Анализ рисков дисбаланса структуры генерации и потребления электроэнергии при развитии Единой энергосистемы России

В.А. Зубакин, к.э.н.

Только что преодоленный энергетиками осенне-зимний максимум нагрузки убедительно доказал необходимость срочного наращивания мощности генерации в дефицитных регионах и будущих кандидатах на таковые. Вместе с тем, недостаточно просто наращивать базовые мощности, поскольку одной из ключевых проблем сегодня становится не просто дефицит, а дисбаланс структуры генерации электроэнергии.

Дефицит энергетических мощностей и структура генерации электроэнергии

Для сохранения заданной надежности электроснабжения (0,996) и оптимального территориального размещения вновь вводимых в строй мощностей необходимо соблюдать баланс соотношения базовых и маневренных мощностей во всех объединенных энергосистемах (ОЭС).

Риск-анализ состава и размещения новых генерирующих мощностей в составе холдинга РАО «ЕЭС России», которые с наименьшими затратами обеспечат сбалансированность всех ОЭС (районов) по мощности в период до 2010, учитывает совокупность следующих факторов:

- финансово-экономического состояния компаний отрасли;- производственной и корпоративной структуры отрасли после

реформирования;- условий топливоснабжения электростанций с учетом ценовой ситуации

и реформирования рынков топлива (связей с рынками топлива);- пропускных способностей межсистемных связей единой национальной

электросети (ЕНЭС), причем не только действующих, но и сооружаемых согласно инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» и «Схеме развития ЕНЭС на 10 лет».

Совместный анализ этих факторов, особенно оптимизация использования межсистемных связей в сочетании с развитием в каждой ОЭС собственных генерирующих мощностей, дает оценку потребности в дополнительных мощностях в 2008 и 2009 гг. (таблица 1)1.

Из таблицы видно, что дополнительная (новая) мощность к 2009г. потребуется не только в европейской части ЕЭС России, но также и в ОЭС

1 По результатам расчетов, проведенных ИНЭИ РАН с помощью модельного программного комплекса EPOS, обеспечивающего имитацию функционирования и развития производственных мощностей на перспективу до 20 лет.

Сибири. При этом следует отметить, что в европейской части ЕЭС новая мощность необходима в ОЭС Северо-Запада (Янтарьэнерго), Центра и Урала, а в ОЭС Средней Волги имеется пока даже избыток мощности.

Таблица 1. Оценка потребности в дополнительной мощности (тепловые электростанции) для обеспечения сбалансированности ЕЭС России, МВт

ГодРегион 2008 г. 2009 г.

Вся Россия 1550 4700Европейская часть ЕЭС России – всего, в том числе: 1550 3900

ОЭС Северо-Запада (Янтарьэнерго) 450 450ОЭС Центра 775 1550ОЭС Урала 325 1900ОЭС Сибири 0 800

Для оптимизации структуры приведенной в таблице 1 дополнительной генерирующей мощности и устранения дисбаланса структуры генерации необходима дифференциация по типам электростанций:

- новые маневренные парогазовые установки (ПГУ) нужно вводить в строй в ОЭС Северо-Запада, Центра и Урала;

- угольные электростанции целесообразны в ОЭС Сибири вблизи мощных разрезов энергетических углей.

В таблице 2 приведены расчётные прогнозные балансы мощности для зон централизованного электроснабжения РФ и европейской части ЕЭС, выполненные ИНЭИ РАН по заказу структурных подразделений холдинга РАО «ЕЭС России».

Таблица 2. Расчетные прогнозные балансы мощностиВ целом по России (зоны централизованного электроснабжения)

Ед. измерения 2007г. 2008г. 2009г.Внутреннее потребление электроэнергии млрд. кВтч 958,6 976,5 996,3Сальдо экспорта - импорта млрд. кВтч 6,7 6,9 7,1Потребность в электроэнергии - всего млрд. кВтч 965,4 983,4 1003,452Максимум нагрузки млн. кВт 148,5 152,2 156,4Экспорт мощности млн. кВт 2,3 3,2 3,7Резерв мощности млн. кВт 25,3 26,5 27,1Ограничение и недоиспользование мощности млн. кВт 23,9 23,5 23,0

Потребность в установленной мощности электростанций млн. кВт 199,9 205,3 210,2

Установленная мощность - всего, в том числе по структуре мощности: млн. кВт 208,5 207,9 212,1

