Разработка методов формирования структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов формирования структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии"

На правах руквлиси

МАКСИМОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ

Разработка методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии

Специальность 08.00.05 «Экономика и управление

народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами — промышленность)»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

1 2 [.цр 2012

005011946

Москва-2012

005011946

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель доктор экономических наук, профессор, Саркисов Аведик Сергеевич

Официальные оппоненты:

Орлова Елена Роальдовна - доктор экономических наук, профессор, ФГБУН «Институт системного анализа РАН», зав. лабораторией

Черный Юрий Ильич - доктор экономических наук, профессор, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, профессор

Ведущая организация: Московский Государственный Горный Университет

Защита состоится оОТО_2012 года в_ч.

на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес: 119991, Москва, Ленинский проспект, 65, корпус 1.

Отзывы на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан Т. Ч 2012 г.

Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина http://www.eubkin.ru и направлены на размещение в сети Интернет Министерства образования и науки Российской Федерации по адресу: vak2.ed.gov.ru.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСИКА РАБОТЫ Актуальность исследования

В настоящее время электроэнергетика имеет большое значение в хозяйстве Российской Федерации, что объясняется такими преимуществами электроэнергии перед энергией других видов, как относительная лёгкость передачи на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии. Поэтому обеспечение надежного, технологического эффективного производства электроэнергии с минимальными издержками является необходимым фактором, обеспечивающим стабильное развитие экономики страны. Однако энергетическая отрасль Российской Федерации в данный момент характеризуется высоким износом основных фондов (в целом по стране коэффициент износа составляет 60%, а в отдельных субъектах доходит до 70%). В результате высокого физического износа электроэнергетического оборудования значительно снизилась надежность функционирования отрасли, о чем свидетельствует ряд крупных аварий, произошедших за последние годы. Более того, в связи с ожидаемым ростом экономики требуется существенное увеличение мощностей по производству электроэнергии. Значительное влияние на отрасль оказывают колебания цен на первичные энергоресурсы (в особенности нефть, газ и уголь), так как затраты на топливо составляют основную часть издержек на производство электроэнергии. Колебания цен на первичные энергоресурсы приводят к трудно контролируемому росту цен на электроэнергию для конечных потребителей.

Текущее состояние электроэнергетики в России требует реализации крупномасштабной инвестиционной программы по созданию и модернизации энергетических мощностей, способных обеспечить будущие потребности народного хозяйства России. Данная инвестиционная программа должна привести электроэнергетическую отрасль в такое состояние, в котором она могла бы обеспечить эффективное, надежное и безопасное энергоснабжения страны.

В мире основной тенденцией является внедрение энергосберегающих технологий и повышения доли альтернативных источников в мире в связи с текущей ситуацией с поставками энергоносителей. При этом существует явное отставание темпов внедрения новых технологий в России от темпов внедрения в Европе, США и других развитых странах. Таким образом, отсутствие крупномасштабных инвестиций в новые технологии в производстве электроэнергии может привести к потере Россией статуса одной из ведущих держав.

Важным вопросом при выборе вариантов реализации инвестиционной программы обновления электроэнергетических мощностей является обоснование структуры потребления первичных энергоресурсов. Существующие методы формирования структур потребления энергоресурсов основываются на сценарном подходе, не учитывают случайный характер цен

на первичные энергоресурсы и не позволяют в полной мере решать задачи формирования инвестиционной политики в электроэнергетики.

Для формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов необходимо учесть ряд ограничений и рисков, в том числе:

• колебания цен на топливо, которые составляют значительную часть затрат на производство электроэнергии;

• вероятность негативного воздействия на окружающую среду и связанные с этим дополнительные издержки: выбросы вредных веществ, ликвидация последствий аварий;

• инвестиционные ограничения - переход к новой структуре потребления первичных энергоресурсов сопряжен со значительными инвестиционными затратами;

• ограничения на возможности использования различных видов энергоресурсов. Например, на территории РФ невозможно осуществлять генерацию на 100% с помощью ГЭС.

Таким образом, разработка методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии, учитывающих различные виды рисков и ограничения, является актуальной проблемой.

Область исследования - Исследование проведено в соответствии с пп. 1.1.18 «Проблемы повышения энергетической безопасности и экономически устойчивого развития ТЭК. Энергоэффективность» и 1.1.19 «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса» паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования являются структуры потребления первичных энергоресурсов для электроэнергетики Российской Федерации.

Целью исследования является разработка методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии с учетом различного рода рисков и ограничений.

В соответствии с поставленной целью настоящая работа предусматривает решение следующих основных задач:

• анализ текущего состояния и прогноз развития электроэнергетики РФ;

• анализ рисков и практических ограничений, связанных с формированием различных структур потребления первичных энергоресурсов;

• разработка метода выбора оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов с учетом различного рода рисков и ограничений;

• применение разработанных методов для формирования рекомендаций по выбору оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов.

Научная новизна исследования заключается в следующем:

• проведены исследования зависимости между ценами на первичные энергоресурсы и определены статистические характеристики (стандартные отклонения и коэффициенты взаимной корреляции). Показано, что имеется статистическая зависимость между изменениями цен на горючие полезные ископаемые (нефть, природный газ и уголь). Данные зависимости использовались для формирования оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов;

• разработана модель, описывающая процессы формирования затрат на производство электроэнергии с помощью двух основных показателей: ожидаемые затраты на генерацию электроэнергии и степень риска, описываемая среднеквадратичным отклонением затрат. Данная модель позволяет рассматривать различные варианты структур потребления первичных энергоресурсов, сравнивать их и находить эффективное множество вариантов, элементы которого обеспечивают получение минимального риска при заданных издержках;

