Обращение к коллегам

Теплофикации нет альтернативы. Виноват метод анализа.

• Жители города Омска обращают внимание на то, что даже в самые холодные зимние дни из градирен ТЭЦ выбрасывается огромное количество пара. В это же время в городе работают десятки котельных, находящихся в зоне действия ТЭЦ. Согласно же расчетам, энергии сбросного тепла от градирен существующих ТЭЦ-3,4,5 хватит, чтобы при температуре наружного воздуха до минус 5? С не пользоваться услугами котельных. Почему не выгодно экономить дорогое топливо - и не выбрасывать тепло в атмосферу?
• Экономисты ТЭЦ и котельных столкнулись с таким фактом, что себестоимость тепла, вырабатываемая для летних потребителей, из-за малой нагрузки в 2-4 раза выше, чем себестоимость тепла для зимних потребителей. Здравый смысл подсказывает то, что круглогодичный потребитель должен быть самым выгодным потребителем, но существующий метод расчета, почему-то показывает, что летний потребитель по себестоимости самый дорогой. Парадокс! Почему существующий метод расчета не отвечает здравому смыслу?
• Считается, что городской житель, как потребитель электроэнергии, якобы дотируется за счет промышленных потребителей электрической энергии. Это глубоко ошибочное мнение. Расчеты показывают, что каждый житель города, который одновременно потребляет электроэнергию и тепло от ТЭЦ, обеспечивает экономное производство электроэнергии еще для 3-4 жителей области. Расход топлива для комбинированного потребителя составляет 50% от расхода топлива для потребителей, которые раздельно потребляют тепло от котельных, а электроэнергию по линиям электропередачи от ГРЭС. Парадокс! Почему мы не стимулируем самое экономичное комбинированное потребление энергии?
• Низко потенциальное тепло сбрасывается в канализацию, в атмосферу и не возвращается для повторного использования. Парадокс! За рубежом выгодно использовать сбросное тепло, а у нас нет! Там интенсивно внедряются тепловые насосы. Так с1993 года ежегодно внедряется около 1 млн. установок. Накоплен огромный опыт и масштабы внедрения. У нас же в России, где отопительный сезон составляет более 70% календарного времени, тепловые насосы мало кому известны. Единственное предприятие, выпускающее относительно крупные тепловые насосы, АО “Энергия” г. Новосибирска за период времени с 1992 по 1995 гг. смонтировал порядка 20 установок.
• Мы с удивлением знакомимся с посудой фирмы “Цептор”. Что за диво? Что за тепловое аккумулирование? Нас этому не учили. За рубежом разрабатываются и внедряются: энергетические установки с тепловым аккумулированием на 500Мвт.ч [11], подземные аккумуляторы “со скользящим давлением”, аккумуляторы фазового перехода. У них ставятся и решаются задачи создания максимально пиковых источников энергии на 290мвт, применение сезонного регулирования отпуска тепла. У нас нет даже постановки задачи о сферах и областях применения теплового, пневматического, химического, суточного аккумулирования энергии, не говоря о сезонном! Молчат проектные институты, молчат специализированные конструкторские бюро. Парадокс! Почему нам выгоднее вводить новые мощности, а им выгоднее использовать уже существующие?
• Почему себестоимость тепловой энергии от ТЭЦ равна себестоимости тепла от котельной, а не составляет как положено 50-60%? Почему потребителям стало выгоднее возрождать свои старые собственные котельные и отказываться от услуг централизованного теплоснабжения? Всё дело в расчете цены за энергию.
• В статье “Научные основы проектирования энергоэффективных зданий” [1] отмечено, что проектировщик столкнулся с “непреодолимой ситуацией” по реализации в отечественной практике метода расчета по “минимуму приведенных затрат”. Экономическая реальность экономики теплоэнергетики привела к тому, что энергия стоила дешевле газированной воды. Отсутствуют надёжные, прогнозируемые на ближайшие 30 лет показатели стоимости энергии и материалов. Являясь объективным, признанным во всем мире методом, метод расчета “по минимуму приведенных затрат” не дает адекватного результата в строительной политике!..” Парадокс! Как же определить выбор между теплом и изоляцией? Либо увеличить единовременные затраты на теплоизоляционные строительные конструкции, либо согласиться на рост постоянных затрат на отопление зданий?

Для ответа на поставленные вопросы, на примере города Омска, попробуем вскрыть коренные причины парадоксов и “..непреодолимой ситуации..” в теплоэнергетике России.

Тепловая энергия не является рыночным товаром!

Существующий на сегодня метод анализа стоимости тепловой энергии основан на традиционном (для нерыночного производства) подходе в определении усредненных затрат у производителей энергии за расчетный год на производство тепловой и электрической энергии. По этому методу все затраты относятся на производство тепловой энергии без анализа реальной стоимости производства энергии.. Городской житель реально не может непосредственно влиять на покупку тепловой энергии. От неё нельзя отказаться, взять меньше или больше, чем предоставлено к оплате. Покупатель не имеет права выбора - по какой цене, когда и сколько брать. Тепло при покупке не измеряется ни качественно, ни количественно. Для городского жителя в краткосрочном периоде тепловую энергию отопления нельзя адекватно заменить другим видом энергии.

1. Существующая политика ценообразования в принципе не отвечает технологии производства энергии для множества производителей тепловой энергии. Не учитывается основной закон диалектики: закон о переходе количества в качество. Что не имеет разницы для единичных производителей энергии (отдельная котельная), то экономически неприемлемо для общества с множеством производителей энергии (крупный город с десятками котельных).

