Период подготовки и реформирования электроэнергетики

Начатый во второй половине 90-х гг. XX в. процесс замещения на промышленных предприятиях тепла от ТЭЦ теплом от новых собственных котельных продолжил свое «развитие» в XXI в. Наряду с упомянутыми выше причинами этому способствовали также и другие.

С подачи ряда тенденциозных публикаций у промышленников сложилось мнение о том, что процесс роста тарифов на ТЭ бесконечен из-за невозможности снижения существенных потерь энергии в тепловых сетях и будто бы действующая система анализа работы комбинированного производства и формирования тарифов на продукцию ТЭЦ отражает реальное положение вещей. Конечно, это ошибочное мнение, являющееся следствием длительной депрессии и дискредитации теплофикации. В действительности потери могут быть устранены до технического минимума по мере появления возможностей для повышения финансирования на ремонт, реконструкцию и обновление оборудования тепловых сетей, а также могут быть изменены подходы к расчетам тарифов, необходимость которых стала осознанной участниками этих расчетов.

Производители котельного оборудования, используя недостаточную компетентность заказчиков — промышленных предприятий, стали предлагать к продаже большое количество дешевых малогабаритных водогрейных котлов. Покупая дешевые водогрейные котлы, промышленники не представляли, что их дешевизна обуславливает негативные стороны их применения. Так, они предназначены лишь для работы в периоды пиковых нагрузок продолжительностью не более 1500−2000 ч в год и имеют определенные конструктивно-технологические упрощения. Поставив в новых котельных водогрейные котлы, вместо надежных паровых, предназначенных для экономичной работы в течение базовой тепловой нагрузки на протяжении 35 и более лет, промышленные предприятия вместо ожидаемых преимуществ получили серьезные проблемы. Эти проблемы и ущербы от них обусловлены: потерями устойчивости теплоснабжения, завышенными расходами на обеспечение режимных нагрузок, исключительно высокими затратами на ремонт и полную замену узлов оборудования (включая поверхности нагрева) буквально в первые годы эксплуатации.

При обсуждении в 2000;2003 гг. основ реформирования электроэнергетики вопросы координации и согласования с необходимыми преобразованиями в теплоэнергетике были упущены, точнее, опущены. При принятии в 2003 г. пакета федеральных законов об электроэнергетике было принято решение о необходимости подготовки отдельного проекта закона «О теплоснабжении» (согласно приказу Минпромэнерго РФ от 06.02.2008 г. закон «О теплоснабжении» должен быть представлен в Правительство РФ в ноябре 2008 г., рассмотрен на заседании Правительства РФ в декабре 2008 г. и внесен в Госдуму в январе 2009 г. -прим. ред.).

Статья 3 ФЗ «Об электроэнергетике» установила принадлежность производства в режиме комбинированной выработки ЭЭ и ТЭ к электроэнергетике, как отрасли экономики России, включающей в себя комплекс экономических отношений, возникающих при производственных процессах, связанных исключительно с оборотом ЭЭ. Эта исходная позиция предопределила во всех законах и нормативных правовых актах РФ приоритеты реформирования электроэнергетики, к которым отнесены: создание новых форматов, правил работы и составов участников оптового и розничных рынков ЭЭ, изменение состава и методов формирования тарифов на ЭЭ и др. При этом практически не осуществлено необходимой увязки положений о государственном регулировании основных производств в электроэнергетике с государственным регулированием в новых условиях ТЭЦ и теплофикации в целом, являющихся составной частью производств, обеспечивающих оборот ТЭ.

Проигнорирован, например, факт того, что ТЭЦ являются органической частью городского хозяйства, поставляют пар, горячую воду и ЭЭ предприятиям и населению, расположенным в среднем на расстоянии 10−15 км от ТЭЦ. То есть ТЭЦ, прежде всего, относятся к местным производствам, работающим на местные рынки ЭЭ и ТЭ. Несмотря на то, что исполнительные органы власти муниципалитетов и субъектов РФ несут всю полноту ответственности за энергоснабжение, прежде всего за теплоснабжение, на своих территориях закон «Об электроэнергетике» сузил до минимума их полномочия: лишил возможности установления тарифов на ЭЭ и предельных уровней тарифов наТЭ, производимых на ТЭЦ.