• разработана процедура выбора оптимальной структуры потребления, в основе которой лежит моделирование структуры потребления первичных энергоресурсов и расчет ожидаемых издержек и уровня риска. Данная процедура учитывает следующие факторы: объем производства электроэнергии, воздействие на окружающую среду, ввод и выбытие генерирующих мощностей, возможность перевода электростанций на другой вид топлива, ограничения на величину инвестиций, ограничения на ресурсную базу электроэнергетики, а так же возможности внедрения перспективных энергосберегающих технологий генерирования. Применение данной процедуры позволяет выбирать оптимальные структуры потребления первичных энергоресурсов;

• проведен анализ текущей структуры потребления первичных энергоресурсов, а так же прогнозных структур на период до 2020 г., сформированных согласно положений «Энергетической стратегии РФ до 2030 года» и «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 г.». Данный анализ показал, что текущая и прогнозная структура находятся достаточно далеко от границы эффективности и не позволяют существенно улучшить структуру потребления первичных энергоресурсов в направлении снижения уровней издержек и риска;

• построено допустимое множество структур потребления, которые могут быть реализованы на основе существующей структуры и при условии ограниченного объема инвестиций. Сформирована рекомендуемая структура потребления первичных энергоресурсов, в которой учитывается возможность использования перспективных

технологий производства электроэнергии, имеющих значительно большее значение КПД (до 70%). Полученный вариант позволяет существенно снизить величину как ожидаемых затрат на производство электроэнергии, так и уровень риска.

Степень разработанности н изученности темы. В отечественной и зарубежной экономической литературе существуют различные подходы к определению оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для обеспечения заданного уровня выработки электроэнергии.

Вопросам анализа состояния ТЭК, моделирования его развития и разработке методов выбора оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов посвящены работы А.Ф. Андреева, В.Д. Зубаревой, Ю.Ф. Касимова, В.В. Леонтьева, Е.А. Телегиной, Ю.И. Черного, A.A. Макарова, R.A. Ristinen, J.J. Kraushaar и др.

Основными методами, используемыми при планировании производства электроэнергии в масштабах страны, являются: составление топливно-энергетических балансов, метод межотраслевого баланса и модели общего макроэкономического равновесия. Рассмотренные выше методы планирования производства электроэнергии основываются на рассмотрении ограниченного числа сценариев и не учитывают случайный характер цен на первичные энергоресурсы.

В последние годы появились работы S. Awerbuch, M. Berger, Jaap С. Jansen, Luuk Beurskens, посвященные использованию портфельной теории Г. Марковица, У. Шарпа и Д. Тобина для анализа уровней издержек и рисков структур потребления первичных энергоресурсов стран ЕС. Однако в данных исследованиях не учитывались масштабы производства электроэнергии и целый ряд ограничений на возможные структуры потребления первичных энергоресурсов, что не позволяет использовать данный подход для выбора оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов в масштабах страны. Это явилось основанием к разработке методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии, учитывающих различного рода ограничения и риски.

Информационной основой данного исследования стали опубликованные в открытой печати материалы о текущем и прогнозном состоянии ТЭК РФ и в целом в мире. Основными источниками являлись: Энергетическая стратегия России до 2030 года; отчеты Федеральной службы государственной статистики РФ, Министерства экономического развития РФ, Министерства промышленности и торговли РФ, Министерства энергетики России и США, Управления экономики и статистики США, Международного Энергетического Агента (IEA), агентства ПроАтом, компании TradeTech и др.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в создании и численной реализации метода оценки эффективности и выбора оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов на уровне экономики страны.

Полученные результаты исследования могут быть использованы при формировании структуры потребления первичных энергоресурсов в масштабах страны, и разработке генеральных схем размещения объектов электроэнергетики.

Апробация результатов исследования: В ходе выполнения диссертации результаты исследований докладывались на научных семинарах кафедры финансового менеджмента РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2009-2011 гг. Опубликованы тезисы на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (30 января - 1 февраля 2012 года).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 3 работах в изданиях из перечня, рекомендованных ВАК Минобразования.

Объем работы. Общий объем работы составляет 125 страниц машинописного текста, включает 23 рисунка, 25 таблиц и список литературы и источников из 102 наименований.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

1. Исследование состояния электроэнергетики РФ н определение зависимости стоимости электроэнергии для конечных потребителей от конъюнктуры, складывающейся на рынках первичных энергоресурсов

Существующая ситуация в электроэнергетике РФ характеризуется значительным ростом цен на первичные энергоресурсы за последнее десятилетие (рис. 1). Увеличение цен на электрическую энергию может стать угрозой экономического роста, так цены в период с 2000 по 2010 год повысились более чем в три раза.

Реформа электроэнергетики, подразумевавшая реструктуризацию РАО «ЕЭС России» и отказ от регулирования тарифов, начала реализовываться в 2001 г. Свободная торговля электроэнергией началась в России с января 2007 г., однако тогда доля продаж на нерегулируемом рынке составляла лишь 5 процентов. С 1 января 2011 г. в России все потребители, кроме населения, покупают электричество по свободным ценам. Планируется, что население, потребляющее около 20% электроэнергии в России, перейдет на новую систему с января 2014 г.

Ожидалось, что реформирование электроэнергетики должно было привести к установлению справедливых цен на электроэнергию и позволило бы привлечь дополнительные инвестиции в отрасль. Однако частичная демонополизация рынка не привела к обещанному снижению цен на энергию. С 2007 по 2010 гг. тарифы выросли в среднем в 1,5 раза.

Мадуттопочный -Га I прхрсдг'ый - Уголь энергетический камошый —Уран

Рис. 1. Цены на первичные энергоресурсы, руб./т.у.т.

Большую роль в росте цен на электроэнергию сыграло повышение затрат на топливо для электростанций. В табл.1 приведена структура издержек на производство электроэнергии. Топливные затраты составляют в совокупности основную часть издержек для электростанций, работающих на горючих полезных ископаемых, и доходят до 43% у электростанций работающих на природном газе. В связи с этим колебания цен на первичные энергоресурсы приводят к значительным колебаниям прибыли производителей электроэнергии, и они вынуждены повышать тарифы на электроэнергию (рис. 2). Тарифы на электроэнергию выросли более чем в 5 раз за период с 1998 по 2008 гг.

