МАРКЕТИНГОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЭНЕРГОИСТОЧНИКА, СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ФОРМИРОВАНИЕ МОДЕЛИ ПРЕДЛОЖЕНИЯ

11ет такого народа, которого погубила бы торговля

Бенджамин Франклин

Маркетинг — это попытка представить себе, чего хотят люди, чтобы дать им это

Шелли Лазарус

Свойства интеллекта: умение создавать товар, умение продавать, умение покупать.

Основы: теория маркетинга, экономика энергетики, исследование операций (процессов).

Дорожная карта: рынок — изучение спроса —модель предложения.

Формула успеха—модель предложения: (исследования спроса + исследования рыночного окружения + возможности технологий + прогноз продаж и покупок) х квалификация инженера => {max (точность), max (гибкость)}.

Любой проект строительства энергообъекта начинается с определения его полезности, востребованности на весь эксплуатационный период жизненного цикла или привлекательности для инвестора (будущего собственника). Поэтому необходимо получить обоснованные данные о том, каков будет объект, в каких количествах и кому он сможет поставлять продукцию, предоставлять услуги, какие средства необходимы для его содержания, г.е. сформировать модель предложения, которое необязательно будет покрывать весь возможный спрос, но позволит достичь целей, поставленных инвестором (или пулом инвесторов).

Однако такая постановка задачи предполагает наличие рыночной среды, окружающей объект, и в современной российской энергетике это относится главным образом к электростанциям [1.1]. Наоборот, как мы видели в предыдущей главе, строительство электросетевого объекта требует его обоснования только в процессе развития ИЭС, на стадии принятия системных решений, исходя из планирования потребления и развития генерирующих мощностей. Иными словами, нет необходимости пытаться обосновать экономически каждую новую ЛЭП или подстанцию в процессе операционной деятельности сетевой компании. Поэтому далее будем рассматривать строительство только в рамках конкурентной деятельности в электроэнергетике, т.е. строительство ТЭС и источников генерации на основе ВИЭ.

В гл. 3 к задачам комплексного инжиниринга мы отнесли процедуру маркетинговых изысканий (исследований), заключающуюся согласно принятым на сегодняшний день рыночным правилам в анализе рынка сбыта электрической и тепловой энергии [1.1, 1.2], рынка услуг и в прогнозировании доходов от продаж электрической энергии, мощности и (или) тепла, оказания услуг.

Необходимо рассмотреть рыночное окружение будущей станции, ценовой фон, спрос на энергию (мощность) и возможные предложения. Термин «маркетинговые исследования» не должен вводить в заблуждение относительно квалификации проводящих его специалистов. Они должны быть, безусловно, инженерами, имеющими опыт разработки проектов строительства энергоисточников, так как модель предложения, особенно при возможности удовлетворения спроса на электроэнергию и тепло, тесно связана с технологией их выработки и необходимостью интеграции в существующие системы энергоснабжения и ресурсопотребления. Вместе с тем большую роль в данном вопросе играют финансово-экономические показатели и нетехнологическое окружение проекта.

Варианты конфигурации станции, которые лягут в основу технического моделирования, её установленные электрическая и тепловая мощности определяются четырьмя факторами:

• 1) рыночными возможностями и маркетинговым прогнозом;
• 2) возможностями новой площадки или особенностями компоновки оборудования в существующих производственных зданиях и сооружениях (при расширении или реконструкции действующей ТЭС);
• 3) необходимостью вывода из эксплуатации оборудования, исчерпавшего свой ресурс, на действующих энергообъектах;
• 4) ограничениями по экологическим показателям и ресурсообеспечению (главным образом в отношении газоснабжения).

К этим факторам можно добавить и иные обстоятельства, которые могут принудить инвесторов к принятию одной из следующих стратегий развития бизнеса:

• • умеренной;
• • оптимистической;
• • консервативной.

Такими обстоятельствами, помимо вышеназванных четырех рыночных и технологических факторов, могут быть, например, необходимость строительства строго определенного количества генерирующих мощностей по обязательствам [договоры о поставке мощности, соглашения с городской администрацией или правительством], ограничения (или наоборот — благоприятные возможности) привлечения финансирования и т.п.

Далее под умеренной стратегией будем понимать следование сценарию покрытия потребностей в генерирующих мощностях согласно прогнозам и экспертным оценкам, учитывающим спрос и рыночное окружение проекта. Будем считать её оптимальным вариантом с умеренными рисками. Такой подход на сегодняшний день является традиционным при развитии проектов строительства энергоисточников.

Оптимистическая стратегия — это строительство большего количества генерирующих мощностей, чем необходимо по умеренной стратегии, в надежде обеспечить каким-либо образом соответствующие продажи в будущем либо с помощью внерыночных механизмов (по обязательствам), либо путем планирования «захвата» рынка и вытеснения конкурентов с применением рискованных методов в виде демпинга, административного ресурса и др. Эту стратегию можно назвать агрессивной. Разумеется, в неё сознательно закладываются повышенные риски, которые либо принимаются, либо хеджируются тем или иным образом.

В рамках консервативной стратегии либо поддерживаются существующие производственные мощности, либо происходит их модернизация (в том числе с некоторым увеличением установленной мощности) в действующих зданиях и сооружениях. В настоящее время данная стратегия, в частности, исключает новое строительство ПГУ или ГТУ. Она характеризуется наименьшими рисками и капитальными затратами, но и не приносит столько прибыли, сколько умеренная (или при благоприятных обстоятельствах оптимистическая) стратегия.

