Теплофикация — Золушка энергетики России. Экскурс в историю

 

Автор

Богданов Александр, Главный специалист управления энергоресурсосбережения и энергоэффективности ОАО «МРСК Сибири»

 

    Эта статья была опубликована почти 10 лет назад1, но сегодня стала еще актуальнее и злободневнее. Возможно, требование закона о снижении энергоемкости ВВП России на 40% наконец заставит неэффективного регулятора задуматься о своей ответственности за парадоксы отечественной энергетики.
    Теплофикация — энергоснабжение тепловых и электрических потребителей на базе комбинированного производства тепла и электроэнергии в одной технологической установке. Переход с раздельного производства энергии на теплофикацию позволяет увеличить коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) в 1,5 раза — с 55 до 83%!
    Парадоксы отечественной теплоэнергетики
    Специалисты-теплоэнергетики в своей деятельности постоянно сталкиваются с парадоксами. Рассмотрим некоторые из них:
    Традиционно считается, что население является дотационным потребителем энергии. Однако, если произвести анализ расхода топлива, получится совершенно иная картина. Так, электрическая лампочка мощностью 100 Вт, горящая в теплой ванной или теплой спальне горожанина (пользующегося одновременно и электроэнергией, и теплом от ТЭЦ), требует не более 17 г/ч условного топлива, а вот такая же лампочка уличного освещения, в гараже, в холодном подъезде, у сельского жителя — более 45 г/ч. Почему? При равной электрической мощности потребность в топливе для различных потребителей электроэнергии отличается в 2,5—4 раза!
    Для получения 1 Гкал тепла от отопительных котлов нужно 165 кг условного топлива. Практика работы на ТЭЦ показывает, что, если нагревать воду для отопления домов до 120 °С, необходимо дополнительно не более 85 кг у. т./Гкал, при нагреве до 90 °С — не более 45 кг у. т/Гкал, а чтобы обеспечить температуру до 45 °С, вообще никакого дополнительного топлива не требуется. Это тепло все равно выбрасывается в атмосферу! На ТЭЦ на равное количество тепла расход топлива в 2—4 раз ниже.
    Существующая методика расчета стоимости тепла котельных показывает, что себестоимость тепла, получаемого в неотопительный сезон (летом) в 3—4 раза выше себестоимости тепла, получаемого в отопительный сезон. Как правило, этому дается простое и убедительное объяснение: зимой нагрузка в 5 раз выше, оборудование загружается полностью, поэтому себестоимость оказывается ниже летней. Да, это верно, но только частично. Почему летом затраты на содержание оборудования списываются на летнюю продукцию, то есть на тот период времени, когда тепловые мощности не требуются? Это нечестно и неправильно. Более того, получается, что потребитель, который использует тепло круглогодично, летом приносит убыток по себестоимости энергии — в отличие от зимнего потребителя тепла.
    Стыдно признаться, но более 90% специалистов-теплоэнергетиков не знают, что такое тепловые насосы и зачем они нужны. В Японии ежегодно производится около 3 млн тепловых насосов, в США — около 1 млн. В Новосибирске на практически единственном в России предприятии «Энергия», производящем крупные тепловые насосы, за 10 лет изготовлено всего порядка сотни промышленных тепловых насосов. Парадокс: за рубежом выгодно использовать низкопотенциальное тепло, а в России, стране холода, проще построить котельную, чем использовать сбросные низкопотенциальные источники тепла!
    Энергии сбросного тепла, поступающего на градирни омских ТЭЦ, достаточно, чтобы остановить в резерв все, даже самые крупные котельные города при понижении температуры наружного воздуха до –8 °С! Но почему-то даже зимой, когда из градирен ТЭЦ выбрасывается огромное количество тепла, в зоне действия тепловых сетей работают десятки котельных, нагрузку которых могут взять на себя ТЭЦ. Потери топлива, вызванные неумением организовать совместное потребление сбросной энергии от ТЭЦ различными собственниками котельных, по Омску [1] составляет не менее 630 тыс. т у. т./год — это 200—800 млн руб. в год (табл. 1).
