Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Котельнизация России – беда национального масштаба

(часть 4)1

 

Богданов А.Б., заместитель начальника департамента перспективного развития Омской ЭГК, аналитик теплоэнергетики

 

Продолжая исследование причин котельнизации России, в настоящей статье описывается глубинная первопричина, вызывающая потерю 40% экономического эффекта. Имя этой глубинной первопричины- «усреднение ради простоты». Именно формальное отношение к сложным технико-экономическим процессам производства энергии, основанное на усреднении ради простоты экономического анализа, простоты бухгалтерской и статистической отчетности, привело к неразрешимой проблеме - глубочайшему перекрестному субсидированию в теплоэнергетике России.

 

«Всем за счет всех».

Каждому определенному уровню состояния общественных отношений наилучшим образом соответствует свой уровень экономических расчетов. Так, в 50-х годах был такой период общественно-экономических отношений, когда в том совхозе, где я родился, размер платы за электроэнергию определяли: а) по размеру электрических лампочек и б) по количеству неопломбированных розеток в квартире. Хорошо помню то время, когда моя мама предупреждала меня, шестилетку, что бы я случайно не продырявил бумажку с синей печатью, наклеенную на электрическую розетку - иначе нам пришлось бы платить за электроэнергию в два раза больше. Однако, несмотря на такие примитивные способы расчетов за потребленную электроэнергию, советская энергетика развивалась семимильными шагами - потому, что был ГОСПЛАН СССР, были ПЯТИЛЕТКИ, была государственная программа развития энергетики.

В период плановой экономики в СССР действовал основной принцип государственного советского жизнеустройства - «всем за счет всех». Определить реальную стоимость отдельного производства, реальные затраты было невозможно. Усреднение экономических расчетов, перекрестное субсидирование в хозяйственной деятельности было буквально в каждой клеточке советского хозяйства. Цены на энергию по всей стране так же определялись по единому прейскуранту и были относительно стабильными для каждого региона. В Омске, к примеру, стоимость электроэнергии для промышленности составляла 2 коп./кВтч, для населения - 4 коп./кВтч. Усредненные единые цены на электроэнергию априори включала все виды затрат - на производство, на транспорт, на присоединение, на распределение энергии, и они определяли так называемый «народно-хозяйственный эффект». Если же надо было построить энергетические объекты, то на уровне Госплана СССР принимались приоритеты развития, и на основе сбора долевого участия каждого министерства строились известные всему миру энергетические объекты: «гидростанциивеличавой реки Ангары», «ЛЭП-500-непростая линия», десятки ТЭЦ, ГРЭС и сотни тысяч километров безызвестных тепловых сетей и линий электропередач.

С отказом от ГОСПЛАНА парадигма общественного жизнеустройства «всем, за счет всех» преобразилась в практическое понятие «бери, сколько сможешь». Теплоэнергетика как одна из самых основных элементов системы жизнеобеспечения общества оказалась совершенно не подготовлена к смене принципов общественного жизнеустройства, к переходу на рыночные отношения. «Усреднение, ради простоты», которое десятки лет удовлетворяло плановой экономике, совершенно не подходит к организации общественных отношений в рыночных условиях. Мало того, самые худшие стороны субсидирования электроэнергетики за счет региональной теплоэнергетики, узаконенные по политическим мотивам в 1952 году[1], правоприемниками советской электроэнергетики, РАО ЕЭС России были восприняты и усилены в самом худшем варианте. Опыт старейших энергетиков, разработки отраслевого института «ВНИПИэнергопром» в вопросах развития теплофикации России оказались не востребованными. Из-за формальности экономических расчетов, отсутствия адекватной экономической модели производства энергии для региона произошло искусственное разделение неразрывного технологического процесса производства комбинированной энергии на энергосберегающей ТЭЦ в пользу электроэнергетики. Именно с формальным разрывом единого технологического цикла на ТЭЦ государственное управление тарифной политикой в энергетике, усреднение экономических расчетов приняло гипертрофированный, абсурдный вид неуправляемого перекрестного субсидирования в энергетике. О парадоксах в тарифной политике подробно описано в моей статье «Теплофикация-золушка энергетики»[2]

 

I.    Противоречия существующей тарифной политики в энергетике.

В существующей тарифной политике на тепловую и электрическую энергию заложено 6 видов ошибок, логических противоречий, определяющих недостатки сегодняшней тарифной политики применительно "Рыночной энергетики крупного города" (окно №1).

1.    Оценка эффективности потребления топлива в регионе осуществляется не по суммарной потребности топлива для конечного потребителя тепловой и электрической энергии, а по расходу топлива у одного из производителей энергии.

2.    Существующие методы ценообразования основанные на «усреднении ради простоты» пытаются одной мерой оценить затраты для трех совершенно различных видов энергетической продукции: а) мощности, б) энергии, с) резерва мощности;

3.    Отсутствует (неразвита) классификация видов энергетических товаров и услуг по качеству, количеству;

4.    Отсутствуют (неразвиты) принципы авансирования затрат на соответствующие виды энергетических товаров и услуг;

5.    При комбинированном производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ принятый на сегодня метод разделения затрат топлива на тепловую и электрическую энергию не отвечает технологии производства энергии на ТЭЦ;

6.    Существующая тарифная политика не стимулирует потребителя к комбинированному потреблению тепловой и электрической энергии, получаемой по комбинированному способу на ТЭЦ. И, наоборот, тарифная политика не принуждает энергорасточительного потребителя к изменению технологии потребления энергии.

Именно существующая тарифная политика на тепловую и электрическую энергию ТЭЦ, основанная на «усреднении ради простоты» принуждает все общество потреблять некачественные энергетические товары и услуги.

 

Окно №1

Рыночная энергетика крупного города.

Под "Рыночной энергетикой крупного города" понимается система из большого числа независимых производителей и потребителей электрической, тепловой, комбинированной энергии, имеющих возможность взаимно влиять на спрос, предложения энергетических продуктов и их заменителей для следующих видов энергетических товаров и услуг:

a)    «базовой» мощности и энергии - тепловой, электрической и комбинированной, получаемой с помощью магистральных электрических, тепловых и газовых сетей и систем, системы теплофикации и централизованного теплоснабжения крупных поселений; АЭС, ТЭЦ, ГРЭС, мини-ТЭЦ, работающих в базовом режиме, крупных промышленных и районных котельных; ГЭС работающих на постоянных пропусках воды и т.д.;

b)   взаимозаменяемой к базовой – «пиковой» мощности и энергии (так называемые товары-субституты) с помощью таких технологий как: локальные, внутриквартальные производители пиковой тепловой и электрической энергии; ГРЭС и ГЭС работающие в пиковом режиме; системы когенерации локальных энергетических объектов; тепловые насосы, локальные тепловые сети, домашние печные камины, отопительные печи и т.д.;

c)    резерва мощности в виде: соответствующего уровня надежности тепло- и электроснабжения, резервных линий электропередач, резервных источников теплоснабжения, аварийных дизель–генераторов и т.д.

d)   взаимодополняемых (комплементарных) к энергии, товаров, таких как: центральный тепловой пункт, регуляторы расхода, регуляторы температуры воздуха в домах, батарейные регуляторы расхода типа «Данфосс», аккумуляторы тепла на ТЭЦ, квартирные аккумуляторы тепла, теплоизоляционные и строительные материалы, четырехтарифные счетчики электроэнергии, трехтарифные счетчики тепловой энергии, тепловой мощности, расхода теплоносителя т.д.

e)    сопутствующие энергетическому производству товары и услуги: вода для горячего водоразбора из открытой сети теплоснабжения, невозврат потерь пара и конденсата, утечки сетевой воды из тепловых сетей, техническая вода, шлак, зола, услуги по обеспечению допуска потребителей к тепловым и электрическим сетям, услуги коммерческого сопровождения учета и т.д., услуги ремонтного сопровождения, и т.д.