Таблица 1

Структура издержек на производство электроэнергии

Газовая энергетика Угольная энергетика Атомная энергетика

Амортизационные отчисления 23,1% 39,6% 19,9%

Топливные издержки 65,7% 42,5% 70,0%

Переменные затраты на эксплуатацию и обслуживание 4,7% 8,9% 5,1%

Постоянные затраты на эксплуатацию и обслуживание 6,5% 8,9% 5,1%

0.0% -1-1-1-,-,-,-,-,-1-,-,

1938 1999 2000 2С01 20(2 2ССЗ 2004 20С5 2006 2007 2008

Рис. 2. Индекс цен на электроэнергию (на конец периода, в%к концу предыдущего периода)

Кроме того, с 1998 г. наблюдался рост объемов выработки электроэнергии (рис. 3). Таким образом, рост удельных издержек на производство 1 кВт-ч электроэнергии при одновременном росте объемов генерации электроэнергии может привести к значительному росту затрат на производство электроэнергии в масштабах страны. Поэтому задача оптимизации затрат является необходимым фактором при планировании деятельности производителей электроэнергии.

Важным инструментом оптимизации затрат является повышение энергоэффективности производства электроэнергии посредством внедрения новых технологий с более низкими значениями удельных издержек на производство 1 кВтч и более высокими КПД может позволить обеспечить больший уровень производства электроэнергии при равном уровне потребления первичных энергоресурсов.

Таким образом, одним из основных направлений развития электроэнергетики России в ближайшее время должна стать ориентация на энергосберегающие технологии. На текущий момент потенциал энергосбережения России составляет свыше 400 млн. т.у.т. в год, что сравнимо с объёмом всей экспортируемой Россией нефти и нефтепродуктов. Потери происходят в самом топливно-энергетическом комплексе (из-за низкого КПД установок), и в промышленности (в основном, по причине износа оборудования), а также в секторе ЖКХ. На этот сектор приходится почти треть всех потерь - 110 миллионов т.у.т.

800 -I-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1

1992 1994 1996 1998 2000 2C02 100* 2006 2008 2010

Рис.3. Производство электроэнергии, млрд. кВт-ч

Энергетическая Стратегия уделяет внимание снижению удельных затрат на производство электроэнергии за счет применения энергосберегающих технологий и сокращения. Кроме того, одним из ключевых приоритетов стратегии является минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду, что так же невозможно достигнуть без внедрения новых технологий.

Однако текущая Энергетическая Стратегия имеет ряд недостатков, среди которых инертность существующей процедуры формирования топливных балансов и отсутствие адекватного учета рыночных механизмов при формировании тарифов на электроэнергию. Кроме того в стратегии идет речь только об изменении структуры потребления первичных энергоресурсов и не идет речь о массовом внедрении новых технологий. Данный сценарий развития не является оптимальным для электроэнергетики России, в связи с тем, что существующая и прогнозная ситуация в электроэнергетике России тесно связана с ситуацией в мире.

Повышение нестабильности мирового энергетического рынка (отказ от ядерной энергетики в связи с событиями 2011 года в Японии, повышение зависимости от поставок российского газа, нестабильность на Ближнем востоке) вынуждает правительства стран Европы и США искать альтернативные пути выхода из сложившейся ситуации. Для диверсификации и снижения зависимости от поставок природного газа в Европе планируется увеличение доли производства электроэнергии на угле и добычи сланцевого газа. В ЕС так же активно ведется внедрение альтернативных и возобновляемых источников энергии - к 2020 году ЕС намеревается получать 20% энергии из возобновляемых источников, тогда как в России доля данных источников электроэнергии не превысит 1%. В целом по миру доля альтернативных источников энергии так же вырастет и должна составить в 2020 году 7-8% (рис. 4).

Рис. 4. Структура производства электроэнергии. Доля альтернативных источников энергии [по материалам British Petroleum]

Таким образом, одной из основных тенденций в является активный переход к новым технологиям в электроэнергетике и активный рост их доли в общей структуре генерации электроэнергии. При этом темп внедрения новых технологий значительно опережает темп внедрения их в России. Данная ситуация является угрозой как для энергетической и добывающей отрасли России, так и для всей экономики страны в целом.

На основании данных по динамике изменения цен на соответствующие виды топлива в 2000-х гг. определены статистические характеристики (таблицы 2 и 3). Значения взаимных коэффициентов корреляции, близкие к 1, указывают на тот факт, что имеется существенная статистическая зависимость между изменениями цен на горючие полезные ископаемые (нефть, природный газ и уголь). Таким образом, изменение цены на один первичный ресурс ведет за собой изменение цены на другие ресурсы.

Таблица 2

Значения относительных стандартных отклонений

газ уголь мазут уран

Относительное стандартное отклонение 0,598 0,601 0,425 1,063

Таблица 3 Взаимные коэффициенты корреляции

газ уголь нефть уран

газ 1 0,92 0,93 0,94

уголь - 1 0,98 0,87

мазут - - 1 0,85

уран - - - 1

«Энергетической стратегией РФ до 2030 года» и «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2030 г.» предусматривается значительное изменение структуры потребления первичных энергоресурсов, предполагая снижение доли природного газа и увеличение доли угля. Кроме того, планируется значительный рост уровня потребления первичных энергоресурсов - в 1,4 раза (таблица 4), что связано с ростом спроса на электроэнергию.

Таблица 4.

Структура потребления электростанциями РФ первичных энергоресурсов

конец 2010-х гг. 2020

доля млн. т.у.т. доля млн. т.у.т.

