И светит, и греет

Спрос на электроэнергетику неразрывно связан с развитием национальной экономики. В зависимости от этапа ее развития соотношение энергопотребления и ВВП на душу населения меняется. На начальном этапе развития экономики (первый тип, «допереходные страны») каждый дополнительный доллар требует дополнительного киловатт-часа энергопотребления, так что экономика и энергетика развиваются вместе. Яркий пример — ​Китай.

Но когда ВВП достигает отметки примерно $ 20−25 тыс. на человека — ​все меняется: экономика продолжает развиваться, а энергетика выходит на плато (второй тип, «пороговые страны»). Пример — ​Россия. И наконец, с ­какого-то момента экономика продолжает развиваться, а спрос на энергоресурсы начинает падать (третий тип, «постпереходные страны»). Примеры — ​Великобритания, США. В Великобритании в 2003—2022 годах электропотребление снизилось почти на 20 % — ​с 400 до 320 млрд кВт·ч в год. При этом экономика значительно выросла.

Ключевая задача любой страны — ​эффективная работа национальной энергосистемы. Для оценки ее эффективности воспользуемся энергетической трилеммой и рассмотрим три компонента энергосистемы: надежность, доступность энергоресурсов и экологическую устойчивость.

Надежность
Любая крупная энергосистема состоит из двух сетей: системообразующей и распределительной. Первая отвечает за генерацию и передачу энергии на дальние расстояния, до крупных центров потребления: электростанции вырабатывают электроэнергию и поставляют ее в магистральные сети высокого и сверхвысокого напряжения, по этим сетям она доходит до центров нагрузки. Распределительные сети, или «сети последней мили» среднего и низкого напряжения, доводят электроэнергию до конечного потребителя.

Принципы обеспечения надежности и соответствующие метрики для этих двух подсистем существенно различаются. Для первой подсистемы — системообразующей сети — вся философия дизайна направлена на исключение вероятности блэкаута крупнейших центров потребления электроэнергии: городских агломераций, крупных промышленных центров. Для оценки системной надежности используются метрики LOLE / VOLL (Lost of Load Expectation / Value of Lost Load): они показывают количество часов в году, когда нагрузка не может быть полностью покрыта, а также размер экономических потерь от недопоставленной энергии и ликвидации последствий крупных аварий.

Философия дизайна и эксплуатации распределительной подсистемы существенно иная. Для этой подсистемы характерно наличие миллионов небольших потребителей, отключение каждого из которых по отдельности, конечно, болезненно для конкретного бизнеса или домохозяйства, но не несет фатальных последствий для экономики. Поэтому для расчета надежности распределительных систем применяются метрики SAIDI (System Average Interruption Duration Index) и SAIFI (System Average Interruption Frequency Index). SAIDI — это среднее время отключения одного потребителя в системе, SAIFI — среднее число отключений одного потребителя в течение определенного периода времени. В данном случае фокус делается на достижении «приемлемого» (имеющего разумную стоимость) количества отключений и комфортного времени восстановления электроснабжения (например, если время восстановления питания коттеджа не превышает двух часов, то продукты в морозильниках не успевают испортиться).

Чтобы обеспечить надежность и экономическую эффективность эксплуатации крупных электроэнергетических комплексов, электроэнергетику разных регионов и стран объединяют в огромные геопространственные системы, называемые синхронными зонами.

Одни из крупнейших — ​синхронная зона континентальной Европы и зона стран СНГ. В энергосистеме США существуют три автономные синхронные зоны: Восток, Запад и Техас. Внутри таких технологических зон все генераторы связаны электрически и вращаются с одной скоростью — ​частотой, составляющей 50 или 60 Гц, в зависимости от стандарта. Такую зону можно представить себе как огромный электропоезд со множеством мотор-­вагонов, все колеса которых вращаются с одной скоростью. Если один мотор отказывает, то движение поезда замедляется, и он может не осилить подъема. Такие крупные объединения имеют очевидные плюсы, но также и риски: авария на одном участке может привести к проблемам на другом.

Надежность крупных энергосистем зависит от одновременного соблюдения трех условий.

