Схема производства электроэнергии на тэц. А.Хараим, В.Н. Ильич, Государственное регулирование и эффективность ТЭЦ. В чем секрет тепловых электростанций

Однажды, когда мы въезжали в славный город Чебоксары, с восточного направления моя супруга обратила внимание на две огромные башни, стоящие вдоль шоссе. "А что это такое?" - спросила она. Поскольку мне абсолютно не хотелось показать жене свою неосведомленность, я немного покопался в своей памяти и выдал победное: "Это ж градирни, ты что, не знаешь?". Она немного смутилась: "А для чего они нужны?" "Ну что-то там охлаждать, вроде бы". "А чего?". Потом смутился я, потому что совершенно не знал как выкручиваться дальше.
Может быть этот вопрос так и остался навсегда в памяти без ответа, но чудеса случаются. Через несколько месяцев после этого случая, вижу в своей френдленте пост о наборе блогеров, желающих посетить Чебоксарскую ТЭЦ-2, ту самую, что мы видели с дороги. Приходиться резко менять все свои планы, упустить такой шанс будет непростительно! Так что же такое ТЭЦ? Согласно Википедии ТЭЦ - сокращенное от теплоэлектроцентраль - это разновидность тепловой станции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепла, в виде пара или горячей воды. О том как все устроено, я расскажу ниже, а здесь можно посмотреть парочку упрощенных схем работы станции.

Итак, все начинается с воды. Поскольку вода (и пар, как её производное) на ТЭЦ является основным теплоносителем, перед тем как она попадет в котел, её необходимо предварительно подготовить. Для того, что бы в котлах не образовывалась накипь, на первом этапе, воду необходимо умягчить, а на втором, очистить её от всевозможных примесей и включений. Происходит все это на территории химического цеха, в котором расположены все эти емкости и сосуды.


Вода перекачивается огромными насосами.
Работа цеха контролируется отсюда.
Вокруг много кнопочек...
Датчиков...
А также совсем непонятных элементов... Качество воды проверяется в лаборатории. Здесь все по-серьезному...

Полученную здесь воду, в дальнейшем мы будем называть "Чистой водой". Итак, с водой разобрались, теперь нам нужно топливо. Обычно это газ, мазут или уголь. На Чебоксарской ТЭЦ-2 основным видом топлива является газ, поступающий по магистральному газопроводу Уренгой - Помары - Ужгород. На многих станциях существует пункт подготовки топлива. Здесь природный газ, так же как и вода очищается от механических примесей, сероводорода и углекислого газа. ТЭЦ - объект стратегический, работающий 24 часа в сутки и 365 дней в году. Поэтому здесь везде, и на всё, есть резерв. Топливо не является исключением. В случае отсутствия природного газа, наша станция может работать на мазуте, который хранится в огромных емкостях, расположенных через дорогу.
Теперь мы получили Чистую воду и подготовленное топливо. Следующий пункт нашего путешествия - котлотурбинный цех. Состоит он из двух отделений. В первом находятся котлы. Нет, не так. В первом находятся КОТЛЫ. По другому написать, рука не поднимается, каждый, с двенадцатиэтажный дом. Всего на ТЭЦ-2 их пять штук.
Это сердце ТЭЦ, и здесь происходит основное действие. Газ, поступающий в котел, сгорает, выделяя сумасшедшее количество энергии. Сюда же подается "Чистая вода". После нагрева она превращается в пар, точнее в перегретый пар, имеющий температуру на выходе 560 градусов, а давление 140 атмосфер. Мы тоже назовем его "Чистый пар", потому что он образован из подготовленной воды. Кроме пара, на выходе мы еще имеем выхлоп. На максимальной мощности, все пять котлов потребляют почти 60 кубометров природного газа в секунду! Чтобы вывести продукты сгорания, нужна недетская "дымовая" труба. И такая тоже имеется.

Трубу видно практически из любого района города, учитывая высоту 250 метров. Подозреваю, что это самое высокое строение в Чебоксарах. Рядом находится труба чуть поменьше. Снова резерв. Если ТЭЦ работает на угле, необходима дополнительная очистка выхлопа. Но в нашем случае этого не требуется, так как в качестве топлива используется природный газ. В втором отделении котлотурбинного цеха находятся установки, вырабатывающие электроэнергию.
В машинном зале Чебоксарской ТЭЦ-2 их установлено четыре штуки, общей мощностью 460 МВт (мегаватт). Именно сюда подается перегретый пар из котельного отделения. Он, под огромным давлением направляется на лопатки турбины, заставляя вращаться тридцатитонный ротор, со скоростью 3000 оборотов в минуту.
Установка состоит из двух частей: собственно сама турбина, и генератор, вырабатывающий электроэнергию.

А вот как выглядит ротор турбины.
Повсюду датчики и манометры.

И турбины, и котлы, в случае аварийной ситуации можно остановить мгновенно. Для этого существуют специальные клапаны, способные перекрыть подачу пара или топлива за какие-то доли секунды.
Интересно, а есть такое понятие как промышленный пейзаж, или промышленный портрет? Здесь есть своя красота.
В помещении стоит страшный шум, и чтобы расслышать соседа приходиться сильно напрягать слух. К тому же очень жарко. Хочется снять каску и раздеться до футболки, но делать этого нельзя. По технике безопасности, одежда с коротким рукавом на ТЭЦ запрещена, слишком много горячих труб. Основную часть времени цех пустой, люди здесь появляются один раз в два часа, во время обхода. А управление работой оборудования ведется с ГрЩУ (Групповые щиты управления котлами и турбинами). Вот так выглядит рабочее место дежурного.
Вокруг сотни кнопок.

И десятки датчиков.
Есть механические, есть электронные. Это у нас экскурсия, а люди работают.
Итого, после котлотурбинного цеха, на выходе мы имеем электроэнергию и частично остывший и потерявший часть давления пар. С электричеством вроде бы попроще. На выходе с разных генераторов напряжение может быть от 10 до 18 кВ (киловольт). С помощью блочных трансформаторов оно повышается до 110 кВ, а дальше электроэнергию можно передавать на большие расстояния с помощью ЛЭП (линий электропередач).
Оставшийся "Чистый пар" отпускать на сторону невыгодно. Так как он образован из "Чистой воды", производство которой довольно сложный и затратный процесс, его целесообразней охладить и вернуть обратно в котел. И так по замкнутому кругу. Зато с его помощью и с помощью теплообменников можно нагреть воду или произвести вторичный пар, которые спокойно продавать сторонним потребителям.
В общем-то именно таким образом мы с вами получаем тепло и электричество в свои дома, имея привычный комфорт и уют. Ах, да. А для чего же все-таки нужны градирни?
Оказывается, все очень просто. Чтобы охладить оставшийся "Чистый пар", перед новой подачей в котел, используются все те же теплообменники. Охлаждается он при помощи технической воды, на ТЭЦ-2 ее берут прямо с Волги. Она не требует какой-то специальной подготовки и также может использоваться повторно. После прохождения теплообменника, вода превращается в пар, который остывает в градирнях, конденсирует, и снова превращается в воду. С градирен вода уходит по специальному каналу, после чего, с помощью насосной станции отправляется на повторное использование. Одним словом, градирни нужны, чтобы охлаждать пар, который охлаждает другой пар. Простите за тавтологию...
Вся работа ТЭЦ, контролируется из главного щита управления.
Здесь постоянно находиться дежурный.
Все события заносятся в журнал.
Меня хлебом не корми, дай сфотографировать кнопочки и датчики...


