Экономический механизм стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученаd>кандидат экономических наук | |
| Автор | Тарасов, Олег Владимирович |
| Место защиты | Москва |
| Год | 2005 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Экономический механизм стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями"
На правах рукописи
Тарасов Олег Владимирович
Экономический механизм стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями
Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (специализация: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук
Москва-2005
Работа выпонена в ФГУП Институт микроэкономики
Научный руководитель: доктор экономических наук,
профессор Кузовкин Анатолий Ильич
Официальные оппоненты: доктор экономических наук,
профессор Воконский Виктор Александрович
кандидат экономических наук Голубченко Валерий Павлович
Ведущая организация: Государственный университет управления
Защита состоится Л^у 2^Ч2005 г. в 13.00 часов на заседании
диссертационного совета Д.217.044.01 при ФГУП Институт микроэкономики по адресу: 117218, г. Москва, Большая Черемушкинская ул., дом 34, ауд. 317.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП Институт микроэкономики.
Автореферат разослан 2005 г.
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат экономических наук
Афонина И.А.
I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
Актуальность темы
В Энергетической стратегии России на период до 2020 года отмечается: Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших тепловых электростанций с парогазовыми, газотурбинными установками и другими современными технологиями.
Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые тепловые электростанции, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в тепловые электростанции малой мощности.
В результате в процессе теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от акционерных обществ энергетики и электрификации производителей электроэнергии и тепла, возрастет конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.
Стратегия развития электроэнергетики России ориентирована на концепцию экономического развития страны с темпами роста валового внутреннего продукта 5-6% в год и соответствующим ростом выработки электроэнергии с 892 мрд. кВтч в 2002 году до 1015-1070 мрд. кВтч в 2010 году и до 1215-1365 мрд. кВтч в 2020 году.
Наряду с прогнозируемым ростом нагрузок остро стоит проблема стремительного старения находящегося в эксплуатации оборудования. Объем генерирующих мощностей, выработавших свой ресурс к настоящему времени составляет 75 мн. кВт, в т.ч. на тепловых электростанциях - 52 мн. кВт. К 2015 году этот объем составит 131 мн. кВт или 76% всех генерирующих мощностей.
В России электроэнергетика теснейшим образом связана с теплоснабжением: на тепловых электростанциях производится более 60% электрической и почти 32% тепловой энергии, используемой в стране, при этом практически третья часть электроэнергии, производимой всеми тепловыми электростанциями, вырабатывается на теплофикационном (комбинированном) цикле.
Суровые климатические условия России предопределяют теплоснабжение как наиболее социально значимый и в то же время наиболее топливоемкий сектор экономики: в нем потребляется примерно 40% используемых в стране энергоресурсов, и более половины этих ресурсов приходится на коммунально-бытовой сектор. Прогнозируется рост производства тепловой энергии к 2010 году на 9-13% и в 2020 году - на 22-34%. При этом предусматривается рост реального потребления тепловой энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь при использовании высокого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.
Теплоснабжение в отличие от основных отраслей ТЭК не имеет единой технической, структурно-инвестиционной и организационно-экономической политики. Относительно прозрачны лишь системы централизованного теплоснабжения и в их числе - теплофикационные системы в составе акционерных обществ энергетики и электрификации.
Эффективность работы ТЭЦ общего пользования и ряда ГРЭС с большими объемами отпуска тепла во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в состав которых входят жилые районы. Большое количество котельных находится в муниципальной собственности или собственности предприятий. Индивидуальные котельные, встроенные в отапливаемые здания или пристроенные к ним, обычно являются собственностью хозяйствующих субъектов, которым принадлежат указанные здания.
К независимым производителям электрической и тепловой энергии обычно относят электростанции и котельные децентрализованного энергоснабжения, не входящие в состав акционерных обществ энергетики и электрификации. Это турбинные электростанции (блок-электростанции) промышленных предприятий и коммунальной энергетики, которые имели в 2002 г. мощность 9,1 мн. кВт или 4,2% общей установленной электрической мощности в России.
Согласно Корпоративному балансу ходинга РАО ЕЭС России на 2004 -2008 гг., одобренному на заседании Правления ОАО РАО ЕЭС России от 12.12.2003 г., № 935/3п.31, в соответствии с требованиями государственных органов по снижению темпов роста среднеотпускного тарифа на электроэнергию до прогнозируемых темпов инфляции, его рост в период до 2008 года не дожен превысить 45% (с 77,3 руб./МВтч в 2003 г. до 112,3 руб./МВтч в 2008 г.). В этом случае в европейских энергообъединениях резерв мощности порядка 4 мн. кВт останется необеспеченным.
Поскольку рост тарифа на электроэнергию сверх уровня инфляции оказывает негативное воздействие на темпы роста ВВП и инфляцию, необходимо находить резервы для снижения стоимости электроэнергии путем привлечения конкурирующих источников энергии.
В этих условиях целесообразно использовать потенциал независимых производителей электрической и тепловой энергии, у которых стоимость электроэнергии будет значительно ниже тарифа на электроэнергию централизованного энергоснабжения.
Необходима разработка перспективных оптимальных балансов мощности и электроэнергии, включающих генерирующие источники централизованного энергоснабжения и независимых производителей. Это позволит избежать дефицита мощностей и обеспечит снижение стоимости электроэнергии.
Стимулирование развития независимых производителей электрической и тепловой энергии является одним из главных направлений развития конкуренции в электроэнергетике. Сооружение собственных электростанций и котельных крупными промышленными предприятиями, коммунальной энергетикой городов заставляет РАО ЕЭС России снижать затраты на производство энергии. В противном случае этому ходингу придется снижать производство энергии, что приведет к росту условно-постоянных затрат в расчете на единицу энергии (один кВт.ч или одну Гкал).
Особенно обострилась конкуренция на рынке тепла. Котельные предприятий и коммунальной энергетики часто являются более эффективными, чем ТЭЦ РАО ЕЭС России.