    Перечень подобных парадоксов энергетики крупного города можно продолжать и дальше. В чем же причина, почему теплофикация не находит адекватного спроса? Ответы на эти и многие другие вопросы кроются в абсурдности существующего метода ценообразования, в оторванности тарифной политики от технологии производства тепловой и электрической энергии. История этого вопроса и методы оценки стоимости тепловой и электрической энергии представлены в статье В. А. Малафеев «Как правильно определять стоимость электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ» [2].
    Методологические недостатки отечественной тарифной политики
    В существующей тарифной политике на тепловую и электрическую энергию имеется пять видов логических ошибок, определяющих ее недостатки применительно к энергетике крупного города2:
    1. Мы пытаемся одной мерой оценить стоимость двух различных видов энергетической продукции — мощности предоставляемой тепловой и электрической энергии (во времени) и количества отпущенной тепловой и электрической энергии (за период).
    2. Отсутствует либо неразвита система классификация видов энергетической продукции по качеству, количеству.
    3. Отсутствует либо неразвито авансирование затрат на соответствующий вид энергетической продукции.
    4. При комбинированном производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ принятый на сегодня метод разделения затрат топлива на разные виды энергии не отвечает технологии работы ТЭЦ.
    5. Отсутствует стимулирование экономичного потребителя за потребление тепловой и электрической энергии, получаемой комбинированным способом на ТЭЦ, нет принуждения неэкономичного потребителя к изменению технологии потребления энергии (мы вынуждены принуждать все общество).
    Существующие тарифы не отражают технологическую суть производства энергии как по качеству, так и по количеству, и это их главный недостаток. Предметом рыночных отношений является не просто объем потребленной энергии, а предоставление мощности в определенное время. На рынке имеется два вида энергетических услуг: возможность использования заявленной энергетической мощности в определенное время и количество потребленной энергии. При этом с точки зрения методологии нет никакой разницы, на какой вид энергии — тепловую или электрическую — предоставляются услуги.
    Кроме того, цена не отражает качества энергии. Если для электроэнергии разработан государственный стандарт, то требования к качеству производства и продажи тепловой энергии только начинают формироваться. Согласно Гражданскому кодексу поставлена задача определения качества и надежности теплоснабжения. Так, если для котельной нет принципиальной разницы, летом или зимой производится тепло, то в случае ТЭЦ это различные технологии. 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. Если же летом тепло от ТЭЦ не купят, она все равно выбросит это тепло в окружающую среду или просто остановится (перейдет в вынужденный резерв) из-за отсутствия потребления.
    Одна их основных ошибок существующего метода ценообразования заключается в том, что для простоты рассчитываются не конкретные тарифы для различных режимов энергоснабжения, а средневзвешенные, среднегодовые тарифы. Хотя среднегодовая цена тепла у ТЭЦ ниже, чем у котельной, она не стимулирует промышленных покупателей тепловой энергии перестать сжигать топливо на своих котельных и по обоюдовыгодной цене использовать сбросное тепло от ТЭЦ.
    Отметим также, что в действующих тарифах не отражено количество потребленной энергии по времени. Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла мощностью 0,11 Гкал/ч. Но чтобы произвести это же количество тепла для обеспечения зимнего максимума нагрузок за расчетную пятидневку необходимо уже 8,3 Гкал/ч. Мощность установленного оборудования различается в 73 раза. Соответственно, нужны дополнительные специалисты, площади, оборудование. Причем оборудование работает только 3% времени, а остальные 97% находится в резерве, но стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях. Для общества нет никакой разницы в оплате затрат!