Наиболее вероятные (с учетом неопределенности прогноза) потребности в электрической и тепловой мощностях ТЭЦ, которые обеспечат выработку товарной продукции, полностью продающейся на соответствующих рынках, определяются так, как это описано ниже. Они составляют основу умеренной стратегии. Однако это отнюдь не означает, что в дальнейшем не появятся иные, благоприятные, обстоятельства экономического или политического характера, которые сделают оптимальным набор производственных мощностей, относящийся сегодня к оптимистической стратегии.

Рассматриваемому варианту развития рыночных возможностей лучше всего соответствует метод реальных опционов [5]. Согласно этому методу проект начинается с определения конфигурации, отвечающей умеренной или консервативной стратегии. Впоследствии конфигурация станции подвергается изменениям с учетом тех решений, которые в настоящее время относятся к оптимистической стратегии.

В начальной фазе развития проекта выбор варианта модели предложения, который ляжет в основу дальнейших более углубленных проработок, проводится с помощью гак называемого SWOT-анализа. Он представляет собой метод анализа в стратегическом планировании, заключающийся в разделении факторов и явлений на четыре категории: Strengths (сильные стороны), Weaknesses (слабые стороны), Opportunities (возможности) и Threats (угрозы).

Этот акроним может быть представлен в виде табл. 8.1.

Поскольку SWOT-анализ в общем виде не содержит экономических категорий, его можно применять только на этапе маркетинговых исследований, когда требуется рассмотрение множества возможных моделей предложения. В результате SWOT-анализа отбираются приемлемые для инвестора два—четыре варианта, которые затем сравниваются по показателям финансовой эффективности в ОИ известными методами [5].

Таблица 8.1

Категории SWOT-анализа

Часто при принятии ответственных решений в сложной ситуации SWOT- анализ дополняется PESTLE-анализом.

PESTLE-анализ — это маркетинговый инструмент, предназначенный для выявления политических (Political), экономических (Economic), социальных (Social), технологических (Technological), правовых (Legal) и экологических (Environmental) аспектов внешней среды, которые влияют или будут влиять (при строительстве энергоисточника) на бизнес компании. Этот анализ часто используется в рамках стратегического SWOT-анализа. На практике это означает, что осуществляется SWOT-анализ каждого из факторов PESTLE-анализа [28].

Анализ рисков можно проводить и иным образом, но в любом случае должна быть выполнена их идентификация и дана качественная или количественная оценка вероятности наступления рискоопасных событий и последствий этих событий. Пример формализации анализа рисков при строительстве генерирующих объектов на основе ВИЭ приведен в табл. 8.2.

Развитие электростанций в рыночных условиях должно обосновываться необходимостью обеспечения балансовой надежности ЕЭС, целями и внутренними потребностями генерирующих компаний; стимулироваться внешними ценовыми сигналами, а их конкретная реализация должна проводиться в соответствии с требованиями технической политики компании.

В го же время станции имеют жизненный цикл и режимы работы, связанные с жизненным циклом и режимами энергосистемы, включая её электросетевой комплекс. Работа конкретной станции обеспечивается ЛЭП, подстанциями не только на близлежащих территориях, но и внутри зоны свободного перетока электрической мощности в ОЭС.

Такая жесткая двусторонняя связь налагает существенные ограничения на развитие станции, которые не остаются постоянными с течением времени, так как определяются, в свою очередь, развитием всех компонентов ЭЭС: входящих в неё энергосистем, сетей и потребителей, методов и средств оперативно-диспетчерского управления.

Отсюда следует, что энергетическое строительство в части объемов производственных мощностей электростанций имеет два существенных обоснования, без которых невозможны сегодня никакие инвестиции — ни частные, ни государственные. Условно назовем одно из них «внерыночным» (обязательства перед государством, а также перед другими субъектами электроэнергетики, связанными между собой единством технологи и присущими ей рисками), а другое «рыночным» (риски собственника). Их соотношение отражает в целом степень либерализации отрасли.

Анализ рисков реализации проекта строительства генерирующего объекта на основе ВИЭ

Табл и ца 8.2

Очевидно, сам маркетинг при развитии генерации связан с рыночной, постоянно находящейся в движении, стороной проекта, и его учет обязателен на всех стадиях предироектных проработок.

Обычно маркетинговые исследования начинают с анализа энергобалан- сов в стране и регионе. Анализ проводится на основании официально принятых документов разного уровня и экспертных оценок.

Государством предложен [1.7] перечень основных документов, которые должны стать базовыми для определения тенденций развития энергетики и постоянно обновляться в «скользящем режиме». К ним относятся:

• • генеральная схема размещения объектов электроэнергетики;
• • схема и программа развития ЕЭС России, включающие в себя схему и программу развития единой национальной (общероссийской) электрической сети на долгосрочный период;
• • схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

К документам, действующим на момент написания книги, следует отнести:

• • «Энергетическую стратегию России на период до 2030 г.» [1.6];
• • «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» [1.8] и её периодически обновляемые версии;
• • «Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы» [1.33].

В качестве экспертных оценок прежде всего следует использовать работы ЗАО «АПБЭ»^[1], такие как выполненный по заказу Минэнерго РФ документ «Прогнозный баланс развития электроэнергетики на период 2009—2015 гг. и на 2020 г.», а также различные экспресс-доклады. Свои оценки балансов разрабатывают и публикуют и другие научно-исследовательские учреждения и компании: ОАО «Научно-исследовательский институт экономики энергетики», Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ), российские и иностранные консалтинговые фирмы.

