Розміщення гідроенергетики України

330

1985

Маунт-Хоуп

2000

320

будується

Ладингтон

1870

110

1973

Динервік

Англія

1800

500

1984

Гран-Мезон

Франція

1800

800

1986

Блу-Ридж

США

1600

70

1990

Реккун-Маунтін

1600

310

1978

Чіотас-Піастра

Італія

1330

990

1980

Такасегава

Японія

1280

240

1980

Окутатарагі

1240

370

1975

Тамахара

1240

520

1982

Ко-Труа-Пон

Бельгія

1240

280

1979

Окуйосіно

Японія

1200

500

1977

Холмс

США

1200

250

1982

Кастайк

1200

320

1976

Драйкенсберг

ПАР

1200

460

1983

Віанден

Люксембург

1120

290

1973

Імайчі

Японія

1080

540

1986

Маркерсбах

ФРН

1050

310

1979

Лаго-Деліо

Італія

1040

750

1971

2.7 Повернімося на рідну землю

Один з недоліків проектування потужних промислових об'єктів у колишньому СРСР полягав у недостатній системологічній обґрунтованості будівництва того чи іншого надпотужного об'єкту.

Спочатку приймалося політичне рішення, і вже потім проектні організації опрацьовували окремі напрямки будівництва, мало цікавлячись (або й не маючи права цікавитися) суміжними проблемами.

Така практика витісняла з ужитку техніко-економічні показники, які відображають співвідношення різнорідних якостей об'єкту.

Показниками співвідношень гідротехнічної та електроенергетичної сторін ГАЕС є енергетичний еквівалент акумульованого водоресурсу і особливо час його спрацювання з максимальною потужністю.

Зазначені показники (табл. 1 і 2) чітко демонструють порівняну неефективність українських ГАЕС.

Якщо Україна побудує три запроектовані надпотужні ГАЕС і навіть не буде виводити з експлуатації вкрай застарілі пиловугільні енергоблоки, частка ГАЕС в установленій потужності електростанцій становитиме 10 %.

Чи пасує рівнинній Україні бігти попереду США, Франції та Німеччини, доганяючи Швейцарію та Італію?

Україна наполегливо шукає стратегічних інвесторів, які погодилися б фінансувати добудову українських ГАЕС за умови отримання частини прибутку від їх майбутньої експлуатації.

Проте потенційні інвестори вважають, що запроектовані в Україні ГАЕС не зможуть дати рекламований прибуток.

Зараз точаться суперечки навколо доцільності введення на Ташлицькій ГАЕС хоча б двох агрегатів сумарною потужністю 2x150 МВт у генераторному та 2x207 МВт у насосному режимі.

Для цього потрібно додатково до вже вкладених у гідротехнічне будівництво 310 млн дол. витратити ще 87 млн.

Ефективність першої черги цієї ГАЕС буде забезпечено тільки за комплексного її використання--як значної регулюючої потужності, так і для підвищення виробітку блоків Південноукраїнської АЕС.

Саме на їх площадках могли б розміститися мобільні теплові енергоблоки, побудовані за новими технологіями.

Країна	ТЕС	АЕС	ГЕС	ГАЕС	Сума, тис. МВт
	тис. МВт	%	тис. МВт	%	тис. МВт	%	тис. МВт	%
США	580	74	100	13	60	8	40	5	780
Японія	130	62	440	19	20	10	20	10	210
ФРН	105	75	23	16	6	4	6	4	140
Франція	25	23	60	54	20	18	5	5	110
Італія	38	63	2	3	12	20	8	13	60
Англія	57	81	8	11	4	6	1	1	70
Іспанія	18	45	6	15	12	ЗО	4	10	40

Адже у довгобуди -- Канівську, Дністровську та Таш-лицьку ГАЕС уже вкладено в сумі понад 500 млн дол. Як же так? Виходить, що ці мільйони Україна витратила даремно?

