^{Три национальных показателя энергоэффективности России, или же строить мини-ТЭЦ в России или нет?}

 

Богданов  А.Б.- Начальник сектора энергоресурсосбережения ОАО «МРСК Сибири».

Аналитик теплоэнергетики  России.

     

Проезжая  по нашей столице, каждый мог обратить внимание, насколько сильно парят  московские ТЭЦ.  Так от каждой градирни ТЭЦ  средней  производительности, сбрасывается в атмосферу  порядка 200÷400Гкал/час, что равно теплу примерно 2÷5 котельных средней производительности. В тоже время наряду с работой ТЭЦ и ГРЭС на атмосферу, в   крупных городах работают и проектируются множество котельных, в лучшем случае мини-ТЭЦ с низкими параметрами пара.   Квалифицированный инженерный расчет   показывает,  что  в случае, когда на ТЭЦ или ГРЭС города Москвы, Красноярска, Питера, Омска и т.д. работает хотя бы одна градирня, безвозвратная  потеря  топлива на котельных этого города  за отопительный сезон, составляет  порядка 75÷80% от количества сожженного топлива на этой котельной!  Надо себе только представить,  что из-за отсутствия  адекватного энергосберегающего законодательства  такого как в Дании, Германии запрещающего строительство котельных без комбинированного производства электричества на базе теплового потребления  каждые  3 из 4  вагонов с топливом  на котельных любого Российского  города бездарно выбрасываются в атмосферу. Однако, как ни парадоксально  но, ни в новом  федеральном  законе  261-ФЗ «Об энергосбережении»,  ни в  проектах законов «О теплоснабжении»,  не определены федеральные региональные  органы, отвечающих за показатели теплофикации России и субъектов федерации.  Причина, почему нет ответственности очень проста -  нет главных показателей, по которым можно было бы наглядно и однозначно оценить результат деятельности экономики энергетики предприятия, города,  региона, России.

Указ президента России Д.А.Медведева  о необходимости обеспечить  к 2020году экономии  на 40% энергетических ресурсов,  через показатель энергоемкости валового внутреннего продукта не находит конкретных технологических  и экономических решений. Энергоемкость внутреннего валового продукта России  это настолько глобальный макроэкономический показатель, что по нему практически невозможно установить конкретную ответственность и определить нормы по отдельным субъектам федерации, по регионам, по городам, не говоря о отдельном  предприятии. Как, же обеспечить выполнение нового Закона об Энергосбережении, Указа президента? Строить или нет  красивые котельные  и мини ТЭЦ?  Почему у России высокая энергоемкость Валового внутреннего продукта (ВВП)?

  Изучая проблему больших неоправданных потерь,  необходимо отметить, что Россия имеют  три объективные национальные причины, которые исторически предопределяют высокую энергоемкость ВВП страны . Это прежде всего три причины:  а) «Климат», б) «Просторы» и с) «доступное  Топливо».

Климат. Холод это важнейшая национальная особенность России.  Именно из-за того, что мы страна холода  мы должны иметь энергетические  мощности в 3.8 раз больше и потреблять в 3.3 раза больше тепловой энергии, допустим  чем в нежаркой  Дании (слайд №1) Более подробно  о влиянии климата на энергетическую эффективность России  можно найти в моей  статье «Климат России и теплофикация»   и серии статей «Котельнизация России-беда национального масштаба» журналов «Новости Теплоснабжения» и «ЭнергоРынок» за 2006÷2009годы

Просторы.   Именно просторы  это вторая важнейшая национальная особенность России.  Именно на бескрайних сибирских просторах мы вынуждены строить самые длинные  в мире линии электропередач. Именно из-за того, что плотность населения в России  в 33 раза меньше чем скажем в той же Дании,   мы теряем энергии на транспорт электрической энергии в 2 раза больше 7÷8% вместо 4÷5% в Европе (слайд №2).

