Будущее ТЭЦ в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Будущее ТЭЦ в России

И. А. Башмаков, Исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии

ТЭЦ в российском балансе тепловой энергии

Различные источники не одинаково оценивают размер российского рынка тепловой энергии и его структуру. Одни включают в расчет только ТЭЦ и крупные котельные (свыше 20 Гкал/ч), а мелкие котельные рассматривают как конечных потребителей топлива, другие же источники учитывают производство тепла малыми котельными. Оценки автора масштабов, структуры и основных индикаторов российского рынка тепла представлены в табл. 1 и 2. Включение малых источников важно по причине растущей их конкурентоспособности по отношению к ТЭЦ и крупным котельным. Индикаторы обеих таблиц говорят сами за себя.

В России имеется 485 ТЭЦ. Их доля в производстве тепла составляет 30%. По сравнению с более мелкими системами они имеют меньший удельный вес потерь в сетях - меньший, но не маленький. Потери оцениваются порядка 19%.

РАО «ЕЭС России» принадлежат 242 ТЭЦ, остальные находятся в собственности промышленных предприятий, муниципалитетов или коммерческих компаний. Условиями эффективной работы ТЭЦ являются: полная загрузка мощностей, близкое расположение потребителей и высокая плотность тепловых нагрузок. ТЭЦ проектировались для крупных промышленных и плотных бытовых тепловых нагрузок, они производят электроэнергию как побочный продукт.

Из-за экономической рецессии часть промышленной нагрузки была потеряна. В 1995-2001 гг. потребление тепловой энергии в промышленности упало на 36%. Но даже в 2000-2001 гг. промышленность все еще потребляла около половины тепла, вырабатываемого на ТЭЦ. Однако, доля зданий в суммарном балансе конечного потребления тепла повысилась до 50%. Промышленность стала только вторым по значимости потребителем тепловой энергии.

Ценовая политика зажала ТЭЦ в «тисках конкуренции»

Несбалансированная и негибкая ценовая политика на тепло от ТЭЦ привела к дальнейшему «зачеркиванию» ТЭЦ на картине баланса тепла. Спрос на тепло от ТЭЦ оказался зажатым в «тиски конкуренции» между снижающимся спросом (конкуренция со стороны энергосбережения и прочих энергоносителей (в основном газа и электроэнергии) привела к тому, что в 1990-2001 гг. спрос упал на 600 млн Гкал) и растущим производством тепла от автономных и индивидуальных источников, и малых современных промышленных ТЭЦ (конкуренция со стороны предложения обеспечила увеличение производства тепла на этих источниках, по меньшей мере, на 52 млн Гкал). В итоге производство тепла на ТЭЦ упало на 35% (см. рис. 1).

Цены устанавливались без учета того, насколько удален и насколько велик потребитель тепла, каковы реальные потери в тепловых сетях и стоимость транспорта тепла, без какой-либо сезонной гибкости. Коме того, перекрестные субсидии в пользу бытовых потребителей приводили к тому, что крупные промышленные потребители, находящиеся через дорогу от ТЭЦ, платили больше, чем очень удаленные от ТЭЦ мелкие бытовые потребители (см. рис. 1).

Доминировали представления о том, что потребление тепла не эластично к цене, и что нет вариантов альтернативного теплоснабжения; о том, что «естественная монополия» - подарок, данный навеки; о том, что продукция ТЭЦ может быть легко замещена на рынке электроэнергии, но не на рынке тепла. Однако, как только улучшилось финансовое состояние промышленных компаний и по мере роста оснащенности потребителей приборами тепловой энергии, снижение спроса и рост альтернативного предложения «сжали» рынок тепла ТЭЦ (см. рис. 2). Многие финансово устойчивые потребители уже отключились от ТЭЦ.

Тепловая нагрузка продолжала падать под дополнительным давлением роста издержек. Издержки производства как тепла, так и электроэнергии на ТЭЦ начали свое «восхождение». В.Г. Семенов осуществил первую попытку объяснить этот механизм на основе анализа графика Гинтера [5].