Може бути, що й не даремно. Тут потрібен ретельний аналіз. Але якщо аналіз покаже, що необхідні додаткові капіталовкладення економічно не виправдовуються, не можна залишати галузь і державу у становищі, визначеному народним прислів'ям «гірко їсти, але шкода виплюнути». Доведеться-таки проявити державну мудрість і виплюнути, щоб не втрачати даремно ще сотні мільйонів доларів.

2.8 Основи розрахунку доцільності добудови українських ГАЕС

Енергетика України тільки зараз, із запізненням більш як на ЗО років, починає впроваджувати економічні стимули для вирівнювання сумарних добових графіків електрокавантаження ОЕС на основі обліку електроенергії тритарифними лічильниками та її оплати за зонними тарифами.

Проте в результаті кризового спаду виробництв та широкого використання примусових відключень елект-роспоживання сумарні добові графіки електронаван-таження ОЕС України вже тепер у ряді днів мають прогнозований провал, менший від доступного регулювального діапазону ТЕС і ГЕС. Це означає, що для відповідних днів при плануванні диспетчерських графіків роботи електростанцій доцільно розглядати варіант переведення Київської ГАЕС в акумуляторний режим і в ситуаціях, коли розрахункова економія, визначена за формулою (1) матиме знак «плюс», відходити від звичного реверсивного варіанту і не планувати спрацювання верхової водойми в години вечірнього максимуму, зберігаючи енергоресурс ГАЕС як аварійний резерв потужності для ОЕС України.

Перспектива використання нових українських ГАЕС залежатиме від майбутнього співвідношення темпів виходу з економічної кризи та вирівнювання, під впливом упроваджуваних в Україні зонних тарифів, добових графіків сумарного електронавантаження ОЕС.

В основу аналізу доцільних масштабів добудови нових українських ГАЕС слід покласти розрахунки можливої економії органічного енергоресурсу за реверсивного варіанту та оцінки відвернених суспільних збитків за акумуляторного варіанту. Грошові розрахунки, побудовані на різниці тарифів на активну електроенергію в провалах добових графіків і в зоні пік, необхідно відкинути як методично некоректні.

Ключова роль в оцінці економічної доцільності завершення будівництва конкретної ГАЕС, якщо вона буде експлуатуватися переважно за комбінованого варіанту, може належати чотирьом величинам:

ь необхідних додаткових капіталовкладень;

ь передбачуваної економії органічного палива протягом розрахункового періоду за умови розбудови ГАЕС завдяки експлуатації енергоблоків ТЕС у режимах, ближчих до оптимальних, а також забезпечення базового режиму АЕС;

ь математичного сподівання аварійних недовідпусків електроенергії, які можуть бути відвернені протягом розрахункового періоду завдяки акумуляції енергоресурсу ГАЕС;

ь оцінки суспільних збитків або збитків енергосистеми на одиницю аварійного недовідпуску електроенергії.

Розрахунковим періодом може бути рік, наступний за тим, в який стане до ладу певна черга ГАЕС. Капіталовкладення попередніх періодів треба привести до розрахункового року.

Для визначення математичного сподівання аварійних недовідпусків електроенергії в принципі треба розглянути сукупність можливих сценаріїв розвитку аварій, використати статистичну оцінку вірогідності кожного сценарію, визначити потужність знеструмлених споживачів і час до відновлення нормальної роботи, перемножити та підсумувати значення зазначених величин. Оскільки всі оцінки тут вельми приблизні, залежно від конкретних умов можна обмежитися двома-трьома найнебезпечнішими сценаріями, а менш небезпечні врахувати під час визначення зони запасу надійності у висновку про доцільність добудови ГАЕС.

Найнебезпечнішими для України є сценарії аварійного розпаду ОЕС, коли знеструмлюється до 70--90 % території та виникає загроза припинення постачання електроенергії для власних потреб АЕС [9].