Гидроэлектростанции млн. кВт 46,3 46,9 47,8Атомные электростанции млн. кВт 23,3 23,3 24,3Прочие электростанции млн. кВт 0,1 0,1 0,1

2

Тепловые электростанции, в том числе: млн. кВт 138,9 137,6 140,0

ТЭЦ – всего, из них: млн. кВт 75,2 73,8 73,1- на газе и мазуте (резервное

топливо) млн. кВт 38,9 39,7 42,0

- на твердом топливе млн. кВт 32,7 32,0 31,6КЭС – всего млн. кВт 63,7 63,7 66,9- на газе и мазуте млн. кВт 38,9 39,7 42,0- на твердом топливе млн. кВт 24,8 24,0 24,9

Запертая мощность млн. кВт 3,9 2,5 2,0Фактический избыток мощности млн. кВт 4,7 0,0 0,0

В европейской части ЕЭС РоссииВнутреннее потребление электроэнергии млрд. кВт-ч 717,4 730,8 746,8Сальдо экспорта - импорта млрд. кВт-ч 9,3 9,3 9,3Потребность в электроэнергии - всего млрд. кВт-ч 726,7 740,1 756,1Максимум нагрузки млн. кВт 111,3 114,3 117,9Экспорт мощности млн. кВт 2,1 2,6 2,7Резерв мощности млн. кВт 19,1 19,8 19,7Ограничение и недоиспользование мощности млн. кВт 11,8 11,4 11,0

Потребность в установленной мощности электростанций млн. кВт 144,2 148,1 151,3

Установленная мощность - всего, в том числе по структуре мощности: млн. кВт 149,8 148,9 151,7

Гидроэлектростанции млн. кВт 19,0 19,1 19,3Атомные электростанции млн. кВт 23,3 23,3 24,3Тепловые электростанции, включая: млн. кВт 107,5 106,5 108,2

ТЭЦ – всего: млн. кВт 55,4 54,1 53,6- на газе и мазуте млн. кВт 41,2 40,6 40,3- на твердом топливе млн. кВт 14,2 13,5 13,3КЭС – всего: млн. кВт 52,1 52,4 54,6- на газе и мазуте млн. кВт 38,0 38,8 41,1- на твердом топливе млн. кВт 14,1 13,6 13,5

Запертая мощность млн. кВт 0,9 0,8 0,5Фактический избыток мощности млн. кВт 4,7 0,0 0,0

Фактический резерв мощности млн. кВт 23,8 19,8 19,6% 21,4 17,3 16,7

Анализ показывает, что для обеспечения достаточной маневренности состава генерирующих мощностей, особенно при прохождении зимнего суточного графика нагрузки всех ОЭС в условиях маловодных лет (например, по прогнозам, 2009 год):

1) Тепловые электростанции в европейской части ЕЭС должны работать практически с постоянной загрузкой 15-17 часов, но существенно разгружаться при прохождении ночного минимума нагрузки;

2) В европейской части ЕЭС при прогнозируемой на 2009 г. мощности АЭС 24,3 млн. кВт с базисным режимом их работы и при нагрузке ТЭЦ

3

в период максимума 40,6 млн. кВт с имеющейся сегодня возможностью их разгрузки лишь в пределах 10% - потребуется обеспечить диапазон регулирования КЭС примерно на 26%;

3) В ОЭС Северо-Запада и Центра, где доля АЭС и ТЭЦ (т. е. чисто базисных источников мощности) в покрытии максимума 2009г. может достигнуть 6567% от суммарной нагрузки электростанций, необходимый диапазон разгрузки КЭС приблизится к 67% и 47% соответственно, что технически недостижимо;

4) И только в ОЭС Сибири, где ГЭС полностью обеспечивают не только переменную, но и часть базисной части графика нагрузки, остальные типы генерации в зимний период будут работать в чисто базисном режиме. В ОЭС Востока также достаточно велика доля ГЭС и необходимая ночная разгрузка генерирующих мощностей с базисным режимом невелика;

5) Для новых тепловых станций необходим ввод, в первую очередь, технологически прогрессивных ПГУ, обеспечивающих возможность значительной ежесуточной ночной разгрузки.