Первое — ​это обеспечение так называемой балансовой надежности: в любой момент в системе должно быть достаточно энергии для обеспечения спроса. Это условие можно соблюсти с помощью трех мер. Во-первых, планирование и управление энергопотреблением: необходимо прогнозировать спрос как на ближнюю, так и на среднюю перспективу, установить гибкие тарифы для пользователей и таким образом управлять спросом в зависимости от сезона и времени суток. Во-вторых, развитие управляемой генерации: понимая уровень электропотребления, системный оператор планирует строительство новых и/или модернизацию существующих электростанций. В-третьих, развитие магистрального электросетевого комплекса, помогающего донести электроэнергию до конечного потребителя.

Условие второе — ​надежный топливный баланс. Для его соблюдения требуются планирование на краткосрочную, среднесрочную и отдаленную перспективу, а также диверсификация источников энергии.

Третье условие — ​режимная надежность, то есть способность энергосистемы устойчиво поддерживать частоту переменного тока.

Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то для восстановления ее нормального значения необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность частоты. Причина снижения частоты в первую очередь технологическая. Объем выработки электроэнергии на станциях зависит от скорости работы насосного, турбинного и прочего оборудования. Генерация может осуществляться только в узком диапазоне скорости вращения основных механизмов. Если эта скорость снижается, падает производительность выработки электроэнергии. Возникает эффект лавины: со снижением скорости вращения механизмов уменьшается генерация, снова падает частота — ​и все идет вниз по спирали к полному развалу энергосистемы. Поддержание частоты в узком диапазоне (как правило, не выше 0,5 герца от номинала) — ​важнейшая задача.

Режимная надежность обеспечивается с помощью трех основных правил. Во-первых, такая структура энергосистемы, где отказ любого элемента (например, самого большого блока электростанции) не будет приводить к выходу частоты за номинальные пределы. Во-вторых, система управления режимами и противоаварийной автоматики, возвращающая параметры к номинальным. И в‑третьих, конечно, предупредительные меры по устранению возможных причин аварий.

Климатическая устойчивость
Углеродная нейтральность экономики и снижение выбросов парниковых газов стали целью для многих стран. Электроэнергетика рассматривается как одна из областей, способная помочь в достижении этих целей. Многие страны добились в этом направлении заметных успехов. Так, в Великобритании за последние 20 лет уголь фактически вышел из национального энергобаланса, он был замещен другими носителями: газом, биомассой и ветрогенерацией.

При этом программы декарбонизации энергосистем в разных странах имеют свои особенности. Например, страны с постпереходной экономикой наращивают число возобновляемых источников, но при этом всегда имеют невозобновляемые, которые можно в случае необходимости ввести в строй. А странам с растущей экономикой приходится параллельно решать две задачи: наращивать выработку управляемой генерации и при этом стремиться к декарбонизации энергосистем.

Очевидно, что масштабное внедрение ВИЭ не панацея для всех стран. В контексте усилий по декарбонизации энергетики важно помнить, что невозобновляемые источники энергии различаются по объему выбросов. Так, угольная генерация имеет в 2,5 раза более высокий углеродный след, чем газовая. Это объясняется тем, что сжигание угля более энергозатратно, поэтому на один и тот же объем выработанной энергии приходится большее количество выбросов. У газовой генерации тоже есть свои особенности. Здесь применяются две основные технологии: парогазовый (ПГУ) и паросиловой (ПСУ) циклы. КПД ПГУ в полтора-два раза выше, чем ПСУ (55−60 % против 30−35 %), а значит, углеродный след парогазовой технологии существенно ниже.

Интересно влияние ВИЭ на надежность энергосистемы. Оказалось, что, кроме неравномерности выработки солнечной и ветровой генерации, возникает еще одна значимая проблема — ​снижение «синхронной инерции» энергообъединений. Солнечные и ветровые электростанции выдают мощность с помощью инверторов — ​устройств промышленной электроники, не имеющих вращающейся массы, в отличие от традиционной генерации. Таким образом «энергетический поезд» начинает резко терять массу. Да так, что при доле выработки более 0,5 любой «встречный ветерок» — ​небольшая авария — ​может привести к полной остановке состава. Это уже стало проблемой для относительно небольших «островных» энергосистем, например, Великобритании, Австралии и Техаса.

Доступность электроэнергии
Доступность и стоимость энергоснабжения значительно влияют на развитие и конкурентоспособность экономики. Несмотря на пестроту организационных структур энергорынков, принципиально они работают по единым правилам.