В отношении макроэкономических показателей рекомендуется использовать прогнозы социально-экономического развития страны и отдельных секторов экономики, постоянно выполняемые Министерством экономического развития РФ и публикуемые на сайте http://www.economy.gov.ru.

С точки зрения продаж тепла наиболее востребованными документами являются так называемые схемы теплоснабжения городов и населенных пунктов [1.2, 1.30]. Когда-то в советское время разрабатываемые на постоянной основе эти схемы вплоть до 2011 г. выполнялись для крупных городов спорадически, т.е. в соответствии с желаниями и возможностями администрации. Например, Постановлением Правительства Москвы от 29 декабря 2009 г. № 1508-ПП была принята «Схема теплоснабжения города Москвы на период до 2020 года с выделением двух этапов 2010 и 2015 гг.». Этот документ, безусловно, являлся и является основополагающим при определении потребностей в тепловой энергии и мощности в городе, и его следует использовать в предпроектной документации в первую очередь.

В настоящее время в соответствии с [1.30] проект схемы теплоснабжения разрабатывается уполномоченными органами местного самоуправления поселений, городских округов, уполномоченными органами исполнительной власти городов федерального значения Москвы и Санкт-Петербурга, юридическими лицами либо совместно органами местного самоуправления или органами исполнительной власти городов федерального значения и юридическими лицами.

Схема теплоснабжения разрабатывается на основе документов территориального планирования поселения, городского округа, утвержденных в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности и требованиями [1.30]. Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения утверждаются уполномоченными Правительством Российской Федерации федеральными органами исполнительной власти. Схема теплоснабжения разрабатывается на срок не менее 15 ле г

Очень часто на этапе инвестиционного замысла ограничиваются только провозглашением факта и объема «энергодефицита» на той или иной территории, причем иногда в пределах квартала жилой застройки города. Поэтому особое внимание следует обратить прежде всего на определение «энергодефицитности» территории. Нередко бывают ситуации, когда руководителями органов власти с целью заинтересовать потенциального инвестора провозглашается тезис о недостатке установленной мощности, исходя из того, что для любого объекта жилищно-гражданского и промышленного строительства всегда требуется электрическая и тепловая энергия. Но, следуя этой логике, электростанцию надо строить чуть ли не для каждого многоквартирного дома или каждого коттеджа.

В то же время игнорируется очевидный для специалистов (в том числе проводящих маркетинговые исследования) факт, что электроснабжение любого объекта (группы объектов) может осуществляться двумя способами:

• • с помощью передачи энергии от достаточно удаленных (территориально и электрически) генерирующих источников посредством ЛЭП и подстанций;
• • с помощью покрытия потребностей объекта полностью или частично близкорасположенными (территориально и электрически^[2]) генерирующими источниками.

Последний случай отнюдь не исключает необходимости электрических связей объекта с ЕЭС (изолированной энергосистемой), рассчитанных на полную присоединенную или заявленную мощность электроустановок потребителей. Данное правило допускает исключения. Например, когда промышленный или коммунанально-бытовой потребитель сознательно идет на возможность ограничения нагрузки в аварийных режимах с потерей своего (близкорасположенного) источника.

Таким образом, вопрос не стоит об альтернативе «станция — сети». В области технологически разумного электроснабжения, подтвержденного отечественным и зарубежным опытом, имеется в виду строительство и энергоисточника, и электрической сети, рассчитанных на возникновение самой неблагоприятной аварии при учете особенностей промышленного производства и коммунального хозяйства. В качестве такой аварии могут рассматриваться:

• • исчезновение напряжения в питающей сети;
• • полный останов электростанции;
• • результаты других воздействий и их сочетаний.

Расположение энергоисточника вблизи центра потребления, несомненно, повышает надежность энергоснабжения, но она должна обеспечиваться не только этим, но и наличием других источников и связывающей источники с потребителями транспортной сети, т.е. ЭЭС, причем с повышением уровня интеллектуальности энергосистемы качество электроснабжения увеличивается, что может несколько понизить требования к свойствам генерирующего оборудования [73—78].

При строительстве ТЭС для удовлетворения нужд промышленного потребителя (традиционно называемой блок-станцией) следует в первую очередь исходить из технологических потребностей в тепловой энергии (в виде пара или реже горячей воды). Кроме того, всегда надо иметь в виду, что выхлопные газы ГТ могут служить в качестве сушильного агента на различных производствах. Так, например, ЗАО «Северо-Западная инжиниринговая корпорация» разработало ПД и РД^[3] для парогазосиловой установки ОАО «Мордовцемент» установленной электрической мощностью 73 МВт и тепловой мощностью 53 Гкал/ч. При этом предусмотрена подача в сырьевую мельницу установки по производству цемента части выхлопных газов ГТУ. Подобная установка запланирована и для ООО «Ульяновскшифер», в ней тепловая энергия выхлопных газов газовых турбин полностью используется для сушки сырья.

При разработке проекта строительства блок-станции инженерам необходимо учесть характер технологических нагрузок предприятия — электрических и тепловых, которые влияют не только на конфигурацию и экономические показатели объекта, но и на его безопасность при воздействиях на основное оборудование (вибрациях, крутильных колебаниях валов). Последнее актуально именно для электрогенерирующих источников, расположенных вблизи центров резкопеременных, несимметричных, несинусоидальных нагрузок, таких как дуговые сталеплавильные печи, мощные сварочные агрегаты, электролизные установки [115], тяговые подстанции электрифицированного транспорта^[4] и г.п.

Пример 8.1. При планировании развития производства на одном из мощных металлургических предприятий в Нижегородской области была поставлена задача обеспечить покрытие будущих производственных нагрузок по мощности до 200 МВт и городских коммунально-бытовых нагрузок до 50 МВт.