Однако на пути развития независимых производителей электрической и тепловой энергии существует ряд нерешенных проблем. Это, прежде всего, проблема недискриминационного доступа к электрической сети РАО ЕЭС России, развития электрических сетей с целью обеспечения выдачи мощности независимых производителей. Для этого целесообразно разработать механизм долевого участия независимых производителей в развитии электрической сети.
Целью диссертационного исследования является разработка методических рекомендаций по формированию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями и их обоюдовыгодного взаимодействия с организациями централизованного энергоснабжения. Для достижения этой цели в работе решались следующие
задачи:
- системное исследование процессов и механизмов развития независимых производителей электрической и тепловой энергии;
- исследование и анализ экономических механизмов взаимодействия независимых производителей и организаций централизованного энергоснабжения;
- анализ состояния и проблем нормативно-правового обеспечения стимулирования развития независимых производителей электрической и тепловой энергии;
- разработка методических рекомендаций по формированию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями;
- анализ опыта применения экономического механизма взаимодействия муниципального теплоснабжения (теплонасосной установки) и Нерюнгринской ГРЭС.
Объект исследования:
Экономические отношения между независимыми производителями электрической и тепловой энергии и организациями централизованного энергоснабжения.
Предмет исследования:
Организационно-экономические механизмы стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями.
Теоретическая и методологическая основа исследования базируется на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых, посвященных проблемам развития независимых производителей электрической и тепловой энергии.
Работа основывалась на законодательной и нормативно-правовой базе Российской Федерации, регламентирующей деятельность независимых производителей электрической и тепловой энергии, а также регулирующей деятельность национальных и региональных монополий в сфере энергоснабжения.
Научную новизну имеют следующие основные результаты, полученные в ходе диссертационного исследования и составляющие предмет защиты:
- подготовлены методические рекомендации по формированию экономического механизма взаимовыгодных отношений между независимыми
производителями энергии и организациями централизованного
энергоснабжения;
- обоснована необходимость прогнозирования совместного развития независимых производителей энергии и централизованного энергоснабжения;
- разработана методика расчета экономического эффекта от применения в системе теплоснабжения независимых производителей тепла на примере теплонасосных установок (ТНУ) г. Нерюнгри Республики Саха (Якутия);
- разработан экономический механизм взаимодействия теплонасосных установок муниципальной энергетики и Нерюнгринской ГРЭС.
Достоверность результатов работы подтверждается данными Госкомстата РФ и Минпромэнерго РФ.
Практическая значимость исследования заключается в том, что разработанные методические подходы и рекомендации по совершенствованию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями направлены на развитие конкуренции на рынках электрической и тепловой энергии, снижение стоимости электрической и тепловой энергии и обеспечение гарантированной надежности энергоснабжения потребителей.
Реализация и апробация результатов работы.
Результаты работы были применимы при реализации системы взаимодействия независимых производителей - тепловых насосов в муниципальной энергетике и Нерюнгринской ГРЭС в г. Нерюнгри Республики Саха (Якутия) в 2003-2004 гг. Основные результаты работы докладывались автором на заседании секции экономики регионов и отраслей народного хозяйства Ученого Совета ФГУП Институт микроэкономики, на V региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов г. Нерюнгри 27 марта 2004 г., на II научно-практической конференции Якутского гос. университета Пути решения актуальных проблем добычи и переработки полезных ископаемых в южной Якутии, г. Нерюнгри, 19-21 октября 2004 г.
По теме диссертационного исследования опубликовано 4 работы общим объемом 2,8 п.л., в том числе лично автором 2,8 п. л.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы, содержит 140 страниц машинописного текста, включая 11 таблиц и 10 рисунков.
II. Основное содержание диссертации
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформирована цель, задачи, объект, предмет, а также научная новизна и практическая значимость работы.
В первой главе Анализ существующего состояния производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями в России и за рубежом рассматриваются состояние и проблемы развития независимых производителей электрической и тепловой энергии, экономические механизмы их взаимодействия с системой централизованного энергоснабжения.
Доля независимых производителей энергии на мировых рынках активно растет с начала 90-х годов - после того, как во многих странах прошло дерегулирование энергетики. Независимые производители могут поностью принадлежать муниципалитетам (это особенно распространено в городах Германии), могут быть ассоциированы с крупными энергоемкими промышленными предприятиями или объектами инфраструктуры или построены специально частными инвесторами для производства и продажи энергии на рынке.
Для появления независимых производителей существует несколько ключевых факторов - ценовые преимущества, связанные с использованием современных энергетических технологий или нерентабельностью подведения централизованных линий передачи, необходимость обеспечения высокой надежности энергоснабжения, а также инвестиционная привлекательность подобных проектов.
Тенденция к развитию независимых источников энергии наблюдается и на российском рынке, причем под влиянием все тех же перечисленных выше факторов. Крупные промышленные предприятия хотят стать независимыми от сбоев в сети и тарифов местных энергокомпаний. Промышленные производители с высоким потреблением энергии обновляют, расширяют и строят собственные генерирующие мощности, электроэнергия которых на 30 % и более дешевле централизованного энергоснабжения за счет экономии на тарифах на передачу и сбыт электроэнергии АО-энерго.
К объектам независимой энергетики с достаточной степенью условности относят те, которые не входят в общую структуру централизованного энергоснабжения страны, используются для обеспечения автономных
потребителей или работают паралельно с действующими источниками и базируются, зачастую, на альтернативных источниках энергии. Это малые и микро-ГЭС, ветроэнергетические установки, мини-ТЭЦ, тепловые насосы, гелиотермальные, фотоэлектрические и геотермальные установки и установки, использующие для получения энергии биомассу.
