Обращение к коллегам

Котельнизация России – беда национального масштаба. Ч - 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[2],  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»[3] 

 

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.

 

 

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»[4].

таблица № 1   

Матрица видов энергетических  товаров и услуг  ТЭЦ.

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[5].

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[6],  а также о микроаккумуляторах тепла, установленных на квартире  у конечного потребителя[7].

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[8].

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).

 

 

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:- Е1т_база, Е1т_{полубаза}, Е1т_пик (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).

 

 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 привлечёт 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…»[11].   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.

 

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[12]. 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» [13]

 

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.

 

 

Электронный адрес: exergy@list.ru

 

 

---