На этом почти все. В завершение осталось немного фотографий станции. Это старая, уже не рабочая труба. Скорее всего скоро ее снесут. На предприятии очень много агитации.

Здесь гордятся своими сотрудниками.
И их достижениями.
Похоже, что не напрасно...
Без преувеличения - настоящие профессионалы своего дела.

Особенности режимов оборудования ТЭЦ

Особенности режимов оборудования ТЭЦ

Общие сведения

Основная задача ТЭЦ – обеспечение надежной подачи потребителям пара заданных параметров и горячей воды при заданных температуре и расходе. Поскольку ТЭЦ при работе в режимах с отборами имеют наименьший удельный расход топлива, при покрытии электрического графика нагрузки они должны занимать его базовую часть и, следовательно, их участие в регулировании мощности большей частью ограничено. В то же время ТЭЦ, имеющие преобладающую отопительную нагрузку, в летнее время часто привлекаются к работе преимущественно по конденсационному режиму и потому в этот период участвуют в регулировании мощности в системе.

Привлечение ТЭЦ к регулированию электрической мощности как в часы пик за счет сокращения теплофикационного отбора и увеличения конденсационной мощности, так и в часы провала нагрузки за счет разгрузки турбин является вынужденным мероприятием, имеющим следствием значительный перерасход топлива на ТЭЦ и в энергосистеме в целом.

Выше уже отмечен сезонный характер режимов работы ТЭЦ, которые в летний период разгружаются по отборам и соответственно по свежему пару, в результате чего часть котлов высвобождается и выводится в резерв или в ремонт. Топливоснабжение ряда ТЭЦ также носит сезонный характер: уголь и мазут – зимой, природный газ – летом. Работа котлов на газе снижает их минимальную допустимую нагрузку и облегчает возможность маневрирования при сниженной нагрузке летом как числом работающих парогенераторов, так и их разгрузкой.

Большинство ТЭЦ имеет неблочную схему при отсутствии промежуточного перегрева пара, что сказывается как на конструкциях котлов ТЭЦ, так и на режимах их работы. Неблочная схема позволяет выводить часть котлов в резерв при снижении потребления свежего пара турбинами подобно тому, как это было описано выше (гл. 2) для неблочных КЭС.

На ТЭЦ с начальным давлением пара 12,75 МПа применяются исключительно барабанные котлы с непрерывной продувкой котловой воды.

Применение на отопительных ТЭЦ энергоблоков на закритическое давление пара с прямоточными котлами и турбинами Т-250-240 приводит к изменению режимов работы ТЭЦ в сторону приближения их к режимам блочных КЭС, так же как и с турбинами Т-180 с промперегревом. На некоторых ТЭЦ с турбинами мощностью Т-100-130 и с котлами, работающими на газомазутном топливе, был осуществлен переход к блочной схеме, что так же приблизило режимы работы котлов к условиям блочной КЭС.

На значительном числе ТЭЦ система водоснабжения оборотная, с градирнями. Работа системы водоснабжения на ТЭЦ также носит сезонный характер. В зимнее время паровая нагрузка конденсаторов отопительных ТЭЦ резко сокращается. При работе теплофикационных турбин в режиме трехступенчатого подогрева конденсаторы охлаждаются сетевой водой и циркуляция охлаждающей воды уменьшается столь значительно, что часть градирен приходится выводить в резерв и принимать меры против замораживания действующих градирен.

В летний период паровая нагрузка конденсаторов таких ТЭЦ увеличивается и возникают трудности с поддержанием достаточно глубокого вакуума, что обусловлено повышенной температурой воды, охлаждаемой в градирнях, а также, как правило, недостаточной производительностью градирен. При повышении температуры охлаждающей воды сверх 33 °С приходится снижать паровую нагрузку конденсаторов.

Для поддержания нормального вакуума необходимо обеспечивать чистоту конденсаторов, что повышает требования к солесодержанию оборотной воды.

К особенностям ТЭЦ относится наличие дополнительного по сравнению с КЭС оборудования водоподогревательных установок: сетевых подогревателей, сетевых насосов, пиковых водогрейных котлов.

При работе турбин в теплофикационных режимах выработка электроэнергии на тепловом потреблении определяется в основном давлением пара в теплофикационных отборах, которое зависит от режима тепловой нагрузки и от чистоты поверхностей нагрева сетевых подогревателей.

В тех случаях, когда пиковые водогрейные котлы обычно работают на сернистом мазуте, они подвержены низкотемпературной коррозии, для предотвращения которой необходимо, чтобы температура сетевой воды на входе в водогрейный котел при всех режимах была выше 105 °С . Такая же температура необходима для того, чтобы пиковые котлы могли развивать расчетную тепловую мощность.

Поскольку температура сетевой воды после сетевых подогревателей при многих длительных режимах оказывается ниже 105 °С, предусмотрена схема рециркуляции сетевой воды, показанная на рис. 4-1.

К пиковому водогрейному котлу подводится сетевая вода G СВ при постоянной температуре 105°С. В то же время из сетевой подогревательной установки в подающую тепловую сеть направляется расход сетевой водыG СВ при температуреt СВ, которые определяются режимом тепловой нагрузки. Для того чтобы посредством рециркуляции сетевой воды с расходомG Ц обеспечить на входе в водогрейный котел для всех режимов 105 °С, надо поддерживать за водогрейным котлом температуруt пвк >105°С. Поэтому в диапазоне режимов, в которых температура сетевой воды в подающей линииt ПС <105 °С, необходимо, чтобыt пвк >t ПС.

Температура и расход сетевой воды в подающей линии t ПС иG С B достигаются за счет перепуска части сетевой водыG обв по обводной линии.

Следует отметить, что большие трудности в работе водогрейных котлов создают нарушения водного режима тепловой сети (подпитка сырой водой).

Влияние водного режима теплосети на тепловую экономичность ТЭЦ

На ТЭЦ с турбинами типа Т и ПТ, отборный пар которых используется для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении существенно зависит от давления в теплофикационных отборах. Давление же в теплофикационных отборах в свою очередь (при заданной тепловой нагрузке и температурном графике теплосети) определяется недогревом сетевой воды до температуры насыщения отборного пара, равным обычно 3…7 °С. Такие расчетные значения недогрева в течение сравнительно длительного периода отопительного сезона могут быть обеспечены только при строгом соблюдении норм водного режима теплосети.

В соответствии с ПТЭ теплосеть должна заполняться тщательно подготовленной подпиточной водой, которая должна также использоваться и для восполнения утечек из теплосети. Для этой цели исходная вода, используемая для восполнения потерь в теплосети, под­вергается химической обработке (обычно по схеме Na-катионирования) и термической деаэрации с целью удаления кислорода и углекислого газа.