Топливо.  И наконец, самая  главная  и все определяющая причина это доступное и дешевое Топливо. Именно доступное и дешевое Топливо и Электроэнергия на внутреннем рынке является главной объективной причиной  высокой энергоемкости валового внутреннего продукта России,  является главным тормозом энергоресурсосбережения.   Именно, из-за того, что в России цена на электроэнергию  в 2,9÷7,2 раза ниже чем в Европе эне6ргосберегающие технологии типа: тепловые насосы, тепловые аккумуляторы, ветроэнергетика, остаются  экзотическими, не находят   широкого практического применения, остаются  неизвестными  и невостребованными  (слайд №3). Гораздо проще  построить новую котельную,  сжигать недорогой, на внутреннем рынке природный газ ценой  40÷60$/тыс.м3 (против 240÷300$/тыс.м3 на внешнем рынке),   чем добиться устранения перекрестного субсидирования  и формирования справедливо низкого уровня  цены на тепловую энергию отработанного пара от  турбин ТЭЦ!     

 

Перекрестное субсидирование.  Кроме,  трех вышеназванных объективных  причин имеются и чисто субъективные причины. Самая главная и важная причина это сложившаяся десятилетиями  система  скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования в энергетике. Перекрестное субсидирование это перенос затрат с одного вида энергетического товара на другой вид энергетического товара. С переходом на рыночные отношения на рынок энергетического товара предоставляется более 39 видов товаров и услуг Подробнее в цикле статей «Котельнизация России – беда национального масштаба»  а так же на сайте.  http://exergy.narod.ru/stok_ru.htm  Задача выявления и устранения негативного  влияния это как «Клондайк»  для энергоресурсосберегающей  экономики энергетики России.  Существует более 10 видов перекрестного субсидирования типа: субсидирование  «Конденсационной электрической энергии», за счет «Комбинированной энергии»,  «субсидирование Мощности» за счет «Энергии»,  «субсидирование Надежности» за счет «Энергии», «субсидирование Электрической энергии» за счет  «Тепловой энергии»,  «субсидирование долгосрочного Резерва» за счет «Энергии», «субсидирование Новых потребителей» за счет «Старых потребителей» и т.д и т.п.

Коренные причины перекрестного возникновения  субсидирования уходят в далекие 1950года. Главная движущая сила  скрытого перекрестного субсидирования топливом в 1950÷1990годах,   это  политический  заказ страны,  с целью показать что «..мы впереди планеты всей».  Ошибочность и недостатки существующих методов  государственной отчетности об экономической эффективности производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ можно увидеть из анализа форм статистической отчетности проводимой формой   ОРГРЭС по форме 6-ТП (табл. 3.2 2004г).  Пытливый  аналитик может увидеть, что  производство  тепловой энергии  на  блоках 240ата  обходится с удельным  расходом  топлива 131,8 кг.у.т/Гкал. Много это или мало,  можно оценить  сравнивая с  теоретический эквивалентом расхода топлива при КПД=100%. который составляет 142,8кг.у.т/Гкал. Удивительная государственная отчетность показывает то,  что тепловая энергия  на ТЭЦ производится с КПД 108,4%  (слайд №4). Необъяснимые загадки  души русской! Иметь КПД больше 100% и быть самыми энергозатратными!

С переходом к рыночной экономике система перекрестного  субсидирования,  по умолчанию плавно перетекла в нормативные документы рыночной экономики энергетики,  искусственно передав  все преимущества региональной теплофикации  федеральному электроэнергетическому комплексу РАО «ЕЭС России». Более подробнее,  о видах и сути перекрестного субсидирования в энергетике можно познакомится в моих статьях:  Богданов А.Б. «Перекрестное субсидирование в энергетике России» ЭнергоРынок №3 за 2009год  а также на сайте.  

Перекрестное субсидирование,  это как «раковая опухоль» российской теплоэнергетики    всего нашего общества.  Ложные ценности, ложные цели,  не отвечающие технологии неразрывного производства и потребления энергии, вот уже  в течение 60 лет  завели энергосберегающую политику России в тупик!  Можно и дальше перечислять проблемные вопросы, но это темы отдельных аналитических работ!  Цель этой статьи не только критиковать, для этого не нужны фундаментальные  знания,  но и дать ответ! Что  же делать?

