Эффективное регулирование
Сергей Дубовский о методах достижения устойчивой работы энергосистемы при росте доли возобновляемой энергетики
Развитие возобновляемой энергетики нуждается в увеличении маневренных мощностей. Оптимальным решением этого вопроса может стать использование теплонасосных станций на ТЭЦ. Такое мнение в беседе с "ЭнергоБизнесом" высказал Сергей Дубовский, заведующий отделом прогнозирования развития и управления функционированием электроэнергетики Института общей энергетики НАН Украины.
Нина ШЕРШОВА
— Сергей Васильевич, Ваш отдел принимал участие в разработке как первой, так и обновленной редакции Энергетической стратегии Украины до 2030 г. Как Вы оцениваете нынешнюю Энергостратегию в качестве плана развития энергетики страны?
— Институт общей энергетики НАН Украины принимал ограниченное участие в разработке новой редакции Стратегии, в основном — в качестве советника и конструктивного оппонента. Многие наши замечания учтены основными разработчиками, некоторые — нет. Мы имели возможность свободно аргументировать свои взгляды по всем разделам стратегии в ходе дискуссий в Минэнергоугля. Поэтому критиковать этот документ вдогонку и оценивать его с нашей стороны было бы неэтично. Но следует отметить, что новую редакцию отличает краткость и достаточно общий характер изложения основных ее положений. Это не позволяет раскрыть детали достижения поставленных целей. Видимо, предполагается, что они будут отражены в отраслевых программах.
В частности, неявно обозначена проблема регулирования переменных нагрузок Объединенной энергетической системы (ОЭС) Украины. В последние годы она становиться все более острой, в первую очередь, из-за роста неравномерности суточных графиков электрической нагрузки (ГЭН) в результате быстрого роста неравномерного электропотребления непромышленными секторами экономики и населением. Поскольку общее потребление э/э растет гораздо медленнее, увеличение доли непромышленных секторов привело к существенному росту пиковых нагрузок — с 4.5 ГВт в 1999 г. до 8 ГВт в 2011 г. В 2012 г. был достигнут абсолютный максимум пиковой мощности. Обновленная Энергостратегия предполагает опережающий рост непроизводственного сектора экономики (в т.ч. сферы услуг), на долю которого придется к 2030 году более 70% ВВП. Потребление э/э населением также может серьезно вырасти. Т.о., тенденция к обострению графиков потребления энергии в будущем, скорее всего, сохранится.
В связи с этим, возникают опасения по поводу обеспечения достаточной маневренности электростанций, участвующих в регулировании графика электрической нагрузки. В Энергостратегии заложен очень быстрый рост возобновляемой энергетики, суммарные мощности ВЭС и СЭС должны достичь 6 ГВт и больше. У электростанций, вырабатывающих электроэнергию из возобновляемых источников, очень высокие скорости падения и набора мощности, поддержка которой угольными ТЭС скоро окажется невозможной. Возникает проблема обеспечения не только достаточной маневренности, но и мобильности (быстродействия) регулирующих электростанций. При планируемой стратегии развития генерирующей мощности ОЭС Украины, решить данные проблемы будет сложно, поскольку мобильность установленных ТЭС весьма мала.
— Как можно решить эту проблему?
— Решение проблемы переменных нагрузок осуществляется по двум направлениям: повышение маневренности и мобильности генерирующей мощности и целенаправленное управление графиком нагрузки в секторе потребления электроэнергии. Лучшим решением в секторе генерации было бы строительство новых ГЭС с высокими плотинами, но потенциал развития "большой" гидроэнергетики в Украине исчерпан. Другая возможность связана с развитием гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Она уже реализуется в Украине за счет строительства крупных ГАЭС руслового типа. Но и этих мощностей может оказаться недостаточно, особенно при поддержке работы ВЭС, где требуется не только быстрый набор мощности, но и переход в насосный режим в дневное время. Кроме того, держать на ГАЭС запас воды на случай возникновения аварийной ситуации было бы слишком расточительно.
