Мощностей в ЭЭС

Этапы обоснования решений по развитию генерирующих

Общие принципы и технологические этапы обоснования развития генерирующих мощностей

Методы технико-экономического обоснования развития генерирующих мощностей при прогнозировании и планировании развития ЭЭС

Как показано в [16,18], обоснование решений по развитию электроэнергетики, инфраструктурной основой которой являются ЭЭС, непосредственно связано с формированием и реализацией государственной политики развития и функционирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. Это связано с рядом следующих причин:

- электроэнергетика с одной стороны является крупнейшим потребителем энергетических ресурсов – прежде всего природного газа и угля, и с другой – производителем электрической и тепловой энергии, от надежности поставок которых существенно зависит функционирование и развитие всех производителей ресурсов и транспортных сетей отраслей ТЭК;

- специфической особенностью электроэнергетики является взаимозаменяемость топливных ресурсов, используемых генерирующими

объектами электроэнергетики, что обуславливает взаимосвязь между экономическими и техническими решениями по развитию производственных мощностей и транспортных сетей в электроэнергетике и в отраслях ТЭК и в ценообразовании в указанных отраслях;

- важнейшими секторами электроэнергетики, влияющими на развитие отраслей ТЭК в целом, являются атомная энергетика и гидроэнергетика, где государство по комплексу причин не только сохраняет контроль за активами и функционированием хозяйствующих субъектов в этих секторах, но и оказывает поддержку в развитии производственной структуры секторов из государственного бюджета.

С учетом изложенного первым этапом обоснования решений по развитию и размещению генерирующих мощностей, как показано в таблице 8.1., является прогноз экономически и технически оптимальных объемов ввода и размещения мощностей ГЭС и АЭС в регионах границах ОЭС страны. Указанный прогноз выполняется при разработке «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на перспективу 20-25 лет» на основе оптимизации структуры и размещения генерирующих мощностей всех типов на разных видах топлива в модели топливно-энергетического баланса страны [ 32].

Таблица 8.1

№№	Содержание обосновываемых решений	Вид работ по обоснованию	Заказчик работ
1.	Прогноз оптималь-ных объемов вводов мощности ГЭС и АЭС и их терри-ториального разме-щения в ЕЭС страны на долгосрочную перспективу Определение целе-сообразности соору-жения дальних межсистемных связей в ЕЭС страны Прогноз необходи-мых ресурсов при-родного газа для электроэнергетики в территориальных разрезах	Генеральная схема размещения объектов электро-энергетики на перспективу 20-25 лет	Минэнерго РФ
2.	Уточненные объемы, основные параметры оборудования и сроки ввода мощно-стей на электро-станциях в ОЭС и РЭС страны	Схема развития ЕЭС и ОЭС страны на перспективу 10-15 лет	Минэнерго РФ
3.	Объемы, основные параметры обору-дования и сроки ввода мощностей на ТЭЦ в ОЭС и РЭС страны	Схемы тепло-снабжения горо-дов и промузлов на перспективу 10-20 лет; Схемы и прог-раммы развития электроэнергетики регионов на перспективу 10-15 лет	Администрации городов Компании и предприятия   Администрации регионов
4.	Объемы и сроки ввода мощностей на конкретных ГЭС, АЭС и ТЭС	Конкурсы по отбору вводов мощности на перспективу 4-7 лет в рамках долгосрочного рынка мощности	Системный оператор, генерирующие компании, Совет рынка

Прогноз технически и экономически обоснованных конкретных сроков и необходимых объемов ввода мощностей на электростанциях всех типов осуществляется при разработке «Схем развития ЕЭС страны на перспективу 10-15 лет». При этом используются результаты проектных проработок по возможным, вариантам реконструкции действующих электростанций, выбору площадок размещения новых электростанций в регионах страны, выбору состава и параметров основного энергетического оборудования реконструируемых и вновь сооружаемых электростанций (виды, энергетические характеристики и единичные мощности энергоблоков), по технико-экономическим показателям сооружения и эксплуатации электростанций.

Рекомендации по срокам и объемам ввода мощностей на электростанциях разрабатываются в соответствии с нормативными требованиями по обеспечению надежности энергоснабжения потребителей в ОЭС и ЭЭС страны, прогнозируемыми режимами работы электростанций в суточных и годовых разрезах в увязке с разработкой и обоснованием решений по срокам, составу и объемам ввода объектов основной электрической сети ЕЭС страны напряжением 330 (220) кВ и выше.