 

Научиться считать экономику энергетики!

На первый взгляд  строительство мини-ТЭЦ, а так же как и строительство  квартальных котельных, работающих на газе кажется отличным альтернативным  технологическим направлением в борьбе с естественными монополистами. Однако только квалифицированный инженерный анализ,  выполнений на основе первоисточников - энергетических характеристик технологического оборудования, показывает реальную картину по степени экономичности и целесообразности  применения  мини-ТЭЦ в регионе, городе.  Для квалифицированного ответа на  вопрос,   стоит или не стоит  строить  мини -ТЭЦ в регионе рассмотрим некоторые  непривычные  для  неспециалистов  национальные показатели оценки качества энергосберегающей политики России.

Всего три национальных показателя энергоресурсосбережения страны способны перевернуть с головы на ноги всю энергосберегающую политику России, способны восстановить логический смысл, создать здоровый инвестиционный климат. Первый  - самый сильный и самый наглядный национальный показатель энергосбережения это  а) качество энергоемкости потребляемой (производимой) тепловой и электрической энергии.  Второй  наглядный и легко  оцениваемый национальный показатель энергоэффективности  б) удельная выработка (потребление)  электроэнергии на базе теплового потребления W[мВт/Гкал] города, региона,  страны.  Наконец   третий национальный показатель энергоэффективности с) коэффициент полезного использования  топлива КПИТ [%] при выработке (потреблении) тепловой и электрической энергии города, региона, страны.

 

Первый национальный показатель энергосбережения  «Качество энергоемкости энергии»

            Для анализа качества энергоемкости энергии необходимо перейти  от анализа удельных расходов  топлива на электроэнергию и тепловую  энергию на анализ эффективности по относительным показателям потребности топлива на единицу производимой энергии. Численно относительный показатель энергоемкости энергии,  это величина обратно пропорциональная КПД производства энергии.   Энергоемкость производимой энергии,  это показатель который наглядно показывает - сколько единиц первичной энергии в виде топлива для ТЭЦ и ГРЭС, в виде воды для гидроэлектростанции  ГЭС, и в виде тепла от атомного реактора  АЭС, необходимо затратить для того,  что бы получить одну единицу  товарной продукции: тепловой или электрической энергии при подключении потребителя.

Ниже  приведена  универсальная система классификация  качества энергоемкости  производимой  тепловой и электрической  энергии на ГРЭС, АЭС, ТЭЦ, ПГУ, ГЭС,  котельных, тепловых насосах.   Из графика (рис.1) наглядно видно, какие  источники энергии  являются высоко затратными   по потреблению энергии  первичного источника и требуют отвода сбросного тепла в окружающую среду, а какие источники   наоборот обеспечивают потребителя качественной товарной продукцией – теплом  с потреблением  сбросного тепла окружающей среды  или сбросного тепла промышленного производства.

Самым неэффективным и высоко затратным видом энергии   является электрическая энергия,  произведенная  по конденсационному режиму работы на ТЭЦ, ГРЭС, и мини ТЭЦ с «низкими» параметрами  пара. Так для производства 100% электроэнергии по классу «G»   необходимо затратить  энергии первичного топлива на 330%  Потеря энергии в окружающую среду при этом  составляет  330%-100% =230%  В связи с низкими качеством энергоемкости,  спрос на этот вид энергии является  - остро пиковым и соответственно цена этого товара, электроэнергии   для пикового электрического отопления  должна быть максимально  дорогой, в 10÷20 раз дороже,  чем для базовых покупателей. Однако, наши законодательные и регулирующие органы:  ФСТ, РЭК такого рода дифференциацией  тарифов  в зависимости от качества энергоемкости электрической энергии пока не занимается.

