Министерство анергии

 

Автор

Богданов Александр, Главный специалист управления энергетической эффективности и энергоресурсосбережения ОАО «МРСК Сибири», аналитик теплоэнергетики России

 

    Когда в товарищах согласья нет,
    На лад их дело не пойдет,
    И выйдет из него не дело, только мука.
    И. А. Крылов
    Федеральный закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении» и наступательная позиция в данном вопросе Президента РФ Дмитрия Медведева дают мощный толчок реализации нового национального проекта по энергоресурсосбережению. Энергоемкость внутреннего валового продукта в настоящее время весьма велика, и главной причиной этого является скрытое перекрестное субсидирование, основы которого были заложены еще в январе 1950 г. Подобная практика фиксации цен на уровне общих средних издержек на производство энергетической продукции за счет перераспределения ценовой нагрузки среди различных групп потребителей до сих пор наносит экономике отрасли огромный ущерб. Аналитические выводы автора по улучшению экономических показателей в энергетике — как в процессе выработки, так и на уровне потребления тепла и электричества — могут показаться нестандартными и неожиданными. Термин «министерство анергии», используемый в статье, можно считать условным — в России нет подобного органа исполнительной власти в прямом смысле этого слова. Однако дело не в названии. Суть — в методе решения задач по снижению энергоемкости российского ВВП.
    Введение
    Эксергия и анергия — это уникальные качественные и количественные показатели энергии, с помощью которых можно и нужно восстановить логику применения законов термодинамики при проведении энергосберегающей политики в отрасли. Эксергия — высококачественный, легкопревращаемый вид энергии, такой как электроэнергия, энергия органического топлива, механическая энергия ротора турбины, световая энергия, потенциальная энергия водяного потока перед плотиной ГЭС и т. д. Анергия — это «статическая» часть энергии низкого качества, перешедшая в тепло окружающей среды, например тепло сгоревшей спички, тепло океана, энергия водяного потока за плотиной ГЭС и т. д. Энергия подчиняется закону своего сохранения, но подобного закона для эксергии не существует. В итоге при неизменном количестве энергии все виды «чистой», работоспособной, высококачественной, легкопревращаемой эксергии трансформируются в низкокачественную неиспользуемую анергию — тепло окружающей среды (рис. 1).
    В настоящее время перед российскими энергетиками стоит задача снижения энергоемкости внутреннего валового продукта на 40%. Однако из-за «двойственности» энергии подобная трактовка цели в условиях глубочайшего перекрестного субсидирования в электро- и теплоэнергетике страны, региона является некорректной! Во избежание ее двоякого толкования необходимо сокращать не столько потери энергии, сколько прирост анергии. Однако для понимания технологии перекрестного субсидирования при «двойственности» энергии знаний школьной программы, шаблонных примеров из учебников и существующих политизированных документов совершенно недостаточно. Здесь требуется практический опыт расчета топливного баланса комбинированного производства энергии на ТЭЦ на основе анализа первичных данных испытаний паровых турбин. А эти знания на пользу обществу может применять лишь ограниченное число ученых и специалистов, которые напрямую не обеспечивают интересы «электроэнергетики».
    В далеком 1950 г., 14 января, комиссией, сформированной научным совещанием Энергетического института (ЭНИН) АН СССР и секцией теплофикации Московского научно-инженерного технического общества (МОНИТО), было принято историческое, но, к сожалению, политически неверное решение, последствия которого проявляются до сих пор. Специалисты пришли к выводу, что «…?Методы распределения экономии топлива при комбинированном процессе выработки тепла и электроэнергии между этими видами полученной энергии не могут вытекать из законов термодинамики, и все попытки непосредственного термодинамического обоснования того или иного способа разнесения экономии топлива между видами полученной энергии лишены научного основания»1. Однако эти методы могут и должны базироваться на законах термодинамики! Только технологию комбинированного производства тепла и электроэнергии следует рассматривать с позиций их комбинированного использования с обязательным соблюдением основного принципа энергетики — неразрывности процесса получения и потребления энергии! Именно отрицание менеджерами принципа неразрывности во времени и пространстве2 и является главной причиной существования 10 видов перекрестного субсидирования в отрасли3.
