Концепция регулирования энергоемкости России

 

Авторы

Богданов Александр, Аналитик теплоэнергетики России, Омск

Богданова Ольга, Инженер-теплотехникООО «ГУП ТеплоЭнергоПроект №1», Санкт-Петербург

 

    Я считаю, что учебники микро­экономики — это позор! Я думаю, что давать юным, впечатлительным умам такое схоластическое упражнение, как будто оно (это упражнение в схоластике) говорит что-то о реальном мире, это позор… Если микроэкономика ошибочна, то почему не отбросить ее вон. Я ее отбрасываю.
    Герберт Саймон,лауреат Нобелевской премии по экономике 1979 г.
    В цикле статей под общим названием «ЧВЭ и ЧНЭР Российской энергетики»1 мы проанализировали причины отставания России по энергоемкости валового внутреннего продукта (ВВП). Даже если мы реализуем достаточно скромную и, безусловно, выполнимую программу снижения энергоемкости к 2020 г. на 40%, то передвинемся с 141-го на 105-е место! (рис.1) Но сегодняшние регуляторы в лице Минэкономразвития (МЭР), Федеральной службы по тарифам (ФСТ), региональных энергетических комиссий (РЭК), использующие «котловой» метод усреднения потребителей и вороватый метод RAB-регулирования возврата инвестиций не позволят обеспечить и этого, более чем скромного результата для российской энергетики.
    В настоящей статье мы не станем говорить о технических причинах высокой энергоемкости ВВП и повторять анализ проблем ее снижения, а проведем исследование, кто и как занимается вопросами энергоемкости российской энергетики, какие концептуальные ценности и принципы составляют основу регулирования. Случилось так, что сегодняшний регулятор, приняв по наследству от плановой экономики нормативно-справочные материалы регулирования не смог осмыслить глубину рыночных отношений в энергетике. Не владея энергетическим и топливным балансом топливосберегающих технологий, таких как производство комбинированной энергии на ТЭЦ, мини-ТЭЦ, ПГУ, суточная и сезонная аккумуляция тепла с помощью тепловых насосов, низкотемпературное отопление, низкотемпературный транспорт, регулятор не способен разобраться с противоречивой технической и экономической информацией, сформировать собственное понимание экономических и топливосберегающих проблем и выработать эффективное тарифное решение по обеспечению коллективного оптимума топливопотребления, отвечающее задачам снижения энергоемкости российской энергетики.
    Поговорим о более важном и фундаментальном, но почему-то до настоящего времени не оформленном никакими документами — о концепции, методологии, принципах и моральных ценностях при регулировании энергоемкости в условиях так называемого государственного регулирования рыночной экономики. Без осмысления методологии регулирования, моральных ценностей в обществе, принятия принципов качественного и количественных регулирования показателей энергетики проблемы снижения энергоемкости ВВП не только в два—три раза, но и на 40% так и останутся лозунгами предвыборных компаний.
    Живя показателями краткосрочного периода — от выборов до выборов, лозунгами «энергосберегающих лампочек», невозможно принять за основу методологию снижения энергоемкости на концептуальном уровне, на перспективу 10—50 лет. Приведу слова уважаемого мной профессионала в области энергетических балансов и потерь Ю. Железко: «Принципы развития Единой энергетической системы (ориентация на крупные электростанции и протяженные линии электропередач или сравнительно маломощные станции, расположенные в центрах нагрузки, и т.п.) закладываются на концептуальном уровне. Этому уровню соответствует наиболее широкий интервал значений технологических потерь»2.
    Чего концептуально не хочет понять регулятор «рыночной» энергетики
    A. Конечные потребители электроэнергии от самых лучших ГРЭС, потребляющие раздельную электрическую энергию ГРЭС, и конечные потребители тепловой энергии от самых лучших котельных, потребляющие раздельную тепловую энергию котельных, никогда не обеспечат снижение энергоемкости более чем на 3—5%.
    B. Только конечные потребители отработанного тепла от турбин ТЭЦ обеспечивают огромную экономию топлива для производства комбинированной электрической энергии и, таким образом, снижают энергоемкость производства электроэнергии более чем на 170—220%.
    C. Только конечный потребитель отработанного тепла от турбин должен иметь самые низкие тарифы, в 2—4 раза ниже, чем у самой экономичной котельной. Потребители электрической энергии не имеют никакого права на снижение тарифов ниже, чем от самой экономичной ГРЭС.
