Научная статья на тему 'Комплексная оценка эффективности функционирования ГАЭС на рынке электроэнергии Северо-Запада'

Комплексная оценка эффективности функционирования ГАЭС на рынке электроэнергии Северо-Запада Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

CC BY
218
47
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Журнал
π-Economy
ВАК
Область наук
Ключевые слова
ТЕКУЩИЙ И ЕДИНОВРЕМЕННЫЙ ЭФФЕКТЫ / ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ / ГАЭС

Аннотация научной статьи по экономике и бизнесу, автор научной работы — Малинина Татьяна Всеволодовна, Поташева Анастасия Сергеевна, Шульгинов Роман Николаевич

Рассмотрены вопросы оценки текущего и единовременного эффектов при функционировании Ленинградской ГАЭС. Оценены показатели экономической эффективности ГАЭС с учетом и без учета системных эффектов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по экономике и бизнесу , автор научной работы — Малинина Татьяна Всеволодовна, Поташева Анастасия Сергеевна, Шульгинов Роман Николаевич

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Questions of an estimation of current and single effects are considered at functioning Leningrad HAPS. Indicators of economic efficiency HAPS with the account and without system effects are estimated.

Текст научной работы на тему «Комплексная оценка эффективности функционирования ГАЭС на рынке электроэнергии Северо-Запада»

^ЖаучнО-Технические>ведомости>СПбГПу2-2'>2

УДК 330.131.5:338.242:621.311.214

Т.В. Малинина, А.С. Поташева, Р.Н. Шульгинов

КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЭС НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СЕВЕРО-ЗАПАДА

Сегодня общее количество ГАЭС в мире приблизилось к 500, общая мощность этих станции составляет порядка 300 ГВт; несколько десятков ГАЭС находятся на этапе проектирования и строительства. Однако гидроаккумулирование не получило широкого развития в России: на территории нашей страны построены и действуют только две ГАЭС.

Практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа, испытывают проблемы не столько с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным системного оператора в ОЭС Центра ночные избытки мощности составляют 2-3 млн кВт; для ОЭС Северо-Запада -1,5-2 млн кВт.

Требования оптимизации работы тепловых электростанций, минимизации широтных перетоков мощности приводят к необходимости увеличения доли высокоманевренных генерирующих мощностей, дефицит которых в Европейской части России в 2010 г. составил 5-6 ГВт. Решение проблемы может быть найдено за счет строительства ГАЭС, обладающих высокими маневренными возможностями. Причем в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС, ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузок, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.

Рассмотрим эффективность функционирования ГАЭС на примере Ленинградской ГАЭС, проект которой включен в перспективную программу развития гидроэнергетики страны до 2020 г. и инвестиционную программу ОАО «РусГидро».

Особенность работы ГАЭС состоит в том, что на рынок поставляются два вида товаров и услуг:

- коммерческие - их предоставление является адресным, измеряемым для потребителя и оплачиваемым с использованием исключительно рыночных механизмов (электроэнергия и мощность);

- общесистемного характера (общественные блага) - к ним имеют доступ все субъекты рынка (системная надежность, системный резерв).

Для оценки влияния услуг общесистемного характера на эффективность сооружения ГАЭС проведена сравнительная оценка эффективности инвестиций в строительство Ленинградской ГАЭС без учета и с учетом системных эффектов.

1. Оценка эффективности инвестиций без учета системных эффектов

Оценка эффективности инвестиций в строительство ГАЭС осуществлялась по критериям экономической эффективности [1], объем реализованной продукции и текущие расходы определялись с использованием данных, представленных в «Единых сценарных условиях» ОАО «РусГидро» [2], процентная ставка на капитал Е принята равной 8 %.

Величина удельных капитальных вложений на строительство Ленинградской ГАЭС принята по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике и составила 58,42 тыс. р./кВт, а общий объем инвестиций - 102,819 млрд р. с учетом стоимости земли, которая в ценах 2010 г. при общей занимаемой площади ГАЭС в 20 га составила 77 млн р., или 0,75 % от капитальных вложений в ГАЭС [3, 4].

