1. Главная / Статьи 
ул. Черняховского, д. 16 125319 Москва +7 499 152-68-65
Логотип
| статьи | печать | 1854

Генсхема размещения энергообъектов скорректирована. Для чего и как?

Принятой в начале 2008 г. Генеральной схеме размещения энергообъектов потребовались изменения. О причинах и деталях ее корректировки специально для «ЭЖ» рассказывает один из ее разработчиков и ведущих специалистов страны, генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (ЗАО «АПБЭ»), к.э.н. Игорь Кожуховский.

По результатам мониторинга Генеральной схемы, проведенного в 2009 г., были выявлены существенные отклонения от прогнозных показателей, в том числе в части электропотребления, вводов генерирующих мощностей и выводов из эксплуатации ТЭС.

Отклонения показателей оказались настолько существенными, что потребовалась корректировка Генеральной схемы (табл. 1).

Ключевым пунктом в новой схеме стало изменение прогноза роста электропотребления в РФ. В частности, первоначальная Генсхема (до 2020 г.) предусматривала ежегодный рост на 4,1%, в скорректированной схеме (на 2010—2030 гг.) — 3,1 и 2,2% (по максимальному и базовому вариантам). В результате объем электропотребления к 2030 г. должен вырасти в 1,5—1,8 раза, что потребует значительного увеличения мощности. Этот прогноз подготовлен на основании прогноза ВВП, повышения энергоэффективности экономики и роста электронасыщенности труда.

Прогнозная динамика электропотребления основывается на структуре спроса на электроэнергию. В структуре электропотребления на период до 2030 г. сохраняется доля промышленного электропотребления в пределах 55%. Возрастает доля обрабатывающих производств.

Анализ показал, что у 52% турбин из общего количества 2180 штук общей мощностью 145,3 ГВт срок эксплуатации — от 30 до 50 лет, а у 7% турбин — более 50 лет.

Из общего количества котлов 3136 штук срок эксплуатации от 30 до 50 лет у 59%, более 50 лет — у 21% (табл. 2).

На основании проведенного анализа оборудования был сделан вывод, что продолжается «котельнизация» России, стремительно растет число мелких котельных.

Современное состояние и отдельные проблемы электроэнергетики России (показатели эффективности) приведены на графиках.

Для удовлетворения растущего спроса на электрическую энергию планируется ввести к 2030 г. 173 ГВт новых генерирующих мощностей (в базовом варианте). Ранее планировался ввод 186,1 ГВт, в максимальном варианте — 228,5 ГВт. За период с 2008 по 2030 г. предполагается вывести 67,7 ГВт. Мощность действующих электростанций и потребность в установленной мощности приведены в табл. 3.

К выводу планируется неэффективное оборудование на газе старше 50 лет, имеющее низкие параметры пара (9 МПа и ниже), и оборудование, находящееся в консервации более одного года.

Указанный объем вводов генерирующих мощностей позволит также реализовать задачу модернизации электроэнергетической отрасли, основная идея которой состоит в выводе из эксплуатации устаревшего генерирующего оборудования с заменой его на новые современные образцы.

Проект Генеральной схемы на стадии разработки рассматривался в энергетических и инфраструктурных компаниях и обсуждался широкой энергетической общественностью. 3 июня 2010 г. новая Генеральная схема в основном одобрена на заседании Правительства Российской Федерации.

К сведению

  • Реконструкция существующих ТЭЦ с переходом на парогазовый цикл позволяет в 2, а в отдельных случаях и в 3 раза увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении и полностью обеспечить необходимый прирост электроэнергии до 2020 г. без ввода таких мощностей на ГРЭС.


Дополнительная экономия топлива могла бы составить еще около 20 млн т условного топлива в год. «К этому следует добавить, что ТЭЦ расположены рядом с потребителями. Такое расположение позволяет сократить потери при транспортировке электроэнергии приблизительно на 3%, что принесло бы еще дополнительную экономию топлива около 10 млн т в год», — считает эксперт. Дополнительным аргументом в пользу централизованного теплоснабжения на основе ТЭЦ является более низкая стоимость тепловой энергии. Так, стоимость для населения вырабатываемого ими тепла получается в 3—4 раза ниже, чем тепла от котельных.

  • Генеральная схема создает новые возможности и комфортное пространство для развития новой энергетики в России.