Чтобы проиллюстрировать действие этого механизма во времени, была построена простая модель ТЭЦ и рынка тепла. Зона гибкости тарифной политики определяется следующими решающими параметрами:

доля расходов ТЭЦ, отнесенных на производство тепла;

эластичность спроса на тепловую энергию;

эластичность альтернативного предложения тепловой энергии;

доля постоянных расходов в суммарных затратах ТЭЦ;

доля потерь в тепловых сетях;

расходы на транспорт и распределение тепловой энергии.

На первый взгляд, первый фактор является наиболее важным. Он действительно важен (см. рис. 3 и 4). Чем больше затрат отнесено на тепло, тем выше цены на него, тем скорее снижается спрос и растет альтернативное производство, тем быстрее ТЭЦ теряет рынок.

В условиях иллюстративного примера есть порог

- 30% затрат, отнесенных на тепло, - при превышении которого пружина эскалации расходов работает очень быстро, и ТЭЦ «выжимается» с рынка менее чем за 10 лет. То есть не так много времени требуется, чтобы опустошить ее рыночную нишу. Но форма этого множества кривых зависит не только от этой пропорции, но и от 5 прочих факторов, перечисленных выше.

Когда эластичности спроса и альтернативного предложения по ценам равны нулю, то «тиски конкуренции» не работают. В модели использовались статистически проверенные значения эластичностей: спроса по цене - 0,2 и эластичности альтернативного спроса по цене - 0,2. Чем выше их абсолютные значения, тем быстрее ТЭЦ теряет рыночную нишу.

Высокие цены на тепло от ТЭЦ сделали экономически выгодными инвестиции в мероприятия, направленные на снижение теплопотребления и замещение тепла другими энергоносителями, а также производство тепла на независимых источниках.

Поскольку спрос снижается, значительная доля постоянных затрат в себестоимости тепла на ТЭЦ способствует повышению цен на электроэнергию и тепло. Поэтому, чем больше эта доля, тем быстрее ТЭЦ «выходит из игры».

На рис. 5 показано влияние фактора потерь тепла в предположении, что 30% производственных затрат на ТЭЦ приходятся на долю выработки тепла, и что цена на тепло подразумевает тепло, доставленное потребителю. Очевидно, что когда реальные потери в тепловых сетях повышаются с 10 до 15%, пороговая величина распределения затрат снижается с 30% до 20%. Анализ выборки из 200 систем централизованного теплоснабжения показал, что в 70% таких систем (в основном сравнительно небольших) потери в тепловых сетях составили от 20 до 70%.

Потери тепла при обслуживании жилых и общественных зданий выше, чем при обслуживании крупных промышленных потребителей. Поэтому повышение удельного веса зданий в общем числе потребителей привело к росту доли тепловых потерь. Сегодня эти потери оплачиваются преимущественно потребителями, но их доля будет сокращаться по мере оснащения потребителей приборами учета. В результате они будут оплачивать только нормативные потери (около 10%), а сверхнормативные не будут оплачиваться вовсе, если цена будет устанавливаться на выработанное, а не на полезно доставленное потребителю тепло.

Затраты на передачу и распределение тепла также являются важными детерминантами скорости, с какой «пружинный механизм» запускает рост тарифов на тепло. Скудость финансовых ресурсов, вложенных в модернизацию систем транспорта тепла, за последние 10 лет, и значительные расходы на обслуживание отслуживших свое трубопроводов привели к существенному росту затрат на транспорт тепла. Во многих системах теплоснабжения они превышают 50% всех расходов.

Если ценовые эластичности спроса на тепло и производства тепла на независимых источниках значительны, и если доли постоянных затрат в себестоимости выработки тепла на ТЭЦ и в транспорте, и распределении тепла достаточно велики, а также достаточно велики потери, то стремление сохранить свою нишу на рынке электроэнергии путем отнесения большей части затрат на выработку тепла ведет к сокращению ниши не только на рынке тепла и сокращению выработки тепла, но и сокращению выработки электроэнергии и эскалации тарифов на электроэнергию. При этом, чем ниже изначальные тарифы на электроэнергию (за счет относительного удорожания тепла), тем быстрее они взмывают вверх (см. рис. 6).