 

 

Самым эффективным,  с точки зрения снижения энергетической емкости,  видом товарной энергии,  является тепловая энергия от ТЭЦ, ГРЭС, ПГУ, Мини ТЭЦ от оборотных систем охлаждения с температурой не выше 40°С  Так, для тепловой энергии класса «A», затраты  первичного топлива составляют не более 7% и связаны они только с необходимости дальнего  транспорта  тепловой энергии.  Оставшиеся 100%-7%=93% энергии используются от сбросного тепла,  направляемого в окружающую среду в градирню или водоем. В связи с низкой  энергоемкостью цена на этот вид энергетического товара класса «А1» с температурой 40°С  должна быть самой минимальной в 4÷8 раз ниже чем  тепло класса «С1» от котельной,  и тем самым обеспечить постоянный спрос. Но предложение этого вида  энергетического товара класса «А1» не постоянно, и зависит от сезона, энергетического баланса тепловой и электрической энергии у производителя!   По мере  роста  потребностей энергетического товара класса «А2» с температурой до 80°С и далее,  класса «В1» с температурой до 140°С предложение  товара класса «А1» исчезает. Цена товара класса «А2» и «В1» при этом  безусловно  поднимутся но, все равно должны быть ниже цены тепловой энергии класса «С1» в 2÷4раза.

 

Из рис. 1 наглядно видно, что производство электрической энергии на мини ТЭЦ  относится к довольно высокому классу производства  энергии «С2» с затратами первичного топлива 128%    Кажется,   что это однозначный ответ высокой эффективности использования  газа в энергетике.  Однако делать однозначные выводы по  эффективности  котельных и мини ТЭЦ  недостаточно! Нужны  еще дополнительные  показатели энергоэффективности предприятия,  города, региона!

 

Второй  национальный показатель энергосбережения 

«Удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления» - W [мВт/Гкал]

Удельная выработка  электроэнергии   на базе  теплового  потребления это, хотя и известный показатель  в электроэнергетике, однако роль этого наглядного и высокоэффективного показателя, способного восстановить логический смысл в  экономике энергетики России, до настоящего времени совершенно необоснованно занижалась.

На слайде №5. наглядно видна суммарная экономия (перерасход) первичного  топлива при переходе от раздельного производства электрической энергии на базе теплового потребления на ТЭЦ, к раздельному производству электроэнергии на ГРЭС и тепловой энергии на котельной. Этот, без сомнения чудесный  график,  можно условно  назвать «..Каждым сестрам (технологиям энергосбережения)  по серьгам..». По графику можно наглядно увидеть какая именно технология энергетики  обеспечивает максимальный эффект топливосбережения на рынке энергии.

Имея коэффициент  полезного использования топлива ТЭЦ  равный 80% видно, что сжигание газа в мини ТЭЦ низкого давления, с удельной выработкой электроэнергии на базе теплового потребления на уровне W=0,05÷0,15мВт/Гкал  обеспечивает экономию первичного топлива на уровне  от -3% до +8%  против раздельного расхода топлива на ГРЭС и котельной. То есть,  экономии топлива против раздельного способа практически нет! Особенно это актуально к газотурбинным установкам  работающим:  а) на низком давлении газа без компрессоров «дожимников»  6÷13ата  и  б) при частичной нагрузке,  ниже 75÷80% от номинальной электрической нагрузки. Однако, говоря о преимуществах Мини ТЭЦ, безусловно,  надо отмечать преимущества такие как то, что они находятся в центре тепловых и электрических нагрузок,  что как правило существует готовая инфраструктура в месте строительства: водоснабжение, тепловые и электрические сети, что с энергетической точки зрения можно оперативно решать свои вопросы не собирая большое количество инвесторов и т.д.