Промышленные предприятия во всем мире традиционно строились в комплексе с собственными генерирующими энергию мощностями. Во многих отраслях тепло и пар являются элементами технологического цикла, а сжатый воздух, попутный газ, опики и обрезки древесины - отходами производства. Все это - потенциальные источники энергии. Уже в начале 70-х в США компании бумажной, химической, нефтяной и металургической отраслей не только производили дешевую энергию для себя, но и могли продавать ее излишки. В стране даже были приняты меры по ограничению их как энергопроизводителей. Однако в начале 80-х годов промышленные предприятия в США допустили на рынок электроэнергии для развития конкуренции с энергокомпаниями. В следующие пять лет собственные генерирующие мощности предприятий выросли с 10 ГВт до 44 ГВт. В 1995 году они составили 6% от всей мощности и 9% от объемов выпуска электроэнергии в США. Примерно половина этого электричества шла на собственные нужды заводов и комбинатов, остальная часть продавалась на рынке.
В ряде стран ЕС собственные генерирующие мощности промышленных предприятий в 2001 году составляли:
В России вернуться к обсуждению энергетических стратегий и создания собственных источников энергии предприятия и муниципалитеты заставил рост тарифов естественных монополий и начавшаяся реорганизация РАО ЕЭС России. Энергетическая составляющая в стоимости продукции стала резко расти, обострились проблемы с подачей энергии - в результате износа оборудования и массовых отключений. При этом появилась перспектива реализации излишков собственной энергии на свободном рынке.
мн. кВт % от всей мощности
Великобритания Германия Дания Финляндия
6,6 10,42 0,57 2,27
8,7 4,5 13.8
Пионерами независимой энергетики стали газовики и нефтяники, которые и в советское время использовали собственные газовые и дизельные генераторы для обеспечения электричеством буровых установок и трубопроводов. Газпром принял первую программу развития электростанций еще в 1995 году. Однако реально производство собственной энергии начало расти в 1997 году, и сейчас Газпром обеспечивает около 10% своих потребностей в электричестве. Нефтяники все шире используют генераторы, работающие на попутном газе. Сургутнефтегаз установил первую станцию общей мощностью 12 МВт и к 2007 году планирует производить 225 МВтч, сократив закупки у Тюменьэнерго на 25%. Расширяют энергетические мощности металурги. Магнитогорский металургический комбинат сегодня обеспечивает себя энергией на 85-90% и не собирается на этом останавливаться.
Данные, представленные предприятиями, показывают, что стоимость производимой ими энергии значительно ниже, чем у региональных подразделений РАО ЕЭС России. Собственные эффективные электростанции сооружает и муниципальная энергетика. Так, Правительство Москвы планирует ввести 3,9 мн. кВт собственной генерации к 2010 году за счет средств городского бюджета.
К числу независимых производителей электроэнергии и тепла относится также и развивающийся рынок малой энергетики, включающий в основном нетрадиционные и возобновляемые источники производства электро- и теплоэнергии. Одним из важнейших аспектов повышения конкурентоспособности рынка малой энергетики, а также повышения независимости и эффективности любых автономных систем энергоснабжения является создание и внедрение многофункциональных энерготехнологических комплексов, объединяющих в себе несколько разнородных технологий производства электроэнергии и тепла, и производящих в комбинированном цикле сразу несколько видов энергетической продукции (электроэнергия, тепло/холод, пресная вода и т.п.).
Анализ развития и функционирования энергетических рынков ряда европейских стран (Англия, Франция, Норвегия, Швеция и других) показал, что устойчивое функционирования оптовых рынков электроэнергии этих стран пригодны и для развития малой энергетики и заключается в следующем:
1. Отсутствие дискриминационного допуска к электросетям любых производителей электрической и тепловой энергии.
2. Отсутствие системных ограничений, непосредственно влияющих на развитие рыночных отношений в энергетике.
3. Возможность использования двухсторонних договоров между продавцом и покупателем энергии или оптовым продавцом на условиях, устанавливаемых в процессе переговоров.
Во второй главе Методические положения по оценке эффективности и разработке экономического механизма стимулирования независимых производителей электрической и тепловой энергии исследуются вопросы повышения конкуренции в электроэнергетике, дается оценка масштабов развития независимых производителей энергии - промышленных предприятий и муниципальных организаций.
В разделе Повышение эффективности и конкуренции в электроэнергетике и независимые производители рассматриваются вопросы усиления конкуренции за счет интенсивного развития независимых производителей энергии.
Реализация региональной энергетической политики осуществляется посредством тех же механизмов, что и энергетической политики в целом. При этом необходимо приведение регионального законодательства в соответствие с федеральным. Для достижения основных целей и реализации приоритетов региональной энергетической политики предусматривается, в частности, поддержка независимых производителей топлива и энергии, использующих энергоресурсы местного значения, обеспечивающих доработку истощенных месторождений, создающих новые генерирующие мощности в энергетике и осваивающих возобновляемые источники энергии.
Необходимость использования возобновляемых источников энергии, теплонасосных установок и местных видов топлива при проведении региональной энергетической политики определяется их существенной ролью при решении следующих проблем:
- обеспечение устойчивого тепло- и энергоснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях. Объем завоза топлива в эти районы составляет около 7 мн. т нефтепродуктов и свыше 23 мн. т. угля;
- обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения, испытывающих дефицит энергии, предотвращение ущерба от аварийных и ограничительных отключений;
- снижение вредных выбросов от энергетических установок в городах и населенных пунктах со сложной экологической обстановкой, а также в местах массового отдыха населения.
Важным местным видом топлива, особенно в целях теплоснабжения, являются городские и бытовые отходы, а также древесные и сельскохозяйственные отходы Необходимо создать условия для включения их в топливно-энергетический баланс и решения одновременно экологических проблем региона.
Создание новых объектов электроэнергетики дожно основываться на правильном расчете потребностей региона в электрической (тепловой) энергии, в услугах по передаче или распределению электрической (тепловой) энергии для населения и хозяйствующих субъектов данной территории. Разрешительный порядок размещения объектов электроэнергетики (за исключением индивидуальных генераторов, котельных или внутрихозяйственных линий) является общепризнанной мировой практикой, поскольку требует учета влияния значительного количества факторов:
- потребностей в энергии и услугах по передаче (распределении) электрической и тепловой энергии;
- наличия земельных ресурсов для осуществления земельного отвода; Наличия запасов потребляемых при производстве электрической (тепловой) энергии топливных или возобновляемых ресурсов;
соблюдения норм технологической, радиационной и экологической безопасности;
- мнения населения, проживающего на прилегающих к району застройки территориях.