 

Самым главным недостатком существующей тарифной политики является то, что тарифы не отражают технологическую суть производства энергии как по качеству, так и по количеству. Предметом рыночных отношений является не просто количество потребленной энергии, а предоставление мощности в определенное время при определенной расчетной температуре наружного воздуха. На рынок энергетической продукции предоставляется три вида товаров и услуг: а) возможность использования заявленной мощности; б) потребленная энергия с) заявленный резерв мощности. При этом необходимо отметить, что методологически нет принципиальной разницы, на какой вид энергии продукции предоставляется потребителю тепловую, электрическую или комбинированную.

Недостаток существующего ценообразования заключается в том, что цена не отражает качество технологии производства энергии. Так, если для котельной нет существенной разницы, когда производится тепло - летом или зимой, то для ТЭЦ это принципиально различные технологии с разницей в расходе топлива в 5 раз меньше, чем на котельной: 28кг/Гкал на ТЭЦ против 165кг/Гкал на котельной. Если летом для горячего водоснабжения можно использовать бросовое тепло, поступающее на градирни ТЭЦ, то зимой для отопления жилья отработанного тепла уже не хватает, и необходимо затрачивать дополнительные первичные источники энергии. Пока хотя бы на одной ГРЭС и АЭС России имеются сбросы тепла в окружающую среду, пока на гидроэлектростанциях России имеются холостые сбросы воды помимо гидроагрегатов, на каждой котельной России, работающей круглый год, летом и зимой, происходят безвозвратные потери 75¸80% годового расхода топлива. Если же летом, весной и осенью тепло от ТЭЦ не купят, то это тепло все равно выбросится в окружающую среду - если не на ТЭЦ, так на ГРЭС или АЭС, расположенной за сотни километров от потребителей горячей воды.

Одна из основных ошибок существующего метода ценообразования заключается в том, что для простоты расчета рассчитываются не конкретные тарифы для конкретных видов энергетических товаров и услуг, а усредненные, среднегодовые тарифы. Хотя среднегодовая цена тепла от ТЭЦ несколько ниже, чем у котельной, она все равно не стимулирует промышленных покупателей тепловой энергии пойти на то, чтобы не сжигать топливо на своих котельных и по обоюдовыгодной цене использовать сбросное тепло от ТЭЦ.

         Необоснованность существующей формирования тарифов заключается и в том, что цена не отражает количества потребленной энергии по времени. Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла с мощностью 0.11 Гкал/час. Для производства этого же количества тепла, требуемого для того, чтобы обеспечить зимний максимум нагрузок за расчетную пятидневку, требуется уже 8.3 Гкал/час. Разница мощностей установленного оборудования составляет 73-кратную величину. Соответственно нужны дополнительные, площади, оборудование, специалисты. Оборудование находится в резерве 97% времени и работает только 3% времени, а стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях!

 

II.    Виды энергетических товаров и услуг ТЭЦ.

В таблице №1 приведена «матрица видов энергетических товаров и услуг ТЭЦ», предназначенная для последующего постатейного анализа и нормирования прямых расходов и накладных издержек энергетического производства. Принципы распределения затрат по видам энергетической продукции ТЭЦ приведены в статьях «Маржинальные тарифы в энергетике», «Теплофикация-золушка энергетики»[3].

таблица № 1

Матрица видов энергетических товаров и услуг ТЭЦ.

 

А) Калькуляция затрат на ЭНЕРГИЮ, с классификацией по числу часов использования мощности в году [час/год], по технологии производства и потребления энергии.

Суммарные затраты

Тепловая

Электрическая

Комбинированная

1.             

«Базовая» ЭНЕРГИЯ, произведенная как по комбинированному, так и по раздельному способу

6500 час в год и более

А

Ат

Аэ

Ак

2.             

«Полубазовая» ЭНЕРГИЯ, произведенная как по комбинированному, так и раздельному способу

от 1400 до 6500час в год

Б

Бт

Бэ

Бк

3.             

«Пиковая» ЭНЕРГИЯ, произведенная как по комбинированному так и по раздельному способу.

до 1400час в год

С

Ст

Сэ

Ск

4.             

Внепиковая, «внебалансовая» ЭНЕРГИЯ, произведенная от паровых турбин, выдаваемая как с применением тепловых насосов, так и без их применения

потребляется вне балансового пика мощности

Д

Дт

Дэ

Дк

5.             

Внепиковая «внутрибалансовая» (аккумулированная) ЭНЕРГИЯ, запасенная в часы минимальных нагрузок и выдаваемая в часы максимума нагрузок с применением аккумуляторов тепла.

выдается в часы балансового пика мощности

Ж

Жт

Жэ

Жк

6.             

Сопутствующие товары - теплоноситель (ПАР, КОНДЕНСАТ, СЕТЕВАЯ ВОДА, ТЕХНИЧЕСКАЯ ВОДА, ЗОЛА), коммерческий учет, диспетчеризация, аренда зданий и т.д.

классификация по технологическому признаку: пар, ГВС, утечки.

З

Зт

Зэ

Зк

 

 

Б) Калькуляция затрат на МОЩНОСТЬ, на РЕЗЕРВ мощности

 с классификацией по технологическому признаку.

 

Е

 

Ет

 

Еэ

 

Ек

7.             

«Заявленная» МОЩНОСТЬ, обеспечивающая содержание базовой, полубазовой, пиковой мощностей, необходимых для производства соответствующего вида энергии

от 0 до 102% от заявляемой мощности.

§ -«Е1база»

§ -«Е1полубаза»

§ -«Е1пик»

 

 

Е1

 

 

Е1т

 

 

Е1э

 

 

Е1к

8.             

Сверхбалансовый, «горячий» РЕЗЕРВ мощности для обеспечения надежности теплоснабжения, категории электроснабжения

до 100% от заявленной мощности, с включением затрат топлива, энергии на обеспечение надежности

Е2

Е2т

Е2э

Е2к

9.             

Сверхбалансовый, «холодный» РЕЗЕРВ мощности, для обеспечения возможности энергообеспечения в краткосрочном периоде.

до 100% от заявленной мощности, с включением части затрат топлива на содержание мощности.

Е3

Е3т

Е3э

Е3к

10.           