Другое дело, когда  повышаются параметры паросилового цикла, или газового цикла ТЭЦ.  Так с ростом параметров пара до 90÷240ата эффективность использования топлива поднимается на 15÷38% против раздельного производства! Экономия ощутима!  Но особенно наглядно видна экономия первичного топлива при переходе на парогазовые установки ПГУ высокого давления  с котлами утилизаторами 130ата. Не случайно,  специалисты фирмы Мицубиси,  при строительстве парогазовой установки ПГУ-410,  на Краснодарской ТЭЦ  трепетно относятся к гарантиям  поставки газа на ГТУ  с давлением до 55ата. Удельная выработка электроэнергии при этом достигает уникально высокого  значения до 1,75÷1,85 мВт/Гкал Цена вопроса очень  большая! Рост эффективности использования топлива при этом достигает 62÷65%. против раздельного способа производства на существующих ГРЭС  и ТЭЦ.  Вот это уже круто!

 

 

Не чувствуя значения высокого давления газа,  на экономичность производства энергии,  заказчики ПГУ-450 ТЭЦ-21 Санкт-Петербурга  согласились  на применение  устаревшей модификации ГТУ-160  с относительно невысоким давлением газа до 25÷30ата.  Соответственно удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления не превышает значения 1,4÷1,47 мВт/Гкал. Экономия топлива при этом составляет 53÷56%  Да, для современной энергозатратной России это уже много!  Но можно было бы больше! И в Питере, проектируя супер современную ПГУ можно было бы, и нужно выйти на мировой уровень  фирмы Мицубиси, а не закладывать решения 10÷15 летней давности!

 

Как же обеспечить работу с максимальным значением удельной выработкой электроэнергии на базе теплового потребления?

Прежде всего, переходить на новые принципы формирования энергетической политики России,  а именно стимулировать низкотемпературное  отопление потребителей и производство тепла от теплофикационных турбин как это делается, к примеру, в Дании. Для этого необходимо:

1.      Отказаться от качественного регулирования температурой отпуска тепла и перейти на количественное регулирование  отпуска тепла  путем увеличения  расхода сетевой воды. 

2.      Отказаться от температурного графика 150/70°С  с заменой на график 110/30  для «ближнего» транспорта базовой  работать с как можно низкими температурами сетевой воды от турбин

3.       Повсеместно переводить схемы теплоснабжения на двухступенчатый нагрев сетевой воды:

a.      первая  ступень - «Зеленая»  энероэффективная  базовая и полубазовая энергия ,  от теплофикационных отборов турбин, с энергоемкостью класса «А2» 35%  с температурой до 80°С  с  экономией  первичного топлива 100%-35%= 65%

b.       вторая ступень  «пиковая»  от квартальных теплонасосных станций  (КТНС) с энергоемкостью «В2» 65%,   с экономией первичного топлива 100-65=35%,   с догревом сетевой воды  по количественному графику не более чем до 95°С,  от абсорбционных тепловых  насосов    расположенных  в центре тепловых нагрузок города, со снижением температуры  обратной сетевой воды до 30°С с возможной  схемой сезонной аккумуляции тепла в грунте и т.д. 

Да, это всем  кажется  дорогим  мероприятием,   это означает  вероятное  увеличение сечения  магистральных  сетевых трубопроводов в 2 раза, на каждой батарее, в каждой комнате надо ставить высокоэкономичный регулятор типа «Danfoss»,   применять высокоэкономичные качественные циркуляционные насосы типа «Willo» и т.д.   Но, везде надо думать, анализировать, а не выдавать  мгновенный «правильный» ответ.  Нужен конкретный анализ  энергетического баланса, гидравлики тепловой схемы, топография тепловых потребителей.  Первоначальные разовые затраты капитального строительства видно относительно легко, а вот эксплуатационные ежегодные издержки и  ежегодную экономию  топлива 65÷35% от годового расхода котельных, не видит практически никто!  Именно полное игнорирование «принципа неразрывности» производства и потребление тепловой и электрической энергии, именно перекрестное субсидирование  в энергетике,  напрочь «отравило»  сознание современных менеджеров,  регуляторов и собственников энергетики! 

