Техническое перевооружение всех типов тепловых электростанций (ТЭЦ и КЭС на угле и газе) экономически более эффективно, чем сооружение новых электростанций соответствующего типа.
Техническое перевооружение газовых ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ по капиталовложениям дороже, чем реконструкция газовых ЮС в ПГУ-КЭС на 30-17%. При отнесении примерно 15% капиталовложений на производство тепла техническое перевооружение газовых ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ обеспечивает снижение удельной стоимости электроэнергии на 8-15%. Поэтому техническое перевооружение газовых ТЭЦ в ПГУ- ТЭЦ также должно быть рекомендовано как одно из основных направлений совершенствования структуры генерирующих мощностей.
Техническое перевооружение угольных ТЭЦ с восстановлением того же тина паротурбинного оборудования и установкой сероочисток по капиталовложениям существенно (в 1,4-1,6 раза) дороже, чем аналогичный способ технического перевооружения угольных ЮС. Только при отнесении примерно 30% капитальных вложений на производство тепла производство электроэнергии на угольных ТЭЦ оказывается равноэкономичным или несколько более экономичным, чем на угольных КЭС. Следует обратить внимание, что подобное соотношение капиталовложений на угольные ТЭЦ и КЭС не подтверждается ретроспективным анализом. Такое соотношение капиталовложений ТЭЦ и КЭС, видимо, является результатом того, что способы технического перевооружения ТЭЦ были рассмотрены (работа американской компании TVA на примере Алматинской ТЭЦ-1) значительно менее детально, чем КЭС.
Эффективность сооружения различного типа новых генерирующих мощностей существенно дифференцируется по территории.
Сравнение удельной стоимости электроэнергии, производимой на новых ПГУ-ТЭЦ и ПГУ-КЭС показало, что если капиталовложения на ПГУ-ТЭЦ выше, чем на ПГУ-КЭС на 15%, ее электроэнергия дешевле примерно на 20%. Даже в Казахстане с дешевым углем новые ПГУ-ТЭЦ являются наиболее эффективным источником из новых электростанций. Однако, возможные масштабы развития этого типа электростанций находятся в прямой зависимости от успешного процесса газификации республики.
Основной эффект ΠΓΥ-ТЭЦ по сравнению с ПГУ-КЭС и котельной на газе достигается за счет весьма существенного снижения удельного расхода топлива на производство электроэнергии при комбинированном цикле. Как известно, это снижение удельного расхода топлива существенно зависит от продолжительности работы ПГУ- ТЭЦ в неэкономичном конденсационном режиме. Изложенные выводы получены при продолжительности такого неэкономичного режима не более 1000 часов в год.
Поэтому комбинированное производство тепла и электроэнергии на ПГУ-ТЭЦ при использовании газа должно являться первоочередным направлением внедрения ПГУ и все новые ТЭЦ на газе должны сооружаться именно как ПГУ-ТЭЦ. В конечном счете все определят экологические параметры и себестоимость электроэнергии электростанций.
Эти показатели являются пока не абсолютными, но тем не менее рекомендуется:
При устойчивых, постоянно меняющихся ценах и значительной инфляции, определение экономической эффективности разных типов электростанций целесообразно выполнять в постоянных долларах одного года. Это обеспечивает сопоставимость показателей и позволяет перейти к оценке в рублях (через биржевой курс доллара) на одинаковый для всех сопоставимых объектов момент времени;
- В настоящее время основные составляющие капиталовложений (оборудование, материалы, труд) в казахстанские электростанции характеризуются существенно различными соотношениями с уровнем мировых цен. В перспективе скорость выхода внутренних цен на уровень мировых по этим составляющим также будет различной.
Поэтому исследованию экономической эффективности различных типов электростанций должно предшествовать определение исходных технико-экономических показателей разных типов электростанций (новых и реконструируемых) по трем названным основным составляющим.
- Исследование конкурентоспособности электростанций выполнять с использованием исходных технико-экономических показателей электростанций, разработанных в составе совместного (Германия, Англия, Япония, Австрия) проекта. В названном проекте на ТЭС предполагалась частичная установка иностранного оборудования (ГТУ, сероочистка, котлы с циркулирующим кипящим слоем). Поэтому исходные показатели объектов (капиталовложения, ежегодные постоянные издержки, удельные расхода топлива) далеко не всегда соответствуют привычным для СНГ значениям и соотношениям. Соответственно, результат исследований носят предварительный характер. Тем не менее был получен ряд достаточно устойчивых выводов:
- техническое перевооружение ТЭЦ и КЭС с заменой оборудования новым, технически прогрессивным, эффективнее, чем сооружение новых электростанций тех же типов;
- даже при мировых ценах на газ наиболее эффективным генерирующим источником являются ПГУ-ТЭЦ, включая техническое перевооружение действующих паротурбинных ТЭС на газе;
- комбинированное производство электроэнергии и тепла на ТЭЦ средней мощности, особенно на ПГУ-ТЭЦ, продолжает оставаться эффективным направлением развития электростанций.
Более подробные выводы по конкретным типам оборудования могут быть получены после выполнения более тщательного прогноза исходных технико-экономических показателей ТЭЦ, КЭС и АЭС после учета всех финансовых затрат.
Здесь необходимо повторно отметить (см. глава 3), что в условиях Казахстана, где самой природой определена структура топлива (уголь, газ, мазут) и сложилась очень мощная инфраструктура и производственные мощности пока нецелесообразно рассматривать развитие энергетики на базе атомных электростанций.
Ниже приведены (таблицы 6.3.1, 6.3.2, составленные на базе данных Института энергетических исследований РАН России) сравнительные технико-экономические показатели технического перевооружения с использованием существующего в мире оборудования.