Нарастание дисбаланса структуры генерации электроэнергии

Основным генератором роста спроса на электроэнергию на сегодняшний момент выступают непромышленные потребители. Так, в течение последних 10 лет в среднем рост потребления электроэнергии населением почти в 2 раза превышал его рост промышленностью. Причем в региональном разрезе эта тенденция была выражена еще сильнее.

55

45

34

66

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

1990 2005

Структура потребления электроэнергии в московском регионе в 1990 и 2005гг.

непромышленныепотребители

промышленность

4

Одним из самых динамичных в этом отношении был московский регион. В 2005г. уровень электропотребления в Москве и области превысил советский уровень на 12 млрд. кВт-ч. При этом в течение последних 15 лет произошла значительная структурная перестройка потребления электроэнергии в Москве: с 1990 по 2005гг. Доля промышленности упала с 55 до 34%, а доля непромышленных потребителей, куда относятся ЖКХ и предприятия непроизводственной сферы, возросла с 45 до 66%. Таким образом, основным генератором роста потребления электроэнергии в Москве и области, который в среднем ежегодно в последние 10 лет составляет более 4%, выступили непромышленные потребители.

Промышленные потребители преимущественно обеспечивают базовую нагрузку на энергосистему, тогда как за пики ответственно в первую очередь население. Увеличение нерегулируемой нагрузки стимулирует структурные изменения в отрасли, к которым относятся появление летнего максимума и нарастание неравномерности графика энергопотребления. Это в свою очередь требует создание современных маневренных генерирующих мощностей и запаса сетей с современными средствами автоматизации.

Проблемы развития атомной энергетики

Вслед за остальным миром Россия рассматривает атомную энергетику в числе приоритетных направлений развития электроэнергетической отрасли. Наиболее перспективным рассматривается развитие атомной энергетики в европейской части России, где уже есть 20 подготовленных площадок для строительства атомных энергоблоков. На фоне других типов электростанций, развитие которых в европейской части России может быть ограничено сырьевым фактором – дефицитом газа, проблемами транспортировки угля в западные районы страны для ТЭС, а также исчерпанностью гидропотенциала для ГЭС, развитие атомной энергетики не имеет подобных лимитирующих топливных факторов. Однако в рамках нарастания дисбаланса структуры генерации за интенсивным строительством АЭС может последовать ограничители иного характера.

В таблице 3 приведены диапазоны и коэффициенты регулирования в европейской части ЕЭС с учетом нагрузок различных типов генерации в часы максимума и минимума.

Таблица 3. Участие различных типов электростанций в зимнем суточном графике нагрузки 2009 г. (с учетом экспорта)

  

Нагрузка, млн. КВт Диапазон регулирования,

млн. КВт

Коэффициент регулирования,

%В час

максимумаВ час

минимума

I. Европейская часть ЕЭС – всего2

120,5 92.7 + 1.323 26,5 22,0

2 С учетом экспорта мощности3 Заряд гидроаккумулирующей станции (ГАЭС)

5

ГЭС 12,9 1,6 11,3 87,6АЭС 24,3 24,3 0,0 0,0ТЭЦ 40,6 36,5 4,1 10,1КЭС 42,7 31,7 11,0 25,8

II. ОЭС Северо-Запада – всего2 15,05 11,2 3,8 25,3

ГЭС 2,3 0,5 1,9 79,6АЭС 5,8 5,8 0,0 0,0ТЭЦ 4,4 4,2 0,3 5,9КЭС 2,6 0,9 1,7 66,7

III. ОЭС Центра – всего2 44,80 32.4 + 1.323 11,1 24,8ГЭС и ГАЭС 3,99 0,74 3,2 81,4АЭС 11,8 11,8 0 0ТЭЦ 17,80 15,1 2,7 15,2

КЭС 11,2 6,0 5,2 46,3

Обратим особое внимание на строки таблицы для АЭС. Они отражают тот факт, что для существующих в настоящее время энергоблоков АЭС нагрузки в часы минимума и максимума практически одинаковы и равны базисной нагрузке. Особенность этих энергоблоков заключается в весьма ограниченном, а зачастую и отсутствующем регулировочном диапазоне.

Однако главной тенденцией развития электроэнергетики уже в среднесрочной перспективе будет увеличение нерегулируемой нагрузки и неравномерности суточного графика потребления электроэнергии. И соответственно повышение уровня базовой нагрузки не соответствует опережающему росту нерегулируемых пиков.