Производители электрической и тепловой энергии, не входящие в энергоснабжающие организации, имеют право на отпуск энергии в количествах и режимах, обеспечивающих наиболее рациональный режим работы сетей и источников централизованного энергоснабжения.
Важной стороной функционирования энергетики России с ее довольно холодным климатом является надежное теплоснабжение населения страны. Современный уровень потребления ресурсов на одного жителя России составляет 6,3 тонн условного топлива (т.у.т) в год, что выше среднеевропейского уровня -4,7 т.у.т в год на человека и мира - 2,3 т.у.т. Отношение количества выработанной электроэнергии к затраченному топливу (КПД) в настоящее время
в России составляет 30%, в то время как в развитых странах этот показатель равен 51-58%. Выход из создавшегося положения следует искать в создании нового оборудования для более эффективного сжигания органического топлива -примерно 2/3 электроэнергии в России производится на ТЭС.
Важным фактором при этом является строительство небольших ТЭЦ и мобильных модульных электростанций, использующих различные виды топлива. Существуют проекты реконструкции некоторых котельных в ГТУ-ТЭЦ на промышленных предприятиях и в городах.
В стране существует и функционирует около 160 тыс. небольших котельных производительностью до 20 Гкал/час в диапазоне температур 180-400
Оптимальное сочетание распределения тепла между газотурбинной установкой (ГТУ) и водяным котлом (ГТУ-ТЭЦ) соответствует производительности 1,5-1,7 Гкал/час на 1 МВт электрической мощности. Таким образом, диапазон тепловых мощностей котельных (20 Гкал/час) при их замене на ГТУ-ТЭЦ будет соответствовать электрической мощности ГТУ 12-15 МВт. Практика внедрения таких ГТУ на базе авиадвигателей была апробирована в Башкирии, Нижегородской и Самарской областях и показала, что стоимость электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ была в 2 раза дешевле, чем на обычных конденсационных паровых ТЭС.
В настоящее время в России создано 18 типов газотурбинных установок мощностью до 30 МВт. За последние два года в эксплуатацию пущено 70 малых газотурбинных установок, а к 2005 г. предполагается ввести в строй еще 60 таких установок. В США доля децентрализованной энергетики возросла с 3 до 8%. Основное же преимущество мини-ТЭЦ - в наличии коротких теплосетей.
Потенциал централизованной энергетики возможно эффективно и надежно допонять потенциалом децентрализованной ГТУ-ТЭЦ и парогазовых ТЭЦ (ПГУ-ТЭЦ).
Таким образом, впоне очевиден путь развития в России независимых производителей электроэнергии и тепла, использующих органическое топливо. Это широкое внедрение выпускаемых в России отечественных газовых турбин при реконструкции старых электростанций и строительстве новых - особенно малых ГТУ-ТЭЦ, для которых нет лучше топлива, чем природный газ, однако
ГТУ могут работать и на жидком топливе, а в будущем - на водоугольных суспензиях (ВУС).
Проекты ТЭЦ нового поколения, разработанные российскими энергетическими организациями, позволяют обеспечить (смотри Таблицу 1): .
- увеличение мощности на 20-60%;
- значительное повышение КПД;
- снижение удельных расходов топлива на 20-25%;
- повышение надежности и удобство эксплуатации;
- максимальную автоматизацию технологических процессов;
- снижение стоимости установленного оборудования на 30-40% за счет поставки серийного оборудования;
- уменьшение удельной стоимости установленного кВт на 25-30%.
Таблица 1
Основные показатели вариантов ПГУ и ГТУ с котлами-утилизаторами (КУ)
Типоразмеры оборудования Мощность электрическая в конденсационном режиме, МВт Мощность тепловая, Гкал/ч КПД (брутто) электрический в конденсационном режиме
ПГУ-170(т) 165 107 52,8
ПГУ-90 (т) 91 55 52,6
ГТЭ-110+КУ 110 140 34,5
ГТЭ-65+КУ 59,6 75 34,4
НК-37-1+КУ 30 38 35,4
ГТУ-12ПЭР+КУ 12 17 32,2
Согласно Энергетической стратегии именно за счет развития этих ТЭЦ будет возрастать доля независимых от АО-энерго производителей энергии.
Ввиду ограниченности инвестиций, выделяемых РАО ЕЭС России на развитие и реконструкцию генерирующих мощностей, в том числе ТЭЦ, промышленные потребители и регионы разрабатывают программы создания собственных генерирующих источников электрической и тепловой энергии.
Масштабы развития собственных генерирующих источников промышленных потребителей и городов определяются опасностью дефицита энергии, необходимостью повышения надежности и качества энергоснабжения, а также снижения стоимости энергии.
При создании собственных генерирующих источников крупные потребители
экономят на сетевой составляющей тарифа на электрическую и тепловую энергию, поставляемую АО-энерго. Эта величина составляет более 30% величины конечного тарифа для потребителей. Кроме того, ликвидируются риски дефицита энергии, и повышается надежность энергоснабжения. Как известно, ущерб для потребителей при дефиците электроэнергии в 5-10 раз выше, чем стоимость поставляемой электроэнергии.
Основным направлением развития независимой генерации является сооружение ПГУ и ГТУ-ТЭЦ малой (10-50 МВт) и средней мощности (50-200 МВт) на базе реконструкции ТЭЦ, работающих на газе в городах и промышленных предприятиях.