Совершена банальная управленческая ошибка, когда права предоставлены одному уровню управления, в данном случае федеральному, а ответственность другому, и когда проблемы не решаются конкретно на месте на основе глубокого анализа их возникновения и существования, а решаются на более отдаленном уровне, а значит и поверхностно. Это относится к решению вопросов функционирования и развития систем теплои электроснабжения городов в целом, создания условий для обеспечения максимально возможной экономии топлива и энергии, улучшения экологии на территориях, в том числе вопросов экономической устойчивости разных ТЭЦ, работающих на реально сопряженных (через ТЭЦ) местных рынках ЭЭ и ТЭ. Вместе с тем, подавляющее большинство ТЭЦ по решению собственника сначала получили не обязательный для них по закону статус участника оптового рынка ЭЭ, а затем были переведены в состав участников этого рынка.

Таким образом, ТЭЦ были лишены, предназначенной еще при проектировании, главной роли по обеспечению комбинированного производства, а через него и совместных поставок ЭЭ и ТЭ непосредственно потребителям местных (розничных) рынков. Неудивительно, что происходит постоянное ухудшение ситуации с ТЭЦ и теплофикацией, ибо она представляет собой следствие положения, описанного в известной басне, когда воз, растаскиваемый в разные стороны лебедем, раком и щукой, остается на месте.

ТЭЦ не могут успешно совмещать работу на оптовом рынке по электрическому графику нагрузки и на розничном рынке по графику тепловой нагрузки, что существенно снижает показатели экономичности. Нередко работники территориальных генерирующих компаний (ТГК) сетуют: «Если на оптовом рынке складывается неблагоприятная ценовая ситуация для ТЭЦ, то нужно снижать нагрузку даже ценой ухудшения качества теплоснабжения — вопрос в том, с чем убытки больше, — с торговлей ЭЭ по низкой цене или со штрафами за ухудшение теплоснабжения» .

Потребители ЭЭ, подключенные к сетям близко расположенным к ТЭЦ, а тем более к шинам генераторного напряжения и ОРУ ТЭЦ, не понимают, почему они должны полностью оплачивать услуги по передаче ЭЭ с удаленных границ оптового рынка. Похоже в условиях введения «котлового» метода расчета тарифа на передачу ЭЭ, от этой обязанности не удастся уклониться никому.

Потребители ЭЭ, подключенные и прилегающие к ТЭЦ, как правило, потребляют от этих ТЭЦ основной объем ТЭ, но при этом не могут воспользоваться возможностями по получению экономической выгоды для себя и для ТЭЦ за счет управления нагрузками комбинированного производства и потребления обоих видов энергии.

Крен, принятый реформаторами электроэнергетики (РАО «ЕЭС России», профильными министерствами и ведомствами), в сторону преобразований исключительно в области экономических отношений, связанных с оборотом ЭЭ, не позволил им понять и/или принять для введения в действие подготовленный с участием авторов настоящей статьи комплект проектов в составе: «Методические указания по расчету тарифов на электрическую и тепловую энергию, производимую электростанциями в режиме комбинированной выработки», «Методические указания по расчету расхода топлива на тепловых электростанциях с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии», ряд правовых дополнений и изменений в акты Правительства, министерств и ведомств РФ, обеспечивающих возможность применения упомянутых методических указаний. Проекты соответствовали требованиям научно-практической конференции от 2000 г. по проблемам формирования тарифов на энергию ТЭЦ и по отказу деления расходов топлива между видами энергии.