    Именно на безапелляционном утверждении комиссии ЭНИН и МОНИТО вот уже более 60 лет строится «монопольная» практика субсидирования электроэнергетики за счет теплоэнергетики, которая заводит всю энергетическую политику России в тупик. В чем же заблуждение, почему до сих пор не находится однозначного и убедительного доказательства данной ошибки? Весомые аргументы, конечно, есть, только они не востребованы обществом. До настоящего времени нет эффективного законодателя, эффективного регулятора, эффективного собственника, работающего в условиях рыночной конкуренции. А «монополистам» они и не нужны, так как разрушают их необоснованные «сословные» привилегии!
    Продолжая анализ сложившейся ситуации, необходимо отметить, что слова «энергосбережение» и «энергоресурсосбережение» в энергетике близки по смыслу, но не являются синонимами. Энергосбережение — это более легкое и доступное для бытового потребителя понятие, но оно совершенно не означает реального для общества в целом энергоресурсосбережения в виде экономии первичного источника энергии — топлива (разница здесь может достигать 3—4-кратных значений).
    В подтверждение противоречивости целей экономии энергии и первичного топлива, формальности разработки стратегии топливосбережения рассмотрим пример расхода энергии и топлива на компенсацию потерь в тепловых сетях от ТЭЦ. По большому счету любая ТЭЦ (ГРЭС), которая выделяет тепло отработанного пара турбин, либо сбрасывает его через градирни в окружающую среду, либо направляет по тепловым сетям на нужды отопления. Тепловая энергия (подчеркиваю — только тепловая энергия, но не мощность) от ТЭЦ с температурой 40 °С вообще не должна содержать топливной составляющей и в идеале должна отпускаться бесплатно при наличии надежного круглогодичного потребителя низкотемпературного тепла. Как показано на рисунке 1, затраты топлива на дальний транспорт тепла с сетевой водой составляют всего 7%. Именно при таком подходе совершенно по-иному, сообразно расходу первичного топлива можно и нужно оценивать энергетические потоки на рынке тепловой и электрической энергии.
    Только понятие «анергия» адекватно отражает энергоемкость валового внутреннего продукта и увеличение затрат первичного топлива при потреблении любого вида энергии (электрической, тепловой, гидравлической, химической, атомной и т. д.). Энергия же, наоборот, дает неточный «прогноз», особенно при производстве продукции на ТЭЦ, и вносит недопустимые 3—4-кратные искажения при анализе экономичности использования топлива в сложной теплоэнергетической системе.
    Более 45 лет назад поляки Я. Шаргут и Р. Петелла в своей книге «Эк­сергия» впервые указывали на фундаментальное противоречие в создании макроэкономической модели развития энергетики: «Нетрудно убедиться, что эксергетическая экономика не соответствует классической. Следует только уяснить себе, что источниками эксергии, поддерживающими ход промышленных процессов, служат природные богатства. Таким образом, эксергетическая экономика реализовала бы промышленные процессы под углом зрения экономики природных богатств. Классическая же экономика ставит перед собой задачу экономии человеческого труда»4.
    Автор одной из первых отечественных научно-популярных книг «Потоки энергии и эксергии» Е. И. Янковский, изложивший основы энергосбережения, тоже обратил особое внимание на недопустимость экономического анализа для сложных энергетических систем на основе «замыкающих затрат»: «…Как производить реконструкцию действующих энергетических предприятий, которую нужно обосновывать экономически? Какие цены на топливо здесь применять? Тарифы, по которым делают расчеты сами предприятия, различаются — не на несколько процентов, а в 3—4 раза. Почти такое же различие будет и в приведенных затратах...»5
    Доктор технических наук В. М. Бро­дянский в «Письме в редакцию» журнала «Теплоэнергетика»6 в 1992 г. отмечал: «Дискуссия о распределении затрат и расхода топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом тянется уже много лет. По существу, это один из участков общего фронта борьбы между административно-чиновничьей системой управления народным хозяйством и управлением, основанном на научной базе и учете законов экономики. Первое, о чем необходимо сказать, — это то, что так называемый «физический метод» вообще не может обсуждаться как нечто, имеющее хотя бы самое слабое научное обоснование. Это типичное порождение эпохи, когда нужно было во что бы то ни стало показать, что мы “впереди планеты всей”. Только специалисты из ГДР и ПНР прекрасно понимали, в чем дело. Их энергетическое начальство копировало наши глупости, а попытки исправить ситуацию упирались, так же как и у нас, в министерские завалы. В КНР также следовали нашей “методике” поскольку вся теплофикация делалась по нашему образцу. Теперь они выходят на современный уровень понимания термодинамики и даже собрали у себя международную эксергетическую конференцию».