В странах Европы с высоким удельным весом установленной мощности альтернативной энергогенерации для регулирования ГЭН применяют быстродействующие газотурбинные установки. Однако и они не всегда успевают за колебаниями мощности ВЭС. Надо сказать, что альтернативная энергетика весьма дорога сама по себе, а если ее к тому же поддерживать газовой энергетикой на дорогом газе, то смысл ее использования, как средства экономии топлива, избавления от газовой зависимости, выбросов вредных и парниковых газов, несколько теряется. Кроме того, обвал цен на уголь и рост цен на газ в Европе поставил эти электростанции в сложное положение — они оказались за пределами рентабельности. Многие из них закрылись. Поэтому делать ставку только на использование газовых электростанций в качестве регулирующих мощностей, в том числе и у нас, было бы опрометчиво.
В связи с этим, в последние годы становится все более очевидной важность использования методов управления нагрузкой в секторах ее потребления. Концепция потребителей-регуляторов существует уже давно — еще со времен СССР, где была чисто административная система антипикового управления. Заводам, фабрикам, хозяйствам предписывалось в определенные часы суток воздерживаться от потребления э/э. Так ограничивались пики потребления э/э и экономились большие средства.
В Объединенной энергосистеме Украины такие методы не используются. Были внедрены т.н. зонные тарифы на э/э, отличающиеся для каждой из суточных зон — ночной, пиковой и средней. Поскольку в ночной зоне нагрузка меньше всего, то цена на э/э устанавливается по самому низкому тарифу — с коэффициентом 0.4 или 40% от среднего тарифа. Для пиковой зоны коэффициент составляет 1.8. Таким образом предприятия стимулируют перенос своего максимального энергопотребления в ночную зону. Разница в оплате переносится на средний тариф — для этого предусмотрен специальный фонд, размер которого сейчас составляет примерно 1.5 млрд грн. Зонными тарифами могут пользоваться и население, и промышленность, но население, в силу разных причин, этим почти не пользуется. Эта система имеет свои недостатки — график работы энергосистемы приобретает вероятностный характер, не учитывающий всплески потребления, к примеру, в неожиданно морозный день.
Экономические методы стимулирования применяются и к генерации. Электростанциям удобно работать в базовом режиме, а не периодически менять свою мощность, поэтому, чтобы заинтересовать их, предлагается материальная компенсация. В существующей модели рынка применяется три вида оплаты товарной продукции станции — за отпуск э/э, мощность и маневренность. Отпуск регулируется конкурентным механизмом: электростанции представляют свои заявки и они отбираются в график по критерию минимума системной стоимости э/э. Оплату за отпущенную э/э электростанции получают по цене последнего блока, который вошел в работу, т.е. по наиболее высокой цене — это так называемая граничная цена системы. Оплата за мощность и маневренность также стимулирует электростанцию регулировать график электрической нагрузки. Предполагается, что эта плата, которая дифференцируется по зонам суток, т.е. периодам с разной оплатой, примерно эквивалентна условно постоянной составляющей затрат электростанции, включающей оплату труда, материалов и комплектующих, разных сборов и налогов и т.д.
Но потребление и производство э/э становятся все более неравномерными, в результате сумма компенсаций или сумма платы за маневренность и мощность постоянно растет. Сейчас в тарифе на товарную продукцию ТЭС она составляют примерно 35%. И получается, что суммарные издержки энергосистемы, связанные с регулированием, т.е. это плата потребителям и генерации, составляет порядка 15 млрд грн в год или примерно 35% от объема всего отпуска товарной продукции от ТЭС.
Это очень серьезная сумма, и она растет по экспоненте, потому что за последние десять лет структура потребления энергии в Украине изменилась. Росло в основном потребление населением и непромышленной сферой. Оно увеличилось примерно в два раза за последние 10 лет, а общее потребление э/э — только на 17.7%. Доля потребления базовых отраслей промышленности снижается, а ведь у них потребление равномерное. Кроме того, именно они участвуют в регулировании за счет того, что получают экономическую надбавку. А непромышленная отрасль и население в регулировании не участвуют и имеют крайне неравномерный график потребления э/э. Растет неравномерность потребления, причем наиболее сильно это сказывается в зимний период, соответственно, растет и плата.
