Повышение энергетической эффективности является одним из ключевых приоритетов российской экономики. В электроэнергетике основным направлением повышения энергоэффективности является снижение расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии, главным образом в режиме комбинированной выработки. Тепловые электростанции, вырабатывающие и электрическую, и тепловую энергию, составляют около 70% от общей установленной мощности электростанций, работающих на органическом топливе.

За последние 7 лет удельный расход условного топлива (УРУТ) на производство электроэнергии снижен с 334,4 до 311,2 г.у.т./кВтч (-23 г, или 7%) по России в целом (исходя из пропорционального метода разделения расходов топлива между электрической и тепловой энергией) (Теплоэнергетика, 2018). Целевые значения топливной эффективности отечественной энергетики прописаны в «Комплексном плане мероприятий по повышению энергетической эффективности экономики Российской Федерации», утвержденном распоряжением Правительства Российской Федерации от 19.04.2018 № 703-р (Распоряжение, 2018). В частности, плановый показатель УРУТ на производство электрической энергии на ближайшие годы составляет 300 г.у.т./кВтч (-10 г от текущего уровня к 2021 году). На долгосрочную перспективу целевая величина удельного расхода топлива установлена в размере 255,6 г.у.т./кВтч к 2035 году. Таким образом, перед отечественной энергетикой стоит серьезная задача по снижению УРУТ в течение ближайших 17 лет более чем на 10%. Достижение подобного результата зависит не только от реализации мероприятий инвестиционного характера, но и от изменения подходов к загрузке электростанций, оптимизации режимно-балансовых показателей. Кроме того, повышение эффективности топливоиспользования неразрывно связано с формированием системы оценки и контроля соответствующих показателей. На сегодняшний день государственное регулирование инфраструктурных отраслей тяготеет к масштабному введению эталонного принципа в определении отдельных показателей функционирования хозяйствующих субъектов. Методику установления единых (эталонных) значений показателей топливной эффективности для электростанций необходимо ввести в рамках реализации целевого стратегического направления по повышению энергоэффективности экономики страны.

В общем случае эталон понимается как предельно эффективная величина, учитывающая ряд объективных экзогенных факторов. В данной статье экзогенные факторы - факторы, на наличие и величину которых не могут оказывать влияние хозяйствующие субъекты. Мы рассматриваем влияние отдельных внешних факторов, в том числе климатических условий, на топливную эффективность отечественных электростанций. Учет соответствующих переменных при эталонировании показателей оценки эффективности топливоиспользования позволит предотвратить принятие недостижимых эталонных значений эффективности использования топлива на электростанциях.

При комбинированном производстве электрической и тепловой энергии принято распределять общий расход топлива между электрической энергией, отпускаемой с шин электростанций, и тепловой энергией, отпускаемой с коллекторов. В отечественной практике для этого применяются физический, пропорциональный и «тепловой» методы разнесения. В общем случае право выбора метода распределения расхода топлива между видами энергии лежит на регулируемых ор- ганизациях/электростанциях.

Все перечисленные методы предполагают оценку эффективности использования топлива по видам вырабатываемой энергии (электроэнергия или тепловая энергия). Для сравнения: за рубежом топливная эффективность коге- нерационных станций рассматривается как интегральный показатель, учитывающий и электрическую, и тепловую энергию. В США оценка эффективности использования топлива при комбинированной выработке производится без дифференциации по видам вырабатываемой энергии (Methods, [s.a.]). В частности, используются показатели полной системной эффективности (Total System Efficiency) и эффективность полезной выработки электроэнергии (Effective Electric Efficiency). Первый показатель равнозначно оценивает вклад выработки электроэнергии и отпуска тепла в эффективность топливоиспользования. Подобный подход целесообразнее применять для сравнения эффективности когенерационных станций различного типа. В Европейском Союзе преимущественно используется показатель первичной энергии (Primary Energy Factor), который оценивает объем ресурсов, использованных для производства единицы электро- / теплоэнергии.

В отечественной практике аналогом подобных показателей является коэффициент использования топлива (КИТ). С помощью КИТ оценивается эффективность когенерацион- ных станций типа ТЭЦ. Например, В. Н. Чурашевым было проведено сравнение деятельности станций в Новосибирской и Кемеровской областях за счет применения КИТ (Чура- шев, 2016). В работе А. А. Гавриловой КИТ был использован как один из трех ключевых показателей эффективности деятельности когенерационных станций наравне с расходами электроэнергии на собственные нужды и себестоимостью генерации энергии (Гаврилова, 2015).

Российская Федерация расположена в четырех климатических поясах. Это в определенной степени усложняет управление эффективностью ключевых отраслевых комплексов отечественной экономики, в том числе отраслей топливно-энергетического комплекса.

Влияние климатического фактора на эффективность электростанций неоднократно обсуждалось в литературе. При оценке эффективности когенерационных электростанций необходимо учитывать разную продолжительность отопительного периода, температурные значения в осенне-зимний период, в т. ч. пиковые зоны тепловой нагрузки и их продолжительность. Предложено дифференцировать субъекты Российской Федерации по структуре и уровню тепловой нагрузки в зависимости от плотности населения (Веселов, Волкова, Курилов и др., 2010).