    Доктор технических наук А. И. Андрющенко уже в 1950 г., будучи молодым ученым, начал отстаивать методы оценки работоспособности острого пара (эксергетический способ) и в одной из последних своих статей в очередной раз категорически настаивал на отказе от использования существующих методик: «...Удельные затраты топлива на ТЭЦ не являются объективными показателями совершенства ТЭЦ, их применение для формирования тарифов тормозит развитие теплофикации городов и приводит к перерасходу топлива...»7
    В качестве яркого примера неадекватности анализа энергоемкости сравним потери энергии и прирост анергии (затраты первичного топлива) в тепловых сетях города Омска и электрических сетях «Омскэнерго» (табл. 1).
    Исходя из таблицы можно сделать следующие выводы:
    1. Транспорт «чисто конденсационной» электрической энергии от ТЭС по электросетям — очень дорогое и топливозатратное решение. Несмотря на кажущуюся эффективность (8,68% против 20,7% потерь энергии от ТЭЦ в тепловых сетях), реальные затраты топлива(рост анергии) наглядно показывают, что тепловые сети, передающие сбросное тепло, полученное по теплофикационному циклу от турбин ТЭЦ, в 2,3 раза экономичнее — 10,8% против 24,7% в электрических сетях!
    2. Существующий метод анализа энергоемкости валового внутреннего продукта, основанный на расчете потерь энергии, глубоко ошибочен. Погрешность оценки эффективности транспорта энергии по линиям электропередачи и тепловым сетям достигает 2—4-кратных значений. Ошибка на макро­экономическом уровне — в игнорировании принципа неразрывности производства и потребления тепловой и электрической энергии в России, стране с резко континентальным климатом и огромными расстояниями, что приводит к глобальному технологическому перекрестному субсидированию и, как следствие, увеличению энергоемкости ВВП за счет значительного перерасхода топлива (до 80% топлива, сож­женного в котельных с базовым режимом работы).
    3. Действующая форма статистической отчетности — 6-ТП, отражающая параметры производства энергии на ТЭЦ, должна быть изменена, поскольку «допускает» абсурдный КПД выработки тепловой энергии в 100—108%9 и абсолютно не учитывает расход первичного топлива при использовании энергии (табл. 2). Для получения достоверной информации в принятый Федеральный закон «О теплоснабжении» № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. следовало бы ввести понятие «теплофикация» — высшая технология энергоресурсо­сбережения, позволяющая на 80% снизить энергоемкость ВВП при потреблении (производстве) комбинированной тепловой энергии от ТЭЦ по сравнению с котельной. Но, к сожалению, законодатель не счел важным затрагивать вопросы перекрестного технологического субсидирования в энергетике и определять приоритеты энергосберегающих технологий.
    Потери электрической энергии и рост анергии топлива в процессе транспортировки электроэнергии по сетям Сибирского федерального округа (СФО) представлены в таблице 3.
    Анализ данных таблицы 3 указывает на механический, бессознательный перерасход топлива в распределительном электросетевом комплексе. Например, при доставке единицы энергии в Республику Тыва с потерями 39—41% затраты первичного топлива (анергия) достигают 111%. Однако ни на федеральном, ни на региональном уровне нет органа, отстаивающего макроэкономические принципы и показатели развития национальной энергетики, способного разобраться в сути перекрестного субсидирования топливом и дать объективную оценку двукратному росту анергии. Только последовательное развитие теплофикации — генерации электрической энергии на базе теплового потребления города Кызыла — позволит в 2—4 раза уменьшить энергоемкость ВВП Тывы.