    Всеобъемлющий коллективный оптимум энергообеспечения
    В статье «Тарифный и нагрузочный менеджмент: французский опыт» [5] определен принцип достижения всеобъемлющего оптимума для общества. Суть его заключается в «определении наиболее подходящих тарифов, графиков нагрузочного менеджмента путем сравнения стоимости и прибыли как для производителя энергии, так и для потребителя энергии».
    При плановой экономике обеспечением коллективного оптимума энергообеспечения занимался Госплан СССР. С переходом на рыночные отношения решение этой задачи де-факто передано в регионы, однако регионы, видимо, пока не способны подойти к данной задаче с научной точки зрения.
    Согласно экономической теории, для того чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное предприятие — монополист (АО-энерго) должно придерживаться трех правил ценообразования:

  • удовлетворение спроса;
  • сведение производственных затрат к минимуму;
  • продажа по маржинальной цене (по предельным издержкам).
    Если первые два правила широкому кругу энергетиков известны и понятны, то третье в отечественной теплоэнергетике не распространено, такой методологический подход практически неизвестен. Согласно экономической теории [4], предельные издержки — это издержки, связанные с производством дополнительной единицы продукции. Иначе говоря, предельные издержки представляют собой увеличение совокупности издержек, на которое должна пойти фирма ради производства еще одной единицы продукции.
    В качестве примера рассмотрим расчет маржинальной стоимости авиабилета. Допустим, что затраты на рейс самолета вместимостью 150 человек из Омска в Москву составляют 240 тыс. руб. При заполняемости салона 120 человек (80%) средняя цена авиабилета составит 2000 руб. Если же продавать авиабилеты с учетом маржинальных (предельных) издержек, их стоимость будет меняться в зависимости от количества авиапассажиров. Так, при 60 желающих лететь цена билета возрастет до 4000 руб., а при 150 — снизится до 1667 руб. Зато для 151-го пассажира придется готовить дополнительный самолет, и цена полета для этого человека с учетом предельных издержек составит 240 тыс. руб. Очевидно, что для снижения цены нужно дождаться следующих 140 человек, полететь другим самолетом, поехать поездом и т. д.
    Отметим, что маржинальные издержки не могут быть получены непосредственно из отчетных данных за какой-либо период. Необходимо знать, как изменятся затраты компании, если изменится объем выпуска продукции.
    Зарубежный опыт применения маржинальных тарифов на энергию
    Существующая в отраслях коммунального обслуживания «экономия от масштаба» порождает желание иметь монопольного поставщика. Однако в таком случае возникает необходимость государственного вмешательства, чтобы пресекать злоупотребления монопольной власти. С учетом этого в США и большинстве стран сферы коммунального обслуживания являются регулируемыми или находятся в государственной собственности и управляются государством [4]. Экономисты — энергетики США после 1930-х гг. стали утверждать, что цены на электроэнергию должны соответствовать маржинальным3, а не средним издержкам. Тарифы на электричество во многих штатах варьируются как по сезонам, так и по времени суток, отражая изменения предельных затрат на выработку электроэнергии.
    Более 30 лет назад во Франции для того, чтобы экономически обеспечить развитие атомной энергетики, работающей в базовом режиме, было принято решение о применении тарифной политики, основанной на маржинальной стоимости и отражающей фактическую технологию производства [5]. В настоящее время там действует более шести видов тарифных систем, разбитых на четыре-пять зон потребления; в итоге электроэнергия отпускается по 20—30 различным ценам, оптимально управляющим спросом и предложением на энергию. Маржинальная стоимость энергии в пиковом режиме может быть в 20 раз больше, чем в базовом. Плата за заявленную мощность в зимний период в 2 раза выше, чем летом. Наиболее яркие примеры управления нагрузкой и формирования тарифов на зарубежном оптовом рынке электроэнергии приведены в книге В. А. Семенова «Оптовые рынки энергии за рубежом: Аналитический обзор» [6].
    Основы методики формирования маржинальных тарифов на энергию
    Формирование тарифов в отрасли осуществляется в несколько этапов.