Предполагается, что Генсхема должна реализовываться по трем направлениям: через инвестиционные программы компаний, схему развития ЕЭС России, схемы развития электроэнергетики регионов.

Для ее реализации необходимы программа модернизации, дополняющая Генсхему, стимулирование малой и распределенной генерации, совершенствование правил рынков электроэнергии и тепла, реальный запуск пилотных проектов по новым технологиям.

  • В период до 2030 г. потребность в капиталовложениях на развитие электростанций составит 9,8 трлн руб. (49% всех капитальных вложений). Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов оценивается в 10,2 трлн руб.

 

Семь принципов и идеи развития электроэнергетики,  заложенные в корректировку Генсхемы

1. Переход от политических установок к экономическим критериям оптимизации структуры мощностей

Для обоснования оптимального развития и размещения разных типов электростанций в региональном разрезе был использован критерий минимума полных дисконтированных капитальных и эксплуатационных затрат.

Ограничениями при оптимизации выступили:

1) потребность в мощности по зонам (пиковая, маневренная, базовая) исходя из характеристик перспективных графиков нагрузки;

2) прогноз ресурсов и стоимость основных видов топлива.

Структура установленной мощности в 2008-м и прогнозируемой на 2030 г. приведена в табл. 4.

Основную часть потребности в новой мощности должна будет обеспечить тепловая генерация.

2. Опережающее развитие сетевой инфраструктуры (базовый вариант)

Суммарная протяженность электрических сетей напряжением 330 кВ и выше к 2030 г. должна составить 108 000 км (рост на 53 000 км), трансформаторная мощность — 330 000 МВА (рост на 165 000 МВА).

До 2020 г. необходимо ввести 25 500 км ВЛ 330 кВ и свыше. В период 2010—2020 гг. требуется ввести 9500 км ВЛ 330 кВ и свыше для выдачи мощности новых общесистемных станций, 16 000 км ВЛ 330 кВ и свыше для усиления межсистемных и межгосударственных связей и повышения надежности электроснабжения потребителей.

Планируемая к реализации модернизация электросетевого комплекса позволит снизить показатели потерь электроэнергии в сетях с 12% в 2010 г. до 8% в 2030 г.

3. Оптимальное сочетание крупных системообразующих и локальных (распределенных) источников мощности

Предполагается сочетание двух тенденций: развитие ЕЭС России (в том числе крупной системной генерации) и распределенной генерации. Объем вводов распределенной генерации оценивается в объеме 5% суммарной потребности во вводах.

 

обратите внимание

Большие потери происходят в процессе передачи электричества по российским электросетям — самым протяженным в мире (более 2 млн км). Из-за высокой степени износа и медленной модернизации технологий только в сетях общего пользования они достигают 12%. Эта цифра почти в 2 раза превышает среднемировой показатель (в электросетях США, Евросоюза и Китая потери около 7%).

4. Сохранение незначительного опережения темпов развития угольной генерации

В кратко- и среднесрочной перспективе газовая генерация остается более эффективной по сравнению с угольной, ожидать масштабного развития угольной генерации в России можно только после 2020—2025 гг.

Рост платы за выбросы и возможное введение платы за СО2 сделает производство электроэнергии на угле по традиционным технологиям еще более неконкурентоспособным. Необходимо внедрение чистых угольных технологий — ЦКС, ССКП, генерации на основе газификации угля. Структура топливного баланса приведена на диаграмме.

5. «Принудительная» модернизация

В качестве основных экономических механизмов и стимулов предполагается использовать долгосрочный рынок мощности, договоры на предоставление мощности, рост цен на газ, рост экологических платежей.

Наравне с экономическими стимулами должны быть задействованы административные механизмы:

  • принятие технических регламентов, определяющих требования к эффективности энергетического оборудования, в том числе предельные сроки эксплуатации устаревшего оборудования;
  • разработка и принятие программы модернизации электроэнергетики, реализующей и конкретизирующей положения Генеральной схемы применительно к модернизации действующего энергетического оборудования.

 

обратите внимание

Основной приоритет в скорректированной Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г. отдается внедрению новых энергоэффективных и инновационных технологий. Плата за выбросы должна быть кратно выше и стимулировать компании внедрять современные технологии. Кроме того, также необходимо повышение цен на газ. При дешевом газе компании внедрять парогазовые технологии не будут, однако при увеличении цены на него потребность в них возникнет.