Таким образом, рассмотренный механизм имеет очень важные и нетривиальные временные характеристики. Производители электроэнергии и тепла, а также регулирующие органы, не смогли их проанализировать и сбалансировать краткосрочное и долгосрочное видение эволюции рынка. Краткосрочные соображения затмили долгосрочную перспективу потери рыночной ниши ТЭЦ. В этих условиях, чем больше затрат ТЭЦ было отнесено на выработку тепла, тем быстрее росли тарифы на тепло от ТЭЦ и - что удивительно - тем быстрее дорожала и становилась неконкурентоспособной электроэнергия, вырабатываемая ТЭЦ. Таким образом, краткосрочные соображения максимизации прибыли являлись скрытой движущей силой «выдавливания» ТЭЦ с рынков производства тепла и электроэнергии и вывода их из игры. В результате, в настоящее время в России крупные ТЭЦ, принадлежащие энергоснабжающим предприятиям, загружены лишь на 40% проектной мощности [6]. Реформирование энергетики и жилищная реформа еще больше сгущают тучи над ТЭЦ, еще быстрее «сжимая» рынок. На рынке все меньше находится места дорогой электроэнергии и теплу, вырабатываемым ТЭЦ.

Процесс установления тарифов стал более централизованным и более инерционным. Принято решение о том, что вопросы установления тарифов на электроэнергию от любых источников, а также на тепло от ТЭЦ, поставляемое на оптовый рынок, переходят из ведения РЭК под юрисдикцию ФЭК (это положение противоречит действующему законодательству). Кроме того, период, на который устанавливаются тарифы, теперь составляет один год, а не один квартал, как раньше. ФЭК прямо устанавливает все цены на выработанную электроэнергию и косвенно - цены на тепло от ТЭЦ. Цены на тепло от ТЭЦ, работающих на оптовом рынке, будут устанавливаться также ФЭК. Если они окажутся высокими, то в целях сохранения конкурентоспособности электроэнергии ТЭЦ будут продолжать терять рынок тепла. Если они будут низкими, ТЭЦ не смогут конкурировать на рынке электроэнергии. Если тариф на электроэнергию от ТЭЦ будет устанавливаться ФЭК, это автоматически косвенно определяет тариф на тепло: РЭК ничего не останется, кроме как вычитать требуемую сумму от продажи электроэнергии из доходов ТЭЦ и относить оставшиеся затраты на выработку тепла.

Эти положения означают, что возможности усиления конкуренции на рынках тепла и возможности установления цен на электроэнергию и тепло от ТЭЦ на основе анализа экономической ситуации, сложившейся на местных рынках электроэнергии и тепла, утрачены.

Идут продолжительные дискуссии относительно того, как правильно устанавливать цены на тепло и электроэнергию от ТЭЦ. Недальновидная политика установления тарифов на тепло «выдавливает» тепло от ТЭЦ с рынка (высокие цены приводят к снижению спроса и росту предложения от независимых производителей) и снижает конкурентоспособность ТЭЦ как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии. Многие российские эксперты предлагали подходы, связанные с гибким распределением затрат между выработкой тепла и электроэнергии, для максимизации общей экономической и энергетической эффективности ТЭЦ [7]. Распределение затрат должно зависеть от времени года, климатических условий и множества других факторов. Оно должно принимать во внимание ситуацию на местных рынках тепла и электроэнергии, которая не может полностью контролироваться из центра.

Реформа электроэнергетики и будущее крупных ТЭЦ

Будущее крупных ТЭЦ в большой степени зависит от курса проводимой реформы электроэнергетики и соответствующего уровня тарифов на электроэнергию. Если они достаточно высокие, то электроэнергия от ТЭЦ может быть дороже, а тепло - дешевле для сохранения рыночной ниши.