2. Существующая тарифная политика совершенно не отражает климатические особенности региона. Выбор основного оборудования производится на расчетную температуру самой холодной пятидневки равную -37° С. В остальное время года в течение 360 суток (98.6 % календарного времени года) выбранное оборудование простаивает в резерве, не принося прибыли. Существующий тариф не отражает адекватную плату за длительный простой оборудования.

3. В рекомендациях для формирования тарифов [6], слабо учитываются качественные различия видов энергии как (всего как 1 к 1.6). Хотя, из 1 Гкал тепла в виде пара 4.0Мпа можно получить 1.02 Мвт.ч электроэнергии, что в 3-10 дороже тепла с отработанным паром для горячего водоснабжения. Реальная стоимость сбросного тепла направляемого в градирни в принципе должна быть на порядок дешевле, чем тепло, получаемое от сжигания топлива в котлах. Тепло от оборотных систем охлаждения конденсаторов турбин с температурой до 45 градусов должно отдаваться бесплатно, лишь бы кто-то гарантированно его потреблял. Не надо строить градирни! Наоборот, тепло, получаемое электрическим обогревом, в зимний максимум нагрузок, должно быть в 10-20 раз дороже, тепла получаемого от сжигания топлива в котлах.

4. Тарифы не учитывают количественные различия. Так при равномерном производстве тепла 1000 Гкал энергии в течение года достаточно мощности всего 0.11Гкал/час Для производства это же количество тепла, в течение холодной пятидневки потребуется мощность 8.3Гкал/час! Рост мощности установленного оборудования возрастает в 73 раза! А цена на энергию - неизменная! Цена не отражает: то, когда используется энергия - зимой, когда тепла не хватает для множества потребителей, или летом, когда из-за отсутствия потребителей тепло на ТЭЦ сбрасывается в атмосферу. Цена на энергию одинакова что зимой, что летом.

5. Согласно экономической теории, теплоизоляционные материалы и тепловая энергия являются взаимозаменяемым товаром – субститутами. Рост цены на один товар, автоматически влечет за собой рост объема спроса на другой товар. У нас же, в нерыночных условиях, этот фундаментальный экономический закон не находит адекватного отражения в регулируемых тарифах, что в конечном итоге и приводит к массовым ограничениям в обеспечении энергией.

Всеобъемлющий оптимум энергообеспечения.

В статье “Тарифный и нагрузочный менеджмент: Французский опыт” [5], определен тезис по достижению коллективного, всеобъемлющего оптимума для общества в целом, в области производства и потребления электрической энергии. Суть 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.”

Согласно экономической теории, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное предприятие - монополист должно придерживаться трех правил ценообразования: а) удовлетворение спроса; б) сведение к минимуму производственных затрат; в) продажа по маргинальной цене. Если первые два правила понятны, то третье правило в практике отечественной экономики теплоэнергетики не применялось и требует дополнительного пояснения.

Зарубежный опыт применения маргинальных тарифов на энергию.

Экономисты электроэнергетики США после 30-х годов стали утверждать, что цены на электроэнергию должны устанавливаться равными маргинальным (предельным), а не средним издержкам. Регулирующие органы в США в течение долгого времени противились данному “рецепту”. Но несмотря на то, что предельные издержки считать труднее, чем средние , в последние годы органы регулирования стали обращать внимание на них. Тарифы на электричество во многих штатах теперь варьируются по сезонам и по времени суток, отражая изменения предельных затрат на выработку электроэнергии.

Более 30 лет назад во Франции для того, чтобы обеспечить экономически развитие атомной энергетики в базовом режиме работы, было принято решение о применении тарифной политики на электроэнергию, основанной на маргинальной стоимости и отражающей фактическую технологию производства [5]. В настоящее время, действует более 6 видов тарифных систем разбитых на 4-5 зон потребления в итоге по 20-30 различным ценам. В некоторых случаях маргинальная стоимость энергии в пиковом режиме в 20 раз дороже стоимости энергии в базовом режиме. Плата за присоединенную мощность в зимний период в 2 раза выше, чем в летний период.

В [5] приведены примеры применения комбинированных тарифов в энергетике Франции (EDF Электричество Франции). Как многие другие коммунальные предприятия, EDF всегда придерживалось того мнения, что суть проблемы состоит в контроле всей системы с целью достижения всеобъемлющего оптимума для общества, путем определения наиболее подходящих тарифов и графиков нагрузочного менеджмента, путем сравнения стоимости и прибылей как для поставщика , что отражается в маргинальных затратах на производство и распределение , так и для потребителя ¹.

¹ Основная задача Региональной энергетической комиссии (РЭК) как раз и должна состоять: “…в контроле всей системы с целью достижения всеобъемлющего оптимума для общества. Путем определения наиболее подходящих тарифов и графиков нагрузки, путем сравнения стоимости и прибылей как для производителя, что отражается в маргинальных затратах на производство и распределение так и для потребителя….”

С начала 1965 года более 7млн потребителей энергии Франции перешли на использование двухставочного тарифа для населения!. Свыше 25 лет EDF использует двухставочные тарифы для каждого своего коммунального потребителя. В двухставочном тарифе предусматривается: одна цена на заявленную мощность и одна-две цены за использованную энергию.

Главным следствием применения многоставочных тарифов в энергетике Франции основанная на маргинальной стоимости энергии стала существенная разница в ценах на энергию, вырабатываемую в периоды с пиковой и базовой нагрузкой, достигающих значения 20 : 1. Такая тарифная политика вызвала экономическую целесообразность создания специализированных максимально пиковых тепловых устройств, работающих очень короткое время в году.