В состав климатических характеристик регионов входят:

При исследовании эффективности теплофикации отечественных электростанций Е. А. Волкова и соавторы (Волкова, Макарова, Хоршев и др., 2010) распределили их среди пяти климатических зон с учетом климатического и географического факторов, которые тесно связаны между собой. На основе расчетной температуры наружного воздуха, принимаемой при проектировании систем отопления, предложены следующие зоны: Юг (- 20’*°С), Центр (- 25 °С), Урал-1 ( - 30 °С), Урал-2 (- 35 °С) и Сибирь (- 40 °С).

Важность учета погодно-климатического фактора отмечена при изучении эффективности работы когенерационных электростанций Китая, который также охватывает несколько климатических поясов. Для контроля влияния погодных условий регионы страны были разделены на пять климатических зон в соответствии с национальным стандартом GB 50176-93. На основе средних температурных значений в январе и июне регионы разделены на следующие зоны: сильный холод, умеренный холод, жаркое лето и холодная зима, умеренный климат, жаркое лето и теплая зима (Jiang-Jiang, Chun-Fa, You-Yin, 2010).

В исследованиях западных ученых чаще всего можно найти несколько иной подход к анализу взаимосвязи климатического фактора и эффективности электростанций. В США и ЕС стоит задача снижения негативных экологических последствий от выработки энергии. В литературе рассматривают, насколько эффективны будут электростанции различных типов в условиях глобальных климатических изменений (Allan, Eromenko, Gilmartinetal, 2015). Американские и европейские ученые рассматривают в большей степени влияние топливно-энергетического комплекса на состояние климата, нежели исследуют обратную зависимость.

С целью выявить статистически значимые зависимости между внешними (экзогенными) факторами и топливной эффективностью отечественных когенерационных электростанций мы использовали линейную регрессионную модель, построенную методом наименьших квадратов. Данный подход позволяет изучить влияние одной или нескольких независимых переменных (факторов) на исследуемую зависимую переменную (результирующий показатель). Метод наименьших квадратов часто применяется в качестве факторного анализа в эмпирических экономических исследованиях в рамках топливно-энергетического комплекса (Suganthi, Samuel, 2012). Данные о результатах деятельности отечественных когенерационных электростанций были получены по запросу от Министерства энергетики Российской Федерации (в рамках исполнения научно-исследовательской работы № 18/0411.3070390019.241/09/210 в интересах Министерства энергетики Российской Федерации).

С учетом подходов к оценке эффективности топливоиспользования на тепловых электростанциях мы предлагаем использовать в качестве зависимой переменной КИТ. Он представляет собой отношение тепловых эквивалентов тепловой и электрической энергии, отпущенных от ТЭЦ, к тепловому эквиваленту сожженного топлива:

Где Eотi – объем отпущенной электроэнергии с шин i-й электростанции, МВт·ч; Qотi – объем отпущенной тепловой энергии с коллекторов i-й электростанции, Гкал; Вi – количествосожженного топлива, т.у.т., на i-й электростанции.

С целью учесть природно-климатическую специфику функционирования электростанций было использовано расположение электростанций в рамках конкретной климатической зоны (Постановление, 2010). Классификация регионов России по различным зонам в зависимости от природно-климатических особенностей соответствующих территорий, в том числе с учетом средней температуры, влажности и иных характеристик. Использование зонального подхода к учету климатических особенностей достаточно распространено в зарубежных исследованиях. Принадлежность электростанции к определенной климатической зоне учтена в модели путем введения соответствующих фиктивных переменных (табл. 1).

В первой климатической зоне представлены только станции, использующие газ в качестве основного вида топлива.

В рамках анализа были проанализированы техникоэкономические показатели деятельности 104 отечественных электростанций с 2015 по 2017 год.

Наиболее высокие значения КИТ показывают электростанции, расположенные в третьей климатической зоне (табл. 2). Наихудшие показатели демонстрируют станции в первой и пятой климатических зонах. В большинстве климатических зон значения КИТ для электростанций, использующих газ и уголь в качестве топлива, существенно разнятся. В некоторых случаях станции, использующие природный газ, могут показывать значения в 1,5-2,0 раза выше по сравнению со станциями, где в качестве топлива применяется уголь.

Таким образом, теоретическое описание регрессионной модели будет иметь вид:

U = β0+ β1*климатическая_зона + β2*вид_топлива + έ,       (2)

где β - соответствующий бета-коэффициент независимой переменной.

В рамках предлагаемого факторного анализа в качестве базовой ситуации рассматривается функционирование электростанции, расположенной в третьей климатической зоне (в основном регионы Северо-Западного и Центрального федеральных округов) и использующей газовое топливо.

В рамках анализа была построена модель, учитывающая данные за три отчетных периода (с 2015 по 2017 год), а также отдельные модели по каждому году (табл. 3). Подобный подход позволяет провести анализ чувствительности моделей к изменению числа наблюдений. Полученные результаты отличаются высокой надежностью, поскольку все модели показывают практически идентичные маржинальные эффекты для рассматриваемых переменных.

