Как оценивают эффективность тепловой электростанции: от замыкающих затрат до LCOE

Введение: почему экономика ТЭС по-прежнему определяет развитие энергетики

Тепловые электростанции (ТЭС) остаются основой российской электроэнергетики: в 2025 году на их долю пришлось 57,5 % выработки в единой энергетической системе (ЕЭС) России при потреблении системы 1 161 млрд кВт·ч [1]. Основной тенденцией развития тепловой генерации на протяжении десятилетий остаётся рост единичных мощностей агрегатов и энергоблоков, параллельно с которым должны снижаться удельные технико-экономические показатели [2]:

1. Удельный расход условного топлива на отпущенный потребителю киловатт-час $b_{отп}$, кг у.т./(кВт·ч).
2. Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности $k$, руб/кВт.
3. Штатный коэффициент $\Pi$ — численность обслуживающего персонала на единицу мощности, чел/МВт.

Только при одновременном снижении всех трёх показателей рост энергетики остаётся обеспеченным материальными и человеческими ресурсами.

Удельный расход топлива: главный показатель тепловой экономичности

Удельный расход условного топлива является ключевым индикатором энергетической эффективности электростанции, обратно пропорциональным её коэффициенту полезного действия. В Российской Федерации расчет и технологическое нормирование этих показателей (как на отпуск электрической, так и тепловой энергии) детально регламентируются государством — в частности, актуальным Приказом Минэнерго России от 30.12.2008 № 323 [3]. Технологический рубеж существенно сместился: парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа работают с КПД 49–54 % и удельным расходом около 244 г у.т./(кВт·ч), а целевой ориентир для отечественной энергетики — 58–60 % [4]. Одни из лучших российских ПГУ — например, энергоблоки Няганской ГРЭС — аттестованы с КПД свыше 57 % [5], а мировой рекорд эффективности парогазовой станции, зафиксированный Книгой рекордов Гиннесса в 2024 году, составляет 64,18 % [6].

Годовые издержки и себестоимость электроэнергии

Снижение расхода топлива достигается новой техникой и требует дополнительных капиталовложений. Годовые издержки эксплуатации ТЭС складываются из трёх составляющих:

$И_{год} = B_{год}\, u_{т} + E_{отч}\, k\, N_{уст} + 1{,}4\, a\, \Pi\, N_{уст}, \qquad (1)$

где первая составляющая — стоимость годового расхода топлива ($B_{год}$ — расход, $u_т$ — цена условного топлива); вторая — отчисления на амортизацию, ремонт и прочие эксплуатационные нужды, исчисляемые от полных капиталовложений $K = k \cdot N_{уст}$ (для ТЭС доля отчислений $E_{отч}$ исторически принималась 0,10–0,12); $N_{уст}$ — установленная мощность ТЭС (МВт или кВт); третья — фонд оплаты труда с учётом социальных начислений (коэффициент 1,4) [2].

Себестоимость отпущенной электроэнергии:

$c_э = \frac{И_{год}}{Э_{год}^{отп}}, \qquad (2)$

где ${И_{год}}$ — это годовые издержки производства электростанции (или эксплуатационные расходы за год), а ${Э_{год}^{отп}}$ — это годовой отпуск электроэнергии с шин ТЭС потребителям [2].

Критерий выбора варианта: расчётные затраты

Дополнительные капиталовложения $\Delta K$ признаются эффективными при условии $\Delta И_{год}/\Delta K \ge E_н$, где $E_н$ — нормативный коэффициент эффективности (в советской практике для энергетики принимался равным (0,12), что соответствует нормативному сроку окупаемости около 8 лет). Критерием оптимальности при сопоставлении вариантов служит минимум расчётных годовых затрат:

$З_{год} = И_{год} + E_н\, k\, N_{уст}. \qquad (3)$

В удельном выражении, с учётом числа часов использования установленной мощности $\tau_{уст} = Э_{год}/N_{уст}$ и доли расхода электроэнергии на собственные нужды $э_{с.н.} = (Э_{год} - Э_{год}^{отп})/Э_{год}$:

$з_{год} = c_э + \frac{E_н\, k}{\tau_{уст}(1 - э_{с.н.})}, \qquad (4)$

или в развёрнутом виде:

$з_{год} = b\, u_т + \frac{k\,(E_{отч} + E_н)}{\tau_{уст}(1 - э_{с.н.})} + \frac{1{,}4\, a\, \Pi}{\tau_{уст}(1 - э_{с.н.})}. \qquad (5)$

Все три составляющих формулы (5) входят со знаком «плюс», поскольку оплата труда — это затраты, а не экономия (в OCR-копиях фрагмента встречаются ошибки распознавания — знак «минус» вместо «плюс» и коэффициент 14 вместо 1,4) [2].