С 1957г. находится в применении “зеленый тариф” для потребителей среднего, высокого и очень высокого напряжения, отражающий 5 периодов с различными ценами: 3 периода зимой и 2 периода летом. Колебание стоимости энергии для пикового дня и для обычного дня составляет 10:1.

“Тариф пикового дня” предназначен для установки тепловых насосов, электрических бойлеров, дуговых печей и допускает полное отключение потребителей в часы с пиковой нагрузкой в энергосистеме. С 1988 года проходит апробацию “модулируемый тариф” для потребителей высокого и очень высокого напряжения, включающий в себя 4 периода: пиковый день, гибкий зимний период, гибкий промежуточный сезон, гибкий сезон низкой нагрузки.

Теоретические основы определения маргинальных (предельных) издержек в производстве достаточно ярко представлены в [4, 5].

• Одноставочный (сезонный тариф) за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легче понимается (не специалистом), но по нему несколько сложнее производить практические взаимные расчеты.[2] Из таблицы (1) наглядно видно, что для потребителя имеющего равномерное круглогодичное потребление цена за 1Гкал потребленного тепла в 8 раза ниже чем тем, кто потребляет энергию только зимой: – 73руб против 583руб. Предложения по формированию одноставочного тарифа приведены в [2].
• Универсальный – двухставочный тариф. Двухставочный тариф (таблица 1) в виде платы за заявленную мощность и за отпущенную энергию имеет более глубокий технологический смысл и отвечает технологии производства энергии [3, 9].По этому тарифу оплата производится за две различные услуги. А)–Плата за возможность потребления тепла. Она прямо пропорциональна заявленной тепловой мощности. Плата компенсирует все затраты на содержание оборудования в работе или в резерве и не зависит от того, сколько тепла было отпущено. Б)–Плата за фактическое потребленное тепло определяется прямо пропорционально потребленному теплу. Эта плата компенсирует все переменные затраты связанные с переработкой топлива. Двухставочный тариф более сложный в понимании (для неспециалиста), но он нагляднее определяет взаимную ответственность покупателя и продавца тепловой энергии и по нему проще производить взаиморасчеты.

Цена на тепло в зависимости от вида нагрузки, вида источника тепла и способа определения тарифа на примере г. Омска (цены 1999)

Плата за тепло для потребителей, которые не обеспеченны теплом в периоды максимальных тепловых нагрузок.

• Вспомогательный тариф на вне пиковую энергию. (таблица 2). Так как потребление этой энергии основано только на сбросном тепла, то и цена соответственно самая низкая 0-72руб/Гкал. Но, зато в часы максимального потребления тепла, этот потребитель полностью отключается. Расчеты по этому виду тарифов производятся как по одноставочному, так и по двухставочному тарифу [3]. Примеры: а) тариф для теплиц, работающих только с марта по ноябрь; б) тариф для переключения с марта по ноябрь “дополнительных летних потребителей” от промышленных котельных, не входящих в состав АК Омскэнерго к тепловым сетям энергосистемы и потребляющих сбросное тепло от турбин; с) тариф для подключения тепловых насосов; д) тариф для тех потребителей, которые, во время зимних максимумов тепловых нагрузок, перераспределяют свое потребление энергии и за счет сокращения технологического потребления тепла в пользу отопительной нагрузки. Соотношение цен на самое дорогое к самому дешевому теплу при этом может достигать 20–30 к 1 и более! Цель вспомогательного тарифа видится в том, что бы обеспечить экономические стимул для потребления отработанного тепла ТЭЦ, использовать технологические излишки тепла от промышленных предприятий и т.д.

Подход Российского законодателя к тарифной политике

Объявив курс на рыночную экономику, Российский законодатель совершенно не подготовился к экономической реформе в энергетике. Научные работы экономических институтов, не закончились законодательным определением энергии как базового товара общества, определением и утверждением экономически обоснованных принципов достижения коллективного оптимума в регионах. Региональная тарифная политика учитывает в основном социальные факторы и неадекватно учитывает технологию производства и потребления. Даже наоборот, те предприятия, которые потребляют энергию в самом экономичном, теплофикационном режиме вынуждены оплачивать в 3.5 раз дороже, чем самые неэкономичные по структуре потребители.

Принципы государственного регулирования тарифов [10] определены декларативно. Понятие о ценообразовании, на основании маргинальной стоимости в отечественной экономике теплоэнергетики вообще отсутствует.

Калькулирование себестоимости электрической и тепловой энергии осуществляется на основании инструкции [7] утвержденной в 1970г не отражающей ни технологической сути многогранного производства энергии, ни рыночных условий общества.