Обоснование решений по размещению, основным параметрам оборудования и мощности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) осуществляется при разработке «Схем теплоснабжения городов и промышленных узлов». В мегаполисах и крупных городах с населением свыше 1 млн. чел. обоснование решений по развитию ТЭЦ является частью комплексной задачи оптимизации развития систем теплоснабжения, в рамках которой осуществляется разработка и технико-экономическое сопоставление вариантов структуры и размещения теплогенерирующих источников различного типа с учетом развития магистральных тепловых сетей и в увязке с использованием мощности и электроэнергии ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Результаты обоснований используются при разработке «Схем и программ развития электроэнергетики регионов».

8.2. Критерии и условия технико-экономического обоснования развития генерирующих мощностей

При оптимизации перспективной структуры генерирующих источников по типам электростанций и видам энергоресурсов, при выборе зон размещения генерирующих источников в ЕЭС страны, при обоснованиях сооружения генерирующих источников, подлежащих сооружению за счет бюджетных средств технико-экономические обоснования должны выполняться с использованием критериев сравнительной (общественной) эффективности в форме приведенных дисконтированных затрат либо интегральных дисконтированных затрат определяемых с учетом фактора времени по выражениям (8.1) и (8.2) [28,31]. Данный подход обеспечивает обоснованную минимизацию цены электроэнергии, поставляемой потребителям всеми генерирующими источниками с оптового рынка электроэнергии и мощности и формирующейся с учетом как инвестиций в развитие генерирующих источников, так и их эксплуатационных затрат и затрат на топливо, а в общем случае и затрат на развитие межсистемных связей.

Т _расч

З_прив.=∑ (r_н*K_t +dИ _{пост. t} +dИ _{топл. t}) (1+ r_вр )^{1 – t} (8.1)

t = 1

Т_стр +Т_сл

З_сум = ∑ (K_t+ И_{пост. t} +И _{топл. t}) (1+ r_вр )^{1 – t} (8.2)

t = 1

где К _t - ежегодные капиталовложения в период строительства и ввода мощностей энергообъекта (с учетом инвестиций в сети для выдачи мощности);

И _{пост. t} - ежегодные постоянные издержки эксплуатации;

dИ _{пост. t} - ежегодный прирост постоянных издержек эксплуатации;

И _{топл. t} - ежегодные топливные затраты;

dИ _{топл. t} - ежегодный прирост топливных затрат;

Т _расч - срок от начала строительства до выхода объекта на проектные параметры по мощности и объему производства энергии;

Т_стр - срок строительства и ввода мощностей энергообъектов;

Т_сл - срок службы энергообъектов, равный 25 – 30 лет;

r_н -норма прибыли на инвестиции, соответствующая ожидаемым на перспективу усредненным ставкам процентных выплат по привлекаемым заемным средствам - банковским кредитам, облигационным займам, а также обеспечивающая возможности осуществления финансирования из прибыли компаний социальных обязательств в соответствии с межотраслевыми тарифными соглашениями и осуществления дивидендных выплат. Как правило, величина нормы прибыли принимается на уровне не ниже 0,12;

r_вр - коэффициент учета фактора времени, соответствующий ожидаемым на перспективу усредненным ставкам банковских депозитов, принимается на уровне 0,08.

Указанные критерии с целью обоснованной минимизации стоимости услуг по передаче электроэнергии и мощности также должны применяться при технико-экономических обоснованиях решений по развитию электрических сетей при разработке схем р

Общий объем прямых инвестиций (без учета привлечения заемных средств) для сооружения отдельного генерирующего объекта ориентировочно может быть определен по выражению (8.3)

К _сум = α _{рез. i} *α _{сн. i} * Р _{ген. i *} к _{уд. i} (8.3)

Где Р _{ген. i} - величина ввода мощности электростанции типа i, необходимого для покрытия нагрузки потребителей;

к _{уд. i} – удельные капиталовложения на ввод 1 кВт мощности электростанции типа i, которые могут приниматься на основе обобщения проектных данных по стоимости сооружения либо реконструкции данного типа генерирующих установок либо определяться на основе смет на сооружение и реконструкцию отдельных объектов. Ориентировочные значения к _{уд. i} приведены в разделе 5;

α _рез и α _сн - повышающие коэффициенты, учитывающие расход мощности для обеспечения собственных нужд электростанции и увеличение ЭЭС потребности ЭЭС в резервной мощности в зависимости от типа оборудования и единичной мощности энергоблоков на намечаемой к сооружению электростанции.