Для независимых производителей энергии газ будет поставляться по нерегулируемой свободной цене, которая, как правило, на 30-50% выше, чем регулируемая оптовая цена ОАО Газпром. По этой цене газ поставляют независимые производители газа, а также Газпром за сверхлимитный газ. Учитывая , что к.п.д. новых ПГУ и ГТУ-ТЭЦ на 30% выше, чем у действующих ТЭЦ, то даже при более высокой (на 30-50%) цене газа для независимых производителей стоимость производства электроэнергии на ПГУ и ГТУ-ТЭЦ будет незначительно выше (в пределах 5-10%), чем на действующих ТЭС АО-энерго, получающих газ по более низкой регулируемой цене Газпрома. Однако, даже с учетом этого фактора, стоимость энергии для независимых производителей энергии оказывается значительно ниже (на 20-30%), чем от централизованного энергоснабжения большой энергетики за счет экономии сетевой составляющей тарифа, доля которой составляет более 30% от среднего тарифа для потребителей. В настоящее время в АО-энерго значительную долю составляют неэффективные, устаревшие и выработавшие свой ресурс ТЭС, что значительно увеличивает стоимость производства энергии по сравнению с современными ПГУ и ГТУ-ТЭЦ, которые создают независимые производители энергии.
С учетом этих факторов, а также отсутствия перекрестного субсидирования для собственных электростанций крупных потребителей, если они не используют региональные сети АО-энерго, стоимость энергии собственных ТЭС оказывается значительно дешевле (на 30-50%).
На основе выпоненного в работе анализа опубликованной информации можно оценить масштабы развития независимых производителей электрической энергии, которые составляюг порядка 10-15 мн. кВт до 2010 г., т.е. около 5-8 % установленной мощности всех электростанций России в 2002 г.
Наименование Генерирующая мощность, мн. кВт
Муниципальные электростанции 5-7
ОАО Газпром 1-2
Промышленность 4-6
Прирост мощностей независимых производителей обеспечивается: за счет строительства новых электростанций (5-8 мн. кВт) энергоемкими промышленными предприятиями, строительства ГТУ-ТЭЦ муниципалитетами (57 мн. кВт, в т. ч. г. Москва -3,9 мн. кВт согласно Постановлению Правительства Москвы, принятому в январе 2004 г.).
Стимулирование выработки электрической и тепловой энергии следует осуществлять для независимых производителей, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели и соблюдающих экологические нормативы.
Независимые производители энергии взаимодействуют с субъектами испонительной власти в регионах по вопросам использования земли, влияния предприятия на окружающую среду, размещения объектов строительства и использования топлива. Необходимо включение независимых производителей в перспективный баланс электрической и тепловой энергии региона.
С учетом вышеизложенного предлагается разработать нормативно-правовые акты по экономическому механизму стимулирования выработки электрической и тепловой энергии независимыми производителями:
1. Прогноз по региону потребности в энергии.
2. Долевое финансирование капитального строительства регионом (регионами), пропорциональное доле отпуска электроэнергии независимыми производителями для нужд региона (регионов).
3. Компенсация из бюджета региона (регионов) ущерба для независимых производителей при отказе от использования ранее согласованных с регионом введенных мощностей независимых производителей из-за просчетов регионов в оценках потребности в электроэнергии для нужд региона (регионов).
4. Согласование с региональными властями на стадии разработки проектов капитального строительства независимых энергоисточников; влияния сооружаемого генерирующего источника на окружающую среду в регионе; объема вводимых генерирующих
мощностей с пропускной способностью сетей; объемов электро- и теплоэнергии, поставляемых на региональный рынок электрической и тепловой энергии; объемов необходимого топлива.
5. Разработка Закона о ранжировании независимых производителей электрической и тепловой энергии по условиям доступа к сети, требований к независимым производителям по соблюдению условий и режимов работы Единой энергосистемы России.
6. Разработка Правил использования электрической и тепловой энергии. Введение в Правила раздела по определению нормативов по автономным газовым котельным на крышах новых жилых домов: а) продожительности наладки отопления после ввода в эксплуатацию здания; б) слива воды в канализацию для подогрева горячей воды до температуры 90
7. Создание муниципальных энергетических комиссий с введением в их состав общественных организаций.
8. Разработка постановления Правительства РФ по санкциям за невыпонение обязательств по отпуску тепловой энергии промышленными котельными предприятий федерального значения.
9. Установление цены газа для котельных жилых домов на уровне цены для населения.
10. Финансовая поддержка федеральными и региональными органами власти разработки и освоения энергоустановок с новыми техническими решениями.
В третьей главе Экономический механизм взаимодействия независимых производителей тепла и Нерюнгринской ГРЭС предложена методика расчета экономического эффекта от применения независимых производителей тепла Ч теплонасосных установок (ТНУ) в системе теплоснабжения для утилизации низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды (ОСВ) Нерюнгринской ГРЭС (НГРЭС) и сточных вод канализационно-очистительной станции (КОС) в г. Нерюнгри, Республика Саха (Якутия), а также ТНУ, введенных в промышленную эксплуатацию в посеке Серебряный Бор, использующих тепловые выбросы в пруд-охладитель Нерюнгринской ГРЭС.
Учитывая огромные затраты бюджетных средств в системе ЖКХ и социальной сфере, все большее значение приобретает вовлечение в
технологический цикл теплоснабжения нетрадиционных источников энергии. К таковым относится низкопотенциальные источники теплоты (НПТ), позволяющие с помощью теплонасосной технологии вовлечь их в систему теплоснабжения.
В городе Нерюнгри в числе таких источников НПТ можно назвать сточные воды станции аэрации и отработавшую обратную сетевую воду, возвращаемую на НГРЭС, а также НПТ технической воды, сбрасываемой в пруд-охладитель на НГРЭС.
В данной главе рассмотрена методика расчета эффективности применения ТНУ в системе муниципального теплоснабжения г. Нерюнгри от названных выше источников НПТ.
Методика разработана ФГУП Институт микроэкономики и ООО ТОСПО-М под руководством д.т.н. В.М. Чаховского. Автор принимал участие в разработке методики и вводе в промышленную эксплуатацию системы с применением теплонасосных установок, получающих обратную сетевую воду Нерюнгринской ГРЭС.