При сопоставлении вариантов с разным годовым отпуском электроэнергии их приводят к равному эффекту, добавляя к расчётным затратам варианта с меньшим отпуском стоимость недостающей энергии по замыкающим затратам:

$\Delta З_{год} = \Delta Э_{год}\, з_{з.э}, \qquad (6)$

где $\Delta Э_{год} = Э_{I} - Э_{II}$ — разность годового отпуска электроэнергии сопоставляемых вариантов; $з_{з.э}$ — удельные расчётные затраты на замыкающую электроэнергию.

Замыкающие затраты: советская методика и её современные преемники

Методика замыкающих затрат — затрат народного хозяйства на обеспечение дополнительной потребности в топливе и энергии — была разработана школой академика Л. А. Мелентьева в Сибирском энергетическом институте СО АН СССР; в 1975 году Госплан СССР утвердил Методические положения оптимизации развития ТЭК и одобрил Руководящие указания по использованию замыкающих затрат на топливо и электроэнергию [7]. Замыкающие затраты на электроэнергию включали три составляющие: топливную (удельный расход топлива, умноженный на замыкающие затраты топлива), затраты на сооружение и эксплуатацию замыкающих электростанций и затраты на распределение энергии. Численные нормативы той эпохи (например, 12–13 руб/(МВт·ч) для европейской части СССР в ценах 10–11-й пятилеток) сегодня имеют лишь историческое значение.

В современной России место статических нормативов заняли динамические методы: оценка инвестиционных проектов по чистому дисконтированному доходу (ЧДД) и внутренней норме доходности (ВНД) в соответствии с Методическими рекомендациями, утверждёнными Минэкономики, Минфином и Госстроем РФ (№ ВК 477 от 21.06.1999) [8]. Международным стандартом сопоставления технологий стала нормированная (выровненная) стоимость электроэнергии (LCOE): по данным IRENA, в 2024 году середина диапазона LCOE для парогазовых станций составляла 0,077 долл./кВт·ч против 0,119 долл./кВт·ч у угольной генерации [9]. На системном уровне логика расчётных затрат сохранилась: Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года строится на минимизации совокупных дисконтированных затрат при выборе типа генерации [10].

Таблица 1. Современные ориентиры экономичности тепловой генерации

Показатель	Значение	Источник
КПД типовой ПГУ утилизационного типа	49–54 %	СИГРЭ [4]
Удельный расход топлива ПГУ (конденсационный режим)	~244 г у.т./(кВт·ч)	СИГРЭ [4]
КПД лучших российских ПГУ (Няганская ГРЭС)	свыше 57 %	ЭПР [5]
Мировой рекорд КПД парогазовой станции (2024)	64,18 %	Guinness World Records [6]
LCOE парогазовой генерации (мир, 2024)	0,077 долл./кВт·ч	IRENA [9]
LCOE угольной генерации (мир, 2024)	0,119 долл./кВт·ч	IRENA [9]

Выводы

1. Эффективность ТЭС определяется тремя взаимосвязанными удельными показателями — расходом топлива, капиталовложениями на киловатт и штатным коэффициентом; их совместное снижение является условием устойчивого роста энергетики.
2. Базовый расчётный аппарат — годовые издержки (1), себестоимость (2) и расчётные затраты (3)–(5) — сохраняет актуальность, однако при использовании классических источников формулы следует сверять: в распространённых перепечатках встречаются ошибки в размерности и знаках.
3. Статический норматив $E_н = 0{,}12$ и замыкающие затраты уступили место дисконтированным показателям (ЧДД, ВНД) и международной метрике LCOE, но сама логика минимизации совокупных затрат остаётся ядром как корпоративных инвестиционных решений, так и государственного планирования развития электроэнергетики России.