            Отличным  инструментом анализа,   позволяющим квалифицированно ставить задачи по энергоресурсосбережению,  является график на рис.2  «Максимально возможная выработка электроэнергии   в зависимости от параметров острого пара и температуры сетевой воды от турбин». График  рис 2   в сочетании со слайдом №5 наглядно и однозначно показывает высокую эффективность применения  высоких параметров острого  пара и одновременного  низкотемпературного  отпуска тепла потребителям! Он позволяет оценивать такие показатели, которые раньше невозможно было оценить. Например,  ущерб  от  работы теплоэнергетических систем по байпасным (обводным) схемам с нагревом  сетевой воды  в теплообменниках  до относительно высоких температур,  допустим  140°С с последующим  перемешиванием и разбавлением, против схемы с низкотемпературным нагревом с температурой  скажем до 80°С. 

         На рис 2 видно что удельная выработка электроэнергии на ТЭЦ  может изменятся  от 0,3мВт/Гкал до 0,75мВт/Гкал. И если для работы котельных нет никакой разницы от температуры сетевой воды  и затраты энергоемкости составляют 116% , то  при отпуске тепла от ТЭЦ с температурой 140С°С происходит с затратами энергоемкости 53%, а при температуре 80°С с затратами 35%!   И эти  «чудеса экономии»  происходят именно потому, что чем выше температура острого пара и ниже температура отработанного пара,  тем выше выработка ЭЭ на базе теплового потребления.  Как только эта суть комбинированного производства ЭЭ и тепла на ТЭЦ,  будет оценена регулирующими органами, и адекватно отражена в статистической отчетности,  то от потребителей энергоэффективного тепла не будет отбоя! 

 

 

Именно,  график «Каждым сестрам по серьгам…» и график максимальной выработки ЭЭ на тепловом потреблении …»    должен быть настольным  графиком  каждого эффективного собственника, эффективного управленца  генерирующих мощностей. Какая выработка (потребление) электроэнергии была  в 2000÷2009 году? Какие мероприятия на 2010÷2020 год дают  рост выработки электроэнергии  на тепловом потреблении?   С какой  температурой  работали  паровые турбины  и потребители тепла? С помощью этих графиков  практически любое  маркетинговое решение по сбыту  и техническое решение по производству легко и однозначно оценивается и имеет  четкое количественную оценку  эффективности по топливу!  

 

Третий национальный показатель энергосбережения  - КПИТ ТЭЦ, города,   региона [%]

«Коэффициент полезного использования топлива ТЭЦ, городом, регионом»

       В отличии от энергетики теплых стран, российская энергетика имеет уникальную возможность  использовать нашу национальность особенность – «Холод»  себе во благо, как национальное достояние и использовать для снижения затрат  на энергообеспечение.  Именно холодный климат  обеспечивает надежное потребление  низкопотенциальной,  бросовый энергии,  полученный  при производстве тепловой и электрической энергии по комбинированному  способу  производства. 

Учитывая, что «..Удельные расходы топлива на ТЭЦ не являются объективными показателями совершенства ТЭЦ.  Более того, их применение для формирования  тарифов  тормозит   развитие теплофикации  городов и приводит к перерасходу топлива..» д.т.н Андрющенко А.И. 08.2004г и то, что существующая статистическая отчетность  «врет безбожно» (Слайд №4)    постараемся определить эффективность различных технологий переработки топлива в энергию с помощью показателей  исключающих перекрестное субсидирование, а именно: а) КПИТ и б) удельной выработки электроэнергии W на базе теплового потребления.

Что бы, наглядно почувствовать эффективность применения этих показателей введем дополнительное технико- экономическое понятие – процессинг топлива. Процессинг топлива – это анализ маржинальной и операционной прибыльности денежных затрат в вложенных переработку  топлива с применением коэффициента полезного использования топлива (КПИТ)  и удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления, позволяющий выявить объемы прибыли и объемы убытков для трех, различных видов энергии:       