Потужні ГАЕС вимагають для повного розвороту приблизно 5 хв часу, особливо дорогоцінного в ході ліквідації чи попередження системних аварій, і тому малоефективні в момент, коли потрібні надтермінові заходи для відвернення загроз розпаду ОЕС. Значно ефективніші та вимагають набагато менших капіталовкладень діючі в секундних інтервалах часу пристрої автоматичного частотного розвантаження (АЧР), системного автоматичного відключення навантаження (САВН), автоматичного обмеження перетоків (АОП), автоматичного виділення електростанцій на збалансований район розподільчої електромережі, автоматичного поділу ОЕС тощо. Тому для визначення доцільності добудови ГАЕС доводиться брати до уваги тільки такі сценарії, за якими загрози розпаду ОЕС можуть бути прогнозовані не пізніше як за 5 --15 хв. до їх виникнення.

Оцінка суспільних збитків на одиницю недовідпущеної електроенергії пов'язана з певними невизначеностями. Під час розгляду локальних порушень електропостачання в колишньому СРСР звичайно враховували щодо конкретних підприємств недовипуск промислової продукції, відбраковування предметів незавершеної праці та оплату простоїв робочої сили. Принциповий недолік цього методу полягає в тому, що він ігнорує соціальний, екологічний та моральний аспекти знеструмлення споживачів електроенергії.

Допоки у нас не створено систему компенсації енер-гокомпаніями збитків споживачів або не введено державного нормативу вартості знеструмлення споживачів, доведеться враховувати зазначені аспекти, скажімо, перемножуючи орієнтовну експертну оцінку на чисельність людей, які живуть чи працюють на зне-струмленій території, або використовувати зарубіжні аналоги. Наприклад, в Англії втрати споживача у разі його знеструмлення вважаються такими, що дорівнюють 1 фунту стерл./кВттод.

Доцільність капіталовкладень на кожному конкретному етапі добудови Дністровської та Ташлицької ГАЕС, а також обгрунтованого відновлення будівництва Канівської ГАЕС визначатиметься відношенням капіталовкладень, приведених до першого року початку їх окупності, до суми передбачуваних прибутків, які забезпечить використання ГАЕС у реверсивних та акумуляторних режимах.

Відзначимо, що в соціальне орієнтованій економіці ринкового типу доцільність тих чи інших капіталовкладень прийнято визначати співвідношенням сумарних прогнозованих величин дисконтованих витрат та дисконтованих прибутків протягом усього життєвого циклу технічного об'єкту. В сьогоденній Україні такий підхід поки що не може дати надійних результатів через нестабільність макроекономічних процесів, особливо через досі не подолану неплатоспроможність і інші недоліки реального електроенергетичного ринку.

3 Досвід Баварії щодо засвоєння гідроенергетичного потенціалу малих гірських річок

Гідроелектростанції Дніпровського та Дністровського каскадів відіграють дуже важливу роль у роботі об'єднаної енергосистеми України. Це не тільки найдешевша електрична енергія, але й маневрові потужності, які дають можливість балансувати виробництво та споживання електричної енергії у часи ранкового та вечірнього максимуму, регулювати частоту в енергосистемі.

ГЕС встановленою потужністю 4700 мВт виробляють біля 10 млрд. кВт-год щороку, що складає 5,6% від загального виробництва електроенергії.

Є ще 49 діючих малих ГЕС встановленою потужністю 93 мВт, середньорічний виробіток електроенергії яких складає 0,3 млрд. кВт-год. Усі вони підлягають реконструкції та технічному переустаткуванню.

Ще 101 недіюча мала ГЕС потужністю біля ЗО мВт закрита.

Групою українських фахівців за підтримкою Британського фонду Ноу-Хау проведено аналіз стану малої гідроенергетики України та надана оцінка перспектив її подальшого розвитку.

Справа в тому, що в європейських країнах мала гідроенергетика, а це потужності ГЕС до 5 мВт, знайшла дуже широке застосування та відіграє значну роль в енергетичному балансі. Найбільше це стосується Німеччини, Чехії, Італії, Швеції, Данії та ін.

Автору пощастило ознайомитися із досвідом використання малих ГЕС у Баварії (Німеччина).

4,5 тис. малих ГЕС складають 20% у структурі виробництва електроенергії Баварії.

В Україні у післявоєнні роки, коли державна електроенергетика була лише у містах, йшло інтенсивне будівництво малих ГЕС на невеликих річках різними забудовниками, в першу чергу це були міжколгоспні та інші об'єднання. Понад 500 ГЕС різної потужності давали таку необхідну електроенергію як для виробничих потреб, так і частково для потреб сільського населення.