    В результате искусственного разделения технологически единого процесса комбинированного производства энергии на федеральную «электроэнергетику» и региональную «теплоэнергетику» в стране сложилась патовая ситуация. Закон «Об энерго­сбережении» № 261-ФЗ и Указ о снижении энергоемкости ВВП на 40%, законы «Об электроэнергетике», «О теплоснабжении», федеральные программы развития электроэнергетики округов и региональные программы развития теплоэнергетики существуют сами по себе! Теплофикация — как Золушка, как нелюбимая падчерица, отвергаемая властью, регуляторами, собственниками. Лебедь, Рак и Щука — все стараются, делают вид, что работают, а воз реального энергоресурсосбережения в рыночных условиях еле движется! Да, Федеральный закон № 261-ФЗ дал верное направление энергосбережению, но несмотря на ужесточение нормативов расхода энергии к 2030 г. на 40%, проблемы ее экономии при производстве и потреблении комбинированной тепловой энергии от ТЭЦ с годовым эффектом сокращения затрат первичного топлива до 80% в котельных остались нерешенными!
    4. Дальний транспорт электрической энергии — самое энергоемкое и затратное дело, требующее до 112% дополнительного расхода первичного топлива. В связи с этим в регионах необходимо больше использовать местные ТЭЦ для получения комбинированной тепловой и электрической энергии. Яркими образцами нерациональной потери первичного топлива являются Республика Тыва и Алтайский край. Для всех регионов, и особенно удаленных областей, актуальны собственные объекты производства электроэнергии с выработкой не менее 70—85% теплофикационной электрической энергии на базе собственного теплового по­требления (рис. 2).
    В энергетическом балансе Росси происходит неуклонное замещение теплофикации, то есть осуществляются поставки тепла от котельных вместо комбинированной тепловой энергии от ТЭЦ. Выработка тепла на ТЭЦ в 1992—2009 гг. сократилась на 310 млрд кВт•ч — с 843,5 до 538,1 млрд кВт•ч, или на 63,8%. Все это приводит к перерасходу условного топлива не менее 35 млн тонн (до 40% от производства комбинированной электрической и тепловой энергии), а следовательно, и к повышению энергоемкости ВВП (рис. 3).
    К основным причинам роста энергоемкости ВВП относят:
  • отсутствие таких ключевых показателей энергоэффективности России, региона, города10, как: а) энергоемкость энергетической продукции; б) удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; с) коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) регионом, городом, предприятием;
  • законодательное и нормативное разделение некогда единой энергетики России на федеральную «электроэнергетику» и региональную «теплоэнергетику» с исключением понятия «теплофикация» из прогнозов развития отрасли;
  • переход к модели оптового рынка энергии (ОРЭ) с общим пулом выработки электроэнергии электростанциями без адекватного нормативного учета эффективности потребления комбинированной тепловой и электрической энергии;
  • прекращение строительства магистральных тепловых сетей.
    Для снижения энергоемкости ВВП необходимо:
    Изменить (дополнить) статистическую отчетность и ввести в нее показатели расхода первичного топлива; удельной выработки электроэнергии; КПИТ при потреблении тепловой и электрической энергии раздельным и комбинированным способом.
    Пересмотреть принципы работы ОРЭ в соответствии с технологией производства электроэнергии на базе потребления сбросной тепловой энергии, создать экономические условия для первоочередного развития теплофикации и вытеснения из баланса конденсационной электроэнергии.
    Обеспечить максимальное использование потенциала теплофикации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения РФ, регионов, муниципальных образований путем перевода потребителей тепла от котельных на теплоснабжение от ТЭЦ.
    Создать экономические предпосылки для продвижения инвестиционных проектов строительства новых тепловых сетей, ТЭЦ и мини-ТЭЦ.
    Однако несмотря на очевидные преимущества энергоресурсосбережения, для регулируемой «большой» электроэнергетики оно невыгодно!
    Копируя опыт «теплых» западных стран, существующие нормативные и законодательные документы не учитывают такие важнейшие особенности России, как холодный климат, длительный отопительный сезон, бескрайние просторы и огромная протяженность линий электропередачи. Игнорируя принцип неразрывности производства и потребления тепловой и электрической энергии, регулирующий орган необоснованно, только по политическим мотивам, устанавливает заниженные в 3—5 раз тарифы (до 0,7 руб./кВт•ч вместо реальных 4—5 руб. для пиковых нагрузок электроотопления) на электроэнергию для компенсации технологических потерь в линиях сетевого комплекса (МРСК, ФСТ, МЭС), а также для котельных, входящих в состав ТГК (рис. 4).