Наш институт предложил заменить существующий экономический механизм на технологический. Будет организована система регулирования и управления нагрузками в рамках самого же электроэнергетического комплекса и создана специализированная группа потребителей - регуляторов. Для этого можно использовать, во-первых, комбинированное производство э/э и тепла на ТЭЦ, что обеспечивает дешевую э/э и тепло (намного дешевле, чем в котельной или с помощью электронагревателя), а во-вторых, производство э/э с использованием тепловых насосов (примерно в 5 раз эффективнее, чем электронагреватель). Предполагается, что насосы будут устанавливаться на объектах теплоснабжения, например, на котельных или возле ТЭЦ, и работать ночью, регулируя тем самым потребление э/э. Эффективность обоих схем примерно равна.
— Использовались ли уже где-либо подобные системы?
— Возможно, мы первые внедрим такую систему. В качестве пилотного образца мы еще несколько лет назад предложили ТЭЦ-6 ПАО "Киевэнерго" установить тепловой насос мощностью 3 МВт, использующий теплоту охлаждения системы генератора. Уже разработан и подан заказчику на ТЭЦ-6 рабочий проект этой установки. Мы надеемся, что в следующем году начнется его внедрение. По нашим расчетам, срок окупаемости пилотного проекта составит 1.6 года.
Но это лишь капля в моря. На самом деле для ТЭЦ с турбиной мощностью 250 МВт нужна теплонасосная станция тепловой мощностью 150 МВт. Такие станции уже есть, например, в Швеции, где три теплонасосных станции обеспечивают практически весь Стокгольм теплом. Каждая из них имеет в своем составе 6 тепловых насосов общей мощностью порядка 180 МВт. Эти станции забирают тепло из морской воды при температуре +3°С и отдают тепло в теплосеть при +80°С. Если такую станцию перенести и поставить на ТЭЦ-6, то она будет работать гораздо эффективнее. Проект такой крупной теплонасосной станции может окупиться достаточно быстро — за отопительный сезон.
— Каков будет общий экономический эффект от внедрения таких проектов в масштабах страны?
— Сейчас из-за недостаточно маневренного диапазона ночью вынужденно отключаются энергоблоки, которые надо запускать на следующий день. Сегодня около 10 энергоблоков каждый день останавливаются и снова запускаются. Это, во-первых, увеличивает пусковые затраты топлива. В год на них расходуется около 3 млрд грн. Во-вторых, сокращается ресурс работы энергоблоков — примерно на 40% по сравнению с режимом постоянной загрузки, без отключений. Итоговые потери колоссальные — около 15-16 млрд грн в год. Для того чтобы избавиться от этого, нужно иметь 1.5 ГВт таких потребителей-регуляторов в рамках самого же электроэнергетического комплекса.
По нашим расчетам, все ТЭЦ в Украине могут обеспечить около 3 ГВт регулирующей мощности при установке тепловых насосов-регуляторов (ТНР). Это решит проблему маневра, позволит улучшить работу энергоблоков — они не будут останавливаться на ночь, можно будет вводить в действие базовые энергоблоки высокой эффективности, а не маневренные. Таким образом, будет обеспечена более-менее устойчивая работа энергосистемы при росте доли возобновляемой энергетики.
— Каким Вы видите развитие возобновляемой энергетики с учетом этих мер?
— Я лично считаю, что возобновляемые источники энергии нужно вводить очень осторожно, а не так, как мы это делаем. Сегодня ВЭС и СЭС строить выгодно, потому что их э/э покупается по очень высоким тарифам, причем в законе прописано, что всю энергию, выработанную этими электростанциями, система должна принять. Она то примет, но что будет с ней делать? Поэтому, в результате жарких споров с разработчиками обновленной Энергостратегии, под нашим давлением в нее внесли пункт о дальнейшем законодательном ограничении покупки "альтернативной" э/э во избежание аварийных ситуаций в энергосистеме.
Надо заметить, что эти проблемы уже остро ощущаются в ЕС, особенно в Германии, где доля ВИЭ уже настолько велика, что в некоторые дни электростанции отпускают э/э в сеть по отрицательной цене, т.е. доплачивают за то, чтобы ее приняли. Причем частота таких случаев растет — за два года она выросла в два раза. В ЕС в качестве одного из выходов также рассматривается создание потребителей-регуляторов большой мощности.