• А) Усреднение по категориям потребителей. В методических указаниях [6] п.13б предусматривается классифицировать потребителей электрической и тепловой энергии на основе статистической отчетности N46-эс по ведомственному признаку (промышленность, коммунальное хозяйство, сельское хозяйство, транспорт и т.д.) Для статотчетности этот принцип, годится, но для формирования тарифной политики для конкретных производителей и потребителей этот подход абсурден. Уже принятый положительный опыт Франции по классификации потребителей по уровню напряжений принятый отечественным законодателем необходимо и дальше дополнить богатейшей тарифной сеткой в зависимости от: мощности, периода, участия в пиках нагрузок, сезона.
• Б) Усреднение по анализируемому периоду. Ошибочен подход в назначении периода регулирования тарифов определенного по временному интервалу: -квартал, полугодие, год.. Для теплоэнергетики Омска, имеющей диаметрально противоположные условия от –37° С до +35° С органы регулирования тарифов пытаются делать анализ и нормирование по среднегодовой температуре +0.45° С. Данный подход предназначен только для обслуживания органов статотчетности Абсурд анализа и сплошная мешанина. Основой для анализа и нормирования должен быть годовой только график потребления энергии: так называемый график Россанра. Предлагается границу расчетного отопительного и неотопительного сезона принимать индивидуально по регионам. Для Омска расчетный отопительный период с 30 сентября по 1 мая. Расчетный режим пиковых отопительных нагрузок принять с 1января по 15 февраля.
• С) Усреднение по периоду отчетности. По установившейся традиции для всех отраслей России определяющим периодом является календарный год с 1 января и по 31 декабря. Этот подход, удобный органам статистики, совершенно не отвечает анализу технологии производства энергии. Так к началу отопительного сезона осуществляется самые затратные материальные и финансовые операции. Производится заготовка топлива, ремонты основного оборудования, зданий и сооружений. Изменяются технологические режимы, схемы работы оборудования. Затраты финансовых ресурсов связаны с отопительным и неотопительным периодом. Пора и отечественным энергетикам перейти к опыту зарубежных стран. Предлагается принять за расчетный период время с 1 мая по 30 апреля.

• В статотчетности нет методов системного анализа уровня топливо использования в регионе, городе. Нет системного анализа потерь энергии в целом по региону, городу. Именно системный анализ, а не просто механическая сумма потерь.
• На первый взгляд, вроде бы бухгалтерский учет и “безобидная статистика” не должны влиять на экономику. Отсутствует система классификации основных фондов по отношению к выпускаемой продукции. Беда в том, что технологи не владеют экономикой, а экономисты не знают технологии. Налоговые органы стали коллективным органом устрашения, которые сами толком не определило все нормативные документы, с которыми невозможно ни разобраться, ни квалифицированно бороться. Из-за несогласованности и бездеятельности экономистов, требования налоговых органов, бухгалтерского учета и статистики становятся важнее технологического смысла!
• Несовершенство и давление статистической и бухгалтерской отчетности над технологическим и экономическим смыслом является значительным тормозом во внедрении обоснованных методов системного анализа и управления экономикой энергетики региона. Наши экономические службы являются в большей части инструментом анализа и статистики уже сложившейся ситуации, вчерашнего дня. Из-за оторванности существующих инструкций от реальной жизни, незнания технологии, наша “бездеятельная экономика” не способна формировать политику будущего. От простой статистики в практику экономического управления необходимо внедрять такие понятия как: энергетическая политика, нагрузочный менеджмент; тарифная политика и т.д.

Почему исчез метод “относительных приростов”?

Длительное время, до 1995г в ПТЭ электрических станций был раздел по оптимизации нагрузок станций с помощью метода относительных приростов. Этот высококвалифицированный технологический подход, в какой то мере давал рекомендации по распределению электрических и тепловых нагрузок между различными источниками энергии. В условиях нерыночной экономики этого метода было достаточно. Реального влияния на тарифную политику он видимо не оказывал. Тарифы были жесткими, не регулируемыми. Только очень узкие специалисты понимали его технологический смысл. В основном он применялся как интеллектуальная игра энергетиков и как материал для написания научных статей. Почему? Потому, что для его реализации необходимо было учитывать множество конкретных ситуаций, ограничений, особенностей режимов работы. Без толковой математической модели, без вычислительной техники им пользоваться было невозможно.

Почему же в настоящее время, когда появилось большие возможности по применению вычислительной технике, требование по применению метода относительных приростов убрали из последних изданий ПТЭ электростанций? Причина одна! Нет экономической связи в применении метода относительных приростов с конечным результатом. Нет рыночной экономики энергетики. Нет метода анализа предельных затрат в экономике энергетике. Нет связи экономики и технологии. Все экономические расчеты основаны на всеобщем усреднении всех показателей: как по технологическим объектам, так и по времени – за месяц, квартал, год.

1. Потребители тепловой (электрической) энергии в регионе разбиваются по числу часов использования максимума нагрузок– Нмакс, на четыре различные категории.** Для условий г Омска это:

А – Базовые потребители энергии с Нмакс > 4500 час/год; (уровень цен от ТЭЦ – 73 руб.; от котельных 113 руб. за 1Гкал);

Б – Полубазовые потребители энергии (по сути энергии соответствующей базовой нагрузки отопительного периода) с Нмакс от1000 до 4500 час/год; (уровень цен от ТЭЦ – 114 руб.; от котельных 132 руб.);

С – Пиковые потребители энергии Нмакс менее 1000 час /год (уровень цен от ТЭЦ и от котельных одинаковый по 573 руб.);

Д – Внепиковие потребители, не потребляющие энергию в часы максимальных тепловых нагрузок в течение 1000час/год (уровень цен от ТЭЦ – от 0 до50 руб.; от котельных 113 руб.);

2. Потребители тепла разбиваются по параметрам потребляемой энергии: пар 1.2-40 ата, горячая вода (это в существующих методических материалах имеется, но необходимо дополнить по температуре сетевой воды до 40, 70, 110, 150-180град )

3. Производителем и потребителем взаимно согласовывается и утверждается баланс мощности и баланс энергии. Согласованный баланс мощности включает: а) базовую мощность б) полубазовую мощность, в) пиковую мощность, г) краткосрочный резерв мощности, е) долгосрочный резерв мощности, ж) необоснованный резерв мощности производителя. З) внепиковую мощность

4. Переменные затраты - топливо, расходные материалы, вода, реагенты в стоимости каждой части распределяется по категориям А.Б.С.Д. пропорционально выработанной энергии.