Итоги регрессионного анализа подтверждают наличие статистически значимой связи между климатическими условиями, видом топлива и КИТ. Расположенные в третьей климатической зоне электростанции, использующие газ в качестве топлива, в среднем имеют КИТ на уровне 71%, те, что применяют уголь, - на 8,3 п.п. ниже.

Наихудшие результаты демонстрируют электростанции, расположенные во второй климатической зоне, - объекты генерации, находящиеся в Республике Калмыкия, Астраханской, Псковской и Ростовской областях (в среднем КИТ составляет 56,7%). Почти идентичное отклонение от среднего значения КИТ станций третьей климатической зоны (-14 п.п.) прослеживается на электростанциях четвертой климатической зоны, куда включены субъекты Северо-Кавказского федерального округа, а также Краснодарский край и Калининградская область. На 11 п.п. от третьей климатической зоны значений КИТ ниже на электростанциях в пятой климатической зоне (в основном регионы Сибирского и Дальневосточного федеральных округов). К значению КИТ электростанций третьей климатической зоны ближе всего- электростанции четвертой климатической зоны (Поволжский и Уральский федеральные округа) (порядка 66%).

Стоит отметить, что скорректированный коэффициент детерминации для всех моделей показывает значения от 0,2 до 0,23. Значит, климатический фактор и фактор используемого топлива объясняют порядка 20% распределения значений КИТ. Таким образом, можно констатировать, что на 80% величина КИТ зависит от других факторов, не учтенных в рассматриваемой модели. На величину КИТ существенно влияет режимно-балансовая загрузка электростанции, поскольку она определяет долю когенерационной выработки электроэнергии - наиболее эффективного режима работы теплофикационных электростанций.

На основе проведенного анализа сформированы концептуальные предложения по расчету эталонных значений КИТ для тепловых электростанций. На когенерационных электростанциях КИТ продиктован структурой используемого генерирующего оборудования (Чурарев, Маркова, 2017). Во многом различия по КПД и диапазонам оптимальной нагрузки (в соответствии с нормативно-технической документацией) приводят к разному соотношению электрической и тепловой мощности.

В рамках предлагаемого подхода расчет эталонных значений КИТ осуществляется исходя из исходных номинальных параметров режимов работы генерирующего оборудования станций, определяемых на основе нормативно-технической документации. Далее данный условно-эффективный показатель Кф корректируется с учетом вида топлива и климатической зоны. Таким образом, теоретическое описание предлагаемой модели эталонирования КИТ может иметь вид:

Uэ.э =w1Uэф +w2Kкорр,            (3)

где wn - весовое значение «-го фактора при расчете эталонного КИТ. Результаты регрессионного анализа указывают на то, что значение w1 может равняться 0,8, а w2 - 0,2; Uэф - величина, определяемая исходя из анализа исходно-номинальных параметров режимов работы генерирующего оборудования на основе нормативно-технической документации по топливоиспользованию; Ккорр - коэффициент, отражающий влияние на КИТ природно-климатических факторов и вида топлива, определяется по формуле, основанной на результатах регрессионного анализа.

Kкорр = С + βк – 8,376 Fт,        (4)

Где С - постоянный коэффициент, отражающий уровень КИТ в третьей климатической зоне, С = 71,832 п.п. (уровень КИТ третьей климатической зоны принят как наилучший параметр в соответствии с расчетами (табл. 3)); βк - показатель, учитывающей фактор соответствующей климатической зоны (табл. 4); Fт - показатель, учитывающий вид топлива (если используется природный газ, то показатель принимается равным нулю, если уголь - единице), п.п.

ЗонаКоэффициент1-14,6672-15,134304-5,0325-11,034

Применение подобного подхода позволит более точно определить расчетные эталонные значения КИТ для электростанций с учетом разнящихся природно-климатических условий и проектного вида топлива, сжигаемого на электростанциях.

Природно-климатические условия и вид используемого топлива являются значимыми экзогенными факторами, влияющими на технико-экономические показатели работы электростанций в части эффективности топливоиспользования. Соответствующие факторы рекомендуется учитывать при построении аналитических моделей по эталонированию топливной эффективности электростанций в России.

Предполагается, что расчетные значения эталонов будут носить условно-целевой характер, поскольку будут учтены системные ограничения и фактические ремонтные программы, определенные на основании только одного-трех отчетных лет. В перспективе необходима актуализация соответствующих параметров с учетом изменения ограничений.

Среди будущих направлений исследований в данной области можно отметить обоснование расчета эталонных значений КИТ на основе нормативно-технической документации по топливоиспользованию. Также необходимо детально изучить потенциальный положительный эффект от внедрения различных энергоэффективных технологий на КИТ тепловых электростанций и их эффективность в целом.

Данная статья была подготовлена в рамках выполнения научно-исследовательской работы № 18/0411.3070390019.241/09/210 в интересах Министерства энергетики Российской Федерации.