    Уважаемые государственные регуляторы, собственники, инвесторы! Чувствуете разницу: 3—5 и 170—220%? Вот где надо создавать инвестиционно привлекательные проекты и формировать адекватную тарифную политику, обеспечивающую коллективный оптимум снижения энергоемкости энергии региона. Но для этого необходимо менять мышление монополизированного регулятора. Стимулировать 2—3-кратным снижением тарифа следует не безымянного потребителя электрической энергии, не имеющего никакого отношения к технологии снижения энергоемкости электроэнергии, а только того конечного потребителя, который потребляет низкопотенциальное отработанное тепло от турбин либо от вторичных источников тепла, либо от повторно используемых источников.
    На практике же получается противоположная картина. Разберем ранее описанные примеры чрезвычайно неэффективного регулирующего управления РЭК Омской области с жителями поселков Ростовка и Горячие Ключи, областной поликлиникой и т.д. (см. журнал «ЭнергоРынок», 2011, № 7/8). При переходе на собственные котельные «Октан» произошел рост тарифов на тепловую энергию, и именно государственный регулятор обязан был прекратить скрытое перекрестное субсидирование топливом и поднять тарифы на электроэнергию для потребителей тепла, переключившихся от ТЭЦ на котельные «Октан». Но регулятор этого не сделал. Непонятные, непопулярные решения, особенно для предвыборных компаний! Никто не поймет! Выгонят с работы, и ко Дню энергетика 22 декабря никто не пришлет уважительно-пригласительную открытку. Поэтому регулятор своим бездействием молчаливо согласовывает перекрестное субсидирование топливом. Поэтому все потребители электрической энергии области и все потребители тепловой энергии от ТЭЦ будут оплачивать перерасход в размере 80% топлива у всех потребителей котельных «Октан». Даже сейчас, спустя два с половиной года после принятия закон об энергосбережении (ФЗ № 261) носит декларативный характер. Нужен спрос за его исполнение, но спрос не с завхозов школ, управдомов и глав субъектов муниципальных образований, а с регулирующих органов самого высокого федерального уровня (Минэкономразвития, Минэнерго, Минрегион, ФСТ), а также с РЭК.
    В советско-российской регулируемой энергетике все наоборот. Еще с 11 января 1950 г. советский регулятор плановой экономики для получения политического эффекта в экономическом соревновании с западом все 100% экономического эффекта бездарно отдавал на удешевление электроэнергии. После 1995 г. с приходом якобы рыночной экономики, для того чтобы хоть как-то приостановить полный переход с ТЭЦ на собственные котельные, регулятор рыночной энергетики был вынужден чуть-чуть поделиться экономическим эффектом. До 75—80% экономического эффекта опять же бездарно было оставлено для удешевления электроэнергии, и только 25—20% «с барского стола» было даровано для удешевления тепловой энергии. Но и это было сделано механистически, без понимания технологии потребления тепла отработанного пара. А по законам термодинамики, по технологии требуется обратное: 85—90% — на удешевление отработанного тепла ТЭЦ и только 15—10% — на удешевление электрической энергии.
    Если в условиях планового хозяйства такое положение с перекрестным субсидированием было хоть как-то объяснимо методологией достижением народно хозяйственного эффекта, то в условиях рыночных отношений скрытое (технологическое) субсидирование топливом является недопустимым прямым давлением федеральной монополии электро­энергетики с целью получения политических и экономических дивидендов за счет региональной, муниципальной теплоэнергетики.
    Концепция тарифообразования регулятора энергетики основана на популизме с применением средних издержек, по так называемому котловому методу. Однако котловой метод и вороватый метод RAB-регулирования возврата инвестиций — примитивные инструменты тарифного популизма.
    Нельзя проводить экономический анализ по усредненному котловому методу тарифообразования в условиях регулируемых рыночных отношений. У энергетиков для различных технологий должен быть свой методологический подход. В западной рыночной энергетике этот методологический подход называется «тарифообразование на основе маржинальных издержек». Однако в российской так называемой рыночной энергетике такого методологического подхода до настоящего времени нет.
    В статье «Тарифный и нагрузочный менеджмент: французский опыт»4, определен принцип достижения коллективного, всеобъемлющего оптимума для общества. Согласно западной экономической теории, для того чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное предприятие-монополист должно придерживаться трех правил ценообразования: а) удовлетворять спрос; б) сводить к минимуму производственные затраты; в) осуществлять продажу по маржинальной цене (по предельным издержкам). Эти три принципа западной рыночной энергетики для коммунального предприятия — монополиста в Европе и США работают еще с 1930—1950-х гг. Если для российского регулятора первые два принципа относительно понятны для применения, то тарифообразование на основе маржинальных издержек — нет.