Сверхбалансовый, «сезонный» РЕЗЕРВ мощности

С включением затрат топлива, энергии на консервацию мощности, содержание персонала

Е4

Е4т

Е4э

Е4к

11.           

«Внепиковая МОЩНОСТЬ», для завоевания рынка «летних» потребителей.

С полным исключением затрат на обеспечение мощности

Е5

Е5т

Е5э

Е5к

12.           

«Заявленный, перспективный» РЕЗЕРВ мощности будущих лет

На время проектирования и строительства объекта заказчика – будущего потребителя энергии

Е6

Е6т

Е6э

Е6к

13.           

«Незаявленный, бесхозный» - РЕЗЕРВ мощности не заявленный потребителем.

Без включения затрат энергии на содержание мощности

Е7

Е7т

Е7э

Е7к

Цель настоящей статьи – отказавшись от метода «усреднения ради простоты», методологически показать различия в видах энергетических товарах и услуг; выявить центры прибыли и центры убытков энергетического производства; сформировать предложения по адекватной оценке затрат а) на обеспечение мощности, б) на производство энергии, с) на содержание резерва.

 

На рис. 1 представлен универсальный график потребления тепловой энергии, мощности, резерва мощности построенный на основе: а) климатических характеристик города Омска, и б) технических характеристиках современной ТЭЦ. В таблице 1 представлены сводные характеристики видов тепловой энергии, необходимые потребителю.

 

III.    Виды предоставляемой энергии от ТЭЦ

Базовая энергия «Ат» – «Золушка» энергосберегающей энергетики.

Сектор «Ат» это круглогодичная, базовая нагрузка потребителя горячего водоснабжения, которая потребляется до 8760 часов в году. Имея мощность всего 23% от расчетной - 0.23Гкал/ч, в секторе «Ат» производится 49% от годового потребления тепловой энергии- 1826Гкал/год. Каждая единица мощности в секторе «А» используется с коэффициентом эффективности 91%. Такого высокого коэффициента использования мощности (7938 час из 8760 час в год) нет ни у одного другого потребителя. Самый ближайший к нему, в секторе «Б», имеет значение в два раза ниже и составляет не более 47% (4116час/год).

Засчет низкой температуры, необходимой для потребителя (не выше 65°С), удельная выработка на тепловом потреблении составляет самое большое значение - 0.64мВт/Гкал. Именно поэтому эти 0.23Гкал/час позволяют выработать до 1193мВт/год электроэнергии «Аэ» по комбинированному способу и снижают расход топлива как минимум на 41%, 509.4т/год против 716.7тут/год.

Региональные регулирующие органы, топменеджеры энергетики, союз защиты прав потребителей энергии должны знать, что именно тепловая нагрузка сектора «Ат» обеспечивает производство и потребление самой выгодной тепловой энергии на ТЭЦ и является той Золушкой, которая незаметно, но постоянно, ежедневно обеспечивает максимальное энергосбережение в теплоэнергетике России. Задача «эффективного собственника» как раз и состоит в том, чтобы сформировать тарифную политику на энергию и мощность в регионе таким образом, чтобы всем участникам энергетического рынка в любое время года было выгодно останавливать муниципальные, заводские котельные, и всю нагрузку горячего водоснабжения передавать на теплофикационные отборы турбин ТЭЦ. Тариф на базовую энергию «Ат» должна быть самым низким и составлять не более 50% от усредненной среднегодовой цены.

 

Полубазовая энергия «Бт» - сочетание экономичности и надежности.

         Сектор «Бт» - это полубазовая нагрузка, которая существует в течение работы отопительных систем города до 5200-5400 часов в году. Нагрев сетевой воды производится отработанным паром теплофикационных турбин до температуры не выше 110°С. Имея мощность 0.38Гкал/час (38%) от расчетной величины, производство тепла составляет 1568 Гкал/год - 42% от годовой величины. Каждая единица мощности в секторе «Бт» используется с коэффициентом эффективности 47% (4118час/год). От каждой единицы мощности осуществляется отпуск тепла в 2 раза меньше чем для сектора «А», но в пять раз эффективнее, чем для сектора «Ст» - 860часов в году. За счет относительно невысокой температуры, необходимой для потребителя - до 100-110°С, удельная выработка на тепловом потреблении уже на 15% ниже, чем для базовой нагрузки и составляет 0.56мВт/Гкал. Но и в этом случае выработка на тепловом потреблении составляет 876мВтч в год и обеспечивает сокращение расхода топлива не менее, чем на 38% (409,7 тут против 564.9 тут/год при раздельном производстве). Тариф на полубазовую энергию должен быть равен усредненному среднегодовому значению «Бт»=1.0

Именно нагрузка сектора «Ат» и «Бт» обеспечивают итоговое суммарное сокращение расхода топлива до 37% и экономию топлива за счет использования отработанного тепла турбин.

 

Пиковая энергия «Ст»- кратковременная и очень дорогая энергия.

Сектор «Ст» представляет собой пиковую энергию, которая необходима для обеспечения отопления и ГВС при температурах наружного воздуха минус 13°С и ниже, и температурах сетевой воды 110-150°С. Этот сектор характеризуется крайне низким коэффициентом использования установленного оборудования. Так 39% мощности - 0.39Гкал/час, производят только 9.8% энергии – 335Гкал/год. Число часов использование установленной мощности самое низкое и составляет всего 860 час в году, что в 9.2 раза ниже, чем для сектора «Ат». Именно по этой причине тариф на пиковую энергию должен быть в 4¸5 раз выше среднегодовой величины.

Для такой кратковременной работы не экономично устанавливать дорогостоящее оборудование – паровые турбины, производящее энергию с низкими затратами топлива. С экономической точки зрения, для кратковременной работы, выгоднее устанавливать так называемые дешевые водогрейные котлы, работающие на дорогом газе или мазуте. Основа для экономических расчетов в этом случае должна быть не в количестве произведенной энергии, а в обеспечении гарантированной мощности, предоставляемой в пиковый период времени.

Именно пиковая энергия в секторе «Ст», является тем замыкающим видом энергии, которая первая должна находить альтернативные способы ее замены. Это могут быть сочетание централизованного отопления с домашним отоплением в часы минимальных температур, аккумуляторы тепловой энергии, отказ от отопления части помещений, утепление стен зданий, утепление окон, использование тепловых насосов для возврата части потерь тепла. Именно высокая стоимость пиковой энергии является основой для анализа эффективности использования энергосберегающих технологий в энергетике.

 

Энергия «Дт»- самая дешевая, но ненадежная энергия.

