VII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2015

На сегодняшний день сфера тепловой энергетики находится в достаточно сложном положении. Предприятия, работающие в комбинированном цикле производства тепловой и электрической энергии, в действующих условиях чувствуют себя хуже всего. Предыдущая реформа энергетики предусматривала изменения в электроэнергетике и совершенно не учитывала вопросы, связанные с необходимыми преобразованиями в теплоснабжении.

Сегодня теплогенерирующий бизнес в России испытывает на себе риски высокого износа и неэффективного тарифообразования. Пласт накопившихся проблем существенно сдерживает модернизацию отрасли, которая в данной ситуации не является привлекательной для инвестиций. К сожалению, в настоящее время регулирование в тепле устроено таким образом, что оно не то что не стимулирует инвесторов к вкладыванию денег в отрасль, а наоборот, побуждает их к уходу с рынка. Так для инвестора важны понятные «правила игры» и долгосрочные перспективы, чего нынешнее законодательство обеспечить не может.

Кроме того, за последнее десятилетие из-за банкротства части потребителей и строительства крупными предприятиями-потребителями собственных теплоисточников произошло снижение тепловой нагрузки. В результате многие ТЭЦ работают с высокими удельными расходами. Кроме того, территориальные генерирующие компании (ТГК) не участвуют в формировании цены на рынке электроэнергии, так как с 1 июля 2011 г. ТЭЦ работают в режиме «ценопринимания», за счет чего не могут компенсировать даже затраты на топливо. Естественно, что в сложившейся ситуации, практически все теплогенерирующие компании, работающие в комбинированном цикле, демонстрируют отрицательные показатели.

По итогам 2012 г. большинство ТГК, эксплуатирующие ТЭЦ, убыточны по теплу. Это связано, прежде всего, с действующей моделью регулирования тарифов на тепловую энергию. Существующий метод «затраты+» позволяет регулирующим органам по своему усмотрению включать в тарифы на тепловую энергию прибыль на развитие, выплату дивидендов и расходы на прочие цели и таким образом сдерживать рост тарифов на теплоэнергию. Прибыль приносят только новые парогазовые блоки, остальные закончили год с убытком.

Причин тому несколько. Во-первых, сегодня мы наблюдаем заведомо убыточный тариф на тепловую энергию. Это своего рода тарифная дискриминация, которая ведет к убыточности ТЭЦ. Во-вторых, выработка электрической энергии на электростанциях не эффективна. Возьмем для примера станции, на которых давление составляет 90 ата и менее. Каждый киловатт-час энергии, произведенной на такой ТЭЦ, приводит к существенным убыткам в связи с высокими удельными расходами топлива.

При этом оба этих фактора фактически не зависят от генерирующей компании – снизить выработку на убыточных ТЭЦ до минимально возможной нельзя по собственному желанию. Надежность энергетической системы в узлах работы ТЭЦ регулируется Системным оператором. Без разрешения системного оператора уменьшить выработку нельзя, поэтому генерирующим компаниям, в состав которых входят теплоэлектроцентрали, приходится работать себе в убыток.

Введение новых долгосрочных методов регулирования – метод доходности инвестированного капитала или метод индексации не решат возникших проблем с доходностью ТЭЦ. Во-первых, они идут «от достигнутого», то есть от заниженной тарифной базы, а, во-вторых, по-прежнему вопрос включения прибыли в тарифы остается на усмотрение регулятора.

Кроме того, при существующих пробелах в законодательстве по энергоэффективности у ТЭЦ нет стимулов к повышению эффективности производства теплоэнергии, так как экономия будет «вырезаться» из тарифов будущих периодов.

Причин тому, что ТЭЦ оказались неконкурентоспособны на рынке электроэнергии, несколько. Во-первых, это высокая степень износа основного оборудования, показатели работы которого далеки от нормативных. Другая, характерная для всей отрасли проблема связана с неплатежами за тепловую энергию. Систематический характер неплатежей отдельных категорий потребителей либо делает невозможным своевременное проведение необходимых ремонтных мероприятий, а значит, ставит под угрозу надежность работы, либо приводит к удорожанию ремонтов вследствие увеличения расходов на обслуживание кредитов. Третья проблема связана с тем, что сегодня, выполняя команды системного оператора, ТЭЦ зачастую вынуждена работать в неэкономичном режиме, поддерживая так называемый «горячий резерв». Получается, что ценой собственных убытков ТЭЦ обеспечивают надежность работы энергосистемы. Однако это справедливо только в краткосрочном периоде, ведь у убыточного предприятия нет источника развития, а значит – нет будущего.

