или О скрытых энергетических возможностях Украины
Тема диверсификации энергоносителей приобрела особую актуальность. Речь идет, в частности, об обеспечении отечественных ТЭС топливом. Перманентный дефицит энергетического угля, закупка его в ЮАР, его качество и стоимость, импорт из России, неопределенность с поставками этого вида энергоносителей из зоны АТО и прочее уже послужили причиной ряда скандалов на правительственном уровне. Можно констатировать, что в таких условиях угольная тема, вслед за газовой, и в дальнейшем будет оставаться слабым звеном энергобаланса и энергосистемы Украины.
Следовательно, решать проблему следует комплексно, учитывая имеющиеся энергетические мощности Украины и потенциальные возможности энергоотрасли. При этом речь не идет о структурных реформах в этой отрасли. Государство эту тему предпочитает замалчивать, поскольку это вопрос огромных капиталовложений, а также из-за возможного конфликта интересов с частными владельцами энергогенерирующих компаний.
Однако есть смысл говорить о рациональном использовании существующих ресурсов.
Энергетический баланс
Чтобы иметь четкое представление об актуальной отечественной структуре производства электроэнергии, посмотрим на данные "Укрэнерго" (на 20 сентября 2015 г.): АЭС вырабатывает 55,8%, ТЭС - 26,2, ГЭС и ГАЭС - 13,3, ТЭЦ - 4,5%, остальные - 0,2%.
Учитывая специфику формирования энергорынка и имеющихся мощностей, а также дефицитов в энергосистеме, ГП "НЭК "Укрэнерго" удовлетворяет спрос, исходя из следующих критериев. Сначала в работу включаются объекты генерации с самым дешевым тарифом генерации (АЭС - 42,21 кВт∙ч без НДС), далее - ТЭЦ, поскольку они работают по тепловому графику, следовательно, производство электричества у них привязано к режиму потребления тепла. После этого "Энергорынок" согласно законодательству вынужден выкупать весь объем электроэнергии из возобновляемых источников энергии (т.е. СЭС, ВЭС и др.).
Это, собственно, является константой энергетического баланса, обеспечивающей ежедневные нагрузки на энергосистему. Правда, есть еще так называемые пиковые и полупиковые режимы в энергосистеме, как правило, с 7.00 до 23.00. Эти потребности покрывают ГЭС и ГАЭС, а также ТЭС, это так называемые маневровые мощности.
День вчерашний и день грядущий
По данным "Укрэнерго", общая установленная мощность отечественных электростанций на конец 2014 г. составляла
55,1 ГВт, из которых 62,2% приходится на тепловые электростанции (ТЭС, ТЭЦ, блок-станции), 25,1 - на АЭС, 10,6 - на ГЭС и ГАЭС, 2,1% - на ВЭС, СЭС, энергию биомассы.
На сегодняшний день основные генерирующие мощности Объединенной энергосистемы Украины сосредоточены следующим образом:
- на пяти тепловых энергогенерирующих компаниях - "ДТЭК Днепрэнерго", "Донбассэнерго", "Центрэнерго", "ДТЭК Западэнерго", "ДТЭК Востокэнерго", которые в целом эксплуатируют 14 ТЭС с блоками единичной мощностью 150, 200, 300 и 800 МВт, на трех крупных ТЭЦ (Харьковская ТЭЦ-5, Киевские ТЭЦ-5, 6) с энергоблоками 100 (120) МВт и 250 (300) МВт других компаний. Общее количество энергоблоков на ТЭС и ТЭЦ составляет 106 единиц, в том числе мощностью: 100 (120) МВт - 4, 150 МВт - 6, 200 МВт - 42, 250 (300) МВт - 5, 300 МВт - 42, 800 МВт - 7;
- "Энергоатом" на четырех АЭС, которые эксплуатируют 15 энергоблоков, из которых 13 - с реакторами ВВЭР-1000 мощностью по 1000 МВт и 2 - с реакторами ВВЭР-440 мощностью 415 и 420 МВт. Кроме того, на балансе компании находится Ташлыкская ГАЭС, которая эксплуатирует два гидроагрегата мощностью 150 МВт каждый;
- "Укргидроэнерго", которое имеет в своем составе каскады гидроэлектростанций на реках Днепр и Днестр с общим количеством гидроагрегатов 102 единицы.
Если проанализировать суточный график производства/потребления энергии в ОЭС Украины, например, за 20 сентября 2015 г., то можно прийти к следующему выводу. ТЭС, которые имеют общую установленную мощность 62,2% от общих 55,1 ГВт, производят за сутки только 25,4% электроэнергии. А учитывая, что большинство их мощностей находится в частной собственности, то, соответственно, снижение производства основной продукции в виде электроэнергии значительно увеличивает сроки окупаемости инвестиций и снижает прибыли владельцев. И это - едва ли не самый главный фактор, сдерживающий развитие ОЭС и выдачу полных мощностей атомных станций. Следовательно, наши АЭС работают не на полную мощность.
Казалось бы, здесь все просто. В условиях дефицита угля (и газа) государство должно было бы позаботиться о рациональном использовании имеющихся ресурсов и запустить АЭС на полную мощность. Тем более что это дешевле. Но этого не происходит.
Тарифная цена вопроса
Киловатт-час электроэнергии, выработанной АЭС, сегодня стоит 42 коп. Стоимость энергии от ТЭС - 90 коп. Еще прибавляется рентабельность 3–6%, и, собственно говоря, за счет этого живут компании. И весь фокус вот в чем: чем выше себестоимость, тем больше чистой прибыли получит компания-монополист того или иного сегмента ОЭС.