    Именно из-за субсидирования в «большой» энергетике совершенно невыгодно заниматься реальным энергоресурсосбережением. Наличие тепловых насосов, грунтовых аккумуляторов тепла, солнечных водонагревательных установок, тепловых труб хотя и сократит расход первичного топлива в 7 раз по сравнению с электроотоплением, но с экономической точки зрения внедрение новейших технологий оказывается нерентабельным, так как отдача от них ожидается не раньше чем через 10—15 лет. В «большой» электроэнергетике проще предложить регулируемые «смешные» цены на отопление электричеством (77 коп./ кВт•ч) и покрытие технологических потерь в линиях электропередачи, чем проектировать современное энергоэффективное оборудование и строить топливосберегающие ТЭЦ со сроком окупаемости более 10—15 лет.
    Принципы формирования энергоресурсосберегающей тарифной политики на ТЭЦ
    Для снижения энергоемкости национального продукта, прекращения технологического перекрестного субсидирования топливом потребителей электроэнергии за счет потребителей тепла и реализации на конкурентном рынке электрической и тепловой энергии для пяти видов производимой на ТЭЦ энергии должны быть использованы следующие принципы формирования цен (по двухставочному тарифу) — см. рисунок 5:
    А. Базовая комбинированная электрическая энергия ТЭЦ, работающей в соответствующем режиме. Стоимость этого вида энергии не должна быть меньше 95—98% от цены энергии от самой экономичной ГРЭС с одинаковыми параметрами пара, расходующей аналогичное топливо, с КПИТ 35—38% (350—320 г у. т./кВт•ч).
    B. Базовая комбинированная тепловая энергия ТЭЦ. Стоимость тепла от турбин ТЭЦ, функционирующих в базовом режиме, с температурой 80—140 °С не должна быть выше 35—53% цены энергии от самой экономичной котельной, работающей в том же режиме и на таком же топливе.
    C. Пиковая конденсационная (раздельная) электрическая энергия ТЭЦ. При устранении перекрестного субсидирования конденсационной энергии на оптовом рынке за счет теплофикационной тепловой энергии ТЭЦ конденсационная электроэнергия ТЭЦ автоматически становится конкурентной конденсационной энергии ГРЭС, действующей в пиковом режиме, с КПИТ не более 32—35% (380—350 г у. т./кВт•ч).
    D. Пиковая раздельная тепловая энергия от котлов ТЭЦ. Стоимость такой энергии от котлов ТЭЦ (без перекрестного субсидирования) становится конкурентной цене пиковой энергии от любой самой экономичной котельной на том же топливе, с КПИТ 78—90%.
    E. Внебалансовая тепловая энергия от теплофикационных отборов турбин — дополнительная тепловая энергия от самой экономичной котельной с затратами топлива не более 20%, с КПИТ 78—90%. Предназначена для передачи внебалансовой нагрузки горячего водоснабжения, отопления, а также внепиковой зарядки сезонных аккумуляторов тепла с температурой до 40 °С, расположенных в грунте непосредственно под объектами теплового потребления.
    Предложения по изменению, дополнению действующих федеральных законов
    Для выявления и исключения скрытого перекрестного субсидирования, использования принципа неразрывности производства и потребления энергии в три федеральных закона — «Об энергосбережении», «Об электроэнергетике» и «О теплоснабжении» — необходимо ввести следующие понятия и дополнения:
  • «теплофикация» — передовая технология энергоресурсосбережения, позволяющая на 80% снизить энергоемкость валового внутреннего продукта для комбинированной тепловой энергии;
  • «потребитель комбинированной энергии» — потребитель, обеспечивающий возможность производства высокоэкономичной комбинированной электроэнергии;
  • «комбинированная энергия» — высокоэффективная комбинированная электрическая и тепловая энергия, полученная в едином технологическом цикле без сброса тепла в окружающую среду;
  • «удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении» — важнейший технологический показатель ТЭЦ, характеризующий степень совершенства процесса производства комбинированной электрической энергии на базе утилизируемого тепла;
  • «потенциал теплофикации» — достижимый уровень экономии топлива субъектом Федерации (населенным пунктом, предприятием) при комбинированном способе получения тепловой энергии;
  • показатели энергетической эффективности региона: а) степень энергоемкости потребляемой тепловой и электрической энергии; б) удельная выработка электро­энергии на базе теплового потребления города, региона, страны, с) коэффициент полезного использования топлива при производстве (потреблении) тепловой и электрической энергии города, региона.