Мазут 0,7% 3 0,3% 1,5

Газ 49,8% 201 42,5% 242,2

Уголь 22,3% 90 28,9% 164,5

Уран 13,6% 55 15,8% 90

Гидроэнергия 13,6% 55 12,5% 71,5

ИТОГО 404 570

С учётом прогнозируемых объёмов спроса на электроэнергию при умеренном и максимальном вариантах развития суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2010 годом более чем в 1,6 раза к 2020 году (до 1365 млрд. кВт-ч). При умеренном варианте развития экономики производство электроэнергии составит соответственно 1015 млрд. кВт-ч и 1215 млрд. кВт-ч.

Таблица 5.

Динамика изменения структуры выработки электроэнергии в России

конец 2010-х гг. 2020 г. (умеренный вариант) 2020 г. (максимальный вариант)

% Млрд. кВтч % Млрд. кВтч % Млрд. кВтч

Мазутная генерация менее 1% 7 0,3% 3,65 менее 1% 4

Газовая генерация 43% 436 34,9% 424,04 30% 409

Угольная генерация 23% 233 30,9% 375,44 38% 517

Атомная генерация 15% 159 20,0% 243,00 19% 257

Гидрогенерация 17% 178 13,9% 168,89 13% 176

ИТОГО 1014 1215 1365

Существенно увеличится доля выработки угольной генерации, с 23 % до 31 %, а атомной генерации с 16 % до 20 %. Доля газовой генерации в структуре выработки электроэнергии снизится с 43% до 35 %, доля гидрогенерации снизится до 14% с текущих 17-18%.

Рост доли нетрадиционных источников энергии (таких как солнечная и ветровая энергия, которые составляют на данный момент около 0,25% от общего объема выработки электроэнергии) в ближайшие 10 лет не планируется.

Таким образом, рациональный выбор структуры потребления первичных энергоресурсов может оказать решающее значение на уровень издержек при производстве электроэнергии, и, в итоге, повлиять на цены для конечных потребителей.

Развитие электроэнергетики России невозможно без массовой модернизации существующих мощностей и активного внедрения новых технологий в производстве электроэнергии. В противном случае отставание от общемировых тенденций в электроэнергетике может в ближайшее время оказаться критическим, а в связи с тем, что электроэнергетическая отрасль имеет большое значение в хозяйстве Российской Федерации, данная ситуация приведет к потере Россией статуса одной из ведущих держав. Необходимый объем инвестиций дл развития электроэнергетики можно получить, используя ситуацию с повышением уровня поставок природного газа в Европу.

2. Модель, описывающая структуры потребления первичных энергоресурсов с помощью двух основных показателей: ожидаемые затраты на генерацию электроэнергии и степень риска, задаваемая среднеквадратичным отклонением затрат

Предположим, что имеются электростанции п типов, которые отличаются видами используемого первичного энергоресурса. Электростанции могут потреблять ш различных видов топлива. Объем производства электроэнергии на электростанциях типа i обозначим через Xi (где i= 1 ...п).

Удельные затраты на производство электроэнергии на электростанции типа i обозначим через Cj:

(1)

»»i

где alt - удельный расход топлива вида к на электростанции типа i для производства 1 кВт-ч электроэнергии, - цена топлива вида k, bj - удельные затраты на производство электроэнергии на электростанции типа i без учета затрат на топливо (проектирование, строительство и эксплуатацию электростанций).

Цены на топливо будем считать случайными величинами с известными математическими ожиданиями mt, дисперсиями Dt и коэффициентами корреляции рк].

Объем производства электроэнергии на всех электростанциях типа \ определяется по формуле:

(2)

где

х,] - объем производства электроэнергии на всех электростанциях типа ¡, переведенных из электростанций типа ] (в том числе хи - объем производства электроэнергии на станциях типа которые в рассматриваемый период не планируется выводить из эксплуатации или же переводить в другой тип),

хВ| - объем производства электроэнергии, генерируемый на всех электростанциях типа 1, которые выводятся из эксплуатации в рассматриваемый период,

х", - объем производства электроэнергии электростанциями типа которые вводятся в эксплуатацию в рассматриваемый период.

=*, (3)

где х - необходимый объем производства электроэнергии. Так как объем мощностей, выводимых из эксплуатации не должен превышать объем существующих мощностей, то Х°<Х], (для всех 1=1,2,..,,п). Кроме того,

хв,>0, (для всех 1=1,2,...,п), Ху>0, (для всех у=1,2,...,п), х">0, (для всех 1=1,2,..,,п),

Ограничение на суммарный объем потребляемых первичных энергоресурсов:

+ ,длявсехк=1,2,...,ш, (4)

1.1 7=1 (.1 1-1

где

а* - удельный расход топлива вида к на электростанции типа ¡, а\ - удельный расход топлива вида к на новых электростанциях типа ¡, /, - доступный объем топлива вида к. Определим суммарные затраты на производство электроэнергии по формуле

-Ё

7-І 1-1 7=1

.(5)

где

Рк - цена топлива вида к,

Ь, - удельные затраты на производство электроэнергии на электростанции типа 1 без учета затрат на топливо,

ЬН| - удельные затраты на производство электроэнергии на новой электростанции типа 1 без учета затрат на топливо. Математическое ожидание суммарных затрат:

2а +Х1'а -I

/=| .=1 /=1 ,=1

где

(для всех] =1,2 ... п) - удельные затраты на перевод электростанции типа 1 в электростанцию типа],

Ь;, (для всех I =1,2 ... п) - удельные затраты на ликвидацию электростанций типа ь Дисперсия суммарных затрат на производство электроэнергии

¿»I ы

2ХХХ -XX*," +

5>,5>„

;=|

(7)

где ок| - ковариация цен на топливо видов к и 1. = а, Ры,

где ск - среднеквадратическое отклонение цены на топливо вида к.

При выборе оптимального варианта организации производства электроэнергии необходимо выбрать значения переменных х^ (¡,]=1,2,...,п), х", и х" 0=1,2,. ..,п), при которых будут соблюдаться указанные выше ограничения, а математическое ожидание и дисперсия затрат будут принимать минимальное значение.