Але з приходом у село електроенергії з енергосистеми, вартість якої була значно меншою за вартість діючих малих ГЕС, останні втратили своє значення, і лише 49 з них діють до сьогоднішнього дня.

Зміни у системі ціноутворення для різних видів палива, тобто, і для кінцевого продукту -- електричної енергії, поступове збільшення ціни на електроенергію з наближенням її до світового рівня сприяли підвищенню інтересу до малих ГЕС в Україні.

Гідроенергетичний потенціал малих річок України складає, за даними фахівців, 15,7 млрд. кВт-год на рік. Цифра досить велика, але технічно можливий потенціал вже зараз оцінюється у 7,0 млрд. кВт-год, а економічно виправданий -- у 2,0 млрд. кВт-год. Звичайно, останні дві цифри суперечливі та, напевно, лише у результаті будівництва та експлуатації малих ГЕС стане можливим надати більш-менш об'єктивну оцінку. Проте і перспективна потужність малих ГЕС у 700-1000 мВт с достатньою та заслуговує на увагу.

Таким чином, побудувавши сотні малих ГЕС на річках України, ми зможемо отримати до 1000 мВт екологічно чистої безпаливної електричної енергії.

Як показав аналіз розподілу наявного гідропотенціалу малих річок України між окремими регіонами, левова його частина припадає на Закарпатську область -- 6,45 млрд. кВт-год на рік. Далі йде Львівська область -- 2,58 млрд. кВт-год, Чернівецька -- 1,24 млрд. кВт-год. По інших областях ці цифри значно менші, але практично в кожній області можна знайти місце для малих ГЕС.

Основною причиною більш високого гідроенергетичного потенціалу трьох названих вище областей України є, звичайно, гори Карпати, а саме -- гірські річки, особливо у Закарпатській області, і ми повинні навчитися найбільш ефективно використовувати потенціал саме цих річок -- непростих, норовистих, з частими великими повенями.

До речі, німецька Баварія в основному використовує гідроенергетичний потенціал саме гірських річок, які стікають з гір альпійських і багато в чому схожі на наші карпатські. Тому для вивчення досвіду малих ГЕС було обрано саме Баварію, яка має не тільки велику їх кількість, але й схожі умови для їх будівництва.

Нас цікавили технічні рішення, які застосовують німецькі енергетики при будівництві ГЕС на малих гірських річках, типи обладнання, вартість об'єктів, такий показник, як кількість годин використання номінальної потужності на рік, тарифи на електроенергію, яку виробляють малі ГЕС, тощо.

Спочатку про технічні рішення. На наших малих ГЕС, які були побудовані в Україні у 60-і pp., фактично застосовувалися ті ж принципові рішення, що і на великих Дніпровських ТЕС. Річка перекривалася. Чреблею із засобами для регулювання проходження води, утворювалося водосховище, і ГЕС працювала певну кількість годин упродовж доби, тобто ми мали джерело електроенергії, яке регулюється. Вартість такого будівництва була досить великою, під водосховище затоплювалася певна територія, тобто все, як на великих ГЕС, але в мініатюрі.

Німецькі фахівці із засвоєння гідроенергетичного потенціалу малих гірських річок пішли іншим шляхом.

Спрощені греблі не перекривають потік річки, а лише піднімають рівень води у місцях їх встановлення, і цей підйом порівняно невеликий, усього декілька метрів. Вода ллється через таку греблю й тече руслом річки, але тільки невелика її частина. Основна маса води спрямовується до дериваційного каналу, де, завдяки різниці висот, створюється тиск води, який обертає гідротурбіни та виробляє електричну енергію.

Такі ГЕС працюють, як правило, цілодобово, потужність може змінюватись протягом року лише через зміну кількості води у річці. Затоплення додаткових територій мінімально або практично відсутнє, гребля й системи відбору води мають просту конструкцію, недорогі й не потребують великих термінів будівництва. На одному дериваційному каналі може бути декілька малих ГЕС, а потім вода після гідротурбін спрямовується до основного русла річки.