5. Постоянная составляющая затрат (эксплуатация, ремонт, все прочие затраты) распределяются по категориям: а)- по технологическому признаку (пиковые бойлера, пиковые котельные, пиковые газовые турбины, пиковые гидроаккумулирующие ГЭС); б)- при равнозначности признаков и оборудования (паровые котлы, здания, сооружения и т.д) пропорционально установленной тепловой мощности - А.Б.С.

6. Затраты на обеспечение пиковой части и полубазовой части нагрузок должны авансироваться в течение всего года и списываться соответственно только на пиковую и на полубазовую нагрузку. В пиковую часть затрат необходимо так же отнести все затраты связанные с обеспечением высокой температуры теплосетей, а именно затраты на ХВО, затраты на обеспечение высокого давления в теплосети, пиковые источники тепла и оборудование обеспечивающее их работу. (Особо обращаю внимание на этот коренной принцип.)

7. При комбинированной выработке тепловой энергии топливная составляющая, как на тепло, так и на электроэнергию сокращается до 40-50% против раздельной выработки. Потребители, которые одновременно потребляют тепловую и электрическую энергию от ТЭЦ и, обеспечивают комбинированное производство энергии, также должны получать выгоду в снижении тарифов на тепло и электроэнергию.

8. Методические указания [8] должны быть переработаны. При этом удельный расход топлива на выработку электроэнергии должен приниматься на уровне современных ГРЭС с аналогичными параметрами пара, а вся экономия топлива от комбинированной выработки должна относиться на производство тепла для целей теплоснабжения именно с горячей водой. Мое личное мнение, что в условиях Сибири, эффект от теплофикации на 70% должен быть отнесен на удешевление производства тепловой энергии

9. Законодатели региона должны определять стратегию развития региона и определять для региональной энергетической комиссии направление чему отдавать предпочтение в регионе. Если предпочтение направить на удешевление тепловой энергии от ТЭЦ, тогда выгода от комбинированного производства будет адресована населению города. Если предпочтение направить на электроэнергию, тогда выгода будет больше представлена потребителям электроэнергии и селу.

10. Задача распределения экономического эффекта от комбинированного производства энергии [8] является не технической, и даже не экономической, а скорее политической задачей для региона. Региональная энергетическая комиссия, как контролирующий орган ценообразования, должна владеть физическим объемом экономии топлива от комбинированного производства энергии и своим решением проводить региональную энергетическую политику. Определять, куда относить экономию топлива: либо только на электроэнергию, либо только на тепловую энергию, либо поровну и на электроэнергию и на тепловую энергию.

** Именно число часов использования максимума заявленной нагрузки (Нмакс), должно быть наиболее определяющим показателем для выбора вида тарифа как для электрической, так и для тепловой энергии.

Пример применения маргинальных тарифов при выборе тепловой изоляции здания.

Решение о эффективности внедрения теплосберегающих мероприятий принимается не по усредненной цене за год 150 руб. а по замыкающей маргинальной цене периода. (руб/Гкал)
от котельной: - зимой - 573; весной, осенью - 132; летом -113;
от ТЭЦ: - зимой - 573; весной, осенью -114; летом -73

Таблица 3

Из таблицы [3] видно, что затраты средств, на тепловые потери через тепловую изоляцию зданий, трубопроводов при существующем методе расчета по усредненным затратам занижены: зимой в 3.83 раза, а за отопительный сезон в 1.74 раз против реальных затрат, определенных по маргинальным тарифам. Наглядно видно, что для компенсации потерь дорогого тепла экономически выгодно применять более дорогие и более качественные теплоизоляционные материалы, или находить альтернативные более дешёвые, максимально пиковые источники теплоснабжения.

Первые результаты внедрения двухставочных тарифов на тепло.

Впервые в России, с января 1996г Региональная энергетическая комиссия (РЭК) Санкт-Петербурга утвердила двухставочный тариф. Против усредненного тарифа 131.2 руб./Гкал, ежегодная плата за заявленную мощность составила 180тыс руб./(Гкал/час), плата за потребленную тепловую энергию составила 65.6 руб./Гкал. К городским властям посыпался поток жалоб за неимоверный рост затрат на тепло. Двухставочный тариф не выгоден тем предприятиям, у которых были завышенные заявленные тепловые мощности. Выяснилось, что многие городские предприятия заявляли значительно больше мощности, чем реально было необходимо. В сентябре 1997г. утверждены “Порядок применения двухставочного тарифа при изменении подключенной нагрузки”. Применение двухставочного тарифа позволило снизить заявленную тепловую мощность с 3194 Гкал/час до 1568Гкал /час. Сокращение заявленной и неиспользуемой мощности составило 48%! Наибольшее сокращение тепловой нагрузки отмечено за счет отказа потребителей от вентиляционной нагрузки.

На первом этапе, даже при отсутствии приборов регистрации и учета тепла, абсолютно честный переход на двухставочные тарифы при равенстве годовой платы, позволил как лакмусовая бумажка выявить неэффективное не использование заявленного тепла. На более длительную перспективу появится экономическая целесообразность не просто, и не только сокращать пик заявленной тепловой мощности, но на основе альтернативной стоимости, применять новые технические решения.

Двухставочный тариф, хотя и ближе всех по сути подходит к маргинальному тарифа, но и он не полностью отражает его смысл. Именно в расчете стоимости дополнительной единицы энергии заключается смысл маргинального тарифа.