Так же данная математическая модель позволяет учесть эффект от мероприятий по энергосбережению. Тогда либо дополнительные затраты несут потребители электроэнергии (тогда уменьшается необходимый объем производства электроэнергии х на величину хх), либо производители электроэнергии (тогда уменьшается потребность электростанций в топливе).

Затраты при трансформации в общей структуре удельных издержек учтем посредством изменения амортизационных отчислений пропорционально изменению уровня удельных затрат при трансформации из одного типа электростанции в другой. Математическое описание внедрения новых технологий аналогично описанию перевода электростанций на другой вид топлива: для того, чтобы ввести в эксплуатацию мощности, основанные на использовании новых технологий, необходимо предварительно вывести из эксплуатации существующие мощности, основанные на текущих технологиях.

3. Процедура выбора оптимальной структуры потребления, в основе которой лежит моделирование ожидаемых издержек и уровня риска

Для формирования оптимальных структур потребления предлагается процедура, включающая в себя этапы сбора и оценки различных структур потребления первичных энергоресурсов, а также формирование рекомендаций по выбору оптимального структуры (рис. 5). Существенное отличие предлагаемой процедуры от известных состоит в том, что в математической модели (шаг 2) учитывается ряд факторов, позволяющих более адекватно описывать процессы формирования затрат на производство электроэнергии:

• объем производства электроэнергии,

• воздействие на окружающую среду,

• ввод и выбытие генерирующих мощностей,

• возможность перевода электростанций на другой вид топлива, ограничения на величину инвестиций,

• ограничения на ресурсную базу электроэнергетики,

• возможности внедрения перспективных энергосберегающих технологий генерирования.

Проведенное в работе сопоставление результатов, полученных с помощью предлагаемой модели и известных методов (S. Awerbuch, M. Berger, Jaap С. Jansen, Luuk Beurskens), в которых рассматриваются только относительные издержки структур потребления первичных энергоресурсов и не учитываются перечисленные выше ограничения, показало, что достижимые и эффективные множества структур потребления первичных энергоресурсов существенно отличаются. Так как в предлагаемой модели полнее учитываются основные особенности производства электроэнергии, то ее использование позволяет более точно оценивать эффективность различных структур потребления первичных энергоресурсов._

■ Подготовка исходных данных

> Создание модели: определение границы эффективности и области возможных решений

■ Сопоставление различных структур потребления первичных энергоресурсов. Учет рисков и ограничений

■ Рекомендации по выбору оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов

Расчет показателей оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов

Рис. 5. Процедура формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов

Проведенные расчеты показывают, что существуют структуры потребления первичных энергоресурсов, как с меньшим уровнем риска, так и с большим уровнем доходности, непосредственно принадлежащие границе эффективности, но практическое осуществление таких сценариев может быть трудновыполнимо. При анализе сценариев необходимо учитывать практические ограничения и риски, так как возможности изменения долей рассматриваемых технологий в общей структуре выработки электроэнергии могут быть ограничены:

Технические ограничения. Для России это, прежде всего отставание производственного потенциала ТЭК от мирового научно-технического уровня и высокая степень износа основных фондов (более 50%), что негативно сказывается при формировании эффективных структур генерации.

Предлагаемые технические решения должны быть реализуемы на современном уровне развития науки и техники. Например, очень перспективным является термоядерный синтез, однако создание установок, позволяющих генерировать электроэнергию в промышленных масштабах, возможно только в середине XXI века. Экономические и инвестиционные ограничения. Вышеуказанные технические проблемы требуют значительных финансовых вложений. Удельные инвестиционные затраты на строительство 1 кВт электрической мощности колеблются от 1200 долл. для ТЭС на природном газе и до 3200 долл. для АЭС.

Кроме того, значительное изменение структуры потребления так же невозможно в ограниченные сроки, указанные в Энергетической стратегии РФ (10-20 лет).

Политические ограничения. В связи с проблемами, связанными с эксплуатацией атомных электростанций и последними авариями, ряд стран приняли политические решения, направленные на прекращение использования ядерной энергетики. В России же, наоборот, на самом высшем уровне закреплена стратегия развития атомной отрасли на ближайшие десятилетия и увеличения доли атомных электростанций в общей структуре выработки электроэнергии.

Экологические ограничения. Стремительное увеличение выброса продуктов сжигания топлива в атмосферу ведет к росту парникового эффекта и стихийным бедствиям. Так же одним из примеров экологических ограничений на использование определенных типов производства электроэнергии может являться последствия аварии на Чернобыльской АЭС и в Японии. Затопление значительных площадей вследствие строительства гидроэлектростанций так же оказывает негативное воздействие на окружающую среду.

Ресурсные ограничения. Как уже отмечалось ранее, реализовать некоторое структуры потребления невозможно из-за того, что добывающие отрасли не смогут обеспечить такой объем поставок (что касается горючих полезных ископаемых). Кроме того, ограничения так же могут быть наложены из-за географических особенностей страны - на территории РФ невозможно реализовать структуры потребления, доля гидроэнергетики в которой будет больше 20-30%. Запасов нефти в России по разным подсчетам хватит на 25-50 лет, доказанных запасов газа - на 50-70 лет. Относительно газа существует большая свобода для прогнозов, потому что еще есть много не разведанных месторождений, где оценочные запасы очень высоки.

Данные причины могут быть тесно взаимосвязаны: например, уровень технологического развития производства электроэнергии из того или иного вида топливного ресурса напрямую влияет на степень загрязнения окружающей среды (экологические ограничения). Строительство ГЭС может быть связано с затоплением обширных зон затопления, что наносит значительный ущерб экологии региона, в котором планируется строительство данного энергетического объекта.

Рассмотрим основные ограничения, которые учитывались при решении задачи выбора структуры потребления первичных энергоресурсов.