Региональные АО-Энерго, которым принадлежат крупные ТЭЦ, на сегодняшний день занимают лишь 7% оптового рынка электроэнергии, а их мощности загружены только на 50%. Атомная энергия преобладает на этом рынке (41 %) при загрузке атомных электростанций на 70%. В то же время, гидроэлектростанции (22% рынка) недогружены. Таким образом, при внедрении реальной конкуренции загрузка гидростанций возрастет, а оптовые цены упадут. Цены на электроэнергию от ТЭЦ будут замыкающими. Это противоречит спросу на тепло во время отопительного периода. Электроэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ по конденсационному циклу, не конкурентоспособна. Поэтому ТЭЦ должны производить электроэнергию только по комбинированному циклу, чтобы иметь гарантированный рынок сбыта, по крайней мере, во время всего отопительного периода. Необходимо обязать электросетевые компании хотя бы в течение некоторого переходного периода закупать заданный объем электроэнергии от ТЭЦ во время отопительного сезона. Такое решение действовало до 2003 г. в Дании. Альтернативой этому решению может стать дотирование выработки электроэнергии на ТЭЦ, чтобы сделать ее конкурентоспособной на оптовом рынке. Такая схема начнет работать с 2004 г. в Дании [8] и уже несколько лет работает в Германии. Электроэнергия от ТЭЦ в Германии дотируется в зависимости от года пуска ТЭЦ в размере 1,53-2,56 евроцентов за 1 кВтч. К 2010 г. Эта поддержка снизится до 0,56-1,94 евроцентов за 1 кВтч [9].

РАО «ЕЭС России» рассматривает три возможных сценария для своих ТЭЦ [10]:

- Создание акционерных предприятий тепловых сетей с участием муниципалитетов. Эта модель требует повышения эффективности действующих ТЭЦ, развития систем передачи тепла, увеличения объема вырабатываемого на ТЭЦ тепла, модернизации передающего и распределительного оборудования и более гибкой ценовой политики и биллинговой системы. Для этой модели отобрано 195 ТЭЦ, принадлежащих РАО «ЕЭС России».

Выделение 47 более мелких ТЭЦ в теплоснабжающие предприятия, которые будут работать вместе с муниципальными источниками в сфере теплоснабжения.

Вывод из эксплуатации 15 неэффективных ТЭЦ и замена их другими источниками тепла.

Жилищная реформа и будущее ТЭЦ

Концептуально (и все более и более в практическом плане) жилищная реформа также основана на внедрении механизмов конкуренции. Крупный бизнес рассматривает внутренний рынок тепла, оборот которого достигает 28 млрд долл. США, как привлекательную сферу деятельности. Конкуренция растет. Правительство объявило о поддержке децентрализации теплоснабжения. Надежность теплоснабжения стала серьезным политическим фактором.

Таким образом, конкуренция в большей степени уже присутствует в сфере теплоснабжения: поддержка индивидуальной выработки тепла, децентрализация и диверсификация теплоснабжения. Это приводит к росту альтернативного теплоснабжения, что сужает возможности установления гибких цен на тепло. С другой стороны, жилищная реформа дает стимулы к установке счетчиков и регуляторов расхода тепла, к улучшению состояния ограждающих конструкций зданий. Таким образом, она ведет к повышению эластичности спроса по цене.

Еще один аспект реформы - балансирование покупательной способности и тарифов на тепло. Проблемы установления тарифов тесно увязаны с муниципальным и семейным планированием. Когда цена «зашкаливает» за пределы покупательной способности, проблема неплатежей обостряется. Недавние исследования, проведенные автором, показали, что дисциплина платежей снижается, когда пройден 6%-ый порог доли затрат на жилищно-коммунальные услуги в доходах населения.

Фактические данные для городов, где резко повышались тарифы, а также расчеты на модели МРОЖКУ для Норильска и Воркуты и городов Ханты-Мансийского автономного округа показали, что в каждом городе в каждый момент существует абсолютный максимум готовности и способности граждан расходовать деньги на оплату жилищно-коммунальных услуг (ЖКУ). Возможности его изменения ограничены преимущественно ростом доходов. Активные меры по повышению платежной дисциплины помогают существенно повысить уровень собираемости платежей. При прочих равных условиях, благодаря только этому фактору платежная дисциплина может повыситься на 8-10%. Однако, действенность этих мер сходит на нет, как только доля оплаты за ЖКУ превышает 10-14% от дохода (см. рис. 5). За этим порогом эффект даже самых «жестких мер» пропадает. Этот порог отражает предельную способность и готовность малообеспеченных семей платить за ЖКУ. Ему соответствует неприемлемо низкая платежная дисциплина - 70-80%.