Привлеченные консалтинговые фирмы в разное время давали предложения по строительству ПГУ или ГТУ ТЭЦ установленной электрической мощностью 50—500 МВт. Автором был проработан альтернативный вариант строительства подстанции глубокого ввода (Г1Г В) напряжением 500 кВ на территории предприятия, который оказался гораздо дешевле строительства ПГУ ТЭЦ, что видно из табл. 8.3.

Стоимость строительства ПГВ и заходов на неё ВЛ 500 кВ рассчитывалась по методике, приведенной в документе ОАО «РАО “ЕЭС России”» «Электроэнергетические системы. Укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10—750 кВ» (принято протоколом заседания Правления ОАО «РАО “ЕЭС России”» от 21.01.2008 г. № 18()5пр). Базисные цены приведены к ценам 2000 г. Налог на добавленную стоимость не учтен.

На основании анализа приведенных в табл. 8.3 данных были сделаны следующие выводы:

• • наилучшим вариантом в настоящее время является строительство ПГВ, находящейся в собственности предприятия. Это исключит все риски электроснабжения вплоть до 2015 г.;
• • после 2015 г., возможно, ценовые риски рынка увеличатся настолько, что потребуется строительство ТЭС;
• • в любом случае, даже если будет принято решение о строительстве ТЭС, строительство ПГВ необходимо как условие обеспечения сетевой инфраструктуры и как средство снятия рисков получения энергии от ТЭС.
• • строительство ПГВ — необходимое условие энергобезопасности предприятия;
• • необходимо искать способы государственной поддержки для строительства ВЛ 500 кВ и ПГВ;
• • при строительстве ПГВ также отсутствуют риски влияния резкопеременных нагрузок на ГТ, а качество электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109—97 может быть обеспечено приемлемым способом за счет применения относительно недорогих фильтр- компенсирующих устройств.

Аналогичные проблемы возникают при желании девелопера в сфере жилищного строительства или органа местного самоуправления построить источник электрической энергии для снабжения объектов на новых или развивающихся планировочных территориях. Очень часто это желание обусловлено попытками ускорить или удешевить процедуру технологического присоединения к сетям территориальной сетевой организации или ЕНЭС. При этом практически всегда упускаются из виду вопросы экологии и эстетики. Ведь каждая ТЭС (или генерирующий объект на основе ВИЭ) — это источник загрязнения окружающей среды, избежать которого в принципе невозможно, а доведение его до технически достижимого минимума требует огромных капитальных вложений, но сравнению с которыми плата за технологическое присоединение к электрической сети выглядит не столь большой. С эстетической же точки зрения понятно, что станция ни в коей мере не может служить украшением жилой застройки — их архитектурные решения попросту несовместимы.

Поэтому к строительству ТЭС на жилой или рекреационной территории следует относиться весьма осторожно и с пониманием того, что это не тот случай, когда решение принимается с чисто экономических позиций. Именно здесь необходим системный подход к строительству энергоисточ-

Сравнительные показатели при строительстве МГУ, ГТУ, ТЭЦ и ПГВ

Табл и ца 8.3

ников — тот подход, который служит основой многокритериального моделирования, рассматриваемого в нашей книге.

Следовательно, на этапе маркетинговых исследований экономику продаж электрической и тепловой энергии, включающую в себя два ключевых фактора — объем поставок и цену — необходимо дополнить концептуальными экономическими и внеэкономическими критериями технологического и экологического характера. С технологической точки зрения для правильного выбора района размещения ТЭС требуется предварительное изучение следующих факторов:

• • территорий, пригодных для строительства;
• • состояния транспортной сети и её пропускной способности;
• • выявленных надёжных источников технического водоснабжения и др.

Всегда следует помнить и о законе максимальной технической эффективности достижения единственной цели ТС, который был проиллюстрирован выше (см. § 1.3) на примере из области электроснабжения с учетом выработки тепловой энергии тем же генерирующим источником, который строится для обеспечения электроснабжения.

Экологический подход заключается в анализе ситуации с чистотой воздушного и водного бассейнов и принципиальной оценке привлекаемых водных и топливных ресурсов.

Формально маркетинговые исследования для строительства средних и мелких энергоисточников не выглядят сложными, так как в заданном регионе или населенном пункте всегда можно определить потребность в электроэнергии и тепле, а также в соответствующей установленной мощности на основе фактических и прогнозных балансов, имеющихся в публикациях. Известны также конкуренты — электростанции, котельные, сбытовые компании и сетевая инфраструктура.

В го же время для банкабельности проекта некоторые кредитные учреждения требуют углубленного анализа перспективного потребления по разным группам (в промышленности, коммунально-бытовом секторе и др.) с учетом доказательной базы их развития на срок жизненного цикла ТЭС.

Эти учреждения, зачастую не осознавая особенностей отрасли, желают получить убедительные основания для строительства энергоисточника в конкретном пункте с возвратом средств, исходя из сегодняшних цен и взятых из некоторых источников темпов их роста. Неопределенность рыночной ситуации в пределах ценовых зон ОРЭМ, конкуренция других источников, невозможность корректного прогноза спроса именно на продукцию строящейся ТЭС делают долгосрочные маркетинговые исследования продаж электроэнергии уже в среднесрочной перспективе просто бессмысленными.

Более уверенным можно быть в спросе на тепло (в городе и населенном пункте), рынка которого в общепринятом значении этого слова не будет никогда. Однако и здесь любые действия независимого инвестора резко ограничены самим характером теплоснабжения, являющегося важной частью жизнеобеспечения населения.