Учет воздействия на окружающую среду. Одним не немаловажных факторов, которые следует учитывать в рассматриваемой модели, является факт негативного воздействия на окружающую среду.

С учетом оплаты эмиссии углекислого газа уровень издержек для технологий, основанных на природном газе и угле, вырастает практически в 3 раза. Снижение уровня выброса углекислого газа позволит существенно снизить уровень издержек при производстве электроэнергии, что положительно скажется как на поставщиках, так и на потребителях.

Кроме того, при формировании структуры потребления следует учесть вероятность негативного воздействия на окружающую среду и связанные с этим дополнительные издержки. Например, общая сумма компенсационных выплат по результатам аварии на АЭС Фукусима-1 в марте 2011 года может превысить 130 млрд. долл., что в пересчете на 1 КВт мощности трех реакторов, на которых случилась данная авария, составит свыше 50 тыс. долл./кВт. Данные удельные издержки на порядок превышают все удельные затраты на ввод и вывод из эксплуатации электростанции любого типа.

Кроме того следует учитывать негативное воздействие последствий аварий на финансовое состояние компании-владельца: стоимость акций владельца станции компании ТЕРСО снизилась на 80 % после аварии. В апреле 2011 года рейтинговое агентство Moody's понизило кредитный рейтинг компании-владельца с А+ на ВВВ+.

По результатам аварии заражены обширные территории, часть радиоактивных отходов попала в Тихий океан (в 30-км зоне содержание иода-131 превысило допустимые нормы). В марте следы (незначительное количество, нехарактерное для данной местности) радиоактивных веществ, были отмечены по всему земному шару.

После аварии на «Фукусима-1» упали спотовые цены на природный уран, резко снизились котировки акций уранодобывающих компаний. По предварительным оценкам рост стоимости строительства новых АЭС составит 20—30 %.

Вместе с тем, выступающая за продвижение ядерной энергетики Всемирная ядерная ассоциация публиковала данные, согласно которым гигаватт мощности, произведенной на угольных электростанциях, в среднем (учитывая всю производственную цепочку) обходится в 342 человеческих жертвы, на газовых — в 85, на гидростанциях — в 885, тогда как на атомных — всего в 8.

Перевод электростанций на другой вид топлива. В Энергетической стратегии России до 2030 года существенный упор делается на программы, связанные с модернизацией существующих и внедрение новых технологий и процессов. Поэтому, в связи с большим объемом инвестиций в энергетический сектор, в моделях планирования производства энергии необходимо максимально корректно учитывать издержки, связанные с изменением существующей структуры потребления энергоресурсов и выработки электроэнергии.

Затраты при переходе от одной структуры энергетической системы к другой могут быть не равны затратам на возврат в исходное состояние. Кроме того, данный анализ позволит корректно отразить в модели внедрение новых технологий, так как строительство новых электростанций часто связано с выводом из эксплуатации устаревшего оборудования и необходимо отражать данные издержки.

Переход из одного состояния в другое возможен несколькими способами. Во-первых, переход может состоять из двух этапов - демонтаж электростанции одного типа и строительство новой электростанции другого типа. Во-вторых, возможен перевод угольных электростанций на газ и строительства газовых блоков на угольных электростанциях. Итоговые данные по затратам на осуществление трансформаций отражены в таблице 6.

Таблица 6.

Удельные издержки при переводе электростанций на другой вид топлива

(долл./кВт)

^^ Конечная точка Начальная ^^ точка 1 ^^^ ТЭС (газ) ТЭС (уголь) АЭС

ТЭС (газ) 0 1850 3500

ТЭС (уголь) 1400 0 3750

АЭС 2910 3610 0

Внедрение новых технологий. Внедрение новых технологий в электроэнергетике является привлекательным сценарием развития, т.к. обеспечивается более низкие удельные издержки на производство 1 кВтч и более высокое значение КПД.

Как уже отмечалось ранее, процедура внедрения новых технологий в целом аналогична переводу электростанций на другой вид топлива: для того, чтобы ввести в эксплуатацию мощности, основанные на использовании новых технологий, необходимо предварительно вывести из эксплуатации существующие мощности, основанные на текущих технологиях (или модернизировать).

В данный момент одной из основных задач для энергетических систем многих стран является сокращение абсолютного потребления ископаемой энергии. Это связано с обеспечением энергетической безопасности

17

(исчерпание дешевых запасов углеводородного сырья и неравномерное распространение этих запасов), а также последствиями сжигания углеродного топлива для климата.

Такая постановка цели формирует тенденцию перехода к новой низкоуглеродной энергетике в глобальном масштабе. В конце 2010-х гг. практически половина всех введенных мощностей в мире использовала возобновляемые источники энергии, и их доля будет только расти в дальнейшем.

Использование перспективных технологий с более привлекательными показателями (КПД, надежность) позволяет создать такую структуру потребления первичных энергоресурсов, которая обеспечивает как более низкий уровень риска, так и с более низкий уровень удельных издержек.

В таблице 7 рассмотрены наиболее перспективные для внедрения в ближайшем будущем технологии. Реализация данных технологий не связана с кардинальным изменением всего технологического процесса производства электроэнергии и не использует принципиально новые физические принципы или технологические процессы (как, например, термоядерная энергетика).

Таблица 7.

