Неспособность ТЭЦ к конкуренции как стимул для корректировки существующей модели ОРЭМ

№115-1,

технические науки

В статье рассматривается острая необходимость учета технологических особенностей процесса комбинированного производства тепла и электрической энергии на ТЭЦ в рамках осуществления деятельности на оптовом рынке электроэнергии и мощности в качестве субъекта. Оптимизацию работы ТЭЦ можно без преувеличения считать одной из ключевых системных задач по оптимизации режимов работы Единой энергетической системы РФ.

Похожие материалы

На сегодняшний день ситуация в российской электроэнергетике без преувеличений и приуменьшений имеет ряд ярко выраженных проблем, которые продолжают препятствовать ее совершенствованию и потенциальному развитию, они обременяют реальный сектор экономики, а также способствуют постоянному росту цен (тарифов) на электроэнергию. В первую очередь речь идет об избытке на балансах энергетических компаний оборудования со значительной степенью износа ресурса, устаревшими технологическими характеристиками, не обеспечивающего порой требуемый уровень надежности энергоснабжения. Также существует проблема избытка генерирующих мощностей в совокупности с низкой загрузкой электросетевого комплекса и ухудшающейся динамикой спроса на электроэнергию. К примеру, в Российской Федерации в 2014 году был введен рекордный за предыдущие годы объем мощностей электростанций. Данный процесс, по всей видимости, должен был предусматривать соизмеримо адекватные объемы демонтажа старого неэкономичного оборудования, однако, в отрасли продолжалось накопление невостребованных генерирующих мощностей электростанций, непосредственное содержание которых ложится на плечи промышленных потребителей, путем включения в тариф на электроэнергию [1].

В числе прочих проблем, рассмотренных выше, наибольшую роль играет проблема существующих ТЭЦ, продукция которых под воздействием некоторым образом искаженного ценообразования делает их убыточными, подверженными стагнации хозяйствующими субъектами. С учетом основных технологических особенностей подразумевается работа ТЭЦ преимущественно в теплофикационном режиме, который является наиболее эффективным режимом комбинированного производства тепла и электрической энергии в отличие от «раздельного энергоснабжения». Принцип комбинированного производства тепла и электрической энергии на электростанциях, который закладывался в основе разработки схем централизованного тепло- и электроснабжения городов, подразумевает под собой наибольшую технико-экономическую эффективность энергоснабжения потребителей, а также является наиболее ресурсосберегающим по сравнению с раздельными системами энергоснабжения на базе производства электроэнергии на КЭС и котельных. Тепловая энергия поставляется потребителям за счет технологического пара, уже отработавшего и использовавшего значительную часть своей энергии на работу генератора в соответствующих паровых турбинах. В отличие от КЭС, где тепловая энергия теряется, использование теплофикационного цикла ТЭЦ создает возможность использовать эту тепловую энергию, при этом если происходит снижение тепловой нагрузки с сохранением объема выработки электроэнергией ТЭЦ, то происходит резкое снижение экономичности ее работы. В результате сжигания органического топлива достигаются минимальные топливные расходы, что в свою очередь покрывает и в значительной степени оправдывает материальное содержание магистральных и распределительных тепловых сетей. Общий принцип работы ТЭЦ представлен на рисунке 1.

Схематичное описание принципа работы ТЭЦ [2]
Рисунок 1. Схематичное описание принципа работы ТЭЦ [2]

Требования статьи 36 Федерального Закона «Об электроэнергетике» № 35-ФЗ от 26.03.2003г. определяют отнесение к субъектам оптового рынка в том числе электростанций установленной мощностью 25 МВт и более, иными словами, практически все ТЭЦ вынуждены осуществлять свою деятельность на оптовом рынке электроэнергии, где они не способны к адекватной конкуренции с более мощными АЭС и ГРЭС по причине технологических особенностей процесса генерации электроэнергии на ТЭЦ, которые в данном случае не учитываются. Следует отметить, что в процессе поставки произведенной электроэнергии ТЭЦ на оптовый рынок, реализация конечным потребителям тем не менее осуществляется на розничном рынке электроэнергии, где к производственной стоимости произведенной на ТЭЦ электроэнергии прибавляется также стоимости сопутствующих услуг, таких как: транспортировка посредством сетей ФСК, МРСК, ТСО и предоставление услуг коммерческой инфраструктурой оптового рынка. В результате стоимость электроэнергии, выработанной ТЭЦ, для конечного потребителя на розничном рынке не позволяет ощутить экономической выгоды от применяемого комбинированного режима производства тепла и электроэнергии. В процессе производства конечной продукции ТЭЦ неизменно учитываются различные режимы ее производства, так, например, стоимость электроэнергии, произведенной в теплофикационном режиме, определяется как производство топлива в конденсационном режиме, то есть без учета экономии топлива комбинированного производства. В то же время учитывается электроэнергия (мощность), произведенная при недогруженном комбинированном производстве тепла и электроэнергии, когда значительно возрастает объем потребленного топлива по причине возникающих потерь в энергии пара в градирнях, а также тепловая энергия, выдаваемая в магистральные тепловые городские сети, стоимость которой необходимо снизить на величину стоимости сэкономленного топлива при комбинированном производстве. Принимая во внимание сказанное выше, конечные потребители склонны к тенденции массово организовывать собственные локальные источники теплоснабжения, котельные, тем самым снижая теплофикационную нагрузку ТЭЦ и, как следствие, создавая еще большую ее неэффективность в виде роста «конденсационного хвоста». При развитии данного сценария перспективы ТЭЦ весьма неутешительны, вплоть до банкротства.