Согласно ПТЭ подпиточная вода должна удовлетворять следующим нормам: содержание кислорода не более 0,05 мг/кг, карбонатная жесткость не более 0,7 мг-экв/кг. Однако если в условиях эксплуатации допускаются нарушения водного режима теплосети (подпитка сырой водой в аварийных случаях, присосы водопроводной воды в теплообменниках абонентов, присосы воздуха в теплосети и недостаточная деаэрация подпиточной воды на ТЭЦ), на латунных трубках сетевых подогревателей появляются значительные отложения солей (накипь толщиной до 1 мм и более), приводящие к резкому снижению коэффициента теплопередачи и росту недогрева .

Вследствие этого давление в теплофикационных отборах возрастает, а удельная выработка электроэнергии снижается, что приводит в конечном итоге к перерасходу топлива.

Таким образом в условиях эксплуатации необходимо обеспечить тщательный и систематический контроль за состоянием сетевых подогревателей и условиями их эксплуатации с соблюдением требуемых норм водного режима теплосети (по солесодержанию и кислороду) и плотности с тем, чтобы обеспечить высокую экономичность работы ТЭЦ.

Взаимосвязь режимов тепловой сети и теплофикационных турбин

Из трех параметров, которые определяют режим тепловой нагрузки теплофикационной турбины один – температура обратной сетевой воды – является неуправляемым и определяется режимом работы всей системы теплоснабжения; два других параметра – тепловая нагрузка отбора и расход сетевой воды – являются управляемыми и поддерживаются на ТЭЦ на заданном уровне. Температура сетевой воды в подающей линии также является заданной в зависимости от температуры наружного воздуха.

В режимах работы теплофикационной турбины по тепловому графику развиваемая мощность в значительной мере зависит от уровня температуры обратной сетевой воды.

Тепловая нагрузка горячего водоснабжения меняется в течение суток в соответствии с разбором горячей воды абонентами: утренний пик, затем дневной провал, вечерний пик и ночной провал, при котором нагрузка падает почти до нуля. Соответственно с суточным графиком тепловой нагрузки горячего водоснабжения меняется температура обратной сетевой воды после абонентов, но до ТЭЦ эти изменения доходят с запаздыванием, которое определяется емкостью тепловой сети.

На рис.4-25 показано экспоненциальное возрастание t ОС после прекращения разбора горячей воды. Из графиков (рис.4-25) видно, что температура обратной сетевой воды достигает наибольшего значения к шести часам утра, т. е. к моменту начала утреннего набора электрической нагрузки, а затем снижается. Характер протекания расчетных и фактических кривых идентичен, и совпадение их вполне удовлетворительное.

В условиях эксплуатации положение может быть выправлено вмешательством машиниста турбины, который может вручную устанавливать большее задание регулятору давления и повышать давление отбора.

Таким образом, при ручной подрегулировке давления в отборе повышение температуры обратной сетевой воды приводит к повышению давления в отборе и соответствующему снижению развиваемой мощности турбины. Наибольшее повышение температуры обратной сетевой воды приходится, как это видно из рис. 4-25, на часы утреннего набора нагрузки в энергосистеме, что особенно ощутимо.

Из сказанного также следует, что регулятор давления теплофикационного отбора должен уступить место регулятору заданной тепловой нагрузки. Например, для турбины Т-175/210-130 предусмотрен именно такой регулятор.

Для стабилизации температуры обратной сетевой воды в течение суток было предложено перейти к суточному регулированию температуры прямой сетевой воды.

Последнее сводится к ночному снижению температуры прямой сетевой воды на ТЭЦ, что приведет с некоторым запаздыванием, обусловленным емкостью подающей теплосети, к понижению температуры прямой сетевой воды у абонентов и к соответствующему снижению температуры сетевой воды после отопления. Для компенсации недоотпуска тепла на отопление из-за ночного снижения температуры сетевой воды в подающей магистрали необходимо соответственно повышать ее в дневные часы за счет дополнительного нагружения водогрейных котлов.

Например при понижении температуры в подающей линии на ТЭЦ ночью на 18 °С электрическая мощность на четырех турбоагрегатах Т-100-130 увеличилась в часы утреннего подъема нагрузки на 16 МВт по сравнению с режимом без понижения температуры в подающей линии. Во время испытаний производилось термографирование внутри помещений в пяти- и девятиэтажных панельных зданиях, находящихся на расстоянии 10 км от ТЭЦ. Термографирование показало, что температура внутри помещений при снижении температуры сетевой воды в подающей линии от ТЭЦ менялась не более чем на 0,4°С.

Эффект повышения электрической мощности турбин Т-100-130 в часы подъема нагрузки означает помимо дополнительной мощности также дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Таким образом применение суточного регулирования температуры сетевой воды в подающей линии на ТЭЦ существенно улучшает ее показатели.

Назначение теплоэлектроцентралей. Принципиальная схема ТЭЦ

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) - предназначены для централизованного снабжения потребителей теплом и электроэнергией. Их отличие от КЭС в том, что они используют тепло отработавшего в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Из-за такого совмещения выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива в сравнении с раздельным энергоснабжением (выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии на местных котельных). Благодаря такому способу комбинированного производства, на ТЭЦ достигается достаточно высокий КПД, доходящий до 70%. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с высоким потреблением тепла. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет приблизительно 15 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных нужд давлением 0.8-1.6 МПа может быть передан на расстояние не более 2-3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300-500 МВт. Только в крупных городах, таких как Москва или Санкт-Петербург с большой плотностью тепловой нагрузки имеет смысл строить станции мощностью до 1000-1500 МВт.

Мощность ТЭЦ и тип турбогенератора выбирают в соответствии с потребностями в тепле и параметрами пара, используемого в производственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (см. рис). Регулируемые отборы позволяют регулировать выработку тепла и электроэнергии.

Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. Зимой, когда спрос на тепло максимален, при расчетной температуре воздуха в часы работы промпредприятий нагрузка генераторов ТЭЦ близка к номинальной. В периоды, когда потребление тепла мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями "на тепловом потреблении" возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС , принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла.

У этой паровой турбины хорошо видны лопатки рабочих колес.

Тепловая электростанция (ТЭЦ) использует энергию, высвобождающуюся при сжигании органического топлива - угля, нефти и природного газа - для превращения воды в пар высокого давления. Этот пар, имеющий давление около 240 килограммов на квадратный сантиметр и температуру 524°С (1000°F), приводит во вращение турбину. Турбина вращает гигантский магнит внутри генератора, который вырабатывает электроэнергию.

Современные тепловые электростанции превращают в электроэнергию около 40 процентов теплоты, выделившейся при сгорании топлива, остальная сбрасывается в окружающую среду. В Европе многие тепловые электростанции используют отработанную теплоту для отопления близлежащих домов и предприятий. Комбинированная выработка тепла и электроэнергии увеличивает энергетическую отдачу электростанции до 80 процентов.

Паротурбинная установка с электрогенератором

Типичная паровая турбина содержит две группы лопаток. Пар высокого давления, поступающий непосредственно из котла, входит в проточную часть турбины и вращает рабочие колеса с первой группой лопаток. Затем пар подогревается в пароперегревателе и снова поступает в проточную часть турбины, чтобы вращать рабочие колеса с второй группой лопаток, которые работают при более низком давлении пара.