Перспективные технологии для генерации электроэнергии

Название технологии Описание технологии кпд Удельные издержки (руб./кВтч)

Парогазовые установки Газ сжигается в газовой турбине ГТУ, где вырабатывается часть электроэнергии с КПД 35-40 %, а затем продукты сгорания направляются в паровой котел-утилизатор, из которого пар идет на паровую турбину с выработкой остальной части электроэнергии. Одним из важных факторов в пользу внедрения установок такого типа является значительно более низкая (почти вдвое) стоимость газотурбинных и парогазовых ТЭЦ по сравнению с паровыми ТЭЦ. До 60% 0,61

Технология супереверх-критического парового цикла Рабочие параметры цикла: расчетное давление 30 Мпа, температура - 600°С. Данные установки обеспечивают меньший удельный расход угля и снижение выброса углекислого газа на 25% на единицу выработки электроэнергии. В дальнейшей перспективе -повышение температуры до 700°С и КПД 55-57 процентов (рост КПД на 40%). 4555% 0,58

Примеси в газовом топливе Повышение температуры газовой турбины до 1500 град, за счет добавления в газовое топливо водорода и моноксида углерода, что позволит поднять КПД парогазового цикла на 30-32%. 65% 0,51

Применение микроугля с механо-активацией В отличие от стандартного помола (100 мкм) размеры частиц микроугля составляют 5-40 мкм. Малый размер и большая поверхность угольной пыли приводят к высокой интенсивности горения. Эффект механоактивации позволяет снизить температуру воспламенения. Микроуголь горит как газ или мазут, поэтому его можно использовать как основное топливо в малых газомазутных котлах; для розжига крупных пылеугольных энергоблоков и даже для прямого сжигания в газовых турбинах (при размоле до 5-10 мкм). 50% 0,93

Снижение уровня выбросов СО2 В настоящее время существует две основные стратегии развития угольной энергетики в данном направлении. Первая стратегия рассчитана на ближайшее будущее и касается повышения эффективности ТЭС и соответствующего снижения выбросов. Вторая стратегия рассчитана на более дальнюю перспективу и связана с извлечением СОг (технология «Zero Emission Power Plant»): • По первому способу реализуется обычная схема получения энергии путем сжигания топлива, а на последней стадии происходит извлечение СОг из топочных газов. Наиболее известный метод - связывание моноэтаноламином. Потери КПД-до 15%. • Вторая технология предусматривает извлечение COi до сжигания топлива. Один из вариантов -Integrated Gasification Combine Cycle (IGCC) с конвертацией топлива в синтез-газ (СО + IЬ) и далее с конвертацией в (СО2 + Н2), затем выделение СОг и сжигание Н2. Наиболее перспективной считается третья технология с использованием процесса OxyFuel (сжигание топлива в чистом кислороде). Для снижения температуры требуется мощная рециркуляция продуктов сгорания. Главное преимущество - топочные газы содержат в основном СО2 и Н20 без балластного азота, и пары воды легко удаляются путем конденсации. Однако, в данном случае необходим завод по производству кислорода. Потери КПД - до 10%. 0,45

Использование жидкостей с нано-частицами в качестве теплоносителя (АЭС) Небольшие добавки наночастиц (доли процента по объему) приводят к значительным изменениям в свойствах: рост теплопроводности до 15 %, теплоотдачи - до 60 %. Материал наночастиц -оксиды меди и алюминия и др. Применение наножидкостного теплоносителя в АЭС может поднять производство электроэнергии на 20 % без каких-либо изменений в технологической схеме. 40% 0,15

4. Анализ текущей и прогнозной структур потребления первичных энергоресурсов

Рис. 6 является графической интерпретацией модели, где для каждой конкретной структуры потребления энергоресурсов приведены значения возможных отклонений от средних топливных затрат в масштабах страны, выраженные в рублях. Граница эффективности для 2010 года представлена на рисунке сплошной кривой, выходящей из точки Мь соответствующей структуре генерации, при уровне потребления урана в 100%, в точку Р| точкой с минимальным уровнем риска.

Кривая с минимальным уровнем риска при фиксированном уровне издержек продолжается до точки К|, соответствующей структуре генерации при уровне потребления мазута в 100%, что показано на рисунке пунктирной линией. Данная часть кривой не является границей эффективности, так как на участке границы эффективности ниже точки Р| можно найти варианты структур генерации с таким же уровнем риска, но с меньшим уровнем издержек. Точка является графическим представлением структуры генерации 2010 года.

Граница эффективности для 2020 года представлена на рисунке сплошной кривой, выходящей из точки М2, соответствующей структуре генерации 2020 года при уровне потребления урана в 100%, в точку Р2, которая является точкой с минимальным уровнем риска для 2020 года. Точка является графическим представлением структуры генерации 2020 года.

Л5СО.ЭТ

ЛХО.ГО

35Х.ГС

jxc.se

isx.x ггсс.х iscc.r

1ГСС.20

х&го №

Г КО 2СО ЗСО JCC1 5СС КО TtO

—2S1S -XX-

Рис. 6. Границы с минимальным уровнем риска и точки, соответствующие структуре потребления.

■цлфеяь ■UfW-FVe.

К,

Ч

; ♦

•L. М, *** ««pa-?*«.

При изменении уровня потребления энергоресурсов один и тот же уровень риска и издержек достижим при разной структуре потребления. В связи с этим, наиболее корректной является графическая интерпретация в трех координатах: следует добавить анализируемый год (и соответствующие ему параметры системы: потребление первичных энергоресурсов, средняя стоимость первичных энергоресурсов и т.д.). При данных координатах области всех возможных вариантов структур генерации для разных уровней потребления первичных энергоресурсов лежат в разных параллельных плоскостях, и приведенные на рис. 6 кривые являются проекциями областей возможных вариантов структур генерации на плоскость осей «колебания в ценах на первичные энергоресурсы» и «уровень издержек при производстве электроэнергии».

Согласно существующим планам по изменению структуры потребления первичных энергоресурсов, уровень производства электроэнергии растет значительно медленнее, чем уровень риска (1,20 и 2,26 раза соответственно). Такое изменение структуры потребления не является целесообразным, так как существуют другие структуры генерации с аналогичным объемом выработки электроэнергии, но с меньшим уровнем риска. Однако стоит отметить, что при этом уровень издержек растет медленнее, чем уровень риска (в 1,66 раза), что является положительной динамикой.