Внепиковая внебалансовая энергия «Дт». Подключение дополнительного потребителя с нагрузкой до 50% от расчетной в секторе «Дт», позволяет принести дополнительно до 20% годовой выработки - 730 Гкал/год без включения стоимости постоянных затрат, по цене не выше 40% стоимости топливной составляющей. На базе дополнительного теплового потребления ТЭЦ вырабатывает до 440мВт электроэнергии, за счет чего снижается на 20% доля постоянных издержек для всей электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ на базе теплового потребления. Остальные постоянные и переменные затраты для этого вида энергии исключаются, так как они учтены в цене для балансовых потребителей энергии и мощности. Использовать этот вид энергии, можно уже при температуре наружного воздуха выше минус 13°С. Но для того, чтобы можно было использовать это вид сбросной энергии ТЭЦ, потребителю необходимо обеспечить снижение температуры обратной сетевой воды от ТЭЦ до значения 15-20°С. Стоимость этого вида энергии составляет не более 20% от стоимости среднегодового тарифа. Этот вид энергии весьма выгоден прежде всего для теплиц, оранжерей, и так же для систем отопления, систем теплопотребления, потребляющих тепло от «обратной сетевой воды», с низкой температурой, оборудованных абсорбционными тепловыми насосами, потребляющим сбросное внебалансовое тепло[4].

Однако, потребители должны отчетливо понимать, то что они обязаны иметь свой источник тепла, и при температурах наружного воздуха ниже минус 13°С,полностью отключатся от ТЭЦ, так как резерв неиспользуемой энергии, которой они использовали, будет востребован основными, «балансовыми» потребителями, затраты которых уже учтены в тарифе.

 

Сектор «Жт» - дешевая как и «Дт», но недоступная энергия.

Внепиковая, внутрибалансовая энергия «Жт», дешевый, но недоступный для Российской тарифной политики вид энергии. Внепиковая энергия «Жт», это тот же вид энергии, что и энергия отработанного пара турбин «Дт», только она используется не для подключения дополнительного потребителя, а для обеспечения существующего внутрибалансового потребителя, за счет замены части генерирующей мощности ТЭЦ на аккумуляторы тепла. Аккумуляторы тепла позволяют значительно оптимизировать производство тепловой и электрической энергии по теплофикационному циклу с минимизированными капитальными вложениями.

Тарифная политика Дании, с трехкратной разницей тарифа за электрическую энергию - от 72Евро/мВтч за пиковую (дневную) энергию до 24 Евро/мВтч за базовую (ночную) электроэнергию, делает экономически выгодным для жителей Дании применение совершенно недоступных для Российской энергетики решений. Речь идет как о использовании огромных, до 2000¸4000Гкал, аккумуляторов тепловой энергии (именно аккумуляторов тепловой энергии, а не аккумуляторов горячей воды), установленных непосредственно на ТЭЦ[5], а также о микроаккумуляторах тепла, установленных на квартире у конечного потребителя[6].

Аккумуляторы тепловой энергии на ТЭЦ позволяют использовать ночные провалы в потреблении электрической энергии для дополнительного производства тепловой энергии на базе сбросной энергии с затратами не более 20%, хранить ее, и в часы максимума потребления электрической энергии, использовать запасенную энергию для качественного теплоснабжения. Применение аккумуляторов тепловой энергии, позволяет повысить эффективность использования мощности теплофикационных отборов турбин, повысить коэффициент теплофикации и увеличить объем использования сбросного тепла[7].

Вид энергии «Жт» и «Дт» - экономически самый выгодный, но ненадежный вид дополнительной энергии, позволяющий обеспечить подключение дополнительных потребителей до температуры наружного воздуха не ниже минус 13°С с применением новейших технологий в энергетике, таких как: тепловые насосы, установленные в тепловых сетях, аккумуляторы тепла на ТЭЦ, побатарейные регуляторы тепла в квартирах фирмы «Данфосс», системы поквартирного регулирования учета потребления тепловой энергии и тепловой мощности и т.д. К сожалению, для российской энергетики это решение пока экономически и технически недоступно. Из-за политического давления в энергетике, существующая тарифная политика, усреднение затрат, перекрестное скрытое (социальное) и явное (технологическое) субсидирование не позволяют предложить на конкурентный рынок энергии новые виды энергетической продукции (окно №2).

 

Окно 2 Не в коня корм!

Четыре года назад составлен очень сильный документ - Национальный доклад “Теплоснабжение Российской федерации. Пути выхода из кризиса”[8], подготовлено более восьми версий проекта закона «О теплоснабжении», огромную просветительскую работу ведет Некоммерческое партнерство «Российское теплоснабжение», появились новые журналы «Новости теплоснабжения», «ЭнергоРынок». Но положение дел в теплоэнергетике так и не улучшается. В энергетике России сложилась патовая ситуация – «низы не хотят, но пока терпят, верхи не могут, но пока правят».

 Где отдача от многочисленных поездок за границу председателей ФЭК, ФСТ Ростехнадзора (Госэнергонадзора), законодателей, экспертов аналитиков, в Данию, Германию, Финляндию? Где отчеты перед избирателями и, самое главное, где ответ самому себе? Почему у них можно, а у нас нельзя? Каждый, кто знакомился с успехами энергосберегающей политики скандинавских стран, должен сам себя спросить: «Что я сделал реального, чтобы мои избиратели не теряли впустую 40% энергетических ресурсов, не отключались от ТЭЦ, чтобы внедряли передовые технологии, регуляторы тепла типа «Данфосс», системы учета, аккумуляторы тепла, тепловые насосы?»

 Видимо, заграничные командировки,- это «не в коня корм», и воспринимается просто как плата за должность, а не аванс, который надо отрабатывать. Наши российские Кулибины создавали и создают чудеса отечественной технологии. Более 70 лет мы были лидерами в области теплофикации Современные технические решения открыты давным давно. К сожалению, российские Смит-менеджеры от энергетики не могут ставить конкретные задачи, могут только говорить общими лозунгами, на красивых слайдах приводить SWOT-анализ слабых и сильных сторон. Но в их общих словах и делах нет души, нет фундаментальных знаний, нет конкретики действий! Несмотря на специальную подготовку по международным программам институтов менеджмента, Смит-менеджеры от энергетики не способны сердцем понять суть и прелесть анализа маржинальных издержек, а не усредненных издержек в энергетике, не могут анализировать возникшие противоречия, выявлять причинно-следственные связи и принимать адекватные решения.

Управлять специалистами-энергетиками нелегко, для этого нужно самому понимать суть энергетики, нужен собственный опыт, точка опоры для того, чтобы в море противоречивой информации самому принимать решения. Если руководитель энергетического предприятия, РЭК, Ростехнадзора, не знает сути экономики энергетики, если ему позволительно уходить от принятия логически обоснованных решений, и не грозит быть уволенным за потерю рынка, за снижение эффективности энергетического производства, то ему проще набирать кучу таких же, как и он сам формальных экономистов-статистов, юристов, кадровиков - ими проще выполнять политические установки и руководить общими словами.

Российским Смит-менеджерам от энергетики надо знать и любить свое дело. Надо выявлять противоречия в процессе производства тепла и электроэнергии. Только на основе глубокого понимания сути неразрывности производства тепловой, электрической и комбинированной энергии, понимания влияния российского климата и российских просторов на формирование затрат, со знанием дела браться за управление денежными потоками и находить «идеальный конечный результат - ИКР[9]» для возникших проблем и противоречий в энергетике.

 

таблица 1.

