физический метод распределения расходов на топливо

Комбинированная выработка:
физический метод распределения
расходов на топливо
Структура источников тепловой энергии

В настоящее время в России действуют около 585 ТЭЦ, более 66 тысяч котельных.

Доля отпуска тепла от централизованных источников в целом по стране составляет
78%, в том числе: от электростанций 32 %, от котельных 46 %.

Свыше 82,3 % от общего отпуска тепла всеми источниками ТЭС составляет отпуск
тепла из отборов турбин электростанций, от РОУ – 7,1 %, от ПВК электростанций –
3,7%, от котельных – 6,9 %.
ТЭС-32%
Отборы турбин-82,3%
ПВК-3,7%
Котельные-46%
Прочие источники-22%
РОУ-7,1%
Котельные-6,9%
В зависимости от тепловой схемы производства тепловой энергии
сжигаемое топливо распределяется между отпускаемыми
электроэнергией и теплом.
Динамика выработки э/э по теплофикационному
(комбинированному) циклу

Рост энергопотребления в условиях низких темпов вводов экономичного оборудования
на ТЭС обусловил увеличение загрузки оборудования ТЭЦ по конденсационному циклу.

Выработка электроэнергии оборудованием ТЭЦ по конденсационному циклу возросла на
21,4 млрд. кВт∙ч (с 102,7 млрд. кВт∙ч в 1999 г. до 124,1 млрд. кВт∙ч в 2007 г.) или на 20,8 %.
Возможности увеличения загрузки экономичного энергоблочного оборудования к 2006 г.
были исчерпаны, что обусловило замедление темпов снижения удельных расходов
топлива.

Если в 1999-2004 г. удельный расход топлива снизился на 7,7 г/кВт∙ч (с 341,7 г/кВт∙ч в 1999
г. до 334 г/кВт∙ч в 2004 г.), то в 2004-2006 г.г. снижение удельного расхода топлива на
электроэнергию составило только 1,1 г/кВт∙ч.