В координатах «риск - издержки» точка, соответствующая структуре генерации 2020 года, находится намного дальше от границы эффективности для 2020 года, чем точка, соответствующая структуре генерации 2010 года от границы эффективности для 2010 года. Таким образом, с позиций оценки соотношения «риск/издержки» структура потребления энергоресурсов в 2020 года менее оптимальная, чем в 2010 году.

Проведенный анализ показывает, что при планировании структуры потребления энергоресурсов необходимо обращать особое внимание на риски, связанные с колебаниями цен на первичные энергоресурсы. Следует принимать меры по их снижению посредством оптимизации структуры потребления первичных энергоресурсов с позиций портфельной теории. Отсутствие учета данного типа риска может приводить к значительным финансовым потерям, связанных с возможными изменениями ситуации на рынках первичных энергоресурсов.

5. Анализ инфраструктурных эффектов различных направлений развитии электроэнергетики России в ближайшие 10-20 лет

При отсутствии инвестиций в связи с износом основных фондов растут издержки на производство электроэнергии. Кроме того растет уровень риска, так как вероятность аварии на изношенном и устаревшем оборудовании выше. Графической интерпретацией такого варианта сценария является точка С^нарис. 7.

Если рассматривать варианты с вложением инвестиций, то в целом существует два основных подхода к формированию структуры потребления первичных энергоресурсов. Первый подход предусматривает использование

только существующих технологий при изменении структуры и объема потребления первичных энергоресурсов. На рис. 7 область всех возможных вариантов сценариев ограничена кривой М2Р2. Здесь Ог - структура потребления согласно Энергетической стратегии РФ до 2020 года.

Как можно видеть, даже с учетом ограниченного объема инвестиций существуют структуры потребления первичных энергоресурсов, имеющие как меньший уровень удельных издержек, так и меньший уровень риска в сравнении с планируемой структурой. Кроме того, при данном сценарии одновременно растет уровень ожидаемых издержек и уровень риска.

Существенным недостатком рассмотренных выше вариантов развития является тот факт, что в данных сценариях не рассматривалась возможность использования новых технологий.

Второй вариант изменения структуры потребления первичных энергоресурсов - внедрение новых технологий. Такое решение позволит увеличить общий объем выработки по стране без изменения объема потребления первичных энергоресурсов, а кроме того сохранить существующую транспортную систему по доставке энергоносителей на электростанции и структуру распределения электроэнергии конечным потребителям.

Графической интерпретацией варианта сценария, при котором происходит внедрение новых технологий, является точка С2-о на рис. 7. При таком варианте развития (структура остается неизменной) уровень выработки электроэнергии растет до необходимого согласно Энергетической стратегии уровня, однако при этом уровень риска увеличивается незначительно (так как структура потребления не меняется, но увеличивается объем выработки электроэнергии), а при этом уровень издержек снижается. Уровень удельных издержек на производство 1 кВт-ч снижается в 1,5 раза с 0,77 до 0,52 руб./кВт-ч (для текущего варианта структуры потребления).

Таблица 8.

Варианты сценариев развития электроэнергетики РФ в ближайшие 10 лет

2010-е гг. (факт) 2020 г. (план) 2020 г. (без инвестиций) 2020 г. (новые технологии)

ТЭС (газ) 50% 42% 50% 50%

ТЭС (уголь) 22% 29% 22% 22%

АЭС 14% 16% 14% 14%

ГЭС 14% 13% 14% 14%

издержки, млрд. руб. 777,7 1 289,7 933,28 627,9

уровень риска, млрд. руб. 65,0 147,6 77,4 81,10

уровень выработки, млрд. кВт-ч 1015 1215 1 015 1215

удельные издержки, рубЛ кВт-ч 0,77 1,06 0,92 0,52

Среднее значение КПД 36% 33% 26% 42%

О 20 40 № 80 1СС 12С 1ЛС 160 180 200

Рис. 7. Варианты развития электроэнергетики России

Сценарий, при котором происходит внедрение новых технологий, является более привлекательным по сравнению со сценарием, предлагаемым Энергетической стратегией РФ до 2020 г. по нескольким параметрам:

• Уровень риска для варианта с использованием новых технологий увеличивается намного меньше, чем для варианта без их использования (в 1,25 раза против 2,26-кратного роста).

• Общий уровень издержек в масштабах страны снижается как по сравнению с вариантом сценария для 2020 года согласно Энергетической стратегии (в 2,06 раз), так и по сравнению с текущим вариантом (в 1,24 раза).

• Уровень удельных издержек на производство 1 кВт-ч снижается как по сравнению с вариантом сценария для 2020 года согласно Энергетической стратегии (в 2,04 раза), так и по сравнению с текущим вариантом (в 1,48 раз).

• Предложенная в Энергетической стратегии структура потребления для 2020 года обладает значением КПД ниже, чем существующая. Более того, вариант сценария для 2020 г. с использованием новых технологий имеет значение КПД в 1,5 раза выше, чем предлагаемый Энергетической стратегией.

Для однозначного выбора структуры потребления первичных энергоресурсов из эффективного множества структур, необходимо проведение детальных расчетов, учитывающих объемы потребления, географическое расположение потребителей, электростанций, источников сырья, возможности электросетевой и транспортной инфраструктуры и т. д.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

Статьи в научных гаданиях га перечня ВАК:

1. Максимов A.A., Саркисов. A.A. Выбор оптимальной структуры производства электроэнергии с учетом колебания цен на энергоресурсы// Нефть, газ и бизнес. - 2011. - №1, с. 50-54.

2. Максимов A.A., Саркисов A.C. Анализ и прогнозирование значений уровней риска энергосистемы РФ, связанных с колебаниями цен на первичные энергоресурсы// Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2011. - №4, с 24 - 28.

3. Максимов A.A., Саркисов A.C. Учет затрат на перевод электростанций на другой вид топлива при анализе уровней риска структуры потребления энергоресурсов// Нефть, газ и бизнес. - 2011. - №5, с. 61-65.

Подписано в печать 22.02.2012. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 55

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44