Характеристика видов тепловой энергии необходимые потребителю с расчетной мощностью 1Гкал/час.

 

 Вид тепловой энергии

Ед. измерения

Ат

базовая энергия

Бт

 полубазовая энергия

Ст

пиковая

энергия

Сумма

Ат, Бт Ст

Сбросная энергия

Дт, Жт

Мощность, необходимая потребителю

Гкал/ч

0.23

0.38

0.39

1.00

до 0.5

 

%

23

38

39

100

до 50

Потребленная энергия

Гкал/год

1826

1568

335

3726

до 730

 

%

49

42

9

100

 

Число часов использования установленной тепловой мощности

 

час/год

 

7938

 

4118

 

860

 

3726

 

Эффективность использования установленной мощности

 

%

 

91

 

47

 

9.8

 

42.5

 

Температура воды, необходимая для обеспечения отпуска тепла

°С

65

70¸110

110¸ 150

 

 

Удельная выработка на базе теплового потребления

мВт/Гкал

0,64

0.56

0.0

 

0.6

Эл. энергия, произведенная по комбинированному способу

мВт.ч

/год

1187

876

-

2063

до 440

Затраты топлива на производство тепловой и электрической энергии.

 

 

 

 

 

 

-      по комбинированному способу

тут/год

509.4

409.7

55.3

974.4

 

-      по раздельному способу

тут/год

716.6

564.9

55.3

1336.9

 

Перерасход топлива против раздельного способа

о.е

1.41

1.38

1

1.37

1.4

Относительная стоимость производства тепловой энергии

о.е.

0.5

1.0

4.0

1.0

менее 0.2

 

IV.    Сопутствующие товары и услуги - «З»

В стоимость сопутствующих товаров и услуг энергетического производства, не входящие в стоимость энергии, мощности, резерва входят следующие затраты:

·     на восполнение потерь пара и конденсата;

·     на подготовку подпиточной воды для тепловых сетей;

·     на отпуск золы и шлака;

·     на отпуск «на сторону» технической воды;

·     на обеспечение хозяйственных нужд предприятий, на содержание и аренду зданий и сооружений и т.д.

·     на разработку схем перспективного развития тепло- и электроснабжения региона;

·     на обеспечение перспективного развития региона (поселения), на ведение перспективных схем теплоснабжения, на ведение схем электроснабжения;

·      на проведение энергетических аудитов, разработку обоснований инвестиций (ОИ)

·     на транзит мощности и энергии;

·     на диспетчерское обслуживание;

·     на допуск потребителей к тепловым и электрическим сетям;

·     на метрологическое обеспечение и сопровождение сторонних потребителей

·     на специализированное ремонтное обслуживание сторонних предприятий;

·     и т.д. и т.п.

 

 

V.    Виды представляемой мощности.

Одной из самых распространенных ошибок, основанных на «усреднении, ради простоты», влекущих к перекрестному субсидированию в энергетике, является отсутствие классификации видов мощности представляемой на рынок энергетической продукции. Основной методологической ошибкой является то, что на регулирование принимаются усредненные затраты для содержания 100% установленной мощности производителей и транспортировщиков энергии, хотя заявителю мощности часто требуется не больше 10-15% от пропускной способности существующих электрических (тепловых) сетей. Но существующие методы формирования тарифов пока не предусматривают систему разнесения затрат по различным видам мощности и резерва мощности.

 

Е1т – «Заявленная мощность»- главнейшая характеристика потребителя.

Мощность в часы максимума нагрузок является самой главной характеристикой потребителя. Именно заявленная, а не установленная или подключенная мощность является основой для определения договорных условий между производителем и потребителем энергетического товара. По своему содержанию заявленная мощность состоит из трех видов мощностей, которые производит соответствующий ей вид энергии:- Е1тбаза, Е1тполубаза, Е1тпик (рис 1) . Эти виды мощностей обеспечиваются энергетическим оборудованием с совершенно разными характеристиками. Так, для обеспечения базовой и полубазовой мощности экономически выгодным является использование «высоких технологий» - ТЭЦ с большими капитальными вложениями, но низкими эксплуатационными затратами. Это паровые турбины с так называемыми «встроенными пучками», парогазовые турбины. Это котельные с паровыми котлами низкого давления. Для обеспечения пиковой мощности, которая производит очень мало энергии, становится выгодным использовать низкоэкономичное оборудование, даже и с дорогим топливом, но зато с низкой стоимостью капитальных вложений - это так называемые пиковые водогрейные котлы (окно3).

Окно 3

«Не гонялся бы ты, поп, за дешевизной…».

Непонимание экономической сути производства базовой и пиковой энергии за последние 30¸20 лет, привело к огромному экономическому ущербу не только для большой энергетики, но и для многих промышленных предприятий, имеющих собственные котельные. Стремление недостаточно компетентных заказчиков на снижение капитальных вложений при строительстве собственных котельных привело к тому, что вместо паровых котлов, предназначенных к работы круглый год, в течение отопительного сезона, появилось огромное количество так называемых «дешевых» водогрейных малогабаритных котлов.

Малогабаритные, водогрейные котлы потому и дешевые, что предназначены для кратковременной работы, работы только в пиковый период, составляющий не больше 1500-2000 часов в год. Дешевизна водогрейных котлов, вызванная некоторым упрощением схемы котла, отказом от воздухоподогревателей, влечет за собой: высокую температуру уходящих газов, высокое гидравлическое сопротивление котлов, завышенные расходы электроэнергии на перекачку воды. Малые объемы топочной камеры вызывают значительные тепловые нагрузки, более жесткие требования к обеспечению вводно-химического режима работы котлов.

Одним из самых больших недостатков в работе водогрейных котлов является их значительная уязвимость от наружной и внутренней коррозии металла. Водогрейные котлы типа КВГМ, ПТВМ предназначены для кратковременной работы с нагревом воды от 100°С до 150°С, где уровень коррозии значительно ниже чем при работе в базовом режиме. В реальных условиях, при разрегулированных режимах работы тепловых сетей, и стремлении к «экономии» топлива, температура сетевой воды снижается до 45-55°С, что ниже чем температура "точки росы". Интенсивная конденсация влаги с образованием серной кислоты из дымовых газов ведет к неуправляемой лавинообразной ситуации – чем хуже обстоит положение с топливом, тем быстрее происходит коррозия металла. Так, например, из-за жесткого ограничения в топливе и необходимости работы с очень низкой температурой сетевой воды на входе в котел до 30-40°С на котельной завода “Полет” были вынуждены производить капитальный ремонт с полной заменой поверхностей нагрева уже через 2¸3 года! Аналогичная ситуация обстояла на котельных заводов «Гидропривод», «Омскийо Бекон» и т.д.

Если бы заказчик котельных квалифицированно владел пониманием сути различных видов энергии, то при выборе состава оборудования, он бы не гонялся за «дешевыми» водогрейными и малогабаритными котлами, а выбрал паровые котлы для базовой части графика нагрузок. Хотя они и несколько дороже «дешевых» водогрейных котлов, зато могут обеспечить надежную и бесперебойную работу котлов в течение 35-ти и более лет, без завышенных эксплуатационных затрат, замены поверхностей нагрева, как, например, на Кировской котельной города Омска. В результате кажущаяся дешевизна малогабаритных и водогрейных котлов при их покупке оборачивается значительной потерей средств при их эксплуатации.