Вообще же в России наблюдается парадоксальная ситуация: рыночные структуры хотят иметь «правильный» прогноз, который может быть получен достаточно строго лишь при плановой экономике. Иными словами, частный предприниматель — собственник ТЭС и его кредиторы будут чувствовать себя уверенно, если вся остальная энергетика будет полностью регулируемой (включая ее развитие). Однако по известным причинам это в современной России невозможно.

Задуманный когда-то как завершающий этап реформы долгосрочный рынок мощности, по оценкам экспертов, вряд ли приведет к полностью рыночному планированию проектов развития генерирующих источников из-за прогнозируемых цен на «новую мощность». Это следует как из действующих нормативных документов (например, [1.20, 2.7, 2.8]), так и из ситуации, связанной с принятыми до ликвидации ОАО «РАО “ЕЭС России”» обязательствами генерирующих компаний по строительству мощностей на средства, полученные от дополнительных эмиссий их акций (т.е. на средства купивших их инвесторов).

По мнению большинства специалистов, сегодня строительство электростанций экономически оправдано только в случае гарантий возврата средств — стоимости мощности. По сути, строительство энергоблоков в рамках заключенных генерирующими компаниями договоров о поставке мощности является механизмом гарантирования инвестиций в формирование технологического резерва генерирующих мощностей, который был разработан и принят еще в 2005 г. [17.10—17.12]. Без учета ДПМ и (или) МГИ инвестор (в особенности независимый) не может принять решений о начале инвестиционной фазы проекта строительства ТЭС даже при наличии положительного заключения по результатам маркетингового исследования.

Поэтому при оценке эффективности инвестиционных проектов строительства энергоисточников находит все большее применение уже упоминавшийся выше метод реальных опционов. Он исходит из того, что будущее проекта нельзя спланировать раз и навсегда. В определенные моменты времени при управлении проектом должен предоставляться выбор, т.е. опцион, который следует реализовать в зависимости от складывающихся внешних условий. Существуют следующие виды опционов:

• • по изменению масштаба проекта;
• • появлению дополнительных возможностей;
• • определению момента дополнительных инвестиций;
• • отказу от реализации проекта.

В каждом опционе решение принимается только после тщательных инжиниринговых (в том числе маркетинговых) исследований с корректировкой технической и финансово-экономической моделей ТЭС.

Еще более сложными выглядят маркетинговые исследования в сфере оказания платных системных услуг, рынок которых находится в начальной стадии развития [1.21]. В настоящее время под услугами по обеспечению системной надежности понимается комплекс действий, необходимых для достижения надежности функционирования ЕЭС России:

• а) по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций (далее — услуги по нормированному первичному регулированию частоты);
• б) автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт) (далее — услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности);
• в) регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия (далее — услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии);
• г) развитию систем противоаварийного управления [включая установку (модернизацию) соответствующих устройств] в Единой энергетической системе России (далее — услуги по развитию систем противоаварийного управления).

Обращаем внимание, что в состав оплачиваемых услуг не входят установка и эксплуатация источника реактивной мощности (ИРМ) вообще, а включаются только установка и эксплуатация генераторов, переведенных в режим синхронного компенсатора (СК).

Модель предложения электроэнергии (мощности), основанная на строительстве источника, использующего традиционный паросиловой термодинамический цикл^[5] (цикл Ренкина [18] без теплофикационной турбины) или термодинамический цикл конденсационной ПГУ или ГТУ (цикл Брайтона, или, как его иногда называют, цикл Брайтона—Джоуля [22]), наиболее проста и очевидна.

Мы выбираем установленную электрическую мощность объекта, исходя чаще всего из возможностей финансирования компании. При этом следует учитывать тот факт, что в реализующих упомянутые технологии установках КПД по выработке электроэнергии равен КИТ. Иногда вместо аббревиатуры КИТ употребляют аббревиатуру КИТТ — коэффициент использования теплоты сгорания топлива. Потребности в топливе при выработке электроэнергии в данном случае легко определяются гак, как это было показано в гл. 7 (см. примеры 7.1 и 7.2).

Гораздо сложнее разработать и обосновать модель предложения в случае комбинированной выработки электрической энергии и тепла, поскольку здесь присутствуют две не разрешенные нигде в мире проблемы:

• 1) проблема корректного экономического обоснования себестоимости и цены при получении двух продуктов — электроэнергии и тепла — в одном неразделимом конструктивно и по времени технологическом процессе;
• 2) проблема несоответствия соотношения потребностей в электрической и тепловой мощностях городов и населенных пунктов возможностям выработки электроэнергии на тепловом потреблении в теплофикационных гурбинах (не имеются в виду специальные теплообменники, работа которых обеспечивается дожиганием газа в КУ сверх потребностей паровой турбины).

С первой половины 90-х годов прошлого века среди профессионалов, а с началом реформы электроэнергетики и среди широкого круга населения не утихают дискуссии о судьбе теплофикации в России. До 2000 г. спор шёл о «правильном» разделении затрат на выработку теплоты^[6]1 и электрической энергии в едином технологическом агрегате — паровой теплофикационной турбоустановке с генератором, т.е. предпринимались попытки решения первой проблемы в условиях становления рыночных отношений.