Приведенные выше факты и рассуждения свидетельствуют о необходимости более тщательного подхода к масштабным планам строительства мощностей на АЭС и увеличении их доли в структуре генерирующих мощностей.

Рассмотрим данный вопрос более детально. На рис.1 представлен график потребления европейской части ЕЭС России в летний и в зимний период. Он имеет, как видим, существенную неравномерность. Следовательно, строительство энергоблоков АЭС без соответствующего наращивания маневренных мощностей может привести к невозможности их полного использования для покрытия потребления, т.к. коэффициент неравномерности в среднем составляет порядка 0.8, как в летних, так и в зимних режимах.

6

Рис. 1. а) зимний режим б) летний режим

5500057000590006100063000650006700069000710007300075000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

МВт

80000

85000

90000

95000

100000

105000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

МВт

Из таблицы 3 следует, что для покрытия графика нагрузки суммарный регулировочный диапазон электростанций станций в Европейской части ЕЭС России должен составлять не менее 22%.

Как видно из представленных на рис. 2 фактических данных по покрытию графика нагрузки, неравномерность графика нагрузки в основном покрывается конденсационными электростанциями, обозначенными на графике как ТЭС РАО (ОГК), и только в зимний период в покрытии неравномерности участвуют теплофикационные ТЭС (ТЭС АО), в настоящее время принадлежащие ТГК. При этом уже сейчас регулировочного диапазона ТЭС и ГЭС Европейской части недостаточно, особенно в зимний период.

А несбалансированное маневренными мощностями увеличение доли АЭС в структуре генерации европейской части ЕЭС России приведет к еще большему сокращению регулировочного диапазона, т.к. с учетом того, что станции ТГК в основном работают в вынужденном режиме по условиям теплоснабжения, замещение их АЭС маловероятно. Вследствие этого, увеличение доли АЭС в основном отразится на сокращении доли конденсационных ТЭС, которые сегодня обеспечивают основной регулировочный диапазон в европейской части ЕЭС.

В этих условиях, для обеспечения регулировочного диапазона, несмотря на то, что блоки АЭС являются более экономичными, чем конденсационное оборудование ТЭС, новые мощности АЭС могут оказаться просто недоиспользуемыми.

В заключение наших рассуждений о недопустимости дисбаланса структуры генерации электроэнергии отметим, что одним из самых эффективных путей сбалансированного развития мощностей является строительство гидроаккумулирующих станций (ГАЭС), сопровождающих в обязательном порядке строительство новых экономичных энергоблоков АЭС.

7

АЭСТЭС бл./ст.

ТЭС АО

ТЭС РАОГЭС

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

часы

МВт

АЭС

ТЭС бл./ст.

ТЭС АО

ТЭС РАО

ГЭС

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

часы

МВт

Рис. 2. а) летний режим б) зимний режим

Гидроаккумулирующие станции наиболее эффективно и оптимально с точки зрения экономики и экологии позволили бы обеспечить базовый режим работы атомных энергоблоков за счет заряда ГАЭС в ночном режиме, а также их разряда при покрытии пиков потребления в часы дневного максимума нагрузки. К сожалению, в настоящее время в ЕЭС России существует пока только одна Загорская ГАЭС, и только что утвержден проект Загорской ГАЭС-2. При том, что планы развития энергетики СССР предусматривали создание ГАЭС при целом ряде АЭС. Например, планировалось строительство Курской ГАЭС, Ленинградской ГАЭС и проч.

Выводы

Таким образом, в рамках решения проблемы дефицита энергетических мощностей необходимо учитывать структурные особенности генерации электроэнергии. Эффективное развитие энергетики требует сбалансированного развития пиковых и базовых мощностей. Ожидается, что тенденция к росту потребления электроэнергии непромышленными потребителями и соответственно увеличению суточной неравномерности графика нагрузки в будущем будет только возрастать. Поэтому подобное качественное изменение спроса на электроэнергию требует соответствующих подходов к его покрытию.

Несбалансированное увеличение доли АЭС в структуре генерации европейской части ЕЭС России приведет к сокращению регулировочного диапазона, и соответственно АЭС могут быть недоиспользуемыми. При этом наиболее эффективным решением проблемы могло бы стать строительство ГАЭС, которые способны обеспечивать работу АЭС в базовом режиме за счет аккумулирования энергии ночью и выдачи ее соответственно в течение дневных пиков.

8