Вид в разрезе

Типичный генератор тепловой электростанции (ТЭЦ) приводится во вращение непосредственно паровой турбиной, которая совершает 3000 оборотов в минуту. В генераторах такого типа магнит, который называют также ротором, вращается, а обмотки (статор) неподвижны. Система охлаждения предупреждает перегрев генератора.

Выработка энергии при помощи пара

На тепловой электростанции топливо сгорает в котле, с образованием высокотемпературного пламени. Вода проходит по трубкам через пламя, нагревается и превращается в пар высокого давления. Пар приводит во вращение турбину, вырабатывая механическую энергию, которую генератор превращает в электричество. Выйдя из турбины, пар поступает в конденсатор, где омывает трубки с холодной проточной водой, и в результате снова превращается в жидкость.

Мазутный, угольный или газовый котел

Внутри котла

Котел заполнен причудливо изогнутыми трубками, по которым проходит нагреваемая вода. Сложная конфигурация трубок позволяет существенно увеличить количество переданной воде теплоты и за счет этого вырабатывать намного больше пара.

К.т.н. А.А.Хараим, ООО «Газпром энергохолдинг»,
к.э.н. В.Н. Ильич, Центр энерго-экономического анализа
и финансовой оценки (Центр ЭНЭКАН), г. Москва

Введение

В крупных и средних городах России обеспечение потребителей электрической и тепловой энергией осуществляется в основном от теплоэлектроцентралей. ТЭЦ обладают самой передовой технологией для энергоснабжения - осуществляется комбинированное производство в одной установке электрической и тепловой энергии. Когенерационные технологии позволяют использовать 85-90% энергии топлива, сжигаемого для выработки электрической и тепловой энергии, снижают на 20-30% общий расход топлива на ТЭЦ по сравнению с их раздельным производством на ГРЭС и в котельных.

В настоящее время ТЭЦ производят около 30% электрической и тепловой энергии в России, обеспечивают ежегодно экономию топлива примерно 20 млн т у. т., улучшая экологическую обстановку в городах и промышленных центрах. Предусматривается значительный рост ТЭЦ за счет модернизации и, прежде всего, широкого внедрения систем теплофикации на базе высокоэффективных ПГУ-ТЭЦ, ГТУ-ТЭЦ. Это должно внести существенный вклад в экономию топливно-энергетических ресурсов в электроэнергетике, которая по государственной программе на период до 2020 г. должна составить 26-27% от общей экономии по Российской Федерации. Ожидается сдерживание роста цен на электрическую и тепловую энергию для предприятий и населения, уменьшение вредных выбросов и сбросов в окружающую среду от ТЭЦ.

Однако за последние два десятилетия положение действующих ТЭЦ систематически ухудшалось. Причинами этого ухудшения являются:

■ резкое снижение потребления тепловой энергии из-за кризиса промышленности в 90-е гг;

■ увеличение потерь и аварийности в тепловых сетях в силу их износа и недостаточности финансовых ресурсов для поддержания в нормальном состоянии. Возможности капиталовложений в тепловое хозяйство жестко ограничены предельным ростом тарифов на тепловую энергию, которые зачастую ниже себестоимости содержания тепловых сетей.

Существенное систематическое снижение эффективности ТЭЦ обусловлено отдельными законодательными и другими правовыми нормами (или их отсутствием), а также действиями государства и его органов (далее - Регулятор) по регламентации функционирования ТЭЦ на территориальном регулируемом рынке тепловой энергии и экстерриториальном свободном оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Для правильного понимания особенностей производства энергии, выявления и анализа причин снижения или потери эффективности работы ТЭЦ из-за недостатков государственного регулирования, для подготовки предложений по их устранению с целью улучшения экономического положения ТЭЦ и, в конечном счете, повышения эффективности электро- и теплоснабжения потребителей целесообразно использовать модель нормальной работы ТЭЦ. В основу модели следует принять нижеизложенные особенности и систему оценки деятельности ТЭЦ.

Особенности ТЭЦ

ТЭЦ при наличии комбинированного производства электрической и тепловой энергии, обладают принципиальными особенностями, которые нельзя не учитывать при разработке и применении правил регулирования их деятельности. К ним относятся следующие.

1. Оба продукта одновременно должны производиться и доставляться в соотношениях и объемах близких к предусмотренным проектами ТЭЦ промышленным и социально-бытовым потребителям непосредственно от ТЭЦ или через сети (тепловые - в радиусе до 10-12 км; электрические - на территории поселения и за его пределами). Это должно позволять, во-первых, максимально использовать преимущества теплофикации и, во-вторых, заключать и гарантированно исполнять прямые договора по физическим поставкам, уменьшать потери и вероятность отключений энергии обоих видов из-за повреждений в сетях.

2. Несколько начальных этапов производства (подача топлива в котел, нагрев пара в пароперегревателе) переходят в единый технологический процесс частичного или полного срабатывания пара в турбине (в зависимости от ее типа) для совместной (комбинированной) выработки как электрической, так и тепловой энергии. В этом процессе сработанный пар называется отборным и является основным продуктом ТЭЦ. Именно комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ позволяет снижать расходы топлива по сравнению с раздельным их производством на ГРЭС и котельных. Этот процесс предопределяет довольно жесткую зависимость объема выработки электроэнергии от объема отпуска пара. Кроме того, эта связь обуславливается распределением нагрузки между основным оборудованием ТЭЦ. Так, потребность в паре для отопления определяется температурой наружного воздуха, а для технологических нужд зависит от особенностей применяемых технологий промышленными потребителями, что требует соответствующего состава и режима работы оборудования ТЭЦ. Спрос на местном рынке на тепловую энергию и на оптовом рынке на электрическую энергию от ТЭЦ в каждый момент времени слабо коррелируют друг с другом, что создает весьма серьезные риски для ТЭЦ. О рисках и практической невозможности разделения затрат топлива и ведения бизнеса по видам энергии на разных рынках будет рассмотрено далее.

3. Наряду с совместным производством осуществляется индивидуальное производство, когда:

■ остающаяся часть пара после его частичного срабатывания в турбине (для совместной выработки энергии) используется для производства и отпуска конденсационной электрической энергии. Понятие «конденсационная» связано с тем, что отработанный пар из турбины поступает в конденсатор пара;

■ после указанных в п. 2 данного раздела начальных этапов пар через редукционную охладительную установку (РОУ) отпускается в виде готового продукта промышленным потребителям. Раздельное (индивидуальное) производство обоих продуктов требует больших расходов топлива, чем совместное. Из-за неэффективности конденсационных режимов выгода ТЭЦ во время неотопительного сезона при участии в торговле на оптовом рынке довольно ограничена. Однако содержание мощности в этот период требует соответствующих расходов.

4. Оптимизация работы ТЭЦ заключается в таких ее загрузках со стороны потребителей на рынках тепловой и электрической энергии, которые обеспечивали бы максимальное использование мощностей ТЭЦ для увеличения комбинированной (совместной) и снижения индивидуальной (раздельной) выработки электрической и тепловой энергии. Данный режим работы выгоден для ТЭЦ, т.к. при этом обеспечиваются низкие расходы топлива, выгоден он потребителям и городу в целом в связи с возможностью установления для них пониженных тарифов на тепловую и электрическую энергию. В результате экономии топлива уменьшаются выбросы в окружающую среду вредных продуктов его сгорания, а также тепловые сбросы от ТЭЦ. Такой режим также выгоден всему обществу в связи с экономией для будущих поколений топливных ресурсов.