    Существующая в отраслях коммунального обслуживания «экономия от масштаба» обусловливает желание иметь монопольного поставщика: но тогда возникает необходимость государственного вмешательства, с тем чтобы пресекать злоупотребления монопольной власти. С учетом этого в США и в большинстве стран отрасли коммунального обслуживания являются регулируемыми или находятся в государственной собственности и управляются государством. Экономисты-электроэнергетики США еще в начале прошлого века стали добиваться того, чтобы цены на электроэнергию должны устанавливаться равными маргинальным (предельным, маржинальным), 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.
    Суть 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». Более 60 лет назад во Франции, для того чтобы обеспечить экономически развитие атомной энергетики, работающей в базовом режиме, было принято решение о применении в электро­энергетике тарифной политики, основанной на маргинальной стоимости и отражающей фактическую технологию производства. В настоящее время действуют десятки 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. Это двухпериодные тарифы в зависимости от времени суток, факультативные двухставочные тарифы на мощность и на энергию, «зеленый» тариф, сезонные тарифы, тарифы выходного дня, «желтый» зимний и летний тарифы, тариф пикового дня, модулируемый тариф и т.д. В некоторых случаях маргинальная стоимость энергии в пиковом режиме может быть в 20 раз дороже стоимости энергии в базовом режиме. Плата за заявленную мощность в зимний период в два раза выше, чем в летний период.
    При плановой экономике задачу обеспечения коллективного оптимума энергообеспечения решал Гос­план СССР. С переходом на рыночные отношения решение этой задачи де-факто передано в регионы. Однако если на федеральном уровне не смогли разобраться с всеобъемлющим оптимумом, то на региональном уровне в условиях противоречивых федеральных указаний тем более не смогут с научной точки зрения поставить задачу по снижению энергоемкости валового регионального продукта.
    Хронология роста скрытого субсидирования в Российской энергетике
    1888 г. — первые три петербургские центральные электростанции на реках Фонтанке (три машины, в сумме 202 кВт) и Мойке (три машины, в сумме 221 кВт). Давление пара 5 ата. Электростанции располагались на плавучих баржах, на реках, т.к. для охлаждения отработанного пара требуется очень много воды. Из-за отсутствия охлаждающей воды станции ограничивали электрическую мощность. И эта проблема все еще актуальна сейчас — в 2012 г.
    С самого начала развития тепло­энергетики существовала проблема: куда отводить отработанное тепло от турбин? Производство электроэнергии — очень дорогое удовольствие. Чтобы получить какое-то количество электроэнергии, до 98—97% энергии от сожженного топлива требовалось отводить в окружающую среду. Удельный расход топлива был в 10—14 раз больше, чем сейчас, и составлял 5,4—3,9 кг у.т./кВт. Недостаток охлаждающей воды — самая большая проблема для электроэнергетиков как 125 лет назад, так и в настоящее время! Однако в отличие от западных стран мы в России имеем уникальную возможность — восемь месяцев году использовать сбросное тепло от турбин для отопления наших домов. Но это тепло должно быть почти бесплатным. Ведь его все равно где-то выбросят — в реку или в воздух. Но наши регуляторы и топ-менеджеры от энергетики умудряются задирать стоимость сбросного тепла ТЭЦ выше стоимости тепла от котельной!
    1900 г. — максимальный КПД паровых машин достиг 18—20%. 1913 г. — КПД брутто = 11,6%, 1060 г/кВт•ч, Nмах = 10МВт, Р = 12—15 ата, Т = 350 °С.
    1900—1920 гг. КПД установок с паровыми машинами достиг 20—25%.
    A. Советский период(1917—1992 гг.)5
    25 ноября 1924 г. — первая ТЭЦ в России. Под руководством проф. В.В. Дмитриева, 3-я Петроградская ГЭС на Фонтанке переоборудована в ТЭЦ, производящую как тепловую, так и электрическую энергию6. Удельный расхода топлива снизился с 1045 до 238 г/кВт•ч.
    1928 г. — первая в Москве «ТЭЦ ВТИ » подала тепло по паропроводу к заводам «Динамо», «Порострой».
    1928 г. — КПД брутто = 15%, 820 г/кВт•ч, Nмах = 44 мВт, Р = 26 ата, Т = 375 °С.
    1931 г. — первая в России генеральная схема теплофикации г. Москвы. Стране нужна экономная энергетика!
    1937 г. — КПД брутто = 20%, 610 г/кВт•ч, Nмах = 50 мВт, Р = 29 ата, Т = 400 °С.
    1950 г. — КПД брутто = 22,8%, 540 г/кВт•ч, Nмах = 100 мВт, Р = 90 ата, Т = 490 °С.