Структурно цепочку создания стоимости электроэнергии можно поделить на четыре сегмента: рынок генерации, магистральные сети, распределительные сети, сбыт и потребление. Первый и четвертый сегменты — условно конкурентные, второй и третий — условно монопольные. Когда речь идет о «либерализации» или создании конкурентного рынка электроэнергии, имеется в виду создание конкуренции именно в этих двух сегментах. В них действуют рыночные правила, а в монопольных применяется прямое тарифное регулирование посредством административных механизмов.

В разных странах приняты различные модели администрирования энергорынков. Их можно условно разделить на три основных типа, в зависимости от ценообразования. Первый — каскадная модель (как в России), когда затраты в энергосистеме формируются каскадом, то есть добавляются поэтапно в каждом сегменте и в таком виде доходят до потребителя. Второй — централизованная модель (действует в странах ЕС), в которой все дополнительные нерыночные надбавки и сборы администрируются через одного агента (как правило, оператора магистрального сетевого комплекса) и выделены отдельной строкой в счете конечного потребителя. Третий — распределенная модель (как в США), в которой ценообразование осуществляется в зоне функционирования вертикально интегрированной компании (ВИК) энергоснабжения отдельных районов в конкретном штате.

Эти модели существенно различаются по двум основным аспектам. Первый — это структура цены, заложенная в ценовые интерфейсы; второй — субъект рынка, выполняющий функции расчетно-­кассового центра. Ценовой интерфейс — это цена, которую видит тот или иной игрок рынка. В различных энергосистемах в этот интерфейс входят разные компоненты. Например, в России в цену оптового рынка входят все надбавки, сборы и дополнительные затраты, необходимые для реализации специальных программ. В странах ЕС и США в ценовой интерфейс оптового рынка эти компоненты не входят, зато надбавки и сборы включаются в структуру тарифа магистральных электросетей.

В общем виде цена электроэнергии в любой стране формируется из трех компонентов: себестоимость производства электроэнергии, тарифное регулирование электросетей, надбавки и сборы. Все эти компоненты нужны для решения ряда задач: обеспечения надежности электроэнергии, ее конкурентоспособности, доступности для всех потребителей, выполнения социальных и климатических программ и т. д. Однако само их наличие подтверждает: ни в одной стране нет стопроцентно свободного энергорынка.

Удерживая баланс
Чтобы понять, как обеспечивается баланс интересов основных потребителей, познакомимся с концепций Cost of Services. Во всех странах цена на электроэнергию для различных групп потребителей различается, причем для мелких она выше, чем для крупных. Причин этому несколько. Во-первых, для мелких потребителей характерна высокая неравномерность нагрузки сети: условно, днем потребляется гораздо больше электричества, чем ночью. Следовательно, для поддержания надежности генерации необходимо больше резервов. Крупные же потребители обеспечивают значительно более равномерное потребление. Во-вторых, плечо доставки электроэнергии для мелких потребителей удлиняется: условно, чтобы доставить один киловатт-час к частному дому, нужно построить длинные распределительные сети, а крупное предприятие может питаться непосредственно от электростанции. И в‑третьих, удельная стоимость расчетно-­кассового обслуживания одного потребителя тоже выше: выставить счет на электроэнергию частному дому и огромному заводу стоит одинаково, а удельные затраты на 1 кВт·ч существенно больше. Именно поэтому одна и та же мощность для малого потребителя может обходиться в два-три, а в отдельных случаях до 10 раз дороже, чем для крупного энергоемкого производства. При этом наблюдается множественная градация цен по типу потребителей — ​ценовая горка.

Рассмотрим, как работает такая ценовая горка, на примерах Германии и России. Германия — ​страна с очень высокой дифференциацией цен на электроэнергию для разных групп потребителей. Так, в 2019 году стоимость 1 МВт·ч для бытовых и коммерческих потребителей составляла $ 300−350, а для крупнейших энергоемких потребителей — ​всего $ 40−50. Последние в Германии фактически освобождены от платы за передачу электроэнергии, а также от надбавок и сборов на финансирование программы декарбонизации энергосистемы. Таким образом, в течение 10 лет — ​до энергетического кризиса 2021−2022 годов — ​в стране складывалась парадоксальная ситуация: с увеличением объема возобновляемой энергетики в энергобалансе цена электроэнергии для обычных потребителей росла, а для крупных — ​падала, так как уменьшалась оптовая цена. То есть за развитие ВИЭ фактически платили только мелкие и средние потребители, а крупная промышленность, напротив, активно монетизировала плоды этих инвестиций за счет повышенной конкурентоспособности на внешних рынках. Однако в 2022 году схема «сломалась»: рост цен на газ в Еврозоне кратно повысил оптовые цены, их рост привел к снижению конкурентоспособности немецкой промышленности.