6. Переход от раздельного производства электроэнергии и тепла преимущественно к когенерации

Перевод котельных в режим когенерации может обеспечить рост производства электроэнергии до 500 млрд кВт·ч. Типовое решение состоит в замене котельных на ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ в сочетании с тепловыми насосами, переводе существующих котельных в пиковые режимы.

Для реализации данного принципа необходимо провести комплексную модернизацию систем централизованного теплоснабжения и тепловых сетей. Для когенерации необходима и новая модель регионального рынка, поскольку электроэнергия и тепло, производимые в режиме когенерации, должны продаваться на едином региональном рынке энергоснабжения территории электроэнергией и теплом.

Развитие когенерации в городах позволит повысить коэффициент полезного использования топлива до 85%, изменить потребности в топливе, вовлечь в теплоэнергетику местные виды топлива, улучшить экологию городов и поселений.

7. Инновационное развитие

Инновационное развитие включает в себя:

1) определение перспективных технологий:

  • переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации устаревшего паросилового оборудования, освоение выпуска газовых турбин мощностью 65—350 МВт и ПГУ на их основе 400—800 МВт;
  • переход на чистые угольные технологии (суперсверхкритические параметры пара, циркулирующий кипящий слой, ПГУ с газификацией угля);
  • развитие систем конгенерации на базе высокоэффективных ПГУ-ТЭЦ (с удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении 1200—1500 кВт·ч/Гкал);
  • минимизация типоразмерного ряда оборудования, модульные поставки, типовое проектирование;
  • создание пилотных интеллектуальных активно-адаптивных (SMART GRID) сетей;


2) планирование и стимулирование создания демонстрационных объектов;

3) развитие отечественного энергомашиностроения, электротехпрома, проектной деятельности. Генсхема дает основу для формирования долгосрочной потребности в энергетическом оборудовании. Например, по газовым турбинам (ГТ) на период с 2010 по 2020 г. потребуется 53 ГТ мощностью 60—80 МВт и 70 ГТ мощностью 100—160 МВт. На период 2021—2030 гг. — 25 ГТ и 62 ГТ соответственно. В совокупности на 20 лет с 2010 по 2030 г. — 78 ГТ и 132 ГТ соответственно.

Результаты мониторинга* реализации Генеральной схемы, утвержденной в 2008 г. (показатели за период с 2006 до 2020 г.) (таблица 1)

Показатель

Генсхема

Мониторинг
на основе прогноза

Отклонение, %

as usual

абсол.

отн.

Электропотребление
в 2020 г., млрд кВт·ч

1710

1391,5

318,5

19

Вводы генерирующих
мощностей, ГВт

186,1

104,3

81,8

44

Выбытие генерирующих
мощностей, ГВт

51,9

13,7

38,2

73,7

* Мониторинг — это прогноз развития отрасли исходя из существующих тенденций.

Оборудование ТЭС России (таблица 2)

Всего

Срок эксплуатации от 30 до 50 лет

Срок эксплуатации более 50 лет

Турбины, шт.

Мощн., ГВт

Турбины, шт.

Мощн., ГВт

Доля, %

Турбины, шт.

Мощн., ГВт

Доля, %

2180

145,3

955

75,6

52%

360

10,2

7%

Всего

Срок эксплуатации от 30 до 50 лет

Срок эксплуатации более 50 лет

Котлы, шт.

Котлы, шт.

Доля, %

Котлы, шт.

Доля, %

3136

1847

59%

669

21%

Источник: данные формы Росстат 1-ТЕП

Мощности действующие и требуемые, ГВт (таблица 3)

2008

2019

2015

2020

2025

2030

2008—2030

Действующие электростанции

215

211

206

199

178

145

–67,7

Базовый вариант

200

213

234

275

295

318

173

Максимальный вариант

200

215

238

289

330

373

228,5

Структура установленной мощности (таблица 4)

2008 г.

ГВт

%

2030 г.

ГВт

%

АЭС

23,5

10,9

АЭС

50,5

15,6

ГЭС

45,9

21.3

ГЭС

58,6

18,1

ТЭС

145,3

67,6

ТЭС

208,3

64,3

ВИЭ

0,4

0,2

ВИЭ

6,4

2,0

215,1

100

323,8

100