 

 

 Е2-«Горячий резерв» - плата за надежность и бесперебойность.

Мощность горячего резерва «Е2», необходима для того, чтобы квалифицировать и калькулировать объем затрат на обеспечение надежности теплоснабжения соответствующей категории электроснабжения.

Например, согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ), при определения возможности резервирования суммарная мощность двух трансформаторов выбирается заниженной, не выше 70% от заявленной потребителем. При этом в аварийном режиме, с учетом допустимого кратковременного перегруза до 40%, должно обеспечится надежное и бесперебойное электроснабжение потребителя от одного из оставшегося в работе трансформатора. В данном случае, плата за горячий электрический резерв «Е2э» определяется по величине постоянных и переменных издержек, связанных с содержанием дополнительных 40%, сверх заявленной потребителем мощности.

Для тепловых схем плата за горячий тепловой резерв «Е2т» предусматривается в тех случаях, когда необходимо резервировать работу предприятий, имеющих собственные источники тепла (котельные), и в работе которых недопустимо допускать перерывы в теплоснабжении, например больницы и т.д. В этом случае, размер платы за обеспечение теплового резерва, определяется по величине аварийной брони теплоснабжения, предназначенной, например, для операционных и родильных отделений больниц, и может составлять 50-60% от расчетной мощности.

В расходы на обеспечение «горячего» резерва «Е2» должны входить следующие статьи затрат и потерь: пропорциональная доля постоянных затрат на содержание резервной мощности, технологического оборудования, зданий, сооружений, постоянные затраты на топливо (именно в виде первичного топлива, а не энергии) для компенсации потерь тепла через тепловую изоляцию. В переменные затраты необходимо включать 10% топливных затрат на обеспечение надежности (смотри статью «Котельнизация России Ч-3», журнал "Энергорынок", 2006, №8 (33)), затраты на холостой ход трансформаторов, линий электропередач и т.д.

 

 

Е3-«Холодный резерв» - плата за краткосрочную бронь.

Вид энергетического продукта - мощность холодного резерва «Е3», необходим для того, что бы калькулировать затраты на обеспечение возможности тепло- и электроснабжения от существующего энергетического оборудования, тепловых и электрических сетей в краткосрочном периоде времени, в течение отопительного сезона, в течение года. В калькуляцию включается затраты связанные с обеспечением резерва мощности, который заказывает производитель собственник заводской мини-ТЭЦ, на случай аварийного отключения заводских турбогенераторов, при параллельной работе мини ТЭЦ в единой энергетической системе.

 В этот вид резерва «Е3», аналогично резерву «Е2», включается пропорциональная доля постоянных затрат на содержание и работу оборудования и часть затрат в виде топлив, как постоянных, так и переменных, необходимых для обеспечения надежности.

 

Е4 - «Сезонный» резерв – плата за сезонную бронь

Вид резерва мощности с затратами на содержание оборудования в резерве в режиме сезонной консервации энергетического оборудования, без учета затрат на топливо для обеспечения надежности и поддержание резерва.

 

Е5 - «Внепиковая мощность»- недоступная для России мощность.

Так же, как и энергия «Дт», внепиковая мощность Е5 предоставляет недоступную для Российской политики, внебалансовую мощность, которую можно использовать для подключения дополнительных потребителей. При этом затраты, связанные только с содержанием схемы для отпуска внебалансового тепла, являются минимальными только от оборудования, ранее не включаемого в затраты на содержание мощности Е1, Е2, Е3, Е4. Это затраты на содержание дополнительного оборудования: индивидуальные низкотемпературные (до 100°С) трубопроводы сетевой воды, циркуляционные трубопроводы, сетевые или циркуляционные насосы для обеспечения внепиковой мощности в теплицах, тепловые насосы, зарядные и разрядные насосы, аккумуляторов тепла, содержание абсорбционных тепловых насосов, установленных в тепловых сетях и предназначенные для низкотемпературного отпуска тепла, и т.д. По своему составу затраты на содержание мощности «Е5» должны составлять настолько малое значение, что привлеч ет любых собственников котельных к останову своего оборудования, и, при первой же технологической возможности, переключению на использование сбросного тепла от ТЭЦ.

 

Е6 - «Заявленный, перспективный» резерв мощности будущих потребителей.

При строительстве новых объектов заказчику необходимо принять решение, каким образом он может обеспечить тепловой и электрической энергией объекты нового строительства. При этом существует три варианта решения задачи:

а) при наличии технической возможности у энергоснабжающей организации

·     присоединение к существующим тепловым и электрическим сетям без необходимости развития генерирующих мощностей и транспортных сетей;

б) при отсутствии технической возможности у энергоснабжающей организации:

·     присоединение к существующим сетям с необходимостью развития генерирующих тепловых, электрических мощностей и (или) транспортных магистральных энергетических сетей;

·     строительство индивидуальных собственных генерирующих мощностей и (или) транспортных сетей.

Затраты на создание мощности Е6 - это и есть те затраты, которые необходимые для обеспечения технической возможности доступа вновь подключаемых заявителей к тепловым и электрическим сетям энергоснабжающей организации. В зависимости от конкретной ситуации, эти затраты могут очень сильно изменятся, но по своей сути они не должны быть выше, суммарных затрат на обеспечение тепловой и электрической мощности в случае установки индивидуальных источников тепловой и электрической энергии.

 

Е7 «Незаявленный, бесхозный» резерв - главная причина субсидирования.

         «Незаявленный, бесхозный» резерв мощности - самая главная причина необоснованного перекрестного субсидирования. Анализ энергетических балансов большинства источников тепловой и электрической энергии показывает, что энергетическое оборудование ТЭЦ загружено не более 60-75% от установленной мощности, а промышленные и коммунальные котельные - не более 25-50. Однако затраты на содержание «незаявленного, бесхозного» резерва мощности источников энергии в 30-75% ложатся тяжелым бременем на существующего потребителя. Парадокс монополиста производителя. Чем меньше суммарная нагрузка ТЭЦ и котельной, тем дороже (в квадратичной зависимости) обходится энергия для оставшихся потребителей тепла и электроэнергии.

Согласно СНиП 41-02-2003, выбор оборудования не предусматривает установки резервного оборудования. В аварийной ситуации при расчетной температуре наружного воздуха СНиП допускает снижение тепловой нагрузки для жилищно-коммунальных потребителей на 12% от заявленной мощности потребителей. Значительное завышение генерирующих и транспортирующих мощностей, является одной из главных причин скрытого перекрестного субсидирования.