Расчеты показателей экономической эффективности инвестиционного проекта строительства ГАЭС проведены с использованием стандартной программы Альт-Инвест. Результаты

расчетов показывают, что проект эффективен, однако показатели эффективности невысоки. В частности, ЧДД составляет 834 млн р., дисконтированный срок окупаемости - 48 лет, внутренняя норма доходности Евн д и индекс доходности ИД - на уровне пороговых значений (Евн д = 8,1 %, ИД = 1).

2. Расчет эффективности инвестиций с учетом системных эффектов

В расчете эффективности инвестиций Ленинградской ГАЭС учитываются текущие эффекты, выраженные в млн руб. в год, и единовременные эффекты, выраженные в млн руб. Величина этих эффектов по составляющим представлена в табл. 1.

Основная доля суммарного текущего эффекта Этек приходится на экономию топлива от оптимизации режимов. Рассмотрим, как определяется величина этого эффекта. При работе ГАЭС в энергосистеме в режиме заряда используется энергия от ЛАЭС и частично органическое топливо на КЭС, а в режиме разряда -экономится органическое топливо на КЭС. Учитывая, что сегодня в энергосистеме Северо-Запада регулирование графика нагрузки в значительной степени осуществляется за счет Ки-ришской ГРЭС, удельные расходы топлива при оценке топливного эффекта принимались по данным этой станции: в часы максимума нагрузки - 0,334 кГ у.т./кВт-ч, в часы минимума нагрузки - 0,36 кГ у.т./кВт-ч. Предполагается, что в дневные часы Ленинградская ГАЭС будет замещать мощности КЭС, а в ночные часы 90 % от требуемой величины заряда будет потреблять от Ленинградской АЭС и 10 % от Кириш-ской ГРЭС.

Экономия органического топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС-КЭС) Эгаэс-аэс-кэс , может быть рассчитана по следующей формуле:

Э

ГАЭС-АЭС-КЭС

= (Ь ш - Ь Ш - 0 1)Ц

выр "шт" потр

у т'

где Ьшах , ЬШп - средний расход топлива в период максимальных и минимальных нагрузок, т у.т./год; Швыр , Шпотр - величина вырабатываемой и потребляемой энергии на ГАЭС (Швыр = 1908,52

млн кВт-ч, Шпотр = 2738,86 млн кВт-ч); Цу т - цена условного топлива, руб./т у.т. (Цу т = 2550 р./т у.т.).

Экономия топлива, полученная от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск - останов», Эп-о может быть рассчитана по следующей формуле:

Эп-о = вп-о яп.оЦуТ/106,

где Вп-о - расход топлива на пуск из «холодного» состояния (принято в расчетах 150 т у.т.); пп-о -ежегодное количество циклов «пуск - останов» на станциях в целях регулирования (принято в расчетах 40 циклов/год).

В итоге величина текущего эффекта составит 1439,9 млн р. (табл.1). Таким образом, ежегодная выручка увеличивается на величину суммарного текущего эффекта.

Оценена также величина суммарного единовременного эффекта Эед , составившего 28,842 млрд р. (см. табл. 1).

Реализация этих эффектов для ГАЭС может быть основана на использовании как коммерческих инструментов, так и механизмов, предусмотренных новыми нормативными актами (рынок системных услуг, механизм системной надежности, энергоэффективности).

Исходя из проведенных расчетов в соответствии с методикой ФСТ [5], тариф на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемые Ленинградской ГАЭС, составит 0,23 р./кВт-ч.

Результаты расчета показателей экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом системных эффектов, по сравнению в вариантом без учета эффектов, свидетельствуют о приемлемой эффективности проекта (табл. 2).

Таким образом, учет показателей общесистемного характера существенно повышает эффективность сооружения ГАЭС.

Следует также отметить, что альтернативными ГАЭС источниками энергии, способными работать в переменном режиме пиковой и полупиковой частях суточного графика нагрузки, являются газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) тепловые электростанции, сравнительные экономические показатели которых представлены в табл. 3 [6, 7].