    1. Прежде всего анализируется спрос и составляется классификация потребителей энергетических услуг. Классификация производится по трем признакам:
    а) по количеству (числу часов потребления заявленной энергии). По числу часов использования максимума нагрузки потребители тепловой (электрической) энергии в регионе делятся на пять временных категорий: А — потребители базовой энергии с числом часов использования максимума нагрузки Нмакс свыше 4500; В — полубазовые потребители с Нмакс от 1000 до 4500 часов; С — пиковые потребители с Нмакс до 1000 часов; D — внебалансовые, внепиковые потребители, не имеющие нагрузки в период максимума; Е — потребители, требующие резервирования заявленной мощности, с весьма ограниченным потреблением тепловой или электрической энергии (Н < 200 часов) узко специализированного назначения (например, от автономных дизель-генераторов, от котлов-стерилизаторов и т.д.);
    б) по качеству и надежности энергоснабжения. Например, потребители 1-й, 2-й, 3-й категории электроснабжения; допускающие или не допускающие автоматический ввод резерва (АВР), автоматическую частотную разгрузку (АЧР); допускающие или не допускающие перерыв в теплоснабжении на 1 минуту, 10 минут, 10 часов, 1 сутки, 10 суток и т.д.; требующие или не требующие автономного резервирования электро- и теплоснабжения;
    в) по видам потребляемой энергии: электроэнергия высокого, среднего, низкого напряжения; тепловая энергия пара, сетевой воды, подпиточной воды для горячего водоснабжения, конденсата для технологии;
    г) по параметрам теплоносителя: высококачественная тепловая энергия (пар давлением 4,0; 1,3; 0,6 МПа; сетевая вода температурой 180—150 °С), низкокачественная тепловая энергия (пар давлением 0,25—0,12 МПа, сетевая вода температурой 95—65 °С), сбросная тепловая энергия (температурой до 45 °С) и т. д.
    2. Далее осуществляется анализ и классификация производителей энергетических услуг. Производителем и организацией, утверждающей тарифы на энергию, согласовываются и принимаются базовые документы, где указывается:
    а) баланс мощности заявленной, располагаемой, рабочей тепловой и электрической по каждой временной категории (А, В, С, D, Е) с разбивкой по качеству и по виду. Дополнительно учитывается резерв мощностей: горячий (холодный); сезонный (долгосрочный); оплачиваемый одним конкретным потребителем, группой потребителей или же оплачиваемый производителем энергии в счет прибыли и т.д.;
    б) баланс энергии тепловой и электрической по каждой временной категории (А, В, С, D, Е) с разбивкой по качеству и по виду.
    3. Затем распределяются производственные затраты, основные фонды. Распределение ведется с учетом категории и вида производимой продукции по одному из следующих признаков: по технологическому признаку, пропорционально количеству производимой энергии, по количеству затраченного топлива, пропорционально установленной (заявленной, располагаемой) мощности. При этом:
    а) переменные затраты ­(топливо, расходные материалы, вода, реагенты) распределяются пропорционально количеству сбалансированной энергии или топливу для потребителей категорий А, B, С, D (без категории Е);
    б) постоянные затраты (ремонт, зарплата, эксплуатационные издержки и т.д.) распределяются либо по технологическому назначению (пиковые котлы, бойлеры, сетевые трубопроводы и т.д.), либо пропорционально утвержденному балансу мощности потребителей А, B, С, Е (без категории D).
    4. При распределении затрат на обеспечение пиковой и полубазовой мощности должен обеспечиваться принцип авансирования затрат только на соответствующий вид продукции А, В, С, D, Е. Кроме этого в пиковую часть затрат необходимо дополнительно включить все расходы, связанные с обеспечением только пиковых нагрузок.
    Пример 1. Затраты на обеспечение высокого качества сетевой воды, такие как химводоподготовка для тепловых сетей, должны относится только к потребителям, требующим температуру сетевой воды выше 115 °С, — на вид С.