Средняя готовность и способность населения платить за ЖКУ равна 5-6% от всех доходов населения (см. рис. 7). Именно в этой точке кривая зависимости пересекает уровень платежной дисциплины 95%. Уровень в 100% практически недостижим ни в одной стране. На уровне, не превышающем 6% от дохода, платят за ЖКУ и обеспеченные слои российского населения даже при полном покрытии ими затрат на ЖКУ. Это - жесткая и устойчивая пропорция в структуре потребительских расходов и не только в России. Только при такой доле удается при «жестких мерах» к задолжникам удержать платежную дисциплину на уровне 95%. Если желаемый уровень дисциплины ниже, скажем, 90%, то порогом будет значение 8% расходов на ЖКУ от доходов населения.

Из этого анализа следует очень важная и простая практическая рекомендация: повышать тарифы на ЖКУ можно только до момента, когда платежи за ЖКУ не превысят 5-6% от среднего дохода населения и (или) 10-14%от БПМ. Этот порог один и тот же в России, странах Европейского Союза и в США. В некоторых странах он варьирует от 4 до 10%. Таким образом, покупательная способность устанавливает предел цены, и этот предел является одним из важнейших факторов, обуславливающих ценовую эластичность.

Учитывая долю тепловой энергии в расходах на ЖКУ, для тепловой энергии порог составляет 2-3% от среднего дохода.

Дисциплина платежей из муниципального бюджета также является производной от изменения тарифов на тепло. Когда тариф значительно превышает покупательную способность муниципального бюджета, но поставки нельзя прервать, а потребление нельзя регулировать, дополнительный рост цен приводит к росту задолженности. Долг поставщиков тепла перед кредиторами составляет 4,2 млрд долл. США, причем, 70% этого долга были порождены низкой платежной дисциплиной бюджета.

Высокие затраты и низкая платежная дисциплина подрывают физическую надежность систем теплоснабжения. Отсутствие ресурсов для поддержания инфраструктуры, в свою очередь, приводит к растущим расходам бюджета на устранение последствий аварий. Рост потерь и затраты на устранение аварий приводят к еще большему росту издержек на теплоснабжение и подрывают финансовую стабильность поставщиков тепла. Их плачевное финансовое состояние не позволяет им обращаться в финансовые институты за кредитами и не способствует тому, чтобы частный сектор стремился выйти на этот рынок.

Радужные перспективы мелких ТЭЦ

Для мелких ТЭЦ, недавно построенных и оснащенных газовыми турбинами, или модернизированных с установкой газовых турбин, и работающих либо на промышленных предприятиях, либо в муниципальном секторе, перспективы значительно более благоприятные. В Дании, например, они дают уже 50% всей электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, и 18% всей вырабатываемой электроэнергии. Даже небольшие котлы (мощностью до 3 Гкал/ч) могут быть эффективно оснащены газовыми турбинами. И такая работа активно разворачивается и в России. По некоторым оценкам, только такие установки могут повысить выработку электроэнергии на 150 млрд кВтч. Это позволило бы удовлетворить весь дополнительный спрос на электроэнергию в Европейской части России [11]. Эксперты-электроэнергетики рассматривают также возможность замены существующего оборудования на крупных ТЭЦ на небольшие установки с газовыми турбинами или на небольшие установки комбинированного цикла (мощностью до 25 МВт) в качестве решения существующих проблем, связанных с ТЭЦ [12, 13]. Сейчас этот подход уже реализуется (в Архангельске в 2002 г. такая ТЭЦ мощностью 18 МВт была запущена в эксплуатацию -прим. авт.).