5. Производство тепловой энергии на ТЭЦ первично по отношению к производству электроэнергии (как это следует из вышеизложенных особенностей), что предопределяет необходимость расположения ТЭЦ в городах и производственных узлах.

6. ТЭЦ в части производства и отпуска тепловой энергии в сети занимают монопольное или частично монопольное положение.

Оценка эффективности ТЭЦ

Рассмотрим систему оценки эффективности производства и функционирования ТЭЦ адекватную их вышеизложенным особенностям.

Энергетическая эффективность производства на ТЭЦ оценивается по двум показателям.

Первый показатель - это коэффициент использования теплоты топлива (КИТ). КИТ является отражением баланса энергии при ее преобразовании на ТЭЦ и рассчитывается по отданным в сети объемам энергии:

КИТ = (Э + Q) B*Q н (1)

где Э и Q - объем соответственно отпущенной от ТЭЦ электрической и тепловой энергии; В*Q н - израсходованная теплота сгорания топлива.

Вторым объективным показателем энергетической эффективности ТЭЦ является удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении, т.е. отборном паре:

Wэ=Э тп /Q тп, (2)

где Э тп - выработанная отборным паром электроэнергия; Q тп - отданная в сеть теплота этого пара.

Энергетическая эффективность комбинированного производства на ТЭЦ тем выше, чем более высоких значений достигают показатели КИТ и Wэ.

Определение значений показателей использования топлива на ТЭЦ требуют профессиональных знаний, применения энергетических характеристик, алгоритмов расчетов по выбору состава и оптимизации загрузки оборудования.

Экономическая эффективность ТЭЦ оценивается безубыточностью (убыточностью) как любая функционирующая коммерческая единица. ТЭЦ имеет определенную область существования, в пределах которой сохраняет целостность, если обеспечивается прибыльность ее деятельности в течение довольно продолжительного периода времени. В пространстве существования можно выделить зону комфортного существования.

Под воздействием внешней среды (включая Регулятора) ТЭЦ может быть перемещена из зоны комфорта. Здесь возможны два исхода:

■ первый - за пределы области существования. Например, при длительной убыточной работе ТЭЦ будет признана банкротом, и может прекратить свое существование или будет преобразована в котельную;

■ второй - при сравнительно более благоприятных внешних обстоятельствах ТЭЦ покидает зону комфорта, но остается в пределах своей области существования. В данной ситуации возникает необходимость нахождения (в т.ч. Регулятором) способа возвращения ТЭЦ в зону комфорта.

ТЭЦ может находиться в зоне комфорта, а ее деятельность признана экономически эффективной, если ее рентабельность составляет 10-20%.

Основным показателем экономической деятельности ТЭЦ и определяющим ее рентабельность является прибыль:

П р = (Q*T q +Э*Ц э)-(З п +З пер), (3)

где Q и Э - объемы и Т q Ц э - тариф и цена продаваемой соответственно тепловой и электрической энергии; З п, З пер - затраты соответственно постоянные и переменные.

Переменные затраты ТЭЦ в подавляющей массе состоят из расходов на топливо. Поэтому в целях упрощения, но без потери сущности нашего анализа, примем, что:

где Q отп, Э к, Q и - объемы отпущенной тепловой энергии из отборов турбин, электроэнергии в конденсационном режиме и тепловой энергии через РОУ или от пиковой водогрейной котельной (ПВК); b к, b q и - удельные расходы топлива отпущенной от ТЭЦ соответственно конденсационной электрической и тепловой (отпущенной через РОУ или от ПВК) энергии; Ц т - цена топлива.

Значение показателей прибыли, рентабельности существенно зависит не только от значений тарифов на электрическую и тепловую энергию, но и от того, по какой методике они формируются.

Решения Регулятора и их влияние на эффективность ТЭЦ

Рассмотрим решения Регулятора по отношению к ТЭЦ в свете их вышеизложенных особенностей и показателей эффективности, а также ответственности Регулятора за устойчивое (комфортное) состояние ТЭЦ. При этом для выявления результатов действий только Регулятора примем, что деятельность менеджмента, персонала ТЭЦ и Территориальной генерирующей компании (ТГК) осуществляется безошибочно.

1. Об удельных расходах, о делении топлива и о формировании тарифов на электрическую и тепловую энергию от ТЭЦ.

Для отражения энергетической эффективности, деления топлива и затрат, установления тарифов ТЭЦ в соответствии с действующим законодательством РФ, нормативно-правовыми актами Правительства РФ и федеральных органов исполнительной власти обязательными к использованию являются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии (Ь э) и тепловой энергии (Ь т).

В советское время для выигрышного сравнения энергетической эффективности электроэнергетической отрасли СССР с развитыми капиталистическими странами официально применялся «физический» метод деления общего расхода топлива на виды энергии, который и обеспечивал минимальные значения удельного расхода топлива на электроэнергию от ТЭЦ. Согласно этому методу принято всю экономию топлива за счет комбинированного производства относить на электрическую энергию. Этот метод прост и понятен всем специалистам.

«Физический» метод деления общего расхода топлива использовался для определения и анализа эффективности использования теплоты сжигаемого топлива, расчетов и установления тарифов на виды энергии от ТЭЦ в течение 50 лет (с 1946 по 1996 гг.).

Следует подчеркнуть, что «физический» метод обладает определенной долей условности, т.к. вопрос выделения доли топлива, использованного для получения того иного вида энергии в комбинированном производстве, сам по себе представляет сложную задачу. Использование данного метода проблематично при решении экономических задач ТЭЦ и энергосистем. Поэтому, начиная с IV Всесоюзного энергетического съезда в 1928 г, в результате более чем восьмидесятилетних дискуссий, учеными и практиками теплоэнергетики предложено более десятка методов распределения топлива на ТЭЦ. Понятно, что каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, но, при этом, отсутствует научно-обоснованный критерий для выбора такого метода. Между величинами показателей, рассчитанными разными методами, имеются значительные расхождения. Так, для условной ТЭЦ с составом оборудования: три энергоблока Т-180-210-130 с пылеугольными котлами Е-670-140 и девять водогрейных пылеугольных котлов типа КВТК-100 выполнено шесть расчетов различными методами. Максимальные отклонения значений удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии получены между расчетами «эксергетическим» методом (учитывает работоспособность тепла отборного пара) и «физическим» методом, которые соответственно составляют +153% и -28% .

В условиях новейшего реформирования российского народного хозяйства проявилось несовершенство нормативной базы в области расчета и регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую от ТЭЦ. Резкое снижение в начале 90-х гг. прошлого столетия объемов потребления тепловой энергии промышленностью на 30% повлияло на рост тарифов на тепловую энергию от ТЭЦ, которые оказались в ряде регионов выше тарифов котельных. Это привело к вводу промышленными предприятиями и отдельными муниципальными предприятиями новых котельных, в результате чего снижение отпуска тепла от ТЭЦ продолжилось. ТЭЦ стали терять конкурентоспособность на рынках тепла. Вследствие этого стала снижаться доля экономически эффективной выработки электрической энергии на базе теплового потребления.