^ЖаучнО-Технические>ведомости>СПбГПу2-2'>2

Таблица 1

Виды эффектов от строительства Ленинградской ГАЭС

Вид эффекта Единовременный эффект, млн руб. Текущий эффект, млн руб./год

Мощностной Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды (Эс н) - 1544,4 -

Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов (Эп р) - 1161,6 -

Экономия от снижения аварийного резерва мощности (Эа р) - 2904 -

Экономия на компенсации реактивной мощности (Эр м) - 732 Экономия от снижения потерь в ЛЭП - 42,5

Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки (Эс г н) - 16 500 -

Топливный - Экономия от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива на КЭС (ГАЭС-АЭС) - 1373,38

- Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» - 15,02

Экологический - Эффект от снижения платы за выбросы - 9

Итого 22 842 1439,9

Таблица 2

Показатели эффективности проекта с учетом и без учета системного эффекта

Таблица 3

Сравнительные экономические показатели ТЭС-ПГУ и ГАЭС

Показатель Без учета эффектов С учетом эффектов

Чистый дисконтированный доход, млрд руб. 0,834 43,53

Внутренняя норма доходности (ВНД), % 8,1 12,4

Дисконтированный срок окупаемости, лет 48 15

Индекс доходности инвестиций, о. е. 1,0 1,79

Показатель ТЭС (ПГУ) ГАЭС (наземные) ГАЭС (подземные) без учета эффектов* ГАЭС (подземные) с учетом системных эффектов*

800 900- 2000 1500

долл./кВт -1200

С, 6,5** 1,5-2 3,5 1,1

цент/кВт-ч

Для ТЭС-ПГУ были оценены показатели экономической эффективности с использованием стандартной программы Альт-Инвест. Результаты расчетов свидетельствуют о конкурентоспособности проекта ГАЭС по сравнению с ТЭС-ПГУ (табл. 4).

Для развития ГАЭС в России необходима нормативно-правовая база, обеспечивающая

* Получены на основе проведенных расчетов. ** При значении числа часов использования установленной мощности Ту = 1220 ч, сопоставимой с ГАЭС в турбинном режиме.

учет технологических особенностей гидроак-кумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг.

Таблица 4

Сравнительная оценка показателей экономической эффективности ГАЭС с учетом системного эффекта и ТЭС-ПГУ

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

1. Сдерживающим фактором сооружения ГАЭС в энергосистеме является высо-

кая величина капитальных вложений по сравнению с альтернативными маневренными КЭС.

2. Учет общесистемных эффектов при оценке эффективности ГАЭС значительно повышает их эффективность и привлекательность для инвестора. Даже более дорогие ГАЭС с подземным нижним бассейном становятся конкурентоспособными по сравнению с ПГУ.

3. Для учета общесистемных эффектов при сооружении ГАЭС необходима разработка нормативно-правовой базы, обеспечивающей учет технологических особенностей гидроак-кумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг.

Показатель ГАЭС ТЭС-ПГУ

Чистый дисконтированный доход, 43,539 31,126

млрд руб.

Внутренняя норма доходности, % 12,4 14,1

Дисконтированный срок окупа- 15,2 14,1

емости, лет

Индекс доходности 1,79 1,11

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования [Текст] / Госстрой РФ, Минфин РФ, Госкомпром РФ. - М., 1997. - 205 с.

2. Об утверждении Единых сценарных условий ОАО РусГидро на 2010-2035 гг. [Текст] : Приказ ОАО «РусГидро» № 33 от 25.01.2010 г.

3. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.

4. Индексы цен в строительстве. Вып. 71, КО-ИНВЕСТ, апрель 2010 г.

5. Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности [Текст]зд. Федер. службы по тарифам. - М., 2011.

6. Зайгарник, Ю.А. Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г. [Текст] / Ю.А. Зайгарник, В.М. Масленников, В.В. Нечаев, И.С. Шевченко // Теплоэнергетика. -2007. - № 11. - С. 2-13.

7. Беляев, Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка [Текст] / Л.С. Беляев. - Новосибирск: Наука, 2009. - 293 с.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.