А)  Комплиментарная (комбинированная)  энергия  - это энергия производимая турбоагрегатом  в чисто теплофикационном режиме работы,  без сброса тепла в окружающую среду.    Определяющим признаком комплиментарной энергии, является максимально высокая экономичность ее производства, составляющая  до 78÷84%  практически для всех способов комбинированного производства энергии на ТЭЦ. Доля производства электроэнергии   однозначно определяется удельной выработкой электроэнергии  на тепловом  потреблении­ –W [м Вт/Гкал].  Чем выше доля электроэнергии  в комплиментарной энергии,  тем больше высокоэкономичной электроэнергии поставляется на конкурентный рынок. Внедрение в практику технико-экономических расчетов комплиментарной энергии, как самостоятельного, легко и однозначно нормируемого вида энергетического товара,  с использованием существующей, нормативный базы по теплофикационным турбинам, позволяет в принципе выявить и устранить объемы скрытого перекрестное субсидирование в теплоэнергетике.

  Б)   Раздельная (конденсационная)  электрическая энергия, произведенная со сбросом тепла в окружающую среду.   Основной характеристикой  раздельной (конденсационной) электроэнергией является  невысокий  коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) при производстве электроэнергии. Для ТЭС  среднего и высокого КПИТ не выше 37÷38%.  Для самых современных ГРЭС на сверх критических параметрах пара КПИТ не превышает значения свыше выше 41÷43%.

    Именно при  производстве конденсационной энергии, основная  часть топлива на уровне 60% ,  в виде безвозвратных потерь  выбрасывается в окружающую среду.

 

 

 

    

С) Раздельная тепловая энергия -это энергия,  не участвующей в производстве электроэнергии.  Это тепло, полученное от непосредственного сжигания топлива в паровых и водогрейных котлов. Несмотря на достаточно высокий коэффициент полезного использования  топлива, составляющий  78÷84%, именно сжигание топлива в котлах,  без производства  электроэнергии в условиях Российского климата, является источником  нерациональных потерь высокого качества топлива.  Имея высокий потенциал топлива для производства высококачественной механической (электрической) энергии,  именно в котельных установках России, предназначенных только для низкотемпературного отопления, без выработки электроэнергии, бездарно теряется высокий потенциал,  составляющий  75÷80% от сожженного топлива в котельных!

 

Результаты процессинга - анализа  операционной  прибыли Омских ТЭЦ и котельных (таблица 1)наглядно и конкретно показывают какой источник энергии является «центром  прибыли» и определяет всю эффективность, а какой источник является «центром затрат»,  тихой сапой,   путем скрытого (технологического)  перекрестного субсидирования, съедает  всю эффективность  

 

Табл. 1 Процессинг топлива  Омских ТЭЦ

 

Центры  прибыльности ТЭЦ   Омска

·   Самым прибыльным  видом переработки топлива в энергию, является технология производства комплиментарной энергии  на ТЭЦ-5. Благодаря высокому значению удельной выработки электроэнергии  на базе теплового потребления W=0,54мВ/Гкал, и даже при невысоком  значении КПИТ =64,5%, операционная прибыль самая большая и составляет  0.94рубля на 1руб.  экибастузского угля.

·   На втором месте по прибыльности находится раздельная  тепловая   энергия на ТЭЦ-5   0.66 рубля на 1 руб. топлива. Однако этот показатель необходимо уточнять.

·   Несмотря на относительно невысокий КПИТ =70,8%, на третьем месте по прибыльности находится комплиментарная  энергия на ТЭЦ-3   с затратами 0.45рубля на 1 руб. природного газа.

Центры  убытков  ТЭЦ  Омска

·   Несмотря на высокий КПИТ сжигания газа  равный 88,4%  производства тепла на ТЭЦ-2  приносит самый большой убыток, составляеющий 0,58 рубля на 1 руб. природного  газа.

·   На втором месте по убыточности   находится   производство электроэнергии  по конденсационному циклу на ТЭЦ-4  - 0.34руб/руб.  экибастузского угля. Причина большая доля конденсационной  нагрузки на ТЭЦ.

·        На третьем месте по убыточности   находится конденсационная энергия от ТЭЦ-3 - 0,00 6 рубля на руб. природного газа.