Необходимо отметить, что из-за захолаживания потока обратной сетевой воды (ОСВ) с помощью ТНУ потребуется увеличенный расход пара из отборов турбины для подогрева сетевой воды (СВ) в сетевых водоподогревателях (СВП). Это обстоятельство примечательно в том отношении, что, с одной стороны, увеличивается доля выработки электроэнергии на тепловом потреблении на ГРЭС, а с другой стороны с этим напрямую связано снижение тепловых выбросов в пруд-охладитель ГРЭС. В этом и проявляется эффект утилизации НПТ системы охлаждения технической воды в случае применения ТНУ с размещением у потребителя тепловой энергии.
При сохранении количества электроэнергии, реализуемой на ФОРЭМ в том же объеме, что и до применения ТНУ, общий расход топлива на Нерюнгринской ГРЭС уменьшится на величину разницы расходов топлива, затраченного на выработку одного и того же количества электроэнергии, произведенной в конденсационном режиме и в режиме на тепловом потреблении.
Применение ТНУ с размещением у потребителя обеспечивает положительный косвенный результат на ГРЭС, приводящему к снижению себестоимости производимой продукции на ГРЭС-ТЭЦ (из-за сокращения потребления топлива на ГРЭС).
Помимо всего прочего, следует отметить, что применение ТНУ приводит допонительно к положительному экологическому эффекту в виде снижения выбросов оксидов при сжигании топлива и тепловых выбросов в окружающую среду за счет частичной утилизации НПТ на ГРЭС.
Годовая экономия ДЭ от применения ТНУ в системе теплоснабжения составит:
ДЭ = ДЭту + ДЭгрж, (1)
где ДЭТНу - выручка от реализации теплоты, произведенной ТНУ за вычетом затрат на электроэнергию на привод ТНУ, ДЭГрЭС - экономия от снижения потребления топлива на Нерюнгринской ГРЭС в связи с применением ТНУ, размещаемых на ЦТП потребителя.
Исходя из общих капиталовложений К^ в ТНУ и с учетом чистой годовой прибыли Р (годовая экономия за вычетом налогов), срок окупаемости Т0к капиталовложений в ТНУ определится по выражению
То^Кг/Р (2)
Заметим, что, в конечном итоге, срок окупаемости ТНУ будет определяться соотношением тарифов и цен на энергоносители и количеством потребления тепловой и электрической энергии разными категориями потребителей. Чтобы достигнуть желаемого эффекта от внедрения теплонасосной технологии в системе теплоснабжения от ГРЭС-ТЭЦ дожна быть достигнута взаимная заинтересованность между потребителем и производителем тепловой энергии, что возможно только при условии справедливого распределения между ними получаемого экономического эффекта. Из сложившейся практики в международном топливно-энергетическом бизнесе, как правило, используется принцип равного распределения прибыли (50% на 50%).
Согласно полученным результатам расчета параметров и характеристик ЦТП, оснащенной ТНУ, исходным данным по тарифам на тепловую и электрическую энергию на 2003 г. и прогнозным величинам на 2004 г., были выпонены расчеты по определению технико-экономических показателей и оценке эффективности применения ТНУ в системе теплоснабжения с размещением ТНУ при центральном тепловом пункте (ЦТП) канализационно-очистительной станции (КОС).
В Таблице 2 представлены основные результаты расчета технико-экономических показателей ТНУ в составе ЦТП КОС.
Таблица 2
Технико-экономические показатели ТНУ при ЦТП КОС г. Нерюнгри
№№ ц/Ц Параметр, показатель размерность Тарифы расчетного года
2003 г. 2004 г.
1 Длительность отопительного сезона часы 6432 6432
2 Расход электроэнергии на привод компрессора ТНУ при Отну = 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч МВтч 622 1243 622 1243
3 Тариф на электроэнергию руб./кВтч 1.48 1.72
4 Затраты на электроэнергию за отопительный сезон при Отну = 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч мн. руб. 0.92 1.84 1.07 2.138
5 Тариф на тепловую энергию руб./Гкал 415 481.4
6 Выработка теплоты ТНУ за отопительный сезон при Отну = 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч Гкал 3216 6432 3216 6432
7 Экономия денежных средств от теплоты произведенной ТНУ при Отну= 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч мн. руб. 1.3346 2.67 1.5482 3.0964
8 Ожидаемая экономия от применения ТНУ за вычетом затрат на электроэнергию при Отну = 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч мн. руб. 0.415 0.83 0.478 0.96
9 Стоимость ТНУ "под ключ", включая НДС при Отну= 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч мн. руб. 2.9 5.8 3.3 6.38
10 Срок окупаемости ТНУ, при Отну = 0.5 Гкал/ч Отну= 1.0 Гкал/ч лет 7.0 7.0 6.9 6.65
11 Экономия топлива за счет ТНУ в соответствии с п.6 тут 546.72 1093.44
12 Экономия затрат на топливо при стоимости топливо (514 руб/тут) мн. руб 0.281 0.562
13 Суммарный эффект от применения ТНУ мн. руб 0.696 1.392 0.759 1.522
14 Срок окупаемости с учетом экономии топлива лет 4.2 4.2 4.35 4.2
Из полученных результатов в Таблице 2 видно, что срок окупаемости от внедрения ТНУ при ЦТП КОС г. Нерюнгри составит в пределах 6-7 лет (без учета эффекта экономии топлива) и на уровне 4-х лет с учетом эффекта экономии
топлива, обусловленного применением ТНУ.
Используя такой подход, ТНУ могут получить все основания для широкомасштабного внедрения Следует заметить, что во многих западноевропейских странах это и предопределило внедрение в системах теплоснабжения в больших количествах ТНУ.
Существующее положение в системе теплоснабжения объектов КОС г Нерюнгри можно улучшить и сделать его более экономичным за счет применения совмещенной схемы утилизации НПТ сточных вод и возвращаемой ОСВ на НГРЭС.