В случае привлечения заемных средств для сооружения и реконструкции объектов объем инвестиций должен учитывать объем средств, подлежащих выплате в виде процентов по банковским кредитам либо облигационным займам. Объем указанных средств определяется индивидуально в зависимости от схемы привлечения заемных средств и условий процентных выплат и погашения кредита либо облигационного займа.

Постоянные издержки эксплуатации (амортизация, заработная плата, текущий ремонт, общепроизводственные и управленческие расходы) могут быть приближенно приняты в %% от капиталовложения в соответствии с величинами, указанными в разделе 5.

Следует отметить, что при использовании в обоснованиях выражения (8.1) в составе постоянных издержек не должна учитываться амортизационная составляющая, поскольку амортизационные отчисления в соответствии со своей экономической сущностью являются источником возврата инвестиций (первоначальной стоимости объекта). В то же время в выражении (8.2) постоянные издержки должны учитываться в полном объеме, поскольку приведенные затраты являются аналогом дисконтированной стоимости продукции либо услуг энергетического объекта, определяемой через цену производства продукции и услуг и объема их производства.

Топливные затраты определяются по выражению (8.4)

И _{топл. t} = α _{сн. i} * W_t * b _уд * s _топл = α _{сн. i} * Р _ген * T _год * b _уд * s _топл (8.4)

Где W_t - годовой отпуск электроэнергии от электростанции;

T _год -годовое число часов использования вводимой мощности;

b _уд - удельный расход условного топлива на производство 1 кВтч электроэнергии;

s _топл -цена 1 тонны топлива, используемого на электростанции, при приведении к условному топливу.

Начиная с последнего года строительства и ввода мощностей энергообъектов до окончания срока службы, постоянные издержки эксплуатации и топливные затраты принимаются условно неизменными, соответствующими условиям нормальной эксплуатации энергообъектов.

Попарное сравнение вариантов сооружения электростанций должно осуществляться на принципах экономической и технической сопоставимости вариантов, включающих:

- равенство отпуска электроэнергии электростанций в энергосистему (на рынки электроэнергии и мощности) с учетом различия в величинах собственных нужд электростанций, учитываемых коэффициентом α _сн;

- определение необходимых инвестиций и величин эксплуатационных издержек, исходя из одинакового уровня цен на оборудование, материалы и на оплату труда;

- учет в необходимых объемах инвестиций и затрат на сооружение электрических сетей для выдачи мощности электростанций;

- обеспечение по вариантам одинакового уровня надежности энергоснабжения потребителей, учитываемое путем введения коэффициентов α _рез к вводимой мощности электростанций.

При технико-экономическом сравнении вариантов ввода и реконструкции мощностей в динамике развития ЭЭС сравниваемые варианты могут различаться составом, размещением, сроками и объемами ввода и реконструкции мощностей электростанций и сетей для выдачи их мощности в течение расчетного периода 10 – 15 лет.

Как и в отношении сравнения отдельных электростанций, в каждый год рассматриваемого периода должна быть обеспечена сопоставимость вариантов как по общим объемам отпуска мощности и электроэнергии от электростанций, так и по уровню надежности энергоснабжения потребителей путем прогнозирования необходимых вводов мощностей с учетом их влияния на изменение потребности ЭЭС в резервных мощностях.

Сравнение рассматриваемых вариантов развития генерирующих мощностей может осуществляться по критерию интегральных затрат с учетом фактора времени аналогично (8.2). Однако при этом длительность расчетного периода включает как расчетный период ввода и реконструкции мощностей, так и срок службы последнего из вводимых объектов.

При выполнении внестадийных проектных работ по прогнозированию и планированию развития ЭЭС и отрасли «Электроэнергетика», рассмотренных в разделе 2, могут выполняться следующие виды технико-экономических обоснований развития генерирующих мощностей:

- попарное сопоставление эффективности сооружения различных типов генерирующих источников, ввод которых необходим для покрытия возникающих в ЭЭС (ОЭС и ЕЭС) на перспективу дефицитов электрической и тепловой мощности и электрической и тепловой энергии. К данному виду обоснований может относиться сравнение эффективности сооружения ГЭС и КЭС - ПГУ, АЭС и КЭС – ПГУ, а также сопоставление централизованной схемы электро и теплоснабжения энергоузла при сооружении ТЭЦ либо децентрализованной схемы электро и теплоснабжения при сооружении КЭС - ПГУ для выработки электрической энергии и котельных для выработки тепловой энергии.