Поддержка ТЭЦ в России

Для улучшения перспектив ТЭЦ в России необходимо принять ряд мер. ТЭЦ должны вырабатывать электроэнергию только по комбинированному циклу. У всей произведенной таким образом электроэнергии должен быть гарантированный рынок, по крайней мере, на протяжении отопительного периода. Необходимо обязать энергосистемы, по крайней мере, в течение некоторого переходного периода покупать электроэнергию у ТЭЦ во время отопительного периода. Альтернативой такому подходу может быть дотирование выработки электроэнергии, производимой на ТЭЦ, чтобы она была конкурентоспособной на оптовом рынке. В настоящее время в тариф на электроэнергию на оптовом рынке заложен инвестиционный компонент, из которого финансируется строительство атомных электростанций. Аналогичный компонент можно заложить для поддержки производства электроэнергии на ТЭЦ.

Необходимо провести оценку эластичности спроса на тепловую энергию по цене, а также оценку эластичности производства электроэнергии на других источниках по цене.

Тарифы на тепло и электроэнергию должны устанавливаться на основе следующих принципов:

ценовая политика должна ориентироваться на долгосрочную перспективу, необходимо определить пороговые значения тарифов на тепло, превышение которых спускает пружину роста тарифов на тепло и электроэнергию, что сужает рыночную нишу для крупных ТЭЦ;

тарифы на передачу и распределение тепла должны включать затраты на обслуживание теплосетей, а также потери в системах передачи и распределения;

перекрестное субсидирование необходимо отменить, принимая во внимание изменение покупательной способности населения и других потребителей;

расчет тарифов необходимо вести на полезно отпущенное тепло с учетом реальных потерь тепла;

при распределении производственных затрат между электроэнергией и теплом необходимо руководствоваться соображениями конкуренции, как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии;

в больших системах необходимо определить зоны теплоснабжения и внедрить зональные тарифы, чтобы близко расположенные крупные потребители оставались в централизованной системе. Еще одно соображение очень важно для будущего крупных ТЭЦ в России. Значительное снижение потерь тепла, постоянных затрат на производство тепла и электроэнергии, а также затрат в системах передачи и распределения тепла могут сделать будущее крупных ТЭЦ в России гораздо благоприятнее. Необходимо консервировать и выводить из эксплуатации излишние мощности ТЭЦ и строить новые небольшие ТЭЦ и установки комбинированного цикла для удовлетворения потенциального роста спроса.

теплоэлектроцентраль энергия тариф распределение

ЛИТЕРАТУРА

I. Bashmakov. Energy Subsidies in Russia: The Case ofDistrict Heating. ENERGY SUBSIDIES: designing and implementing reforms. OECD. 2003.

Л. Чернышов. Страна готовится к зиме. «Энергосбережение». №5, 2001.

В. Семенов, С. Михайлов. «Новости теплоснабжения».№ 4, 2000.

А. Некрасов, С. Воронина. Экономические проблемы теплоснабжения в России. «Вестник ФЭК России», № 1-3, 2001.

В. Г. Семенов. Возможности ТЭЦ работать на рынке электроэнергии. «Новости теплоснабжения», № 12, 2002;

Г. Кутовой. Интервью. «Новости теплоснабжения»,№ 12, 2002, с. 44.

И. Леонов. «Новости теплоснабжения», № 7, 2003, с. 5.

Т. Hummar. The Interactiion between the EU CHP Directiveand the new Danish regulation. CTI Capacity BuildingSeminar for CCE/FSU Countries. Climate Technology andEnergy Efficiency - Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing, Germany.

J. Langrebe. CHP as an important element of a sustainableenergy use in Germany. CTI Capacity Building Seminar forCCE/FSU Countries. Climate Technology and EnergyEfficiency - Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing, Germany.

А. Ливинский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 11.

Ю. Синяк. Новая концепция теплоснабжения. «Новости теплоснабжения», № 5, 2003, с. 3-5.

Ю. Ковылянский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 36.

В. Ильянов. «Новости теплоснабжения». № 7, 2003, с. 31.

Журнал «Новости теплоснабжения» №01, 2004 г.; http://www.ntsn.ru

Размещено на Allbest.ru