После введения в 2003 г. ОРЭМ затрагиваются все больше такие фундаментальные вопросы, как «котельнизация» России^[6]2, энергобезопасность, энергоэффективность и энергосбережение, обусловленные желанием решить каким-либо образом и вторую проблему, но совместно с первой. Данная тема вышла на новый виток популярности в средствах массовой информации и во властных структурах в связи с кампанией, развернувшейся в 2009 г. вокруг Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

При этом в явной или неявной форме наблюдается некая «дискриминация» тепла (тепловой энергии) по сравнению с электрической энергией: с легкой руки классиков термодинамики и инженеров эпохи резкой нехватки электрических мощностей считается обязательным превратить как можно большую часть химической энергии топлива в механическую, а затем и в электрическую энергию. Автор придерживается иной, более реалистичной в современных условиях позиции, прекрасно выраженной В.П. Безлепкиным [21]:

«Применительно к энергетическим установкам вопрос о том, какой из двух видов энергии^[6]3, необходимых человеку для осуществления хозяйственной деятельности и обеспечения комфортных условий жизни, более важен, представляется схоластическим. Отметим, что при создании ТЭЦ первичным является обеспечение потребителей именно тепловой энергией. Производство электрической энергии на ТЭЦ, как правило, вторичный процесс, и значительная часть теплогенерирующих установок ТЭЦ вообще не производят электроэнергию.

Что же касается стимулирования комбинированного производства двух видов энергии с помощью показателя термической эффективности, то этот вопрос скорее относится к области экономики и психологии, чем к области тепловых энергетических установок».

В представленной цитате, по сути, поддерживается уже приведенное ранее в этой книге утверждение о том, что экономические задачи должны решаться в первую очередь экономическими средствами, политические — политическими, а технические — техническими. Привлечение техники к обоснованию рыночного ценообразования представляется бессмысленным. За примерами далеко ходить не нужно: сколько копий было сломано вокруг так называемого «обоснованного разнесения затрат» между тепловой и электрической энергией на выходе из теплофикационной турбины — и «физический» метод, и «технический», и «эксергетический», и «метод золотого сечения» и др., но никто гак и не смог найти единственно «правильного» решения задачи с привлечением положений термодинамики, потому что его просто не существует.

Кроме того, пора уже отказаться от заблуждения, в основе которого лежала ситуация 40—80-х годов XX в., что электроэнергия сверхдефицитна, любое её количество — долгожданное благо и оно будет, безусловно, востребовано на рынке. Сегодня в ряде регионов, да и в целом по стране новые электрические мощности нужны не как «горячие пирожки для голодающих», а для целей повышения экономических показателей генерирующего сектора отрасли, политических и просто субъективных. К тому же в результате реформы теперь независимый инвестор должен следовать собственной выгоде, не думая о том, что хорошо бы увеличить показатель выработки электроэнергии на тепловом потреблении по России в целом. Во многих случаях для собственника промышленного предприятия или для покрытия коммунально-бытовой нагрузки дешевле удовлетворить потребности в двух видах энергии путем присоединения к электрической сети и постройки водогрейной котельной. Тем более что КИТ современных газомазутных котлов достигает 94—96 % и превосходит КИТ любой тепловой электростанции. Кроме того, следует принимать во внимание нижеприведенные объективные обстоятельства.

В крупных городских агломерациях соотношение потребностей в тепловой и электрической мощностях равно 3,5 и более. Как указано в [22], по состоянию на начало 2007 г. такая система, как ОАО «Мосэнерго», «... фактически представляет собой гигантскую централизованную котельную, надстроенную паротурбинными электрогенерирующими мощностями». Действительно, в то время электрическая мощность городских ТЭЦ составляла 9,7 ГВт, тепловая мощность их отборов — 17—18 ГВт, а мощность установленных пиковых водогрейных котлов — около 21 ГВт.

Для инвестора же на первый план выходит, казалось бы, очевидный факт, что тарифы на тепло (Гкал) в расчете на 1 кВтч в среднем в 3-4 раза меньше тарифов на электроэнергию. Это говорит о том, что делать вложения в источник электроэнергии более привлекательно, чем в источник тепловой энергии. Кроме того, спрос на электроэнергию значительно более постоянен в течение года и имеет тренд к увеличению. Как же квалифицированно сформировать модель предложения в данном случае?

В результате маркетинговых исследований модель предложения для конкретной инженерно-экономической ситуации при комбинированной выработке электрической энергии и тепла представляет собой простейший «черный ящик» с четырьмя парами встречно направленных выходных потоков:

• 1) установленной электрической мощности (на рынок) и её годовой стоимости (с рынка);
• 2) установленной тепловой мощности (потребителям) и её стоимости (от потребителей); стоимость тепловой мощности в явном виде на момент написания книги не учитывалась при расчетах за тепло;
• 3) годовой выработки электрической энергии (на рынок) и её годовой стоимости (с рынка);
• 4) годовой выработки тепловой энергии (потребителям) и её годовой стоимости (от потребителей).

При планировании возможных объемов установленных электрической и тепловой мощностей ТЭЦ необходимо учитывать ограничения по их соотношению с учетом конструкции теплофикационных турбин. В первом приближении предлагается следующая инженерная методика расчета этих соотношений, которая пригодна для использования в предпроектной документации вплоть до ОИ.

Пусть известны установленная электрическая мощность ТЭЦ N_y (выбранная из номенклатурного ряда мощностей газовых и паровых турбин или в первом приближении принимаемая как мощность предложения), предполагаемый КПД по выработке электроэнергии г|_э и КИТ.

Под электрическим КПД, как принято в стандартном ДПМ, далее будем понимать «... КПД брутто энергоблоков (энергоустановок) при номинальной нагрузке, номинальных основных параметрах и нормальных условиях (для паротурбинных установок, в том числе в составе ПТУ, в конденсационном режиме) в соответствии с ГОСТ ...». Требования этих стандартов рассматриваются в § 10.2.