На Рис. 1 представлена совмещенная тепловая схема утилизации НПТ сточных вод и обратной сетевой воды (ОСВ)
Рис 1. Принципиальная схема теплоснабжения от ТНУ при совмещении потоков утилизации НПТ сточных вод и ОСВ,
где 1 - водо-водяной теплообменник (ВВТ) для подогрева сточной воды из отстойника перед подачей её в испаритель ТНУ, 2 - блок теплонасосов на теплонасосной станции (ТНС)
Согласно предстазленной схеме ТНУ подключены в систему теплоснабжения внутренних и внешних теплопотребителей так, чтобы обеспечивалось в максимальной степени вовлечение бросовой НПТ стоков КОС и НПТ ОСВ (НГРЭС)
В работе дан анализ и оценка эффективности применения теплонасосных установок в системе теплоснабжения жилого посека Серебряный Бор за счет снижения тепловых выбросов в пруд-охладитель Нерюнгринской ГРЭС.
Рассмотрены конкретные решения по использованию теплонасосных установок (ТНУ) с размещением их как при каждом из трех ДТП, так и на входе теплотрассы в поселок Серебряный Бор
Рассмотрены вопросы трансформации температурного графика системы теплоснабжения посека Серебряный Бор в сторону снижения температуры
прямой сетевой воды, ведущей к снижению расхода топлива при производстве тепловой энергии на Нерюнгринской ГРЭС и, как следствие, к снижению себестоимости производимой электро- и теплоэнергии на Нерюнгринской ГРЭС.
В Таблице 3 представлены расчеты температуры прямой сетевой воды (ПСВ), сниженной на величину температурного захолаживания обратной сетевой воды, возвращаемой на Нерюнгринскую ГРЭС.
Таблица 3
Режим работы ТНУ со снижением температуры ПСВ в соответствии с
трансформацией температурного графика
№ ц/п Показатель Значение
1 Тепловая мощность ТНУ, Гкал/ч ЦТП-1 1.5
ЦПТ-2 1.0
ЦТП-3 0.6
2 Экономия бюджетных средств за отопление от ТНУ, мн.
руб./год ЦТП-1 2.386
ЦТП-2 1.589
ЦТП-3 0.954
3 Экономия затрат на топливо, тыс. руб. ЦТП-1 58.4
ЦТП-2 38.9
ЦТП-3 23.4
4 Суммарная экономия от применения ТНУ в расчете на каждый
ЦТП, мн. руб. год ЦТП-1 2.4444
ЦТП-2 1.6279
ЦТП-3 0.9774
5 Экономия денежных средств на топливо ПВК, мн. руб.
ЦТП-1 0.493
ЦТП-2 0.268
ЦТП-3 0.197
6 Общая экономия от применения ТНУ, мн. руб.
ЦТП-1 2.9374
ЦТП-2 1.8959
ЦТП-3 1.1744
7 Капвложения в ТНУ, мн. руб. ЦТП-1 10.2
ЦТП-2 6.8
ЦТП-3 4.2
8 Срок окупаемости, лет ЦТП-1 3.47
ЦТП-2 3.59
ЦТП-3 3.58
Как следует из Таблицы 3, реализация варианта с трансформацией температурного графика позволит снизить срок окупаемости до 3,5 - 3,6 лет, что меньше по сравнению со сроком окупаемости в варианте сохранения неизменной температуры прямой сетевой воды. Несомненно, что рассматриваемый вариант применения ТНУ представляется более привлекательным как для потребителя (бюджета города), так и для производителя - Нерюнгринской ГРЭС. Здесь
уместно отметить, что допонительный эффект от экономии топлива рассчитывася исходя из работы пиковых водогрейных котлов (ПВК) в соответствии с длительностью стояния температуры наружного воздуха в пределах 3811 часов в году. Имеется в виду, что в этот период температурный график теплоснабжения обеспечивается только за счет включения в работу ПВК при низких температурах наружного воздуха.
Выпоненное исследование позволяет сделать следующие выводы;
1. Согласно Энергетической стратегии России в процессе теплофикации и когенерации будет возрастать конкуренция на основе роста доли независимых от акционерных обществ энергетики и электрификации производителей электрической и тепловой энергии.
2. Однако на пути развития независимых производителей электрической и тепловой энергии существует ряд нерешенных проблем. Это, прежде всего, проблема недискриминационного доступа к электрической сети РАО ЕЭС России, развития электрических сетей с целью обеспечения выдачи мощности независимых производителей. Для этого целесообразно разработать механизм долевого участия независимых производителей в развитии электрической сети.
3. Независимые производители энергии взаимодействуют с субъектами испонительной власти в регионах по вопросам использования земли, влияния предприятия на окружающую среду, размещения объектов строительства и использования топлива. Необходимо включение независимых производителей в перспективный баланс электрической и тепловой энергии региона
4. С учетом вышеизложенного предлагается разработать следующие нормативно-правовые акты по экономическому механизму стимулирования выработки электрической и тепловой энергии независимыми производителями:
1) Прогноз по региону потребности в энергии; формирование условий по привлечению независимых производителей к поставкам энергии внешним потребителям.
2) Долевое финансирование капстроительства регионом (регионами), пропорциональное доле отпуска электроэнергии независимыми производителями для нужд региона (регионов).
3) Компенсация из бюджета региона (регионов) ущерба для независимых производителей при отказе от использования ранее согласованных с регионом
введенных мощностей независимых производителей из-за просчетов регионов в оценках потребности электроэнергии для нужд региона (регионов).
4) Согласование с региональными властями на стадии разработки проектов капитального строительства независимых энергоисточников: влияния сооружаемого генерирующего источника на окружающую среду в регионе; объема вводимых генерирующих мощностей с пропускной способностью сетей; объемов электро- и теплоэнергии, поставляемой на региональный рынок электро- и тепловой энергии; объемов необходимого топлива.
5) Разработка Закона о ранжировании независимых потребителей электрической и тепловой энергии по условиям доступа к сети и требований к независимым производителям по соблюдению условий и режимов работы Единой энергосистемы России.