Кількість годин використовування номінальної потужності достатньо велика -- 5-6 тис. годин на рік.

Незважаючи на простоту систем забору води, самих приміщень малих ГЕС, вартість комплексів таких ГЕС у Німеччині все ж достатньо висока та коливається від 4 до 10 тис. німецьких марок за 1 кВт встановленої потужності. Сьогодні ще відсутні необхідні дані для оцінки вартості таких малих ГЕС в Україні, але можна зробити припущення, що це можуть бути ті ж цифри, але вже в нашій валюті, тобто в гривнях (1кВт коштуватиме 4-10 тис. грн.)

Дорого це чи дешево? Чи варто таку електроенергію виробляти в Україні з економічної точки зору? Тобто, чи варто гроші "кидати у воду" (по аналогії з вітроенергетикою -- "пускати на вітер")?

Основні кошти для ГЕС треба витратити на будівництво. Об'єкт працює без обслуговуючого персоналу, і основною статтею витрат при розрахунках собівартості стане амортизація (біля 90%).

Якщо включити у собівартість щорічну амортизацію у 5% відповідно до наших діючих нормативів, для малої ГЕС у 1 мВт вартістю навіть у 10 млн. грн. при річному використанні 5 тис. годин номінальної потужності собівартість електроенергії складе 11 коп. за кВт-год. Ціна цілком прийнятна, відповідає вартості електроенергії на оптовому ринку і вона нижча, ніж на ряді теплових електростанцій. Але така ГЕС працюватиме не 20 років, а всі 100, при цьому невеликі витрати будуть лише у зв'язку з проведенням ремонтних робіт на спорудах та устаткуванні. Тому фактична середня собівартість електроенергії протягом періоду експлуатації складатиме менше 5 коп. за кВт-год.

Все це виглядає досить привабливо. Але для будівництва малої ГЕС у 1 мВт потрібні інвестиції на суму понад 10 млн. грн., взяти їх можна за певних умов у комерційному банку під 10% річних. Зрозуміло, що банк-кредитор не погодиться з поверненням кредиту протягом 20 років, та й замовнику це не вигідно: за рахунок кредитної ставки розмір кредиту до моменту повернення може перевищити вартість будівництва більш ніж у 2,5 рази.

Вирішити цю проблему можна лише одним шляхом -- підняти ціну на електроенергію, яка виробляється малими ГЕС, у перші 5 років до 30-40 коп. за 1кВт-год. За таких умов доцільним буде реалізувати схему прискорення амортизації, згідно з чинним законодавством. Ця ціна буде майже у 4 рази вищею, ніж ціна електроенергії на оптовому ринку (через порівняльне невелику кількість електроенергії, яка вироблятиметься). Навіть у межах однієї області збільшення роздрібної ціни електроенергії для споживачів буде мізерне, практично -- не помітне.

Після повернення кредиту ціна на електроенергію малої ГЕС зменшиться майже на порядок, і це призведе до зменшення роздрібної ціни для споживачів. Таким чином, є можливість для вирішення проблеми фінансування таких об'єктів та створення умов для інвестицій.

До речі, у Німеччині згідно з рішенням законодавчого органу енергопостачальні компанії зобов'язані купувати у власників малих ГЕС електроенергію за ціною 15 пфенінгів за 1 кВт-год, а це більше, ніж наших 30 коп.

Таким чином можна реалізувати широкомасштабну програму будівництва малих ГЕС як у Прикарпатті, так і у Закарпатті.

Фахівці ВАТ "Львівобленерго" налагодили відносини з німецькою фірмою OSSBERGER (Баварія), яка майже 100 років виготовляє обладнання для малих ГЕС, а також виконує проектні роботи для будівництва таких об'єктів.

Згідно з попередньою домовленістю протягом періоду з серпня по жовтень поточного року ми повинні, за допомогою німецьких колег, визначити 2-3 об'єкти будівництва малих ГЕС, у т.ч. один -- з раніше діючих, із застосуванням обладнання фірми OSSBERGER. Сьогодні йдуть роботи з підготовки інвестиційних пропозицій стосовно об'єктів малих ГЕС, пошуку джерел фінансування.