    Пример 2. Расходы на содержание антикоррозийной защиты оборудования ТЭЦ и тепловых сетей (деаэрационная установка, антикоррозийная химзащита аккумуляторных баков и т.д.) должны относится на вид А.
    Пример 3. Затраты, необходимые для поддержания определенных параметров сетевой воды (работа сетевых насосов с давлением свыше 6,0 МПа, толстые трубы тепловых сетей), а также расходы на обеспечение выполнения требований Госгортехнадзора должны относится на соответствующий вид продукции — С.
    5. Далее определяется технологический оптимум производства энергии на кратко- и долгосрочный периоды, оцениваются объемы комбинированного и раздельного производства тепловой и электрической энергии как с использованием ТЭЦ, промышленных котельных4, так и с помощью независимых, вторичных источников тепловой и электрической энергии. При комбинированном производстве энергии по сравнению с раздельным расход топлива сокращается на 40—50% для зимнего периода и на 20—30% в целом за год. Поэтому те потребители, которые одновременно получают тепловую и электрическую энергию от ТЭЦ (например, население города), должны на законных экономических основаниях, а не как дотируемая категория, получать выгоду в виде снижения тарифа на энергию.
    Законодателям, определяющим энергетическую стратегию региона, необходимо полностью отказаться от физического метода распределения экономии топлива и перейти на эксергетический метод5 анализа. Методические указания по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования следует пересмотреть, так чтобы они отвечали технологической сути комбинированного производства энергии. Вместо расчетного расхода топлива на тепло по существующей методике (120—170 кг/Гкал) следует указывать реальный, к примеру определенный по диаграммам режимов турбин Т-175/210 омской ТЭЦ-5 (табл. 2).
    6. В завершение определяется политический оптимум в тарифной политике на кратко— и долгосрочный периоды. Законодательная и исполнительная власть области в лице региональной энергетической комиссии (РЭК) должна формировать энергетическую и тарифную политику. РЭК следует установить, кому отдавать предпочтение для обеспечения развития региона, как это делать и в каких объемахв. Отметим, что во многих странах с рыночной экономикой метод перекрестного субсидирования [9] сохранялся еще долгое время. Однако при этом необходимо знать, для каких целей данный метод используется, и объективно владеть им, создавая экономические условия для развития энергосберегающих технологий.
    Продолжение следует…
    Литература
    1. Дьяков А. Ф., Белов Е. И., Демидов О. И. и др. Основные направления технического перевооружения ТЭЦ АК «Омскэнерго» // Электрические станции. 1996. № 9.
    2. Малафеев В. А. Как правильно определять стоимость электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ // Энергетик. 2000. № 9.
    3. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. — М.: Издательство МЭИ, 1999.
    4. Фишер С., Дорнбуш Р., Шмалензи Р. Экономика. — М.: Дело, 1993.
    5. Lescoeur В., Calland J. B. Tariffs and load managment: the Frenсh experiencе. Electricite de Frace // IEEE Transactions on Power Systems. — 1987. — Vol. PWRS-2, No. 2.
    6. Семенов В. А. Оптовые рынки энергии за рубежом: Аналитический обзор. — М.: ЭНАС, 1998.
    7. Богданов А. Б. Маргинальные тарифы на тепловую энергию // Энергия. 1998. № 5.
    8. Богданов А. Б. Теплофикации нет альтернативы. Виноват метод анализа [Электрон. ресурс]. 1999. Режим доступа: http://www.rao-ees.ru/ru/energo­­_sber/teplo.htm, www.exergy.narod.ru.
    9. Сахарнов Ю. В. Роль государственных органов регулирования в тарифной политике, создающей условия, стимулирующие энергосбережение [Электрон. ресурс]. 1999. Режим доступа: http://www.mtu-net.ru/marek/Sakharnov_p1.html.