Ожидаемые результаты от внедрения маргинальных тарифов.

Главным результатом применения маргинальных тарифов в энергетике становится существенная разница в ценах на энергию, вырабатываемую в периоды с пиковой и базовой нагрузкой, достигающих значения 19:1. Основным следствием введения маргинальных тарифов станет реальная жесткая борьба за рынок тепловой энергии. Главным критерием для вхождения в рынок является цена. Предлагаешь дешевую энергию- входи в рынок, тот у кого цена будет самой дорогой вынужден выйти из рынка.

Маргинальные тарифы на энергию – это лакмусовая бумажка, делающее невидимое видимым, позволяющее увидеть многообразие видов энергии с различной ценой, позволяющие конкретно ставить задачи по достижению коллективного оптимума развития общества.

Именно маргинальное ценообразование способно конкретно и ясно выделить экономичное и неэффективное производство энергии. Введение в экономический анализ таких понятия как пиковые и базовые потребители способны произвести кардинальный пересмотр в идеологии формирования энергетической политики крупного города, схемы теплоснабжения городов. Еще нагляднее видна технологическая и экономическая необходимость размещение источников пиковой энергии непосредственно у потребителей энергии. Наглядно обосновываются применение трехтрубные системы теплоснабжения. Параметры работы магистральных тепловых сетей снизятся со 150 до 90-115 ? С, по давлению с 1.4 Мпа до 0.6 Мпа.

1. массовый отказ потребителей от неэффективного использования заявленной тепловой мощности;
2. сокращение пиковой части нагрузок на 25-40% от заявленной мощности; отказ от вентиляционной нагрузки;
3. значительного ужесточения дисциплины по выполнению договорных обязательств теплоснабжающей организацией по температурному, гидравлическому, воднохимическому режиму работы тепловых сетей;
4. перенос тепловых нагрузок из пиковой части во вне пиковую часть нагрузок (теплицы, вентиляционная нагрузка, нагрузка горячего водоснабжения)

В долгосрочном периоде (3-8 лет) такая политика вызовет экономическую целесообразность развития альтернативных способов возмещения затрат на дорогую тепловую энергию путем:

1. создания экономических условий для образования конкурентного рынка тепловой энергии для альтернативных производителей тепла имеющих право выхода на объединенные тепловые сети города;
2. дальнейшего развития комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ на базе дополнительных, вне пиковых потребителей тепла. Это “второе дыхание теплофикации”;
3. развития малых ТЭЦ, парового привода, малых ГТУ на базе существующих тепловых нагрузок производственных котельных;
4. создание технологических схем совместной (параллельной –последовательной) работы котельных различных собственников на единые тепловые сети города, дающие эффект в экономии 45-55% топлива;
5. создание энергоэффективных зданий с применения более эффективных способов тепловой изоляции, строительных ограждающих конструкций, альтернативными, максимально пиковыми источниками тепла;
6. создания экономических условий для массового внедрения поэтажного, поквартирного регулирования и учета тепловой энергии;
7. замены дорогой первичной энергии топлива на энергию вторичных источников сбросного тепла таких как: тепло уходящих газов котлов, сбросного тепла заводских систем охлаждения, градирен
8. создания схем с покрытием пиков нагрузок от аккумуляторов тепловой энергии, абсорбционных тепловых насосов, подземные аккумуляторы со скользящим давлением, аккумуляторы фазового перехода.
9. создания специализированных, максимально пиковых, тепловых устройств, работающих очень короткое время в году (крышные котельные, камины);
10. на базе взаимно увязанной тарифной политики на тепловую и электрическую энергию внедрения схем низкотемпературного транспорта тепла от ТЭЦ с компрессионными тепловыми насосами;
11. комбинированного производства пара, как для промышленных технологических нужд заводов, фабрик (мясокомбинаты, молочные заводы, трикотажное производство, биологические препараты, паровые молота, хлебозаводы и т.д.) так и на отопительные нужды населения сверх потребностей технологии.

1. Провести экономический всеобуч инженерного и экономического персонала участвующих в экономическом управлении производством. и сбытом энергии. В состав обучаемых необходимо включить представителей Региональной энергетической комиссии (РЭК), энергетиков промышленных предприятий производителей и потребителей энергии. Показать эффективность и недостатки теплофикации. Рассчитать ущерб: от недоиспользования теплофикационных мощностей; от завышенных диаметров сетевых трубопроводов
2. Произвести маркетинговое обследование потребителей тепловой энергии. Определить реальные балансы энергии, балансы мощностей, необходимые параметры пара, воды и графики потребления энергии.
3. Разработать и утвердить энергетическую политику региона.
4. Внедрить анализ баланса бесполезных потерь энергии (анергия) при производстве, транспорте, продаже в перерасчете на топливо и на деньги.
5. Разработать и утвердить экономические принципы работы объединенной теплоэнергетической системы города. Разработать положение, определяющее экономические условия совместной работы тепловых источников различных собственников на объединенные тепловые сети, положение о входе или выходе тепловых источников в теплоэнергетическую систему города;
6. Разработать и утвердить технические условия, положения, принципы, касающиеся работы объединенных тепловых сетей. Это положения: о балансе энергии, балансе мощности в регионе, о температурном графике; о централизованном и местном регулировании отпуска тепла; о водно-химическом режиме; о гидравлическом режиме; правила подключения котельных для последовательной и параллельной работы и т.д.
7. Создать департамент энергетики крупного города. Назначить главного энергетика города, региона.
8. Разработать положение о консервации, о банкротства тепловых источников проигравших рынки сбыта тепловой энергии.