В России дифференциация цен тоже существует: цена на электроэнергию для крупнейших энергопотребителей минимальна и возрастает со снижением единичной мощности потребления. Чем ниже напряжение техприсоединения, тем выше тарифы на передачу — ​и, соответственно, стоимость электроэнергии. Но в нашей стране существует одна важная особенность — ​так называемое «перекрестное субсидирование», то есть снижение тарифов для бытовых потребителей. Это выглядит так: домохозяйство в многоквартирном доме покупает электроэнергию примерно в два раза дешевле, чем магазинчик, находящийся на первом этаже этого дома.

Осуществляется это с помощью двух инструментов. Первый — ​перекрестное субсидирование в сетях: тариф на передачу для населения снижается, а дополнительная финансовая нагрузка перекладывается на коммерческих потребителей. Об эффективности этого инструмента давно ведутся дискуссии.

Второй инструмент — ​сниженная стоимость закупки электроэнергии на оптовом рынке по регулируемым договорам. С 2011 года такие договоры заключаются только в отношении электроэнергии, предназначенной для населения. Затраты по регулируемым договорам и сниженным тарифам на передачу, которых не покрывает население, ложатся на остальных потребителей.

…и еще (не)много тепла
При производстве электроэнергии на тепловых электростанциях некоторых типов — ​так называемых теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) — ​вырабатывается не только электричество, но и тепло, поэтому в заключение мы коротко расскажем о системе централизованного теплоснабжения (ЦТ). ТЭЦ, как правило, располагаются близко к потребителям и одновременно поставляют им тепло и электричество.

За счет этого при неизменном электрическом КПД 30−35 % можно увеличить суммарную эффективность использования топлива до 60−70 %, ведь тепло от охлаждения станций не сбрасывается в атмосферу, а используется для подачи пара на производство и отопления городов.

Принято выделять четыре поколения систем централизованного теплоснабжения. Различаются они в основном способом доставки тепла потребителю.

Первое поколение — ​технологии парового отопления, появившиеся в США в 1880‑х годах и получившие распространение в первой четверти ХХ века. Эта технология имеет два существенных недостатка. Во-первых, пар невозможно доставить на расстояние, превышающее несколько километров. Во-вторых, велика разница температур пара и окружающей среды, в связи с этим потери тепла высоки, а КПД низок. Системы первого поколения технологически устарели, хотя до сих пор используются.

Второе поколение условно назовем ЦТ советского дизайна. Вместо пара с температурой более 200 °C там используется вода с температурой 100−130 °C, следовательно, выше КПД и дальше расстояние, на которое можно доставить тепло (до нескольких десятков километров).

Третье поколение — ​ЦТ скандинавского дизайна. Его основное отличие от второго — ​возможность более качественного теплового регулирования на уровне дома и даже подъезда. Качество термального комфорта жильцов при этом существенно повышается, увеличивается и энергоэффективность теплоснабжения. Неудивительно, что основные объемы инвестиционных программ теплоснабжающих компаний последних десяти-­пятнадцати лет были направлены на переход к скандинавской модели.

На подходе — ​ЦТ четвертого поколения, так называемые низкотемпературные системы: помещения отапливаются с помощью теплых полов или потолков, имеющих температуру всего 40−50 °C. Такие системы позволяют, во‑первых, еще существеннее сократить разницу между температурами теплоносителя и окружающей среды, повысив таким образом КПД. Во-вторых, при эксплуатации таких систем используется большое количество сбросного тепла. Поэтому Ц Т четвертого поколения выглядят наиболее привлекательно.

Кстати, Россия в плане централизованного теплоснабжения — ​крупнейший в мире рынок, на втором месте — ​Китай и только на третьем, с большим отрывом, — ​скандинавские страны.