В Проектах нормативных правовых актов по методическому обеспечению нового порядка формирования тарифов на энергию от ТЭЦ были учтены произошедшие изменения в окружающей среде и в положении в ней самой ТЭЦ, суть которых заключается в следующем. Формирование и развитие оптового рынка ЭЭ на основе крупных электростанций, выделенных из состава энергосистем, и появление неуправляемого процесса падения потребления тепла потребителями (включая обусловленное созданием ими альтернативных источников ТЭ) серьезно изменили положение ТЭЦ. Комбинированная выработка на каждой из ТЭЦ со свойственной ей зависимостью объема производства ЭЭ от объема производства ТЭ стала не адекватна спросу на продукцию ТЭЦ со стороны ее двух независимых рынков энергии. В этих условиях формирование тарифов на энергию каждой ТЭЦ затратным способом с назначенным при социализме или модифицированным в 1990;е гг. универсальным методом отнесения расходов на топливо перестало обеспечивать приемлемый уровень рентабельности производства ТЭЦ.

Финансовая устойчивость ТЭЦ стала заложницей изменений объемов производства и тарифов: чем дороже ЭЭ, тем меньше будет загружена ТЭЦ (в пользу оптового рынка), и чем дороже ТЭ, тем выше вероятность постепенного отключения от централизованного теплоснабжения наиболее платежеспособной группы потребителей. Из всего этого следует, что нельзя устанавливать тарифы на ТЭЦ без учета внешних условий ее работы, т. е. возможности ее потребителей получать аналогичный продукт из других источников энергии. Поэтому был предложен новый метод формирования тарифов на энергию от каждой конкретной ТЭЦ (без деления топлива), учитывающий конъюнктуру на рынках обоих видов энергии, и обеспечивающий достижение приемлемого уровня рентабельности [1].

Однако, несмотря на вышеизложенное, реформаторы электроэнергетики сохранили применение метода деления расходов топлива на ТЭЦ. Возможно, что их уверенность в такой позиции помогали поддерживать ярые сторонники сохранения старого подхода, излагающие его в разных модификациях [2, 3]. Но это означает игнорирование коллективно принятого специалистами, учеными отрасли и специалистами органов по регулированию тарифов решения (буквально): «Дальнейшие дискуссии о методах деления топлива на ТЭЦ непродуктивны и более того вредны» .

Игнорирование не замедлило проявиться и в других вопросах.

В настоящее время несколько электростанций не могут выйти на проектный теплофикационный режим работы из-за невозможности согласовать со всеми участниками величины тарифов на энергию, которые устраивали бы потребителей, а их расчет не противоречил бы действующим нормативным правовым положениям. Это относится к Северо-Западной ТЭЦ, на которой полноценно работает только один из двух блоков, и Калининградской ТЭЦ-2, которая вынуждена работать в конденсационном режиме.

В действующих формах отчетности о тепловой экономичности электростанций присутствуют показатели, не имеющие никакого практического значения при технологическом и экономическом анализе и рассчитанные на основе методологии деления топлива в комбинированном производстве и моделей, лишенных физического и экономического смысла. Это негативно сказывается как на статистике отчетных данных последних лет, так и на работе по составлению отчетов.

Применение действующего метода деления топлива на ТЭЦ с турбинами с противодавлением требует прибегнуть к условностям (энтальпия пара в условном конденсаторе или удельный расход теплоты на аналогичную турбину с конденсатором в конденсационном режиме), которые могут быть разными, по мнению разных экспертов и, соответственно, давать разные конечные результаты. А в случае с газотурбинными установками этот метод вообще неприменим.

Последнее условие заставило ОРГРЭС разработать специальный метод деления топлива для ГТУ и ПГУ, в котором реализована принципиально иная идеология, по сравнению с применяемым для паротурбинных установок методом. Другими словами, действующий метод деления топлива также дефективен для отчетности и анализа тепловой экономичности ТЭЦ.

электроэнергетика инновационный теплофикация.