Итак, если сравнить тарифы 42 и 90 коп., то, и это очевидно, для монополиста выгодно продавать электричество, произведенное из угля.
Как известно, основные частные игроки рынка генерации электроэнергии владеют собственными шахтами или же берут их в аренду у государства. Если АЭС заработают на полную мощность, у кого-то будут крупные проблемы с тем, куда девать уголь, упадут общие прибыли.
Дефицит линий и пропускной способности
Главная проблема ОЭС на сегодняшний день - неравномерное распределение энергогенерирующих мощностей по регионам страны и нехватка линий определенной мощности электропередачи, чтобы в случае необходимости в пиковые моменты безболезненно "перебрасывать" энергию из одного региона в другой, например, из Днепровской энергосистемы - на Донбасскую. Рассмотрим потенциал АЭС "поименно".
Проектная мощность Запорожской АЭС, как известно, составляет 6000 МВт. Сейчас ограничение мощности станции составляет около 700 МВт и обусловлено отставанием реализации проектной схемы выдачи мощности. Эта проблема должна быть решена за счет строительства воздушных линий (ВЛ) 750 кВ Запорожская АЭС-Каховская и ПС 750/330 кВ "Каховская".
Выдача полной мощности энергоблоков Хмельницкой АЭС 2000 МВт и Ровненской АЭС 2835 МВт ограничена пропускной способностью пересечения Запад-Винница (объем ограничений - до 1300 МВт). Решение этой проблемы возможно за счет усиления этого пересечения (строительство ВЛ 750 кВ РАЭС-Киевская, которое запланировано на ближайшее будущее) и/или перехода на параллельную работу ОЭС Украины с европейскими энергосистемами по ВЛ-750 кВ ХАЭС-Жешув (Польша) и ХАЭС-Западноукраинская энергосистема-Альбертирша (Венгрия) в рамках синхронного объединения ОЭС Украины и европейского энергообъединения ENTSO-E, что обеспечит выдачу избыточных мощностей наших западных станций и повысит надежность работы энергосистем Украины и Европы.
Кстати, согласно недавним заявлениям министра энергетики и угольной промышленности Владимира Демчишина, уже до 1 декабря 2015 г. можно ожидать введения в эксплуатацию ВЛ 750 кВ РАЭС-Киевская, что позволит производить потенциально до 1 ГВт мощностями РАЭС и ХАЭС.
Следовательно, доля производства энергии мощностями АЭС может увеличиться до среднегодового показателя 54–55% в общем балансе годового производства энергии (или на 4–5% по сравнению, например, с 2014 г.), что может уменьшить спрос на уголь в пределах государства.
После вывода из эксплуатации Чернобыльской АЭС вырисовалась еще одна проблема. Для решения вопроса "подключения" Центральной энергосистемы (Киевская обл.) к этой, условно говоря, атомной цепочке нужно сделать следующее. Во-первых, завершить работы по сооружению ВЛ 330 кВ Северная-Новокиевская на подстанции 750 кВ "Киевская", что увеличит пропускную способность пересечения Центральная ЭС-г. Киев. Во-вторых, после этого соорудить заходы ВЛ 330 кВ ЧАЭС-Северная на ПС 750 кВ "Киевская" с установкой второго автоматического трансформатора 750/330 кВ, а также построить ПС 330 кВ "Западная"...
В ожидании изменений?..
Если посмотреть на сроки начала строительства отдельных воздушных линий, то можно убедиться, что сдача их в эксплуатацию постоянно переносится или из-за недофинансирования, или из-за срыва поставок оборудования. Возведение одних объекты начато 4–5 лет назад, других - позднее. В результате мощности АЭС простаивают, а в стране существует дефицит электричества. Вместе с тем всех заботит тема угля и вопросы его происхождения. Но ведь если запустить в работу вышеназванные линии, то отпадет потребность по меньшей мере в 3–4 млн т угля особенно дефицитных марок.
Кстати, есть еще одна новость - приятная. После того, как будут выплачены кредиты, взятые государством на сооружение линий, это позволит снизить тарифы на электроэнергию в среднесрочном периоде. А на сегодняшний день увеличение доли АЭС в производстве по стране даст возможность экономить потребителям по меньшей мере до 5 млрд грн ежегодно на закупке электроэнергии по сравнению с существующим состоянием рынка и снизить тарифы ориентировочно на 3–5 коп. за киловатт-час.
Почему проблема не решается годами? Формирование тарифов происходит по принципу затраты+прибыль. Чем выше стоимость киловатта, тем больше прибыли получит владелец от потребителей. Вполне очевидно, что производители "дорогого электричества" не заинтересованы в появлении более дешевого электричества, владельцем которого является (будет) государство.
Сейчас же можно констатировать невозможность государства оптимально использовать имеющиеся инструменты для экономии средств (как граждан, которые расходуют электроэнергию, так и бюджетных, направленных на закупку энергоносителей). Если же учесть еще такие аспекты, как тотальная распродажа облэнерго и последних генерирующих компаний, то в глаза бросается общая недальновидность государственной политики в этой сфере, что в будущем может привести к проблемам со стабильностью энергоснабжения. Следует заметить, что распродажа таких активов приводит к усилению монополий и их влияния на власть, ведь в их руках будет сосредоточено полрынка электроэнергетики государства.
Примечательно, что, например, в Польше 91% электроэнергии генерируют государственные компании. Но сравнение нашей энергосистемы с аналогичными системами Европы - тема отдельного разговора.