В целях поддержания конкурентоспособности ТЭЦ Регулятор в лице Минтопэнерго РФ ввел в 1996 г. новую методику (РД 34.08.552-95), которая действует по настоящее время. Эту методику можно назвать «компромиссной». Она позволила понизить удельные расходы топлива ТЭЦ на тепловую энергию и увеличить на электрическую, приведя их к уровням, которые получаются при выработке того же количества энергии в раздельной схеме производства тепла и электроэнергии. В результате смены методики удельный расход топлива по всем ТЭЦ на тепловую энергию уменьшился на 18,5%, а на электрическую энергию вырос на 10,9%. Замедлились темпы падения отпуска тепла от ТЭЦ. Если за период с 1992 по 1996 гг. ежегодное уменьшение отпуска тепла от ТЭЦ равнялось 5%, то за период с 1996 по 2007 гг. оно составило 1,74%.

Однако новая методика не изменила главный порок ценообразования, которое целиком привязано к порядку деления топлива между производством обоих видов энергии в комбинированном едином цикле производства, не учитывает различную экономическую конъюнктуру спроса на рынках энергии и не создает возможности для гибкого поведения ТЭЦ в рамках такой конъюнктуры.

Таким образом, проигнорировано то, что комбинированное производство является единым технологическим, термодинамическим циклом, физически неразделимо, и только в нем экономически эффективное совместное производство обоих видов энергии жестко связано для каждого режима работы оборудования ТЭЦ. О необходимости отказа от дальнейших дискуссий и применения любых методов деления расходов топлива на ТЭЦ, отказа от использования их при тарифообразовании, от создания новых основ ценообразования на энергию, производимой на ТЭЦ, было указано в решении отраслевой научно-практической конференции «Вопросы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, производимую на ТЭЦ» (март 2000 г.).

Для реализации решений указанной конференции авторы настоящей статьи подготовили комплект проектов по новому порядку формирования тарифов на энергию от ТЭЦ, который учитывал все произошедшие экономические изменения в окружающей среде и положение в ней самой ТЭЦ. Основы предложенного порядка были изложены в . Комплект проектов включал: «Методические указания по расчету тарифов на электрическую и тепловую энергию, производимую электрическими электростанциями в режиме комбинированной выработки»; «Методические указания по расчету расхода топлива на тепловых электростанциях с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии»; «Примеры расчетов тарифов и расходов топлива на ТЭЦ в соответствии с методическими указаниями». Был предложен ряд дополнений и изменений в нормативно-правовые акты Правительства, министерств и ведомств РФ, обеспечивающих возможность применения упомянутых методических указаний. К сожалению, эти проекты не нашли у Регулятора должного отклика в связи с подготовкой к переходу к свободному рынку электроэнергии, а также подготовкой проекта закона «О теплоснабжении».

2. О включении ТЭЦ в состав отрасли электроэнергетики.

Определено, что «электроэнергетика - отрасль экономики РФ, включающая комплекс экономических отношений, возникающий в процессе производства (в т.ч. производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии...». В упомянутом комплексе нашли отражение лишь особенности участия на оптовом рынке электроэнергии и особенности оперативно-диспетчерского управления работой ТЭЦ, но не осуществлена увязка с экономическими отношениями при производстве и обороте тепловой энергии ТЭЦ на местном рынке тепловой энергии.

Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период» было предусмотрено следующее положение. Тепловые электростанции, являющиеся основными производителями тепловой энергии в регионе обслуживания и производящие электрическую энергию, не востребованную на рынке электрической энергии, в течение трех лет с момента окончания переходного периода реформирования электроэнергетики могут быть выведены из эксплуатации. А в случае отказа в выводе указанных мощностей одновременно принимается решение о необходимых мероприятиях по перепрофилированию таких электростанций в котельные. Отметим, что переходный период реформирования электроэнергетики завершился с запуском в 2011 г. долгосрочного рынка электрической мощности.

3. Об оптовом рынке электрической энергии и ТЭЦ.

Если при постоянных тарифах на электрическую и тепловую энергию для ТЭЦ главной задачей являлось исключение любых режимов работы, кроме комбинированной выработки энергии, то в условиях свободного ценообразования основным ориентиром становится прибыль.

Правила функционирования оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), установленные постановлением Правительства РФ от 30 августа 2006 г. № 529, изменили принципы ценообразования у поставщиков электроэнергии на ОРЭ, обеспечив переход от регулирования тарифов (основу которых составляли принятые Регулятором затраты) к формированию рыночных цен на энергию. Претерпели изменения приоритеты, и у электростанций на первое место явно вышли экономические параметры (в частности - прибыль), сменив технические параметры (удельные топливные показатели, КПД).

Уровни тарифов на электрическую энергию, поставляемую электростанциями, в том числе ТЭЦ, на оптовый рынок, стали формироваться по утверждаемым государством правилам ОРЭ, которые оказались не увязаны с регулированием для ТЭЦ тарифов на тепловую энергию.

На ОРЭ для ТЭЦ стали характерными следующие ситуации. Первая - обусловленная большим спросом на энергию, загрузкой генераторов с высокой себестоимостью и, как следствие, приводящая к повышению стоимости энергии на рынке. При ценах выше себестоимости конденсационной выработки становится целесообразным производство электроэнергии на ТЭЦ в конденсационном цикле. Во второй ситуации, характерной для второй ценовой зоны, на оптовом рынке формируются низкие цены из-за использования в покрытии спроса преимущественно ГЭС с очень низкой себестоимостью. В этой ценовой зоне во многих точках поставки энергии низкие цены держатся месяцами. При этом себестоимость производства электроэнергии на ТЭЦ даже в комбинированном режиме выше цены на рынке и поэтому отпуск электроэнергии может приводить лишь к убыткам. В этих случаях наиболее выгодным с точки зрения прибыльности на ТЭЦ является режим отпуска тепловой энергии с частичным или полным переносом тепловой нагрузки на РОУ. Из-за необходимости выполнять принятые обязательства по поставкам электроэнергии на оптовый рынок, при серьезных отклонениях фактических температур наружного воздуха от прогнозных ТЭЦ вынуждены изменять объемы отпуска тепловой энергии, применяя неэффективные режимы работы оборудования.

Таким образом, ТЭЦ при работе на ОРЭ и на местный рынок тепла не обеспечивает свое первоначальное назначение - оптимальное совместное производство электрической и тепловой энергии при наименьших затратах топлива по сравнению с их раздельным производством. В борьбе за прибыльность ТЭЦ ведет режимы работы экономически не выгодные как для себя, компании, в состав которой она входит, так для потребителей и общества в целом.