1.Нет хозяина инфраструктуры “теплоэнергетика региона”

При комбинированном производстве энергии существуют два противоположных подхода к выбору основной цели производства а) подход инфраструктуры “электроэнергетики”, б) подход инфраструктуры “теплоэнергетики”.

Задача инфраструктуры “электроэнергетики” состоит в том, чтобы в первую очередь обеспечить надежное и бесперебойное, конкурентно более дешевое электообеспечение на федеральном уровне. При этом задачи теплоснабжения регионов является второстепенной. За инфраструктурой “электроэнергетика” стоит очень мощный, технологически и экономически образованный заказчик, и хозяин – РАО ЕС России. Для идеологического, методологического обеспечения задач федерального уровня стоящих перед “электроэнергетиками” создан Научно-исследовательский институт экономики энергетики (НИИЭЭ).

Задача инфраструктуры “теплоэнергетика” состоит в том, чтобы обеспечить надежное и экономичное теплоснабжение на региональном уровне. Инфраструктура “теплоэнергетика”. территориально и технологически разобщена. Нет методически обоснованной политики энергообеспечения региона. Нет системного подхода по достижению оптимума топливоиспользования, достижения коллективного оптимума региона. В регионе нет хозяина “инфраструктуры теплоэнергетики” Так называемая “Схема теплоснабжения городов”, являются единственным документом для “теплоэнергетиков регионов”, но и этот документ в экономической части опирается на нормативные документы отвечающим инфраструктуры “электроэнергетика”.

2. Нет идеологии, нет цели в достижения коллективного оптимума общества, региона.

Научно-исследовательский институт экономики энергетики (НИИЭЭ), за свой десятилетний стаж работы не решился адаптировать зарубежный опыт рыночный энергетики к условиям России. НИИЭЭ не внедрены законодательные предложения, способствующие достижению всеобъемлющего коллективного оптимума в рыночных условиях. Монополист не контролируется на выполнение всех трех правил ценообразования: а) удовлетворение спроса; б) сведение к минимуму производственных затрат; в) продажа по маргинальной цене.

3. Нет знаний особенностей комбинированного производства энергии и расчета экономического эффекта при комбинированном производстве энергии.

Оценка эффективности комбинированного процесса производства энергии на ТЭЦ имеет два принципиально противостоящих метода расчета. По первому, так называемому “физическому методу” вся экономия топлива относится на удешевление производства электрической энергии. Этот метод лежит в основе существующих нормативных документов РАО ЕС, и решает задачу в пользу инфраструктуры “электроэнергетика”.

По второму, так называемому “эксергетическому методу”, вся экономия топлива относится на удешевление тепловой энергии. “Эксергетический метод” отвечает интересам инфраструктуры “теплоэнергетика” региона, но он не доработан до практического применения и не утвержден к нормированию.

В течение 1953-1992 года дискуссии по выбору метода анализа вообще была закрыта в пользу “физического метода”. И только в 1994г тогда, когда началось массовое возрождение старых и неэкономичных котельных в методику [8] явочным порядком, были внесены изменения, позволяющие до 20% эффекта от экономии относить на “тепло”. Остальные 80% по прежнему относятся на “электроэнергию”

С 1992 до настоящего времени в идет дискуссия о применении промежуточных методик анализа таких как: рациональный, компромиссный, эквивалентный, нормативный и т.д. Так как, регион самостоятельно определяет тарифы на энергию, то решение о необходимости применение новых методик должен принять сам региона. Если “хозяин региона” владеет энергетической политикой региона, то он будет принимать тот метод, который отражает интересам региона. Если ему все равно, то он примет то, что предложат монополисты от инфраструктуры “электроэнергетика”.

4. Маргинальные цены намного тяжелее считать. Прежде чем их считать необходимо, уяснить технологическую и экономическую суть. . В старых правилах технической эксплуатации электрических станций (ПТЭ) вплоть до 1995г было требование оптимального распределения нагрузок на основе метода относительных приростов топлива. В новых изданиях правил это требование исключено. Трудно считать!. На региональном уровне необходимо: утвердить принципы классификации и формирования основных фондов, внести корректировки и дополнения в инструкции [6,7,8] отражающие интересы развития региона.

5. Наконец самое главное. Квалифицированное энергосбережение в виде маргинальных тарифов никому конкретно не нужно. Задача создания коллективного оптимума это долговременная задача общества на 4-8-12лет . В краткосрочном периоде никому не выгодно заниматься коллективным оптимумом общества.

1. Выборным лицам, депутатам отдача от политических вложений нужна только сегодня, сейчас. Только глубокие личные знания и убежденность способны заставить депутата заняться долгосрочным квалифицированным энергосбережением.
2. Энергосистема (АО-энерго) не занимается коллективным оптимумом для общества. Задача энергосистемы, несмотря ни на какие трудности, обеспечивать жителей тепловой и электрической энергией. В настоящее время АО-энерго вынуждено решать только краткосрочные текущие задачи: топливо, налоги, переток, зарплата, если удастся ремонт. “Дедушка Мороз” заставляет производить и продавать тепловую энергию, не задумываясь о системах ценообразования.
3. Маргинальное ценообразование монополисту не выгодно в принципе. Защитив усредненные тарифы, даже без злого умысла, можно завуалировать неэффективное производство в общих затратах. Самое опасное то, что маргинальное ценообразование за счет более жесткого анализа, вызовет значительную, до 20-40% потерю нерационально оформленного существующего рынка сбыта. Придется принимать решение по неэкономичным источникам энергии. Но в долгосрочном режиме предприятия обязательно восстановят и удвоят свое потребление тепла от ТЭЦ.
4. Ученые экономисты регионального уровня могут и должны дать свои рекомендации, но перед ними необходимо поставить задачу. Населению, депутатам трудно разобраться в энергетике и тем более в политике энергетики.