·        Котельные,  даже такие высокоэкономичные как Омская ТЭЦ-6 с КПД нетто=88,5% (с учетом потребления топлива на электроэнергию для  электрических  собственных нужд) мало того что не приносят прибыли,  а даже  наоборот как котельная  ТЭЦ-2 приносит убыток до 0,58руб/руб.

 

Парадоксальный вывод  для эффективного собственника ТЭЦ, и эффективного регулятора.

1)      В центре крупных городов производить комплиментарную энергию,  прибыльнее в 4÷7 раз чем,  конденсационную энергию! Насколько полно Вы выполните требования комплиментарного  потребителя, настолько успешным  будет Ваш бизнес!

2)      Ориентирование  только  на КПД использования топлива  на ТЭЦ и котельных  приводит  к глубоко   ошибочным  экономическим решениям.   Для анализа эффективности производства и формирования тарифного предложения  необходимо уходить от «котлового» метода анализа   на анализ «маржинальных»  издержек отдельно для каждого вида товара.

3)      Всеми правдами и неправдами завоевывайте  потребителя  комплиментарной энергии, даже если вам кажется, что вы перегружены! Смело делите свой бизнес на раздельные виды энергетического товара. Передавайте пиковые нагрузки на пиковые котельные с индивидуальными тарифными предложениями! (смотри статью А.Б. Богданов «Принципы организации рыночной энергетики России» Энергосбережение №6 2009г.)

 

Заключение:

 В настоящей  статье рассмотрены три важнейших качественных показателя, которые по своей сути должны  носить статус целевых национальных показателей  и определять будущее развитие энергоресурсосберегающей энергетики России.  Это: а) качество энергоемкости энергии,  б) удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления  и с) коэффициент  полезного использования топлива.  В отличии, от существующих  необъективных  нормативных показателей сегодняшней  экономики энергетики (слайд 2)  применение этих   качественных  показателей,  позволяет  достоверно осуществлять  экономический  анализ, нормирование  энергосберегающих  мероприятий, определять энергоэффективных собственников, регуляторов, губернаторов и т.д (Слайд № 6).  

1.      Незнание и неприменение  регуляторами,  экономистами и менеджерами   главнейшего свойства энергии -  неразрывности  производства  и  потребления энергии привело к глубочайшей системе  перекрестного  субсидирования одних  потребителей за счет других потребителей (до 10 видов субсидирования для 39 видов энергетического товара и услуг)

2.      Именно потребление,  а не производство,   определяют возможность и необходимость применения топливосберегающих технологий таких как; ТЭЦ, тепловые  насосы, тепловые аккумуляторы.

3.      Коренное  решение проблемы :

·      Полный отказ от существующего «метода  ОРГРЭС»  базирующего на «физическом методе»

·      Калькуляция 39 видов энергетических товаров  и услуг

·      Создание рынка  трех видов энергетического товаров:

А) Комплиментарная (комбинированная) энергия, получаемая по теплофикационному  циклу,  без сброса  тепла в окружающую среду с КПД  от 75-83%

Б) Раздельная электрическая  энергия получаемой от ГРЭС и ТЭЦ по конденсационному циклу  со сбросом тепла в окружающую  среду с КПД  до 40%

С)  Раздельная  тепловая энергия, получаемая от котельных  с КПД от 78-85%

С привлечением  специалистов владеющих основами перекрестного субсидирования  (МРСК-Сибири, Санкт Петербургский институт повышения квалификации, Невский филиал ВНИПИэнергопрома, Московский энергетический  институт, Е4 СибКОТЭС, Омский центр энергосбережения)    предлагается :

1.      Разработать проект «Методических указаний  по выявлению размеров перекрестного субсидирования  в энергетике России».

2.      Разработать проект методических указаний «Процессинг топлива  при производстве комплиментарной энергии»  основанных на применении трех национальных показателей энергосбережения

 

 

С уважением,

начальник сектора энергоресурсосбережения МРСК-Сибири,

аналитик теплоэнергетики  России                          А.Б.Богданов