявки когенератора при конкурентном отборе мощности на рынке электрической мощности.
    ТЭЦ, имеющим высокую цену мощности, по правилам ОРЭМ отводится роль «вынужденных генераторов», которые обязаны продавать электроэнергию и мощность по регулируемым тарифам. В отношении некоторых генераторов, указавших наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности (КОМ), регулятором утверждены специальные высокие цены на оплату электрической мощности, которые по ряду электростанций в несколько раз превышают среднюю расчетную стоимость новой электрической мощности, вводимой в соответствии с договорами о предоставлении мощности (ДПМ), равную 750 тыс. руб./МВт в месяц для газовых электростанций и 1500 тыс. руб./МВт в месяц для угольных станций.
    По результатам КОМ, проведенного в декабре 2010 г. в соответствии с новыми правилами рынка мощности, в 2011 г. 87 ТЭЦ общего пользования будут работать в «вынужденном режиме», а для 45 ТЭЦ утверждены специальные высокие цены на мощность. Это более половины российских теплоэлектроцентралей общего пользования. Общая мощность ТЭЦ, не участвующих в КОМ (это ТЭЦ в «вынужденном режиме» и ТЭЦ со специальными ценами на мощность), составляет около 40 ГВт, или 27% общей мощности ТЭС. К 2015 г. по причине несоответствия требованиям Системного оператора не смогут быть отобраны порядка 4 ГВт генерирующих мощностей, причем практически все — с тепловой нагрузкой. Что делать с подобными тепловыми станциями, пока нет полной ясности.
    Сегодня понятно одно: многие ТЭЦ, которые по нынешним правилам работают ниже границы эффективности, хотели бы уйти с экстерриториального оптового рынка на территориальные розничные рынки, где они смогут обеспечить более высокую эффективность, вернувшись к регулированию. ТЭЦ в полной мере проявляют свою топливную эффективность лишь в том случае, если они расположены в местах постоянного высокого спроса на тепловую и электрическую энергию: вблизи крупных населенных пунктов, где непосредственно расположены коммунальные и крупные промышленные потребители. Фактически оба продукта ТЭЦ — и тепло, и электроэнергия — физически остаются и в основном потребляются на этой же территории.
    Правила российского ОРЭМ построены во многом на базе идей и принципов организации оптовых электрических рынков США и Великобритании, где, как известно, практически нет ТЭЦ, климат более мягкий, осенне-зимний период менее продолжительный. В условиях ОРЭМ, созданного в России в результате реформирования электроэнергетики, большинство действующих ТЭЦ не могут на равных конкурировать с КЭС ни на рынке электроэнергии, ни на рынке мощности.
    Поэтому организация и правила российского оптового рынка электроэнергии требуют учета структуры тепловых генерирующих мощностей российской электроэнергетики, теплотехнических характеристик и условий работы многочисленных ТЭЦ в регионах их расположения, с тем чтобы стимулировать принятие топливноэффективных решений субъектами тепловой энергетики. Необходимо изъять из Федерального закона № 36-ФЗ положение о необходимости перепрофилирования ТЭЦ в котельные как противоречащее самой идее расширения применения когенерации — эффективной технологии, обеспечивающей более полное использование внутренней теплоты топлива. Напротив, в законе следует закрепить положение о замене старых неэффективных ТЭЦ современными, использующими новые технологии.
    Закон об электроэнергетике нужно дополнить положением о том, что ТЭЦ, расположенные в городах и крупных населенных пунктах, продают собственную электрическую энергию преимущественно на розничном рынке электроэнергии. Такое дополнение позволит теплоэлектроцентралям продавать тепловую и электрическую энергию в основном в тех же регионах, где они находятся.
    Необходимо всесторонне стимулировать развитие новой эффективной когенерации в городах и крупных населенных пунктах. С этой целью в цене электрической энергии для новой когенерации компенсация инвестиционной составляющей, равно как и для «зеленой энергетики», может осуществляться через механизмы ОРЭМ, инвестиционные надбавки, налоговые льготы и субсидирование процентов по кредитам.
    В результате непродуктивные и на сегодняшний день безуспешные поиски лучшего способа распределения удельных расходов топлива между теплом и электроэнергией, когда известна только одна величина — суммарные затраты, а неизвестных много, прекратятся, сменившись стремлением генерирующих компаний и региональных органов власти оптимизировать коэффициент полезного использования топлива КПИТ для эффективного энергоснабжения своих территорий.
    Пока на федеральном уровне такие решения не приняты, однако уже есть примеры их стихийной реализации. Так, в ноябре 2010 г. «Совет рынка» удовлетворил заявления ОАО «ТГК-6», ОАО «ТГК-9» и ОАО «Волжская ТГК» о прекращении участия в торговле электрической энергией и мощностью на ОРЭМ принадлежащих им трех ТЭЦ в связи с переходом на розничный рынок.