ЧВЭ и ЧНЭР Российской энергетики(ч. 3. Моська лает — слон идет)

 

Автор

Богданов Александр, главный технолог, начальник сектора энергоаудита ТЭС и ЭС ЗАО «Е4 СибКОТЭС»

 

    Цель настоящей статьи заключается в осмыслении того, что главнейшей причиной высокой энергоемкости энергетики России являются противоречивость политических решений и тарифного регулирования экономики электроэнергетики, а также оторванность политического регулирования от технологической сути производства, транспорта и распределения электрической и тепловой энергии. Проводниками неэффективной, энергоемкой энергетической политики являются чрезвычайно неэффективные энергетические регуляторы — ЧНЭР (на федеральном уровне — ФСТ России, на региональном уровнях — РЭК, а также организаторы оптового раздельного рынка электроэнергии, игнорирующие технологию производства и реализацию комбинированной тепловой энергии.
    Быть открытым перед обществом
    С принятием Указа Президента РФ от 04.06.08 № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» в стране началась широкомасштабная и планомерная работа по снижению энергоемкости ВВП. Принят ФЗ от 26.11.09 № 261 «Об энергосбережении…», развернута работа по повышению энергетической эффективности производства и потребления, утверждена вторая редакция Государственной программы РФ от 27.12.10 № 2446-р «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» (рис. 1).
    На первый взгляд кажется, что все пошло хорошо. Энергоэффективности посвящены десятки форумов, симпозиумов. Все говорят правильные слова. Однако нет конкретных конечных численных показателей по энергоемкости в целом по стране, регионам и министерствам. А раз нет конкретики в показателях, то нет и конкретной ответственности!
    На учебных занятиях с заказчиками по организации и проведению энергетического аудита возникает чувство, что мы вовлечены в модную игру, не играть в которую нынче нельзя. Одни участники игры делают вид что организуют, другие — что выполнят.
    Россия, как и страны Советского Союза, замыкая рейтинг стран, отстает от передовых стран по энергоемкости более чем в 3—3,5 раза (0,42/0,12 т нефтяного эквивалента /1000 долл. ВВП) Даже при выполнении в общем-то скромной задачи по снижению энергоемкости ВВП на 40% к 2020 г., энергоемкость России, будет в 2—2,5 раза выше среднемировой величины.
    Технические и технологические проблемы снижения энергоемкости ВВП известны давно. Но как ни странно, дело не в технических проблемах. Необходимо понять методологию проблемы снижения энергоемкости ВВП в России. Так, например, если КПД котельных составляет 75—80% вместо реального достижимого значения в 85—90%, это, скорее всего, действительная техническая задача конкретной технологической схемы. Но если КПД котельных составляет 25—30%, то это уже не техническая, а политическая задача общества. Значит, «собственнику» таких котельных проще решить вопрос по скрытому перекрестному субсидированию топливом неэффективных котельных за счет потребителей тепла эффективных котельных. Сделать единые тарифы по городу, району, поселению — самая сокровенная мечта, палочка-выручалочка для монополистов, собственников, регуляторов, мэров. Исчезает конкретика и ответственность. Знания не нужды, можно обойтись общими словами!
    В условиях, когда общество не может перейти к полностью рыночным отношениям, скрытое субсидирование топливом должно быть переведено в явное, управляемое целевое субсидирование. Перекрестное субсидирование — социальная и политическая задача общества, и решать эту задачу надо открытыми политическими решениями, а не традиционно скрытым технологическим и политическим «котловым» субсидированием «всем за счет всех». Не одно десятилетие, говорится об одних и тех же технических и технологических проблемах и успехах. А о вот самом главном — как в условиях перекрестного технологического субсидирования топливом на так называемом псевдорынке прекратить непрерывный рост энергоемкости — нет ни слова1. Федеральному и региональным регуляторам энергетики надо быть открытыми и честными перед обществом!