Одним из основных путей выхода из сложившейся ситуации может стать массовое и комплексное развитие когенерации.

Когенерация – это комбинированное производство электрической и тепловой энергии в одном процессе. Когенерационные установки (КГУ) в качестве топлива в своей работе используют: природный газ, сжиженный газ, дизель, биогаз и т.д. Коэффициент полезного действия достигает 90 %, как следствие – низкая себестоимость выработанной электро- и тепловой энергии. При этом подключение абсорбционной холодильной машины, потребляющей тепловую энергию, дает возможность эффективно использовать производимое тепло летом для кондиционирования помещений или для технологических нужд.

Когенерационная установка по сути – это мини-ТЭС. Хотя правильнее будет называть её тепловая электростанция (ТЭС), потому как ТЭЦ является основным производственным звеном в системе централизованного энергоснабжения.

Между традиционными ТЭЦ и мини-ТЭС имеется принципиальное отличие. Коэффициент полезного действия ТЭЦ, предусматривающей раздельное производство электроэнергии и тепла, составляет около 54%, в то время как КПД мини-ТЭС достигает 90-92%. КГУ давно и успешно используют во всем мире. Особенность установок состоит еще и в том, что, несмотря на относительную новизну, эта технология доступна каждому. Такие установки можно использовать на предприятиях различных направлений: складских помещениях и магазинах, на производстве, в частных домах и коттеджных поселках, торговых и развлекательных центрах, больших и мелких СТО и т.д.

Когенерация оптимальна когда требуется быстро и эффективно увеличить энергетические мощности предприятия при необходимости снижения существующих энергозатрат, при невозможности подключения к общим сетям тепла и энергии. Таким образом, спектр применения когенерации практически не ограничен.

Экономия от работы КГУ покрывает все расходы на ее установку, окупаемость капитальных вложений происходит быстрее окупаемости средств, затраченных на подключение к центральным сетям, обеспечивая тем самым быстрый и устойчивый возврат инвестиций.

Всем известно о преимуществах совместной выработки тепла и электроэнергии, однако когенерация в нашей стране по-прежнему практически не развивается, а существующие ТЭЦ несут убытки.

Развитие когенерации возможно только в случае деятельной заинтересованности всех сторон и участников рынка. Другими словами, необходимо создать основу, базу для развития этих процессов. Для решения этой комплексной задачи необходима система мер во всех направлениях энергетики. Основные и главные из них:

1) Совершенствование законодательной базы, которое должно заключаться в следующем:

а) Принятие единой методики разнесения затрат топлива между тепловой и электрической энергией при совместном их производстве на ТЭЦ. В методике необходимо предусмотреть ограничения на распространение эффекта экономии топлива на тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ вне теплофикационного цикла;

б) Регламентация процедуры определения регулировочного диапазона (разницы между включенным максимумом и минимумом электростанции) для Системного оператора с ограничением его величины для электростанций типа ТЭЦ, либо ввести дополнительную плату за сверхнормативный горячий резерв мощности.

в) Закрепление механизма обновления мощностей, у которых истекает парковый ресурс.

г) Повышение платежной дисциплины потребителей.

д) Разработка прозрачного работоспособного механизма компенсации выпадающих доходов по регулируемым видам деятельности.

2) Государственная поддержка: сегодня активно обсуждается реформа в теплоснабжении, где одним из основных элементов системы взаимоотношений является единая теплоснабжающая организация (ЕТО), а также введение долгосрочного тарифообразования на тепло по методу «альтернативной котельной». Новая модель рынка позволит привлечь в теплоэнергетику частные инвестиции и проводить комплексную модернизацию отрасли.

3) Введение новой модели рынка тепла и снятие ограничений по оплате мощности.

Все вышеназванные меры позволят запустить в действие механизмы развития когенерации, что в современных условиях даст толчок к развитию энергетики в целом и повышению ее эффективности.

Список использованной литературы:

1. Абдушукуров П.Ф. Доклад для ежегодной научно-практической конференции «Теплоснабжение и когенерация», «Развитие когенерации и модернизация систем теплоснабжения как база для развития энергетики РФ», М.-2014

2. Зубкова Е. Парадокс когенерации. // «Energyland.info» 2014 - №4(23) - с.16 - 19

3. Зубкова Е. Помочь когенерации. // «Energyland.info» 2014 - №5(24) - с.18 - 20

4. Презентация компании ««ИТ Синтез». Когенерация: как решить насущный вопрос с электроснабжением и отоплением. // www.itsintez.com, Н.-2011

Код для цитирования: Скопировать