Пример: Сельский потребитель, имеющий потребность не более 10-15% от пропускной способности линий электропередач и трансформаторов, несет затраты по содержанию 100% установленных мощностей. Он не хочет и не должен оплачивать затраты на содержание огромных резервов мощностей, которые ему не нужны. С другой стороны, собственник генерирующих и транспортных мощностей так же не хочет нести затраты, связанные с содержанием «незаявленных» резервов мощностей, в надежде, что когда-то, в неопределенном будущем, появится спрос. В итоге производитель энергии не ищет способов сокращения затрат, а оставшийся потребитель вынужден оплачивать все необоснованные затраты нерасторопного гиганта -монополиста.

Законодательное собрание региона, председатель региональной энергетической комиссии (РЭК) должны честно и квалифицированно разобраться в масштабах резерва, разработать мероприятия по сокращению перекрестного субсидирования, открыто принять решение, за чей счет будут содержаться 40-60% «незаявленного, бесхозного» резерва мощности - либо за счет оставшихся потребителей, либо за счет собственника «незаявленного» резерва.

 

 

VI.    «Гордиев узел» теплоэнергетики России.

В статье «Тарифный и нагрузочный менеджмент: Французский опыт» определен базовый принцип достижения всеобъемлющего коллективного оптимума энергообеспечения общества. Суть базового принципа по достижению всеобъемлющего оптимума энергообеспечения заключается в «…определении наиболее подходящих тарифов, графиков нагрузочного менеджмента путем сравнения стоимости и прибыли как для производителя энергии, так и для потребителя энергии…»[10]. С переходом на рыночные отношения решение задачи определения коллективного оптимума де-факто передано от ГОСПЛАНА в регионы. Но, видимо до настоящего времени регионы пока не способны квалифицированно ставить задачу по определению коллективного оптимума энергообеспечения. Согласно экономической теории, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальный энергетический монополист должно придерживаться трех правил ценообразования:

а) удовлетворение спроса;

б) сведение к минимуму производственных затрат;

в) продажа по маржинальным издержкам.

Если первые два правила широкому кругу энергетиков ясны и известны, то продажа по маржинальной цене в отечественной теплоэнергетике недоступна, т.к. такой методологический подход российской энергетике практически неизвестен.

Согласно экономической теории, предельные издержки - это издержки, связанные с производством дополнительной единицы продукции. Предельные издержки представляют собой прирост совокупности издержек, на который должна пойти фирма ради производства еще одной единицы продукции. Именно организация продажи тепловой и электрической энергии по маржинальным, а не по усредненным издержкам должна стать главным принципом при формировании тарифной политики для федеральной службы по тарифам –(ФСТ) и региональным энергетическим комиссиям (РЭК). Анализ усредненных издержек в энергетике - это и есть «гордиев узел», разрубив который с помощью перехода на анализ маржинальных издержек, можно перейти на совершенно иной качественный уровень развития российской теплоэнергетики. Необходимо отметить, что маржинальные издержки не могут быть получены непосредственно из отчетных данных за какой-либо период. Необходимо знать, как изменятся издержки, если изменится объем выпуска продукции.

 

VII.    Зарубежный опыт применения маржинальных тарифов.

 Существующая в отраслях коммунального обслуживания "экономия от масштаба" обуславливает желание иметь монопольного поставщика - но тогда возникает необходимость государственного вмешательства с тем, чтобы пресекать злоупотребления монопольной власти. С учетом этого в США и большинстве стран отрасли коммунального обслуживания являются регулируемыми, или находятся в государственной собственности, и управляются государством. Экономисты-электроэнергетики США после 30-х годов стали утверждать, что цены на электроэнергию должны устанавливаться равными маржинальным, а не средним издержкам (окно 4). Тарифы на электричество во многих штатах варьируются как по сезонам, так и по времени суток, отражая изменения предельных затрат на выработку электроэнергии.

Окно 4 Температура, «средняя по больнице» .

 Маржинальная цена энергии - это цена, определенная на основе расчета предельных затрат для производства дополнительной единицы энергии. В условиях отсутствия рыночных отношений в советской электроэнергетике применялся заменитель маржинальных затрат - относительный прирост расхода топлива (ОПРТ) на выработку электроэнергии. ОПРТ очень наглядно показывает, в какой последовательности и какое оборудование необходимо загружать, чтобы получить максимум экономии топлива. Расчет относительного прироста топлива - это сложная интеллектуальная задача, требующая понимания всех тонкостей технологии производства энергии на ГРЭС и, особенно, на ТЭЦ.

С переходом на рыночные отношения в 1995 г. требование по применению в практике этого высококвалифицированного качественного показателя из «Правил технической эксплуатации ТЭЦ» было исключено. Оказалось, что его очень сложно рассчитывать в практических условиях рыночной энергетики. Отказавшись от применения «Относительных приростов расхода топлива», российские Смит-менеджеры от энергетики должны были предложить адекватную замену - «Методику расчета маржинальных издержек». Однако, нормативные материалы, разрабатываемые с 1952 года за период утверждения физического метода анализа наладочной организацией ОРГРЭС (Союзтехэнерго), не могут этого сделать. Политизированная инструкция по распределению расходов топлива на ТЭЦ, усреднение годовых затрат на производство тепловой и электрической энергии в принципе не позволяют разработать «Методические указания по определению маржинальных издержек на ТЭЦ».

Каждому хорошо известно, что температура тела человека является самым главным показателем, характеризующим здоровье человека. Однако, никому в голову не приходит оценить уровень состояния здравоохранения в регионе по средней температуре населения. Очевидная глупость такого предложения вызовет только недоуменную улыбку. Оценивать же состояние региональной энергетики, производить расчеты за тепло и свет в рыночной энергетике по усредненным тарифам - эта такая же глупость, как оказывать медицинские услуги, исходя из среднегодовой температуры населения. Однако, понять это могут только те, кто квалифицированно и честно считает затраты топлива, формирует программу управления издержками (ПУИ), пользуясь первоисточниками в виде диаграмм режимов турбин, а не политизированными инструкциями Минпромэнерго (смотри статью «Котельнизация России – в журнале "Энергорынок", 2006, №8 (33)).

Затраты на производство энергии могут быть совершенно разными. Вполне возможно, что стоимость на тепловую и электрическую энергию для жителя с одной стороны улицы, получающего комбинированную энергию от ТЭЦ может и должна быть в 2-3 раза ниже, чем для жителей с другой стороны улицы и получающим тепло от котельной. Рынок и различные технологии это определяют!

 

 

Более 40 лет назад во Франции для того, чтобы обеспечить развитие атомной энергетики, работающей в базовом режиме, было принято решение о применении в электроэнергетике тарифной политики, основанной на маржинальной стоимости, отражающей фактическую технологию производства. Во Франции действует более 6 видов тарифных систем, разбитых на 5 зон потребления, в итоге электроэнергия отпускается по 20¸30 различным ценам, оптимально отвечающим спросу и предложением на энергию и мощность. В некоторых случаях маржинальная стоимость энергии в пиковом режиме может быть в 20 раз дороже стоимости энергии в базовом режиме. Плата за заявленную мощность в зимний период в 2 раза выше, чем в летний.