Перші пілотні проекти повинні започаткувати широкомасштабну програму будівництва нових малих ГЕС, відновлення вже існуючих, перш за все, на Львівщині, а також в інших областях України.

Висновок

1. У цілому сьогоденна ситуація з українськими ГАЕС є наслідком негативних тенденцій технічної політики в електроенергетиці колишнього СРСР та недостатньо глибокого економічного аналізу цієї проблеми в перші роки незалежності України.

2. ГАЕС не повинні мати права взаємодіяти з оптовим енергоринком за аналогією зі споживачами електроенергії. Якщо схема фінансових розрахунків будуватиметься на основі тарифів за перетоки активної електроенергії, тариф за її споживання для ГАЕС в зоні провалу добового графіка не може бути нижчим від паливної складової, а тариф за генерацію для ГАЕС в зоні пік -- вищим від повної собівартості елеюгроенер-гії на ТЕС, яка замикає баланс.

3. Необхідно розробити методику щоденних планових розрахунків оптимального (реверсивного, акумуляторного або комбінованого) варіанту використання Київської ГАЕС, доповнити комп'ютерне забезпечення НЕК «Укренерго» відповідною програмою і ввести такі розрахунки у регламент роботи оперативно-технологічних служб.

4. Аби ГАЕС могла нормально існувати незалежно від обороту електроенергії в циклі заряд-розряд, доцільно передбачити плату за експлуатаційний і за аварійний резерви генеруючої потужності.

5. Необхідно розробити методику економічних розрахунків для визначення оптимальних інвестиційних рішень щодо кожного проектованого етапу розбудови Дністровської та Ташлицької ГАЕС. В основі такої методики має бути використане відношення капітальнихвитрат до суми економії палива в реверсивному та оцінки суспільних збитків, яких дасть змогу уникнути ГАЕС, за акумуляторного варіанту експлуатації. На основі розробленої методики слід провести відповідні розрахунки, виконати узагальнюючий аналіз і подати виклад результатів цієї роботи до Кабінету Міністрів України. 6. Україні потрібна нова концепція розвитку та експлуатації об'єднаної електроенергетичної системи, яка б відповідала прийнятим у розвинених країнах критеріям і нормативам експлуатаційного та аварійного резерву, якості електроенергії, живучості ОЕС і надійності електропостачання споживачів.

7. Необхідно враховувати, що перехід на сучасні технології мобільної теплової електроенергетики, крім економії органічного палива та зменшення кількості випадків аварійних знеструмлень споживачів, дасть змогу поступово виводити з експлуатації українські пиловугільні енергоблоки, які відпрацювали свій ресурс. Саме такий шлях має стати основним в електроенергетиці України.

література

1. А.В. Яцинка „Малі річки України”, К., 1991.

2. Энергетика и электрофикация - №5 - 2003 - С. 40-42.

3. Энергетика и электрофикация - №12 - 2002 - С. 28-33.

4. Энергетика и электрофикация - №9 - 2001 - С. 58-60.

5. Энергетика и электрофикация - №7 - 2001 - С. 8-14.

6. Энергетика и электрофикация - №6 - 2001 - С. 2-5.

7. Энергетика и электрофикация - №9 - 2000 - С. 2-10.

8. Статистичний щорічник України - 2001 - С. 120.

9. Доповіді національної академії наук України - №1 - 2001 - С. 140-143.

10. Енергетична політика України - №10 - 2003 - С. 70-79.

11. Енергетична політика України - №2 - 2002 - С. 76-79.

12. Енергетична політика України - №1 - 2002 - С. 55-57.

13. Економіка України - №9 - 1995 - С. 24-30.

14. Регіональна економіка - №4 - 2001 - С. 7-17.

15. І.Г. Яремчик Економіка природокористування - К., 2000.

16. Г.О. Білявський, М.М. Падун, Р.С. Фурдуй Основи загальної екології 1993.