Заключение

Теплофикации нет альтернативы! Есть только дополнение и совместное использование ТЭЦ и котельных. Парадоксы в энергетике существуют по вине неквалифицированного метода нормирования утвержденного на федеральном уровне! Основной причиной возникновения парадоксов в энергетике является существующий на сегодня метод усреднения затрат при определении стоимости энергии. Усреднение, ради простоты расчета, является непреодолимым препятствием на пути внедрения энергосберегающих технологий. Именно из - за усреднения, наше национальное богатство – теплофикация, завуалирована и теряет свою очевидную привлекательность для общества.

Именно в усреднении скрывается низкая (всего 25-35%) эффективность использования основного оборудования. Наше нерыночное мышление позволило нам заложить огромные резервы в составе оборудования ТЭЦ и котельных, в диаметры трубопроводов тепловых сетей, в завышенные сечения проводов ЛЭП, завышенные мощности наших трансформаторных подстанций.

Маргинальные цены, это лакмусовая бумажка, конкретно покажут, во что обходится нам содержание необоснованного резерва мощности. Кто за эти необоснованные резервы должен платить: либо покупатель, либо сам производитель энергии. Конкурентная борьба за рынок найдет свои резервы, и заставить принять решение в пользу покупателя.

В регионах, нет осмысленной и оформленной идеи энергообеспечения общества, нет энергетической политики отвечающей целям достижения коллективного оптимума общества.

В обществе не сформулирована задача по достижению коллективного оптимума общества. Стоимостные показатели, определенными на основе маргинальных тарифов с разницей в цене на энергию, как 19 к 1 должны стать действенным инструментом по достижению коллективного оптимума по формированию стратегии в энергетической, строительной индустрии общества. Значительно расширяется экономическая ниша для применения новых энергоэффективных, энергосберегающих технологий.

Существующий на сегодня метод анализа стоимости энергии не отражает ни технологию производства энергии, ни рыночные отношения. Необходимо произвести классификацию видов энергии и на ее основе утвердить идеологию калькулирования затрат на различных видов энергии.

Усреднение, “безобидная статистика”, бухгалтерский учет и агрессивная налоговая политика, являются значительным тормозом во внедрении обоснованных методов анализа и управления экономикой энергетики региона. Для энергетики должны быть разработаны отраслевые принципы классификации и учета основных фондов отражающие технологию производства энергии.

Научно-исследовательский институт экономики энергетики (НИИЭЭ) обеспечивает методологическое сопровождение задач федерального уровня стоящих перед инфраструктурой “электроэнергетика”. Задачи регионального уровня инфраструктуры “теплоэнергетика”, не имеют регионального хозяина, и не имеют методического и нормативного обеспечения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Табунщиков Ю.А., Бродач М.М. Научные основы проектирования энергоэффективных зданий, АВОК, 1998,№1.
2. Богданов А.Б. Сезонные тарифы основа топливосберегающей политики. АВОК N6 1996г c.7-12
3. Богданов А.Б. Маргинальные тарифы на тепловую энергию. Журнал “Энергия” №5 1998г. с 2–8
4. Экономика С. Фишер Р. Дорнбуш. Р. Шмалензи Перевод с английского. “Дело” ;Москва 1993г.
5. .Lescoeur, J.B. Calland ‘Tariffs and load managment: the Frenh experienct” . Electricite de Frace. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No.2, May 1987. 458-464
6. Методические указания “ О порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке” Утверждены Председателем ФЭК России 16 апреля 1997.
7. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии, утвержденной Минтопэнерго СССР утвержденной Минэнерго СССР 18.03.1970 .
8. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации ор тепловой экономичности оборудования. СПО  ОРГРЭС 1995г (РД 34.08.552-95)
9. “Маргинальные тарифы на энергию” Журнал Регион-плюс №2 1997 стр. 98-110 г. Омск
10. Федеральный закон “ О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации” №41-ФЗ 11 апреля 1995г.
11. Г.Бекман П.Гилли Тепловое аккумулирование энергии. Перевод с английского Москва “Мир” 1987

О себе. Богданов Александр Борисович.

• “инженер - электрик, электрических станций”-1973 ПИИ Павлодар
• “инженер - теплоэнергетик, тепловых электростанций”1979ТПИ Томск
• “организатор промышленного производства” 1987 УПИ Свердловск

Маргинальные тарифы не дают мне покоя уже много лет. Убежден, что в существующей тарифной политике кроется основная причина неэффективного использования энергии и топлива. Двадцать шесть лет неформальный работы на ТЭЦ, расчеты на логарифмической линейке и компьютере дает уверенность в правоте моего подхода. В своей работе приходится сталкиваться со специалистами разного профиля. К сожалению, даже среди теплоэнергетиков энергосистем мало специалистов, которые владеют широким взглядом на энергетику и на технологию, и на экономику. Очень немногие имеют личную убежденность, чтобы усомнится в правоте тех или иных нормативных документов.

Каким образом достучатся до федеральных и региональных энергетических комиссий? Как достучатся до промышленных энергетиков? Как обратить внимание родной энергосистемы о необходимости формировать свою региональную энергетическую политику?

С уважением А. Б. Богданов