    Еще в 1897 г. итальянский экономист и социолог В. Парето сформулировал принцип анализа проблем, который в наиболее общем виде формулируется так: 20% усилий дают 80% результата, а остальные 80% усилий — лишь 20% результата. Да, более 90% мощностей действующих электростанций, 83% жилых зданий, 70% котельных, 70% технологического оборудования электрических сетей и 66% тепловых электростанций было построено еще до 1990 г. Около четверти используемых в настоящее время бытовых холодильников было приобретено более 20 лет назад. Об этом следует говорить, и, безусловно, надо заниматься заменой и реконструкцией оборудования. Но это как раз и есть те 80% усилий, которые дадут только 20% успеха. Решать проблему снижения энергоемкости необходимо экономическими методами, методами формирования энергоресурсосберегающей рыночной тарифной политики, адекватно отражающей затраты первичного топлива, методами, исключающими политизированное скрытое перекрестное субсидирование электроэнергетики за счет теплоэнергетики. Это и есть 20% усилий, которые дают 80% результата.
    Многочисленные регуляторы энергетики бездействуют, а политизированный регулятор не хочет видеть проблемы и ограничивает свою ответственность и формальное участие за универсальным ответом: «Вопросы реализации инновационной системы ценообразования на рынках энергии... к компетенции ФСТ России не относятся…» (см. ответ ФСТ П.М. Шевкоплясову). Не имея конкретных технологических показателей, определяющих эффективность и ответственность регулирующих органов, можно десятилетиями преданно заверять о высоких идеалах энергоресурсосбережения в России, не принимая никаких ответственных решений. Вот уже более десяти лет мной публикуется цикл статей с необходимости перехода на тарифообразование на основе маржинальных издержек. Приводятся выдержки из многочисленных классических зарубежных учебников и статей авторов, имеющих 30—50-летний опыт (см. Тарифный и нагрузочный менеджмент. Французский опыт).
    Основы субсидирования топливом при производстве электрической энергии
    С точки зрения энергоемкости энергетического производства на рынок энергетической продукции представляется не два вида энергии (электрическая и тепловая), а три вида энергии (электрическая раздельная энергия с КПД до 34—39%, тепловая раздельная с КПД до 88—90% и комбинированная (комплиментарная) энергия с КПД до 84—88%)2.
    Для анализа энергоемкости производства электрической энергии рассмотрим показатели эффективности на основе традиционных показателей электроэнергетики для лучших ГРЭС России: коэффициента полезного использования топлива — КПИТ (рис. 2) и удельного расхода топлива (рис. 3).
    Что можно сказать о перспективе повышения энергетической эффективности работы Российской электроэнергетики, анализируя рис. 2, 3.
    1. Поставленная политическая цель технологическим путем снизить энергоемкость производства электрической энергии на ГРЭС с 333 г у.т./кВт•ч (КПИД = 36,9%) в 2007 г. до 300 г у.т./кВт•ч (КПИТ = 40,95%) в 2020 г. невыполнима.
    По данным статистической отчетности ОРГРЭС за 2007 г., ни одна из самых лучших ГРЭС, даже работающих на газе, не имеет КПД работы за год более 39,9% (см. рис. 2, 800 мВт 240 ата), а КПД > 36% ГРЭС, работающие на угле, не имеют. Диапазон КПД ГРЭС России составляет от 33 до 37%! Мало того, некоторые энергоблоки ГРЭС, например Назаровская ГРЭС 500 мВт 240 ата, должны иметь КПИТ не менее 37%, но в 2007 г. их КПИТ был равен 29,5%.
    Вывод. Рост среднегодового КПД по ГРЭС России с 36,9 до 40,95%, заложенный во второй редакции Государственной программы РФ от 27.12.10 № 2446-р «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» технологически невыполним. Задание некорректное. По отдельным пилотным проектам значения парадного КПД в 40,95% в течение 72 часов испытаний, может быть, и достижимо, но не более!
    2. Сложилась система скрытого политического перекрестного технологического субсидировании топливом электроэнергетической отрасли за счет потребителей сбросного тепла ТЭЦ теплоэнергетической отрасли. Комбинированное производство электрической энергии на ТЭЦ с параметрами пара 35—240 ата даже на самых рядовых и стареньких ТЭЦ производится с удельным расходом условного топлива 142—163 г у.т./кВт•ч (КПИТ = 76—86%) что, в 2,3 раза лучше, чем на передовых ГРЭС России с удельным расходом 338—360 г у.т./кВт•ч (КПИТ = 36—34%).