    Выводы и предложения
    1. Потенциал снижения энергоемкости ВВП страны, ВРП региона составляет:
    а) до 80% от годового расхода топлива котельных, функционирующих в базовом режиме;
    б) до 60% от расхода топлива ТЭЦ и ГРЭС, вырабатывающих электроэнергию в конденсационном режиме;
    с) 0—60% в зависимости от технологии комбинированного производства, принятого на ТЭЦ (см. рис. 2).
    Потенциал снижения энергоемкости ВВП, ВРП региона, города необходимо определять по технологии комбинированного получения электро­энергии на базе теплового потребления по трем показателям: а) степень энергоемкости продукции, б) удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления, с) коэффициент полезного использования топлива региона, города, предприятия.
    2. Отказ от практического применения методов экономического анализа, основанных на законах термодинамики, вот уже более 60 лет приводит к глубочайшему перекрестному субсидированию в российской энергетике и неадекватным результатам регулирования.
    3. Государственные структуры, отвечающие за развитие энергетической отрасли (Минэкономразвития РФ, Минэнерго России, Минрегионразвития РФ, ФСТ, ФАС), не имеют реальной картины формирования и прогнозирования показателей энергоемкости валового внутреннего продукта.
    4. Для адекватного проведения энергосберегающей политики страны при потреблении (производстве) тепловой и электрической энергии необходимо ввести в нормативные и законодательные документы дополнительные понятия: теплофикация, анергия, эксергия, потребитель комбинированной энергии.
    5. Следует отменить практику раздельного прогнозирования показателей энергоемкости валового внутреннего продукта: а) для электроэнергетического комплекса (Мин­энерго России) и б) теплоэнергетического комплекса (Минэкономразвития РФ).
    6. Необходимо исключить абсурдные, необоснованные виды скрытого (технологическое — топливом) и явного (социальное) перекрестного субсидирования в энергетике региона:
  • отказаться от «котлового» метода формирования тарифов с переходом на многоставочные тарифы на основе анализа маржинальных издержек с разницей в стоимости не менее 1:3—8;
  • прекратить перекрестное субсидирование топливом потребителей электроэнергии за счет потребителей тепла от ТЭЦ. Стоимость электроэнергии от ТЭЦ не должна быть ниже 98% от уровня цен на электроэнергию ГРЭС, работающих на том же топливе и при равных параметрах острого пара; на тепловую энергию от турбин ТЭЦ с температурой 80—140 °С — выше 35—53% от цен на тепло от котельных;
  • отменить 2—3-кратное необоснованное занижение тарифов на электрическую энергию, покупаемую: а) для производственных нужд электросетевого комплекса (МРСК, МЭС, ФСК) и б) для электроснабжения котельных, входящих в структуру ТГК.
    7. Минэкономразвития РФ целесообразно разработать Методические указания по выявлению и сокращению размеров перекрестного субсидирования (не менее 10 видов технологического, социального и политического субсидирования) в макроэкономике российской энергетики.
    8. Министерству энергетики РФ следует продумать Методические указания по определению классов энергоемкости производимой тепловой и электрической энергии.
    9. Необходимо дополнить статистическую отчетность по форме 6-ТП данными относительно производства: а) раздельной электрической энергии, б) раздельной тепловой энергии и с) комбинированной тепловой и электрической энергии, а также учесть такие показатели, как удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и потенциал снижения энергоемкости продукции (экономии первичного топлива).
    10. В целях выявления и исключения случаев неуправляемого скрытого перекрестного субсидирования и повсеместного использования принципа неразрывности производства и потребления энергии в условиях регулирования ввести в ФЗ «Об энергосбережении», «Об электроэнергетике» и «О теплоснабжении» понятия «теплофикация», «комбинированная энергия», «потребитель комбинированной энергии».