Следует также пояснить различие между КПД брутто и КПД нетто. Первый из них означает отношение отпуска энергии на выходе из энергоустановки (котла, турбины, генератора) к энергии, поступающей на вход установки без учета собственного (стороннего) расхода энергии на её преобразование (т.е. так называемых собственных нужд). Второй тип КПД учитывает все собственные нужды энергоустановки (энергоблока, станции). Коэффициент полезного действия рассчитывают как отношение затраченной энергии к полезной. Затраченная энергия — это энергия топлива, сгоревшего в котле и (или) камере сгорания ГТ. Расчет КПД проводится на основании составленного уравнения теплового баланса.

Количество теплоты, выделяемой при полном сгорании единицы массы топлива, называется его теплотой сгорания и измеряется в килоджоулях на килограмм или килоджоулях на кубический метр (последняя единица используется для газообразного топлива). Теплота сгорания — основной параметр органического топлива, характеризующий его энергетическую ценность.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания. За высшую теплоту сгорания принимают количество теплоты, выделенной 1 кг (или 1 м³) рабочего топлива, причем считают, что водяные пары, образующиеся от сгорания водорода и испарения влаги топлива, конденсируются. Низшей

теплотой сгорания топлива Q_n называют количество теплоты, выделенной

з

1 кг (или 1 м ) рабочего топлива, без учета конденсации водяных паров.

В реальных условиях водяные пары уходят в атмосферу, не сконденсировавшись и поэтому для расчетов используют низшую теплоту сгорания топлива. Теплота меньше на теплоту парообразования водяных паров (2460 кДж/кг) ^[9].

Как известно, расчеты энергоэффективности установок и учет запасов разных видов топлива ведут в пересчете на условное топливо, теплота сгорания которого принимается равной 29 308 кДж/кг (7000 ккал/кг). Для перевода расхода натурального топлива В_и в расход условного топлива В_у,

используют тепловой эквивалент , и тогда

Пример 8.2. Требуется определить КПД котла.

Коэффициентом полезного действия котла называют отношение полезной теплоты, израсходованной на выработку пара (или горячей воды), к располагаемой теплоте использованного топлива. Не вся полезная теплота, выработанная котлом, направляется потребителям или в турбоустановку, часть ее расходуется на собственные нужды. С учетом этого различают КПД по выработанной (брутто) и по отпущенной (нетто) теплоте.

По разности количеств выработанной и отпущенной теплоты определяется расход на собственные нужды. При этом на собственные нужды расходуется не только теплота, но и электрическая энергия (например, на привод дымососа, вентилятора, питательных насосов, механизмов топливоподачи и т.п.). Иными словами, на собственные нужды расходуются все виды энергии, затраченные на производство пара или горячей воды.

В итоге КПД брутто котла характеризует степень его технического совершенства, а КПД нетто — коммерческую экономичность. Для котла КПД брутто г|_бр, %, находится следующим образом:

1) по уравнению прямого баланса [18]

где ?)_по1] — количество полезно используемой теплоты, МДж/кг; — количество располагаемой теплоты, МДж/кг;

2) по уравнению обратного баланса

где q г, <7_{Х н}, с/_{н 0} — относительные потери теплоты с уходящими газами, от химической неполноты сгорания топлива и от наружного охлаждения.

Тогда КПД нетто Л нетто ^котла определяется по уравнению обратного баланса:

где q_c н — расход энергии на собственные нужды, %.

По уравнению прямого баланса КПД рассчитывают преимущественно при отчетности за отдельный период (декаду, месяц), а по уравнению обратного баланса — при испытании котла. Вычисление КПД отопительного котла по обратному балансу значительно точнее, так как погрешности при измерении потерь теплоты меньше, чем при определении расхода топлива.

Коэффициент полезного действия котла зависит от его нагрузки. Для построения этой зависимости нужно из 100% выработки тепловой энергии при сгорании топлива вычесть последовательно все потери котла, на которые влияет нагрузка, т.е. q_y r, q_XH, с/_{н 0}. При определенной нагрузке КПД имеет максимальное значение, работа котла на этой нагрузке наиболее экономична. Своеобразным «стандартом» для современных газовых котлов является г)_бр = 92 %. В некоторых моделях и сериях котлов, предназначенных для отопительных целей, КПД (заявленный производителем) достигает 94 и даже 96 %.

Определим, какую установленную тепловую мощность можно получить при применении технологии комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ (табл. 8.4).

Мощность, полученная от преобразования химической энергии сжигае-

мого топлива, при известных низшей теплоте сгорания и часовом расходе В составит

а возможная суммарная выработка электрической N₃ и тепловой Q мощности, приведенная к одним единицам,

Тогда из (8.2) следует

Таблица 8.4

Актуальные энергетические соотношения при различных вариантах технологических процессов выработки электрической и тепловой энергии и тепла на ТЭЦ*

* По данным, приведенным в статье Г.Г. Ольховского «Применение ГТУ и ПТУ на электростанциях» из журнала «ЭнергорРынок». 2004. № 5.

Возможность оценки Q по (8.3) связана с приемлемыми для целей рассматриваемого моделирования следующими допущениями:

• 1) КИТ приблизительно равен коэффициенту термической эффективности [21] (при пренебрежении механическими потерями в турбине и генераторе и электрическими потерями в генераторе);
• 2) не учитываются потери теплоты в бойлерных установках и подогревателях сетевой воды;
• 3) возможно априорное задание КИТ по аналогам в диапазоне от 0,82 (для ГТУ ТЭЦ и ИГУ низкой мощности) до 0,85—0,87 для мощных ИГУ;
• 4) известны значения г|_э в зависимости от мощности газовой турбины: от 0,51—0,52 (для ИГУ с ГТ средней мощности) до 0,58 и даже 0,6 (для современных ГТ мощности 300—400 МВт).