Подчеркнем, что, несмотря на рост объема реализуемой по рыночным ценам электроэнергии на ОРЭ, удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепловой энергии ТЭЦ вместо требуемого (ожидаемого) уменьшения даже выросли и составили соответственно в 2006 г. - 334 г/кВт. ч и 143 кг/Гкал, а в 2008 г. - 336 г/кВт.ч и 144 кг/Гкал. В целях повышения конкурентоспособности на ОРЭ ТЭЦ в 2010 г начали стихийный возврат к физическому методу деления затрат при расчетах тарифов на тепловую энергию и при подаче ценовых заявок на рыночную цену. Это привело к удельным расходам топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии - 329 г/кВт.ч и 152 кг/Гкал.

В результате действия всех вышеизложенных негативных регулятивных факторов КИТ на ТЭЦ России в период с 1992 по 2008 гг. уменьшился на 8,8% (с 0,57 до 0,52), а с 2006 г. - года запуска рынка электроэнергии - темпы снижения КИТ увеличились . Доля электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ в режиме комбинированной выработки, снизилась за период с 1980 по 2008 гг. на 30%.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 и последующими нормативно-правовыми актами Правительства, министерств и ведомств РФ действуют новые правила работы оптового рынка электроэнергии и мощности. Наибольшие изменения в правилах работы ОРЭ связаны с прекращением правил работы оптового рынка переходного периода и введением нового порядка торговли мощностью. Отметим, что такие рынки существуют далеко не во всех странах. Примерами рынков без торговли мощностью являются рынки Великобритании и Nord Pool (в этом рынке участвуют Норвегия, Швеция, Финляндия, Дания, Германия, Эстония).

Мощность для торговли выбирается по результатам конкурентного отбора мощности (КОМ) на соответствующий год. По итогам КОМ в каждой из выделенных зон свободного перетока (ЗСП) - территорий, в которых отсутствуют ограничения по передаче энергии, и в которых определены с учетом специфики товара пониженные пороги доминирования в 20% (на других рынках - 35-50%), стоимость мощности определяется по самой высокой цене из отобранных заявок генерирующих компаний. При этом в КОМ не участвуют мощности с весьма высокой стоимостью, предусмотренной договорами на поставку мощности (ДПМ), которые подписали власти с собственниками компаний в обмен на их обязательства строить электростанции. Такая, с позволения сказать, «конкуренция» в ЗСП позволяет производителям электроэнергии (в случае с ТЭЦ из-за низкой рентабельности по изложенным выше причинам) идти на завышение стоимости мощности в заявках на КОМ. Поэтому Регулятор был вынужден ввести предельный уровень цен в большинстве ЗСП. По итогам КОМ с применением предельного уровня цен определяется единая (маржинальная) цена мощности для всех отобранных поставщиков. Эта цена соответствует максимальной из цен, указанных в отобранных на КОМ в этой ЗСП ценовых заявках поставщиков. Исходя из этой же цены рассчитывается стоимость мощности, приобретаемой покупателями в этой ЗСП по итогам КОМ. Так, при проведении отбора на 2011 г., ФАС России установила необходимость применения предельного уровня цен в 24 ЗСП из 27. Величины предельного уровня цены на мощность для КОМ на 2012 г. были установлены Правительством РФ отдельно для первой и второй ценовой зоны оптового рынка. В 24 ЗСП, в которых отбор проводился с применением предельного размера, цена КОМ сложилась равной предельному размеру цены на мощность.

Электростанции, не прошедшие отбор на КОМ согласно новым правилам ОРЭ, могут участвовать в торговле только электрической энергией и быть выведены из эксплуатации или же перейти в категорию «вынужденных генераторов». В эту категорию попадают объекты, которые нельзя остановить - например, от которых зависит теплоснабжение потребителей или стабильность работы всей энергосистемы. По итогам КОМ десятки ТЭЦ (в 2011 г. - 87 ТЭЦ) отнесены к «вынужденным генераторам», а для полусотни ТЭЦ установлены специальные высокие цены на мощность. Электрическая мощность указанных ТЭЦ составляет примерно треть от мощности всех тепловых электростанций в стране. Как было упомянуто выше в соответствии с положением Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период. » эти электрические мощности после 2013 г. должны быть ликвидированы.

В итоге можно утверждать, что цели реформы электроэнергетики не достигнуты. На оптовом рынке в связи с отсутствием рыночных механизмов стимулирования инвестиции не осуществляются (за исключением договоров ДПМ), сохраняется монополизм, цена формируется не по законам спроса и предложения, а через КОМ с предельными ценами, т.е. не рыночным методом. ТЭЦ при работе на ОРЭ и местном рынке тепла не могут использовать технологически заложенные в них экономические преимущества, становятся убыточными и находятся на грани вывода из эксплуатации. При этом для восполнения вывода в значительных объемах мощностей ТЭЦ необходимые ресурсы отсутствуют. Демонтаж оборудования ТЭЦ и переоборудование их в котельные не выгодны как собственникам ТЭЦ, так и потребителям тепловой энергии и обществу в целом. Представители тепловой электроэнергетики в лице председателя наблюдательного совета «Совета производителей электроэнергии», председателя совета директоров «Энел ОГК-5», генерального директора E.On Russia Power (ОГК-4) после введения новых правил ОРЭ признали вложения инвесторов в российскую электроэнергетику ошибкой .

4. О регулятивных решениях по ТЭЦ.

Через 7 лет после введения в действие Федерального закона «Об электроэнергетике» был принят Этот закон наряду с основополагающими положениями о развитии и функционировании систем теплоснабжения определил приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Он также указал, что вывод из эксплуатации источников тепловой энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки, осуществляется с учетом положений законодательства Российской Федерации об электроэнергетике. ФЗ установил сущность, порядок, способы государственного регулирования тарифов на тепловую энергию, в том числе вырабатываемую в комбинированном режиме на ТЭЦ.

Во исполнение ФЗ которыми предусмотрено, что расходы на топливо, общие затраты и тарифы на тепловую энергию ТЭЦ определяются с использованием нормативов удельных расходов условного топлива на производство 1 Гкал тепловой энергии.

Данным Постановлением введены в действие «Правила распределения удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии». Правила установили, что расчет планируемых и фактических нормативов удельного расхода условного топлива осуществляется регулируемой организацией (ТЭЦ) с использованием метода распределения расхода топлива, установленного методическими указаниями по распределению удельного расхода условного топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Методические указания должны утверждаться Минэнерго России в целях тарифного регулирования в сфере теплоснабжения. Указанные нормативы удельного расхода условного топлива для каждого расчетного периода регулирования тарифов по используемому регулируемой организацией методу распределения расхода топлива должны утверждаться Регулятором. Однако методические указания Минэнерго России до настоящего времени не опубликованы.

Невозможно в логике раздельного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию решить проблему долгосрочного регулирования с применением метода доходности инвестированного капитала. В разрабатываемых ФСТ методических указаниях предложены такие нормы, которые делают практическое применение метода невозможным и неинтересным для инвесторов.

Из изложенного видно, что законодательство о теплоснабжении не только не устранило, а сохранило действие факторов неэффективного использования ТЭЦ в системе тепло- и электроснабжения, указанных в настоящей статье.

Выводы и предложения

1. Действующие в отношении ТЭЦ законодательные и нормативно-правовые положения препятствуют приоритетному использованию наиболее эффективной технологии комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и требуют изменений.