         Тарифная политика Дании на тепловую энергию предусматривает возможность применения семи способов расчета с потребителями[11]. Это могут быть расчеты как по устаревшему методу с фиксированным тарифам [евро/кв.м], расчеты по переменным тарифам с теплосчетчиками [евро/куб.м/час], так и расчеты по двух- трехступенчатым тарифам с поощрением за эффективное охлаждение обратной сетевой воды.[+/- евро/ГДж тепло/С°]. Правильные тарифы на тепловую энергию очень важны для создания необходимых мотивационных факторов для нахождения наименее затратных решений со стороны потребителей. Тарифная политика Дании обеспечивает разделение общих затрат между потребителями разумным способом, при этом потребители должны покрывать расходы, связанные с установкой и обслуживанием систем регулирования потребления тепла, системы расчетов за потребляемую энергию.

Наиболее яркие примеры управления нагрузкой и формирования тарифов на зарубежном оптовом рынке электроэнергии приведены в книге Семенова В.А. «Оптовые рынки за рубежом» [12]

 

VIII.    Заключение. Разрубить Гордиев узел.

1.    Наука «экономика теплоэнергетики рыночного хозяйства» в своем развитии безнадежно отстала от требований сегодняшнего дня, и является основным тормозом развития энергосберегающей теплоэнергетики России. Опыт западных стран и США, осмысленный еще в 30-х годах прошлого столетия, об отказе от усредненных издержек, и необходимости формирования тарифов на энергию на основе маржинальных издержек, в течение 60лет экономистами советской энергетики, и 14 лет менеджерами российской энергетики до настоящего времени не был осмыслен и не получил практического применения.

2.    Те методы расчета технико-экономических показателей работы ТЭЦ, которые отвечали условиям политизированной плановой экономики энергетики, оказались совершенно не приемлемыми в условиях рыночной экономики энергетики. Формальный подход к анализу экономических показателей ТЭЦ, усреднение технико-экономических расчетов, ради простоты отчетности, в регулируемой энергетике России, является основной первопричиной огромных потерь топливно-энергетических ресурсов в нашей стране.

 

3.    Сложность технологических расчетов в теплоэнергетике, стремление регулирующих органов упростить расчеты под требования экономической, финансовой и статистической отчетности, привели к тому, что в существующей тарифной политике на тепловую и электрическую энергию возникли следующие противоречия:

a)    существующее ценообразование осуществляется не на основе определения маржинальных издержек, а на основе оценки усредненных издержках, что противоречит основным правилом регулирования естественного монополиста - производителя энергетических товаров и услуг;

b)   оценка эффективности использования топлива осуществляется не по конечному результату - затратам топлива для конечного потребителя, а по промежуточным результатам - затратам топлива у производителя энергии;

 

4.    Исходя из климатических условий потребления и условий производства, на конкурентный рынок энергетической продукции представляется следующие виды товаров и услуг:

·     энергия: базовая, полубазовая, пиковая, внепиковая внебалансовая, внепиковая внутрибалансовая;

·     мощность: внутрибалансовая - заявленная; внепиковая;

·     резерв мощности: горячий, холодный, сезонный, заявленный перспективный, незаявленный – бесхозный;

·     сопутствующие товары и услуги: невозврат пара, конденсата, утечки сетевой воды из теплосети, техническая вода, зола, шлак, услуги по допуску потребителей к тепловым и электрическим сетям, услуги по метрологическому обеспечению и т.д..

 

5.    Анализ затрат энергетического производства по видам энергетических товаров и услуг, показывает что реальные затраты на производство различных видов энергии и мощности изменяются как 1 к 20. При этом самая дешевая энергия – это внепиковая внебалансовая энергия сбросного тепла, составляющая 20% от усредненной цены, а самая дорогая - пиковая, составляющая 400%.

 

6.    Усреднение технико-экономических расчетов в теплоэнергетике ради простоты экономической, статистической и бухгалтерской отчетности является первопричиной котельнизации России, вызывающей до 40% потерь энергосберегающего эффекта, массового отказа от теплофикации, отсутствия стимулов для внедрения энергосберегающих технологий. Усреднение не дает возможности применять передовой опыт США, Дании, Франции и других стран в формировании политики ценообразования для коммунального энергетического монополиста на основе продажи энергетических товаров по маржинальным издержкам.

 

7.    Применение метода анализа затрат по различным видам товаров и услуг, по маржинальным издержкам позволяет квалифицированно определить центры прибыли и центры убытков энергетического производства, разработать адекватную программу управления издержками (ПУИ) в теплоэнергетике.

 

8.    Метод анализа затрат по различным видам товаров и услуг - это и есть та «точка опоры», с помощью которой можно выявить объемы перекрестного технологического и социального субсидирования в тепло- и электроэнергетике. Переход на расчет маржинальных издержек - отправная точка, которая сможет «разрубить гордиев узел» парадоксов и противоречий существующей политизированной экономики энергетики.

 

 

  1. Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей. Сборник статей под редакцией Винтера А. В.Гоэнергоиздат, 1953.

 

 

Электронный адрес: exergy@list.ru

 

Список литературы



[1] Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей. Сборник статей под редакцией Винтера А. В.Гоэнергоиздат, 1953.

[2] Богданов А.Б. «Теплофикация-золушка энергетики», журнал "Энергетик", 2001, №11, с.5-10.

[3] Богданов А.Б. «Маржинальные тарифы в энергетике» ЭнергоРынок №4 (17) 2005г. стр. 18-22.

 Богданов А.Б. «Теплофикация –золушка энергетики» Энергетик 2001г стр.5-11

[4] Богданов А.Б. «Тепловой насос и теплофикация» журнал Сантехника, Отопление, Вентиляция СОК №3 2002г стр.56-59 www.exergy.narod.ru

[5] Vjgens Kjoer Petersen, Jorgen Aagaard Senior. Heat accumulators. News from DBDH №1/2004 p. 4-7

[6] Шкаровский А.Л. Индивидуализация систем отопления и горячего водоснабжения как способ повышения теплоэнергоэффективности централизованного теплоснабжения. Информационный бюллетень. Теплоэнергоэффективные технологии №4(37) 2004г стр. 57-62.

[7] Богданов А.Б. Проблемы энергосбережения в России, журнал ЭнергоРынок № 06(19) июнь 2005г стр. 52-56

[8] Реутов Б.Ф. Наумов А.А. Семенов В.Г. Национальный доклад «Теплоснабжение Российской федерации. Пути выхода из кризиса” Сайт Ростепло

[9] Альтшуллер Г.С. «Найти идею. Введение в теорию решения изобретательских задач» Новосибирск, Наука, 1991. 224с

[10] Lescoeur, J.B. Calland. Tariffs and load managment: the Frenсh experiencе. Electricite de Frace. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No.2, May 1987, p. 458-464.

[11] А.Дюрелунд» Правильная структура тарифов на тепловую энергию стимулирует энергосбережение у потребителей» Новости Датского Совета по Централизованному Теплоснабжению (ДСЦТ) 2002 стр.13-17

[12] Семенов В.А. Оптовые рынки энергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: ЭНАС, 1998.