Тогда, принимая для ИГУ средней мощности КИТ = 0,86, г)_э = 0,51, из (8.3), получаем

Если расчетная установленная мощность N_y измеряется в мегаваттах, a Q необходимо получить в гигакалориях в час (1 МВт = 0,86 Гкал/ч), то

При формировании модели предложения надо учитывать следующие возможности выработки электрической и тепловой энергии в зависимости от технологии ТЭЦ.

• 1. ГТУ ТЭЦ (ГТ + КУ) значительно дешевле по капитальным вложениям, а также в эксплуатации, чем аналогичная по электрической и тепловой мощностям ИГУ, из-за отсутствия паровой турбины и охлаждающего цикла (включая градирню).
• 2. В то же время выработка электроэнергии на ГТУ ТЭЦ тесно связана с тепловым потреблением от КУ, если отсутствует возможность разделения потоков выхлопных газов, например, с выводом их части через байпасную трубу в атмосферу. В последнем случае температура уходящих газов настолько высока, что эти трубы необходимо выполнять из специальной жаростойкой стали.
• 3. ИГУ с теплофикационными турбинами, имеющими конденсатор, могут вырабатывать электроэнергию независимо от теплового потребления, но чем оно меньше, тем хуже экономические показатели установки (её электрический КПД и КИТ).
• 4. Минимальная допустимая электрическая мощность ГТ по требованиям изготовителей лежит в диапазоне 30—50 % номинальной (по условиям ISO).
• 5. Потребление тепла на отопление и горячее водоснабжение (ГВС) в течение года резко неравномерно: в отопительный сезон — максимальное, в летний период нагрузка ГВС составляет 10—15 % нагрузки отопительного сезона. При этом надо учитывать возможности централизованного качественного, количественного или качественно-количественного регулирования расхода теплоносителя (см. § 7.1).

В связи с этим наиболее экономичным вариантом является модель предложения, связанная с выработкой электроэнергии на ГТУ ТЭЦ в круглогодичном базовом режиме и отпуском тепла в таком же режиме, что практически всегда означает покрытие тепловой нагрузки ГВС. При этом очевидно, что мощность ТЭЦ будет достаточно небольшой, а отопительная нагрузка должна покрываться при работе водогрейных котлов.

Компромиссным вариантом является увеличение мощности ГТУ ТЭЦ с разработкой мероприятий по повышению маневренности энергоблоков: дробление агрегатов на установки небольшой мощности, конструирование КУ с учетом возможностей пропуска выхлопных газов без несения тепловой нагрузки, а также дожигания в нем газа и т.п.

Таким образом, мы видим, что при разработке модели предложения важен не просто маркетинг в обычном понимании, а инженерный маркетинг, который позволит уже на самой ранней стадии развития проекта отбросить самые фантастические варианты, очевидно не осуществимые по техническим и (или) экономическим показателям.

• [1] Полный перечень актуальных разработок можно увидеть на сайте http://www.e-apbe.ru .
• [2] Так называемая электрическая близость энергообъектов означает малое «расстояние» междуними, выраженное в единицах электрического сопротивления (Ом). При этом имеется в виду тотфакт, что при одном и том же материале проводов геометрическое расстояние прямо пропорционально сопротивлению.
• [3] Калинин В.Р., Блинов А.Н., Хаев В.К. Особенности проектирования энергетических установок на современном этапе// Информационный бюллетень. Информационные технологии. 2010. № 7.
• [4] *' См., например, Электрические железные дороги: учебник / под ред. проф. В.И. Феоктистова,проф. Ю.Е. Просвирова. Самара: СамГАПС, 2006.
• [5] Термодинамические циклы — круговые процессы в термодинамике, т.е. такие процессы,в которых начальные и конечные параметры, определяющие состояние рабочего тела (давление,объём, температуру, энтропию), совпадают. Термодинамические циклы являются моделями процессов, происходящих в реальных тепловых машинах для превращения теплоты в механическуюработу, а также для отбора теплоты от более холодного тела и передачи его более горячему (охлаждения) при совершении механической работы.
• [6] 2 Читатели могут ознакомиться с этой темой подробнее по циклу статей А.Б. Богданова в журнале «ЭнергоРынок». *3 Имеется в виду электрическая или тепловая энергия.
• [7] 2 Читатели могут ознакомиться с этой темой подробнее по циклу статей А.Б. Богданова в журнале «ЭнергоРынок». *3 Имеется в виду электрическая или тепловая энергия.
• [8] 2 Читатели могут ознакомиться с этой темой подробнее по циклу статей А.Б. Богданова в журнале «ЭнергоРынок». *3 Имеется в виду электрическая или тепловая энергия.
• [9] Удельная теплота сгорания твердого и жидкого видов топлива определяется сжиганием 1 г топлива в калориметрической бомбе, заполненной кислородом, которая помещается в сосуд (калориметр) с водой, а приращение температуры воды измеряется метастатическим термометром. Удельная теплота сгорания газообразного топлива определяется в калориметре путем сжиганияисследуемого газа в воздушной среде. Расход газа измеряется счетчиком, а выделившаяся при этомтеплота передается потоку проточной воды, расход которой находится путем взвешивания, а приращение температуры — с помощью термометров.