    Именно отраслевые методические указания Минэнерго России3 по определению удельного расхода топлива на ТЭЦ вот уже более 60 лет искусственно, политически «улучшают» технико-экономические показатели работы российской федеральной электроэнергетики за счет коммунальной теплоэнергетики4 городов и регионов. И если в условиях плановой экономики снижение стоимости электроэнергии за счет субсидирования топливом от коммунальной теплоэнергетики ТЭЦ в какой-то степени было объяснимо признанием «народно-хозяйственного эффекта», то с переходом к рыночным отношениям именно субсидирование топливом электроэнергетики влечет к размыванию конкретной ответственности регуляторов энергетики (ФСТ, РЭК) и непрерывному росту энергоемкости Российской энергетики.
    3. Недопустимо оценивать энергоемкость энергии ТЭЦ по удельному расходу только на два вида продукции: на электрическую и тепловую энергию. Самая распространенная ошибка менеджеров и регуляторов энергетики, не владеющих методами анализа топливных издержек, заключается в том, что вывод об эффективности строительства котельных они делают только на основании высокого КПИТ работы котельной. Любая котельная, даже с КПИТ 90—95%, по сравнению с теплоснабжением отработанным паром от турбин приносит перерасход топлива не менее 75—80% в год! Необходимо оценивать КПИТ в целом по городу (региону, предприятию) при равенстве потребления тепловой и электрической энергии конечными потребителями.
    ТЭЦ, производящие комбинированную (комплиментарную) тепловую и электрическую энергию, могут иметь равное значение КПИТ, что справедливо для ТЭЦ и с низкими, и с высокими параметрами пара (газа). Конечное снижение энергоемкости должно оцениваться с учетом удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления — W. Так, несмотря на кажущееся равенство эффективности при сжигании газа с КПИТ = 85% как для мини-ТЭЦ давлением газа до 6 ата и удельной выработкой 0,2 мВт/Гкал, так и для ПГУ с давлением газа 50 ата и удельной выработкой 1,6мВт/Гкал реальная разница в энергоемкости составляет 1,48 раза (1,64/1,11, рис. 4).
    Однако регулирующие органы — ФСТ, РЭК — до настоящего времени не осмыслили степень своей компетенции и ответственности за разработку качественных и количественных показателей, определяющих энергоемкость производства и потребления тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.
    Выводы
    1. Только производство комбинированной (комплиментарной) энергии может обеспечить адекватное снижение энергоемкости производства тепловой и электрической энергии в России.
    2. Необходимо отменить Приказ Минэнерго России от 30.12.08 № 323.
    3. В инструкцию и другие нормативные материалы внести раздел о предоставлении на рынке энергии от ТЭЦ трех видов энергии: а) раздельной электрической, б) раздельной тепловой; в) комбинированной (комплиментарной) энергии.
    4. Для снижения энергоемкости производства тепловой и электрической энергии необходимо прекратить искусственное политическое субсидирование топливом безымянных потребителей электрической энергии, не имеющих никакого отношения к технологии энергосбережения. Весь технологический эффект от использования отработанного тепла ТЭЦ передать конкретным потребителям отработанного тепла от паровых турбин ТЭЦ. Для этого:
    удельные затраты топлива на комбинированную (комплиментарную) электроэнергию от ТЭЦ 143—162 г у.т. необходимо поднять до уровня лучших ГРЭС России (газ —308—331 г у.т./кВт•ч, уголь — 349—367 г у.т./кВт•ч);
    удельные затраты топлива на комбинированную (комплиментарную) тепловую энергию от ТЭЦ снизить в 2—5 раз против уровня котельных (до 70—30 кг у.т./Гкал) и тем самым обеспечить постоянный спрос на отработанное тепло от паровых турбин.
    Пример практического анализа энергоемкости комплиментарной энергии ТЭЦ
    В качестве практических примеров анализа энергоемкости ТЭЦ без скрытого субсидирования рассмотрим динамику ухудшения показателей энергоемкости новосибирских ТЭЦ за 2010 г. по сравнению с 2006 г. и задачи по улучшению к 2016 г.