- комплексное сопоставление вариантов сооружения электростанций различного типа в динамике развития ЭЭС;

- оптимизация развития и размещения генерирующих источников различного типа в ЭЭС с использованием экономико-математических моделей.

При попарном сравнении генерирующих источников необходимо отметить специфические особенности обоснования эффективности сооружения ТЭЦ и возобновляемых источников энергии. Эффективность сооружения ТЭЦ определяется путем сравнения затрат по ТЭЦ (8.5) с суммой затрат по котельной, обеспечивающей поставку потребителям сопоставимого объема тепловой энергии, и затрат по КЭС (ПГУ), обеспечивающей поставку электрической мощности и энергии (8.6).

З _тэц = r_н *α _{рез.тэц}*α _сн.тэц К _тэц.уд * Р _н + И _{пост.тэц} * α _{рез.тэц}*α _сн.тэц *К _тэц.уд

*Р_н+W_тэц*b_{уд.тэц ээ}*s_топл + Q_тепл.Т_.тепл*b_{уд.тэц.тепл}*s_топл (8.5.)

З_кот. = r_н *α _сн.кот. К _кот..уд * Q_тепл + И _{пост.кот.} *α _сн.кот. К _кот..уд * Q_тепл +

+ Q_тепл.Т_.тепл*b _{уд.кот.тепл.} *s _топл + r_н *α _{рез.кэс}*α _{сн. кэс} К _кэс.уд * Р _н +

+ И_{пост.кэс}*α_{рез.кэс}*α_сн.кэс*К_кэс.уд*Р_н + W_кэс *b_{уд.ээ кэс}*s_топл (8.6)

где Р _н , Q_тепл - расчетные электрическая и тепловая нагрузка потребителей;

α _{рез.тэц}, α _сн.тэц - коэффициенты резервирования и собственных нужд для ТЭЦ;

α _{рез.кэс}, α _{сн. кэс} - то же для КЭС;

К _тэц.уд , К _кэс.уд - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности ТЭЦ и КЭС;

К _кот..уд - удельные капиталовложения на 1 Гкал тепловой мощности котельной;

И _{пост.тэц}, И _{пост.кот.} – постоянные годовые эксплуатационные издержки по ТЭЦ и КЭС в %% от суммарных капиталовложений;

И _{пост.кот.} - постоянные годовые эксплуатационные издержки по котельной в %% от суммарных капиталовложений;

W_тэц , W_кэс - годовые выработки электроэнергиина ТЭЦ и на КЭС;

b_{уд.ээ тэц}, b_{уд.ээ кэс} - удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ и на КЭС;

Т_.тепл - годовое число часов использования тепловой нагрузки;

b_{уд.тэц.тепл} , b_{уд.кот.тепл} - удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ и на КЭС;

s_топл - цена топлива.

Обоснование сравнительной эффективности сооружения ТЭЦ или котельных для покрытия потребности в тепловой энергии с использованием критериев (8.5) и (8.6) ориентировано на достижение комплексного эффекта для всех конечных потребителей тепловой и электрической в региональных зонах тепло и электроснабжения.

В рыночных условиях, когда в качестве инвесторов в объекты электро и теплоснабжения выступают акционерные генерирующие компании либо компании теплоснабжения выбор варианта теплоснабжения будет зависеть от величины прогнозной прибыли, которую могут получить указанные компании за счет реализации электроэнергии (мощности) и теплоэнергии на соответствующих энергетических рынках.

В варианте сооружения ТЭЦ прибыль от реализации обоих видов продукции за срок службы объекта 25-30 лет может быть определена по выражению (8.7):

Т_сл

П_тэц = ∑ (W_{отп тэц t}*ц_{опт ээ t} + Q_{отп тепл t.} *Т_{.тепл t} * ц_{тепл t} - К _тэц –

И_{пост.тэц t} * К _тэц - W_тэц *b_{уд.тэц ээ t} *s_{топл t} –

Q_{тепл t.}*Т_{.тепл t}*b_{уд.тэц.тепл}*s_{топл t}) (8.7)

В варианте сооружения котельной прибыль может быть получена только за счет реализации теплоэнергии на рынке тепла.