    10—11 января 1950 г. — Начало «лысенковщины» в советской энергетике. Официальное утверждение негласных правил игры в энергетике — политического субсидирования электроэнергетики за счет тепловых потребителей7. Применение физического метода распределения экономии топлива привело к автоматическому запрету на многие годы обсуждения эксергетического метода анализа и распределения затрат топлива. По физическому методу тепло от ТЭЦ заведомо получалось убыточным — с затратами топлива на 5—7% выше, чем от котельных (~174—172 кг/Гкал против 165—163 кг/Гкал). Электроэнергия от ТЭЦ получается с расходом топлива 170-250 г/кВт•ч против 370-410 г/кВт•ч самых лучших ГРЭС. Все 100% экономии топлива относятся в пользу потребителей электрической энергии.
    1953 г. — Nмах = 150 мВт, КПД = 30%, 410 г/кВт•ч, Р = 170 ата, Т = 550/520 °С.
    1955 г. — повсеместное внедрение температурного графика тепловых сетей 150 °С. 55 лет назад внедрили, а в последние 15 лет мы пошли на попятную и работаем с температурой не выше 100—110 °С.
    1959 г. — КПД = 33%, 370 г/кВт•ч, Nмах = 200 мВт, Р = 130 ата, Т = 565/565 °С.
    1963 г. — КПД = 36%, 340 г/кВт•ч, Nмах = 300 мВт — уголь, Р = 240 ата, Т = 560/565 °С.
    1968 г. — КПД = 36%, 340 г/кВт•ч, Nмах = 500 мВт — уголь, 800 мВт — газ, КПД = 39,6%, 310 г/кВт•ч.
    1980 г. — КПД = 40%, 304 г/кВт•ч, Р =240 ата, Т = 560/565 °С, Nмах = 1200 мВт — газ.
    Комментарий А. Богданова. Несмотря на все самые передовые технические решения, на самой экономичной ГРЭС, работающей на газе, топливо используется всего на 40%, а остальные 60% топлива в виде сбросного тепла градирен и уходящих газов котлов выбрасывается в окружающую среду.
    B. «Рыночный» период9
    С 1992 г. в стране изменился общественный строй. Вместо плановой экономики, определяемой принципом «всем за счет всех», произведен переход к так называемой рыночной экономике, действующей по принципу «что не запрещено, то разрешено». С потерей государственного управления эффективностью топливоиспользования произошла молчаливая «передача по наследству» политического субсидирования потребителей электроэнергии за счет тепловых потребителей. Опыт редчайших, узких специалистов в сфере топливоиспользования в энергетике — теплофикаторов, чувствующих суть комбинированного производства энергии в условиях русских холодов, был потерян. Новое поколение «менеджеров и регуляторов от энергетики», не имея фундаментальных знаний формирования затрат в теплоэнергетике, сосредоточило свой интерес на извлечении сиюминутной прибыли и максимальной капитализации основных фондов. Региональные власти без фундаментальных знаний в вопросах производства комбинированной энергии, достоверных индикаторов государственной программы топливосбережения тем более не могут создать эффективную политику экономии использования топлива в регионах.
    1993—1996 гг. — массовый отказ тепловых потребителей Москвы от теплоснабжения от ТЭЦ с последующим переходом на собственные котельные. С целью хоть как-то удержать тепловых потребителей в 1995 г. РАО «ЕЭС России» пришлось выполнить частичную корректировку существующего физического метода. Из 100% экономии топлива примерно пятая часть была возвращена в пользу тепловых потребителей, но остальное по-прежнему уходило в пользу потребителей электрической энергии10.
    1996 г. — по так называемому действующему методу ОРГРЭС удельные расходы топлива на тепло от ТЭЦ снизились с ~174,8 до 147,5 кг/Гкал, а удельные расходы топлива на электроэнергию увеличились с ~ 312,3 до 345,8 г/кВт•ч. Комбинированное производство электроэнергии на ТЭЦ в целом по России субсидировало раздельное производство электроэнергии с КПД от 46,3 до 37,7%.
    22 декабря 2000 г. — пуск ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. КПД = 53%, 230 г/кВт•ч. Благодаря применению бинарного цикла в парогазовой установке эффективность использования топлива повышается с 40 до 53% — в 1,25 раза. Однако из-за отсутствия государственного управления эффективностью топливоиспользования, приведшего к неготовности передачи тепловых нагрузок, ПГУ-450 работала в конденсационном режиме и не использовала эффект теплофикации с КПД = 87%. Цена несвоевременного принятия политических решений обходится жителям Санкт-Петербурга в 87 — 53 = 34% топлива!
    2004 г. — эффективность производства электроэнергии в целом по РАО «ЕЭС России» оценивается следующим образом: КПД = 36,8%, Вээ = 334 г/кВт•ч, Втэ = 144 кг/Гкал.
    (Окончание следует.)