2. Практически все ТЭЦ ТГК, мелкие и средние электростанции и даже часть ТЭС оптовых генерирующих компаний (ОГК) физически выдают свою мощность непосредственно в распределительные электрические сети на территории субъектов Российской Федерации, но будучи выведенными на ОРЭ участвуют в виртуальной конкуренции. Ценообразование на ОРЭ и проекция цены с него на розничный рынок электроэнергии обеспечивают постоянный рост цен (тарифов) для конечных потребителей. Розничный рынок без электростанций на нем представляет собой не рынок, а всего лишь зону сбора денег гарантирующим поставщиком и другими энергосбытовыми компаниями в пользу всех участников «рыночного процесса».

■ не позволяет потребителям розничных рынков заключать прямые и выгодные для себя договора на поставку электрической и тепловой энергии от ТЭЦ;

■ не мотивирует (с выгодой для местного бизнеса) развитие местных, экономически более эффективных электростанций с выдачей энергии по более надежным схемам внешнего электроснабжения. Строительство малых и средних по мощности ТЭЦ, блок-ТЭЦ для потребителей экономически выгоднее, чем покупка электроэнергии на ОРЭ (экономия согласно расчетам составляет более 1 руб. на каждый кВт.ч) .

Да, рынок - всегда лучше, но только там, где это эффективно и где действительно присутствует конкуренция, а не искусственно поддерживаемая иллюзия. Конкуренция - это не цель, а лишь средство обеспечения стабильных низких цен. Причем потребителю не важно, каким образом эти цены образованы: в конкурентной борьбе или как результат грамотного государственного регулирования. Лучше усовершенствовать государственное регулирование и значительно увеличить в нем роль экспертизы со стороны потребителей, чем пытаться поддерживать иллюзию рынка и бороться с его несовершенством.

Предлагается вывести все ТЭЦ на розничный рынок электроэнергии и регулировать долгосрочные тарифы на тепловую и электрическую энергию, производимую в режиме комбинированной выработки.

В то же время, создание особых условий для реализации преимуществ комбинированного режима не означает искусственных преференций для тех ТЭЦ, оборудование которых морально устарело и физически изношено, тепловая экономичность низкая, а расходы на содержание непомерно высоки. Такие ТЭЦ окажутся вне зоны комфортных условий и будут выводиться из эксплуатации в любом случае.

3. Государственное регулирование, поведение ТГК при формировании и функционировании ТЭЦ должны учитывать изложенные выше особенности и принципы оценки эффективности их работы, а также обеспечивать систему работы ТЭЦ по схеме, представленной ниже, при любых моделях оптового и розничного рынков электроэнергии.

4. Первым регулируемым параметром доходности ТЭЦ должен являться тариф на тепловую энергию. Его значение должно обеспечивать полное покрытие всех затрат ТЭЦ, с максимально возможной по схеме теплоснабжения загрузкой по теплу на долгосрочную перспективу, т.е. при максимальном использовании ТЭЦ в режиме комбинированной выработки. Естественно для этого не нужно применение методов деления расходов топлива.

Для стимулирования ведения на ТЭЦ эффективного комбинированного производства энергии тариф на тепловую энергию должен быть выше минимального значения, обеспечивающего полное покрытие всех затрат ТЭЦ, но не превышать предельного значения, равного тарифу новой альтернативной котельной. В случае превышения предельного уровня тарифа на тепло может рассматриваться вопрос о выводе ТЭЦ из эксплуатации. Значение тарифа на тепловую энергию ТЭЦ (подлежащее утверждению) должно находиться между его минимальным и предельным значениями. При этом с одной стороны нужно сдержать рост тарифа для потребителя, а с другой - предоставить возможность для ТЭЦ предлагать потребителям более низкий тариф для удержания и увеличения потребления ими тепла. Увеличение тепловой нагрузки ТЭЦ повысит ее экономичность, что, в свою очередь, позволит предлагать потребителям более низкие тарифы (цены) на электрическую энергию.

5. Регулятор должен поддерживать ТЭЦ (ТГК) в формировании ими для долгосрочных договорных (прямых или через подразделение энергосбыта) отношений потребителей электроэнергии трех групп:

■ первая группа - комбинированные потребители тепловой и электрической энергии. Это потребители, подключенные к системе теплоснабжения от ТЭЦ и потребляющие электроэнергию. Отношение их электропотребления к теплопотреблению характеризует степень желательности для ТЭЦ, чем выше это отношение, тем выше привлекательность. В случае недостатка электроэнергии от ТЭЦ (ТГК) подразделение энергосбыта, которому необходимо предоставить право торговли на оптовом рынке, для потребителей этой группы может покупать недостающую энергию у других поставщиков (производителей);

■ вторая группа - крупные потребители электроэнергии (независимо от рынка их участия), желательность которых определяется стабильностью их электропотребления;

■ третья группа - потребители розничного рынка электроэнергии, не зависящие от ТЭЦ по теплоснабжению, которые потребляют электроэнергию в объемах, необходимых для приобретения совместно с потребителями двух первых групп полного объема производимой электроэнергии в режиме комбинированного производства на ТЭЦ.

В пределах тарифов на электрическую и тепловую энергию, рассчитанных на условия работы ТЭЦ в соответствии с принципами п. 4 данного раздела и утверждаемых Регулятором, ТГК (ТЭЦ) подготавливает для включения в долгосрочные договоры с потребителями подлежащие утверждению ценовые условия для потребителей:

■ первой группы - в виде тарифного меню, которое позволит удовлетворительно компенсировать расходы ТЭЦ, а потребителю минимизировать его совокупные расходы на тепло- и электропотребление;

■ второй группы - в качестве фиксированной или понятной формулы цены на гарантированные объемы потребления электроэнергии, что застрахует потребителя от возможных колебаний цены в долгосрочной перспективе;

■ третьей группы - тариф со скидкой по сравнению с тарифом, учитывающим утвержденные тарифы для ТЭЦ и тепловой сети. Это обеспечит потребителю страхование рисков от участия в оперативных сделках по покупке энергии. Источником для скидок может быть разница оплаты услуг компаниям «Энергосбыт» и сбытовому подразделению ТЭЦ (ТГК).

6. ТЭЦ (ТГК) должно иметь возможность получать дополнительную экономическую выгоду путем участия на оптовом и розничном рынках для покупки (а также для продажи) электроэнергии, выработанной в конденсационном режиме.

7. При предоставлении ТЭЦ условий, изложенных в п. 2-6 данного раздела, и не обеспечении рентабельной работы, по отношению к ним Регулятор должен предусмотреть условия, процедуры и сроки проведения мер, определяющие вопросы дальнейшего существования ТЭЦ.

Литература

1. Славина Н.А., Косматов Э.М., Барыкин Е.Е. О методах распределения затрат на ТЭЦ // Электрические станции. 2001. № 11.

2. Новости теплоснабжения. 2003. № 11.

3. Кожуховский И., Басов В. Эффективность когенерации и рынок электроэнергии // Энергорынок. 2011. № 1.

4. Перетолчина А., Дербилова Е. Приговор реформе//Ведомости. 2011. № 47.

5. Нигматулин Б. И. Атомная энергетика России. Реальность, вызовы и иллюзии // Энергорынок. 2012. № 3.