Т_сл

П_кот = ∑ (Q_{отп тепл t.}*Т_{.тепл t} *ц_{тепл t} - К _кот - И_{пост.кот t} * К _кот -

- Q_{тепл t.} *Т_{.теп лt} *b_{уд.кот.тепл} *s_{топл t} (8.8)

* в указанных критериях постоянные издержки не включают амортизационные отчисления

где W_{отп тэц t} - годовой отпуск электроэнергии от ТЭЦ в год t;

ц_{опт ээ t} - цена поставки электроэнергии от ТЭЦ на оптовый рынок;

Q_{отп тепл t.} – объем отпуска тепловой энергии потребителям в год t;

ц_{тепл t} - цена поставки тепловой энергии на региональный рынок тепла;

К _тэц , К _кот - суммарные капиталовложения по ТЭЦ и котельной;

Как видно из сравнения подходов к обоснованию схем раздельного и комбинированного электро и теплоснабжения с использованием критериев сравнительной эффективности (8.5) и (8.6) и коммерческой эффективности (8.7) и (8.8) указанные подходы могут по разному влиять на уровни цен и тарифов на электро и теплоэнергию для конечных потребителей.

Обоснование сооружения объектов ВИЭ на гидроэнергии, ветровой энергии и солнечной энергии в соответствии нормативными положениями по стимулированию развития ВИЭ [ 10] осуществляется на базе механизма, аналогичного по экономическому содержанию договорам предоставления мощности (ДПМ) на ОРЭМ для новой генерации с использованием обычных видов энергоресурсов. В соответствии с указанными договорами инвесторам, осуществляющим инвестиции в новую генерацию, гарантируется оплата поставок мощности в течение 10 лет (включая период строительства и начальный период эксплуатации) в объемах, согласованных с Системным оператором и Администратором торговой системы, и исходя из платы за поставки на ОРЭМ 1 кВт мощности, дифференцированной по типам вновь сооружаемой генерации и утвержденной регулирующими органом.

Цена мощности, поставляемой по ДПМ определяется, исходя из [10]:

- нормативных значений предельных удельных капиталовложений на сооружение и нормативных показателей постоянных издержек эксплуатации ВИЭ различного типа;

- определения расчетных удельных капиталовложений с использованием понижающих коэффициентов, отражающих степень локализации производства оборудования для установок ВИЭ на российских предприятиях

и возможность компенсации инвестиций в ВИЭ за счет продажи электроэнергии на ОРЭМ по маржинальным ценам;

- установленных нормативных сроков окупаемости инвестиций в ВИЭ и расчетных величин процентов по заемным средствам, привлекаемых для инвестирования в ВИЭ.

Для ВИЭ в зоне их размещения предусматривается, что вырабатываемая ими электроэнергия приобретается территориальными распределительными электросетевыми компаниями для компенсации потерь электроэнергии в электрических сетях. Цена на продажу электроэнергии электросетевым компаниям устанавливается, исходя из цен по ставки мощности по договорам предоставления мощности и прогнозных цен реализации электроэнергии на ДРМ.

При значительном количестве типов возможных к сооружению электростанций и районов их размещения в границах ОЭС и ЕЭС страны для поиска оптимальных решений по составу, размещению и объемам ввода мощностей электростанций при приближенном учете затрат на развитие сетевых связей могут использоваться специализированные математические модели. В бывшем СССР наиболее широкое распространение получили линейные оптимизационные модели [ 28,32 ]. В общем виде указанные модели при решении рассматриваемой задачи могут быть представлены следующими выражениями:

найти минимум целевой функции F = ∑ x _i * c _i (8.9)

i

при ограничениях α _{i j} * x _i ≤ b _j (8.10)

x _i ≥ 0

i j

где x _i - оптимизируемая величина вводимой мощности энергетического объекта (электростанции, сетевой связи) либо производимой объектом энергии;

c _i - удельные затраты на ввод мощности объекта либо производство единицы энергии;

α _{i j} -технологические коэффициенты принеизвестных x _i в системе ограничений, используемых для описания исходных условий оптимизации;

b _j - количественные значения ограничивающих показателей.

Ниже приводится описание линейной модели для выбора структуры генерирующих источников в упрощенной двухузловой модели энергосистемы, представленной ниже.

Дата добавления: 2014-10-31