    Из табл. 1 и 2 видно, что, несмотря на принятие закона ФЗ № 261, направленного на повышение энергетической эффективности ТЭЦ, произошло ухудшение показателей энергоемкости буквально по всем электростанциям Новосибирска. Так, КПИТ ТЭЦ-2 снизился с 69,3 до 64,88%, ТЭЦ-3 — с 70,5 до 64,93%, ТЭЦ-4 — с 73,0 до 70,5%, ТЭЦ-5 — с 60,1 до 56,6%, ТЭЦ Барабинска — c 69,3 до 67,6%.
    Самая новая современная Новосибирская ТЭЦ-5 с КПИТ = 56,6% работает менее эффективно, чем Барабинская ТЭЦ с низкими параметрами пара (КПИТ = 67,6%). Ответ не так очевиден, как представляют организаторы рыночной энергетики России и современные регуляторы энергетики. Главная и видимая причина роста энергоемкости заключается в увеличении выработки раздельной электроэнергии. Доля конденсационной выработки электроэнергии для Барабинской ТЭЦ составляет 31%, для ТЭЦ-5 — 57,6%. Чем больше доля конденсационной электроэнергии и чем меньше доля комбинированной (комплиментарной) энергии, тем хуже показатели энергоемкости. Но только этого очень важного показателя явно недостаточно, чтобы понимать суть издержек и формировать политику снижения энергоемкости. Это только следствие, а не причина!
    В отличие от существующей недостоверной системы анализа работы ТЭЦ по удельному расходу топлива на тепло и по удельному расходу топлива на электроэнергию, имеется два других более наглядных и более конкретных показателя, которые определяют все организационные и технические мероприятия и направления работы по снижению энергоемкости:

  • Wтэц-рез — удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления с учетом неиспользуемого резерва тепловых мощностей, мВт/Гкал;
  • U — относительная энергоемкость раздельного производства энергии над комбинированным производством энергии, о.е.
    Именно эти два показателя, как лакмусовая бумага, в сочетании с принципом Паретто, могут выявить и обосновать применение тех 20% затрат, которые обеспечат 80% успеха в снижении энергоемкости российской энергетики.
    Анализ экономической эффективности, энергоемкости энергии необходимо начинать с анализа нужд потребителя. Комбинированная электроэнергия — это побочный, второстепенный продукт, который всегда будет востребован на рынке. Но этот второстепенный продукт не должен быть дешевле 95—98% самой эффективной конденсационной энергии ГРЭС с одинаковыми параметрами пара при том же виде топливе. Игнорирование де-юре своим молчанием именно этого принципа ЧНЭР де-факто субсидируют производство дешевой электрической энергии за счет удорожания тепловой энергии. Именно потребителям тепла должны быть отданы все выгоды от комбинированного производства электрической и тепловой энергии.
    Конкурентоспособность и благосостояние ТЭЦ определяются тем, насколько качественно и полно будут удовлетворены потребители именно тепловой, а не электроэнергии. Из табл. 1 четко видно, что:
  • главной причиной, снижающей энергоемкость работы ТЭЦ, является значительная недозагруженность ТЭЦ по тепловой нагрузке. Так, при норме использования максимума отопительной нагрузки для города Новосибирска 3726 ч/год, фактическое число часов использования установленной тепловой мощности ТЭЦ составляет всего 1670—2400 (46—65%);
  • именно нехватка теплового потребителя (до 3826 Гкал/ч) автоматически приводит к снижению удельной выработки электро­энергии. При достижимом нормативе на паровых турбинах 0,4—0,65 мВт/Гкал реальная величина удельной выработки с учетом резерва составляет всего 0,1—0,33 мВт/Гкал. Это и есть самый главный показатель эффективности комбинированного производства и комплиментарного потребления энергии от ТЭЦ.