Период снижения удельного расхода топлива на электроэнергию закончен. Наметился
рост этого показателя в связи со снижением эффективности теплофикации из-за
сокращения доли комбинированной выработки энергии на ТЭЦ.
Доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу, %
Группа оборудования
1996г.
2000г.
2004г.
2005г.
2006г.
2007г.
ТЭЦ-240
65,5
56,8
60,8
60,5
58,3
56,0
ТЭЦ-130
59,7
61,4
62,1
61,2
61,3
59,2
ТЭЦ-90
53,4
53,6
51,4
50,1
50,3
49,8
Всего по ТЭС
33,3
32,0
32,3
31,4
30,8
29,7
Эффективность раздельного и комбинированного
производства энергии
Раздельная выработка электроэнергии и тепла
на конденсационных энергоблоках (далее КЭС)
Энергетические
котлы
Топливо
РОУ
Тепловая
энергия
Конденсационные
турбоагрегаты
Электроэнергия
Водогрейные
котлы
Тепловая
энергия
Комбинированная выработка электроэнергии и тепла
на теплоэлектроцентралях (далее ТЭЦ)
Тепловая
Топливо
Энергетические
котлы
Теплофикационные
турбоагрегаты
Выработка тепла в котельных
Топливо
Водогрейные
котлы
Коэффициент
использования
топлива на КЭС
(ГРЭС) составляет
0,35-0,5.
Тепловая
энергия
энергия
Электроэнергия
Коэффициент
использования
топлива на ТЭЦ при
работе по
комбинированному
циклу достигает 0,8-0,9
Коэффициент использования
топлива в котельных находится в
пределах 0,7-0,9
Перекрестное субсидирование и ОРЭМ
Метод ОРГРЭС
Физический метод
Методы разнесения топливных затрат
 При применении метода вводятся
дополнительные коэффициенты,
которые учитывают ценность пара из
отборов турбин, обеспечивающих отпуск
тепловой энергии по комбинированному
циклу
 Все затраты э/э на СН станции относятся
на удельные расходы топлива по э/э, в то
время как 50-70% - это расход на
перекачку сетевой воды и другие
расходы связанные с производством и
передачей тепла
 До 1996 г. действовал только физический
метод разнесения расхода топлива
 Удельный расход топлива на тепло
зависит только от КПД котельного
оборудования
 Тепло оценивается не как побочный
продукт производства электроэнергии, а
как равноценный вид продукции
 В результате внедрения метода ОРГРЭС, удельный расход топлива
на тепло, отпускаемое от ТЭС снизился в целом по отрасли на 29
кг/Гкал (со 175 кг/Гкал до 146 кг/Гкал), а на электроэнергию возрос
на 34 г/кВт∙ч (с 312 г/кВт∙ч до 346 г/кВт∙ч)
 Удельные расходы ТЭЦ на отпуск тепла в среднем составляют
146 кг/Гкал = 110% КПД котельной. Таких котельных не существует
5
Текущая ситуация
•Средний показатель по КЭС 148 кг/гКал
6
•До 1996 г по физметоду – составлял 170-180 кг/Гкал
Перекрестное субсидирование и ОРЭМ
 Постановление Правительства РФ №1231 от 26.09.1997 года «О поэтапном
прекращении перекрестного субсидирования в электроэнергетике и доведение
уровня тарифов на электрическую энергию для населения до фактической стоимости
ее производства, передачи и распределения» предусматривало:
 Ликвидацию перекрестного субсидирования до 1 января 2012 года.
 Уровень перекрестного субсидирования между электрической энергией и теплом
по России составляет более 14 млрд. руб.
 Существует скрытое перекрестное субсидирование между электрической энергией и
теплом выявляющееся по финансовым результатам деятельности ТЭЦ
 Убыток станций (в результате разницы между узловой ценой - РСВ и
ценопринимающей заявкой - РД) образуется, потому что нормируемые затраты
топлива на отпуск тепла при пропорциональном методе не покрывают
фактических затрат на ее производство в условиях конкурентного рынка э/э
 Ценовые сигналы искажены наличием перекрестного субсидирования между
электрической энергией и теплом – невозможно корректно определить стоимость
мощности
 Многие станции обеспечивают теплоснабжение населенных пунктов, но из-за
заниженных тарифов на тепло они переносят затраты в электроэнергию и
мощность, при этом в условиях рынка оказываются неконкурентоспособными
7
Текущее положение ТЭЦ на ОРЭМ и рынках тепла
Рынок электроэнергии
Рынок тепла
ТЭЦ
Теплофикационные
электростанции
Конденсационные
электростанции
Отопительные
котельные
Удельные показатели расхода топлива на выработку э/э г.у.т./кВтч
280
Покупают э/э на СН
346
Удельные показатели расхода топлива на выработку т/э кг.у.т./Гкал
175
146
167
Коэффициент использования топлива
0,35 – 0,5
Не проходят отбор ценовых
заявок по причине высокой
себестоимости производства
(удельных затрат топлива)
0,8 – 0,9
0,7 – 0,9
Существующие тарифы ТЭЦ
ниже чем у котельных в 1,2 – 2,5
раза.
Вынужденный переход в режим
котельной и повышение тарифа
на тепло минимум в 1,5 раза
Уход ТЭЦ с рынка электрической энергии
8
Пилотный проект ЗАО КЭС
Величина установленных нормативов удельных расходов топлива на 2010 год
2010
удельники
Наименование
пропорц.метод*
b ээ
b тэ
физ методом
b ээ
b тэ
измен, %
b ээ
b тэ
ТГК-5
Кировская область
Кировская ТЭЦ-3
373,62
139,4
276,60
145,00
-25,97%
4,02%
Кировская ТЭЦ-4
340,6
145,78
261,50
152,00
-23,22%
4,27%
Кировская ТЭЦ-5
309,66
132,63
269,00
139,50
-13,13%
5,18%
Ижевская ТЭЦ-1
356,52
134,56
245,20
138,10
-31,22%
2,63%
Ижевская ТЭЦ-2
285,09
142,18
239,50
144,80
-15,99%
1,84%
Пермская ТЭЦ-6
375,17
144,57
177,20
160,00
-52,77%
10,67%
Пермская ТЭЦ-9
339,58
146,31
273,30
170,00
-19,52%
16,19%
Пермская ТЭЦ-13
315,51
139,03
210,40
160,00
-33,31%
15,08%
Удмуртская Республика
ТГК-9
Пермский край
Применение физического метода приводит к перераспределению затрат
на топливо между видами производства без его физического увеличения.
9
Расчет тарифов на производство т/э
с удельными расходами по физметоду
В связи тем, что доведение до установленного уровня удельных расходов в 2010 году
невозможен ввиду ограничения роста цен на т/э, в т.ч. для населения, возможен
поэтапный переход в течение 3-х лет к экономически обоснованным тарифам на
производство тепловой энергии.
Ижевская ТЭЦ-1
Пермская ТЭЦ-13
ЭЭ
2012
245,20
2011
245,20
2010
245,20
2009
343,13
ТЭ
ЭЭ
ТЭ
2012
210,40
166,20
150,50
2011
210,40
166,00
138,10
2010
210,40
160,00
160,45
134,58
2009
388,87
140,94
Рост тарифа на тепло вследствие изменения метода увеличиваются в среднем на 7,0%.
Однако даже при таком подходе стоимость т/э значительно ниже стоимости т/э,
производимой котельными.
10
Ожидаемый эффект
 Снижение равновесных цен в РСВ. Перенос части топливной
составляющей на тепло приведет к конкурентоспособности ТЭЦ,
снижению ценовых заявок как ТЭЦ, так и ГРЭС
 Решение проблемы перекрестного субсидирования между э/э и теплом.
 Создаются условия для развития когенерации, как самого
эффективного способа производства энергии, т.к. экономически
обоснованная цена на электрическую и тепловую энергию является
лучшим сигналом для инвесторов.
 Энергосберегающий эффект составит свыше 35 млн. т.у.т. в год, без
учета ввода новых мощностей, а с учетом ввода новых мощностей до
50 млн.т.у.т.
 Создается благоприятная конкурентная среда стимулирующая
совершенствование производства тепловой и электрической энергии с
минимальными издержками.
 Предотвращается ускоренный вывод значительной части ТЭЦ из
эксплуатации
 Снижается дефицит мощности, в период между возобновлением роста
промышленного производства и вводом в строй запланированных к
строительству мощностей. Нет риска «периода дефицита»
 Смягчаются темпы роста тарифов на тепло и цен на электроэнергию
11