В качестве предполагаемого варианта решения проблемы можно рассматривать внесение ряда поправок в действующее законодательство в части предоставления права всем ТЭЦ не зависимо от величины установленной мощности рассматриваться в качестве субъектов соответствующих конкурентных региональных рынков электроэнергии в части теплофикационных режимов выработки электроэнергии. Что же касается мощности и вероятной выработки электроэнергии «конденсационного хвоста» — ее можно поставлять на оптовый рынок системных услуг электроэнергии в качестве покрытия пиковых частей графика нагрузки энергосистемы.

Также одним из возможных решений могло бы стать ограничение тарифа на производство и передачу тепловой энергии ТЭЦ некой наименьшей ценовой величиной, при которой потенциально мог бы окупаться перспективный проект по организации и строительству для потребителя новой котельной, тепловая энергия которой бы замещала тепловую энергию ТЭЦ. В качестве технико-экономического обоснования использования альтернативной котельной заложена предпосылка наиболее рационального и эффективного использования ее установленной мощности, применяя в процессе эксплуатации куда более экономичные и современные технологии [3]. При проведении фактических расчетов [4] становится понятно, что потенциальная искомая стоимость тарифа, окупающего строительство для потребителя альтернативной котельной, получается выше, чем стоимость наиболее оптимального, исходя из условия получения наибольшей прибыли для всех участников рынка, рыночного тарифа на тепловую энергию ТЭЦ. Исходя из таких вводных, применение на рынке тепловой энергии тарифа альтернативной котельной заставит потребителя ощутить на себе дополнительную финансовую нагрузку в сравнении с оптимальным тарифом. Вероятная логичная реакция потребителя — это сокращение потребления тепловой энергии, что, как следствие, повлечет за собой сокращение тепловой выработки ТЭЦ, сопровождающееся ростом затрат ТЭЦ на выработку того же количества электроэнергии в менее экономичном конденсационном режиме, результатом чего последует увеличение тарифа на электроэнергию.

Проанализировав все сказанное выше, можно сделать вывод, что предположение о целесообразности использования тарифа альтернативной котельной на тепловую энергию ТЭЦ является ложным, в то время как наиболее рациональным будет применение оптимального для всех участников рынка тарифа на тепловую энергию, величину которого необходимо определять расчетным путем для каждого узла тепловой нагрузки, принимая во внимание потенциальную схему развития системы теплоснабжения указанного района. Эти меры предоставят предпосылки для потребителей отказаться от идеи замещения тепловой энергии ТЭЦ посредством строительства и эксплуатации собственных котельных. Однако, не стоит забывать, что указанные выше меры должны сопровождаться своевременным внесением поправок в статью 36 Федерального Закона «Об электроэнергетике» № 35-ФЗ от 26.03.2003г. в части предоставления возможности местным ТЭЦ функционировать на розничном рынке электроэнергии и тепла. С точки зрения потребителя это предоставит возможность выбора для заключения договорных отношений на поставку электроэнергии не только от поставщика с оптового рынка, но и в том числе от местных электростанций, что создаст предпосылки для эффективной конкуренции.

Список литературы

  1. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Теоретические и практические основы рынка электроэнергии. М.: Издательство МЭИ, 2008.
  2. Принцип работы ТЭЦ [Электронный ресурс]. // Режим доступа: https:// https://mosenergo.gazprom.ru/about/plantwork/ (дата обращения: 28.04.2020).
  3. Боровиков Д. Новые подходы к тарифному регулированию производства тепловой энергии. Концепция альтернативной котельной. Разработка программ повышения эффективности теплоснабжения в регионах // Энергосовет. 2012. № 6 (25). С. 18 — 21.
  4. Молодюк В.В. Математическая модель работы ТЭЦ на рынке электроэнергии и тепла // Энергетик. 2014. № 11. С. 12 — 16.