    На первый взгляд кажется, что КПИТ ТЭЦ-4 является самым высоким — 70,52% и самым эффективным. И хотя КПИТ топлива является одним из необходимых показателей, характеризующих экономичность производства энергии, этого недостаточно. Требуется также оценка по удельной выработке электроэнергии на базе теплового потребления. И только комплексный показатель — относительное снижение энергоемкости раздельной энергии по сравнению с комбинированной (U = B раздельное/B комбинированное) в зависимости от W и КПИТ позволяет оценивать энергоемкость комбинированного производства энергии на ТЭЦ с помощью различных технологий.
    На рис. 5 приведены реально достижимые цели по снижению энергоемкости конкретно для каждой ТЭЦ Новосибирска: для ТЭЦ-2 на 8% — с 1,23 до 1,31, для ТЭЦ-3 на 7% — с 1,31 до 1,38, для ТЭЦ-4 на 16% — с 1,23 до 1,39, для ТЭЦ-5 на 6% — с 1,34 до 1,40 и для Барабинской ТЭЦ на 20% — с 1,02 до 1,22. В целом за счет дальнейшего развития теплофикации по городу Новосибирску вместо ухудшения показателя энергоемкости на 4,23% (с 65,45 до 61, 21%) реально возможно улучшение показателя энергоемкости на 10% (с 1,30 до 1,40).
    Рост выработки на тепловом потреблении W однозначно приводит к снижению энергоемкости производства и потребления энергетической продукции. Так, при неизменном КПИТ ТЭЦ, равном 76%, рост удельной выработки комбинированной электроэнергии с 0,4 до 0,6 мВт/Гкал (?W = 0,2 мВт/Гкал) однозначно приведет к снижению энергоемкости потребляемой энергии ?U на 11% (с 1,21 до 1,32). Это очень сильный показатель и именно его надо использовать для разработки технически обоснованных, инновационных проектов реконструкций ТЭЦ и тепловых сетей.
    Выводы
    Существующая система отчетности и анализа энергоемкости 6-тп необъективна, не отражает технологию комбинированного производства энергии.
    Система основана на обеспечении технологического перекрестного субсидирования топливом производство электрической энергии за счет потребителей сбросного тепла от турбин ТЭЦ.
    Энергоемкость электрической энергии (соответственно и тариф), производимой на ТЭЦ, не должна быть ниже энергоемкости электрической энергии, производимой на ГРЭС с такими же параметрами пара.
    Для снижения энергоемкости энергии ТЭЦ путем исключения скрытого перекрестного технологического субсидирования:
  • тарифы на теплофикационную электроэнергию от ТЭЦ должны быть не ниже тарифов ГРЭС (рост в 1,5—2 раза);
  • стоимость теплофикационной тепловой энергии от ТЭЦ должна быть снижена в 2—3 раза.
    Для того чтобы использовать существующие резервы тепловых мощностей (до 3200 Гкал/ч) необходимо инвестировать строительство новых ТЭЦ и котельных с пониманием «реперных точек теплофикации»5, прежде всего:
  • производить полномасштабную реконструкцию и развитие магистральных и квартальных тепловых сетей и тепловых схем станций;
  • обосновывать и осуществлять строительство сезонных аккумуляторов тепловой энергии;
  • обосновывать применение абсорбционных и компрессионных тепловых насосов;
  • обеспечивать последовательно-параллельную работу базовых ТЭЦ и пиковых котельных и т.д.
    Все эти мероприятия должны обеспечить инвестиционную привлекательность для производства базовой и полубазовой тепловой энергии с максимально полной загрузкой теплофикационных отборов турбин с температурой до 110 °С при использовании максимума теплофикационных отборов турбин более 4800 ч/год, а также функционирование локальных котельных, работающими в пиковом режиме с температурой до 150 °С при использовании максимума не более 600—800 ч/год.
    Дерегулирование энергетики
    Очень хорошо о сути перекрестного субсидирования и о путях дерегулирования энергетики сказал П. ВанДорен в исследовании «Дерегулирование электроэнергетики» еще в 1998 г. К сожалению, это исследование П. ВанДорена так и не стало настольной книгой как для бывшего РАО «ЕЭС России», так и для сегодняшнего Минэкономразвития, Минэнерго, отечественного регулятора энергетики