5. Предложена методика расчета экономического эффекта от применения независимых производителей тепла - теплонасосных установок (ТНУ) в системе муниципального теплоснабжения г. Нерюнгри и посека Серебряный Бор для утилизации низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды (ОСВ) Нерюнгринской ГРЭС (НГРЭС) и сточных вод канализационно-очистительной станции (КОС) в г. Нерюнгри, Республика Саха (Якутия).
Учитывая огромные затраты бюджетных средств в системе ЖКХ и социальной сфере, все большее значение приобретает вовлечение в технологический цикл теплоснабжения нетрадиционных источников энергии. К таковым относится низкопотенциальные источники теплоты (НПТ), позволяющие с помощью теплонасосной технологии вовлечь их в систему теплоснабжения.
6. Диссертант принимал участие в разработке методики и вводе в промышленную эксплуатацию системы с применением теплонасосных установок муниципальной энергетики г. Нерюнгри и посека Серебряный Бор, получающих обратную сетевую воду Нерюнгринской ГРЭС.
Срок окупаемости от внедрения ТНУ при ЦТП КОС г. Нерюнгри составит 6-7 лет (без учета эффекта экономии топлива на Нерюнгринской ГРЭС) и 4 года с учетом эффекта экономии топлива, обусловленного применением ТНУ. Срок окупаемости от внедрения трех теплонасосных установок в посеке Серебряный Бор составляет около 4 лет с учетом эффекта экономии топлива.
По теме диссертации опубликованы:
1. Тарасов О.В. Анализ существующего состояния производства электрической и тепловой энергии независимыми энергопроизводителями в России и зарубежных странах // Тарифное регулирование и экспертиза, №4,2004,0,8 п.л.
2. Тарасов О.В. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года и масштабы развития независимых генерирующих источников энергии // Правила игры, №5,2004,0,8 п.л.
3. Тарасов О.В. О совершенствовании нормативно-правовой базы для стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями // Правила игры, №6,2004,0,4 п.л.
4. Тарасов О.В. Экономическая эффективность взаимодействия независимых производителей тепла и Нерюнгринской ГРЭС // Правила игры, №6,2004,0,8 п.л.
Соискатель
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Тарасов, Олег Владимирович
Введение.
Глава 1. Анализ существующего состояния производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями в России и за рубежом.
1.1. Основные перспективы и проблемы развития электроэнергетики.
1.2. Структура собственности электроэнергетики.
1.3. Анализ существующего состояния производства электрической и тепловой энергии независимыми энергопроизводителями.
1.4. Проблемы и перспективы малой энергетики в России и зарубежных странах.
1.5. О рынке малой энергетики.
1.6. Теплоснабжение в жилищно-коммунальном хозяйстве.
1.7. Энергетические установки для производства энергии независимыми энергопроизводителям.
1.8. Нормативно-правовая база создания мини-ТЭЦ и опыт международного сотрудничества в этой области.
Глава 2. Методические положения по оценке эффективности и разработке экономического механизма стимулирования независимых производителей электрической и тепловой энергии.
2.1. Повышение эффективности конкуренции в электроэнергетике.
2.2. Основные направления государственного регулирования увеличения выработки энергии независимыми производителями.
2.3. О передаче государственных пономочий по регулированию тарифов органам местного самоуправления для отдельных независимых производителей энергии.
2.4. Предложения по экономическому механизму стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями.
2.5. Проекты нормативно-правовых актов по экономическому механизму стимулирования развития независимых производителей электрической и тепловой энергии.
2.6. ТЭО развития собственной генерации в алюминиевой промышленности.
2.7. Обеспечение надежности и экономичности - главный критерий развития собственной генерации Газпрома.
2.8. Развитие собственных генерирующих мощностей г. Москвы на период до 2010 года
Глава 3. Экономический механизм взаимодействия независимых производителей тепла и Нерюнгринской ГРЭС.
3.1 Методика расчета характеристик системы теплоснабжения теплопотребителей КОС при использовании ТНУ.
3.2 Методика определения экономической эффективности применения ТНУ в системе теплоснабжения.
3.3 Обоснование технико-экономической эффективности использования ТНУ в системе теплоснабжения КОС.
3.4 Разработка расчетных схем теплоснабжения жилого посека Серебряный Бор с использованием теплонасосных установок на ЦТП.
3.5 Расчет и определение параметров и характеристик системы теплоснабжения пос. Серебряный Бор при использовании теплонасосных установок на ЦТП.
3.5.1 Расчет параметров системы теплоснабжения существующих ЦТП пос. Серебряный Бор при разных температурах стояния наружного воздуха.ПО
3.5.2 Расчет характеристик и показателей теплонасосных установок (ТНУ) при разных режимах их использования в системе теплоснабжения пос. Серебряный Бор
3.5.2.1. Режим работы ТНУ с температурой прямой сетевой воды в соответствии исходным температурным графиком.
3.5.2.2. Режим работы ТНУ со снижением температуры прямой сетевой воды в соответствии с трансформацией температурного графика на величину захолаживания температуры потока обратной сетевой воды.
3.5.2.3. Расчет характеристик ТНУ в режиме горячего водоснабжения.
3.5.3 Расчет теплогидравлических параметров ЦТП-1 с ТНУ при независимой схеме подключения отопительной нагрузки.
Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономический механизм стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями"
В диссертационном исследовании рассматриваются вопросы разработки экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями и их обоюдовыгодного взаимодействия с организациями централизованного энергоснабжения.
Актуальность темы
В Энергетической стратегии России на период до 2020 года отмечается:
Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших тепловых электростанций с парогазовыми, газотурбинными установками и другими современными технологиями.
Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые тепловые электростанции, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в тепловые электростанции малой мощности.
В результате в процессе теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от акционерных обществ энергетики и электрификации производителей электроэнергии и тепла, возрастет конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.
Стратегия развития электроэнергетики России ориентирована на концепцию экономического развития страны с темпами роста валового внутреннего продукта 5-6% в год и соответствующим ростом выработки электроэнергии с 892 мрд. кВтч в 2002 году до 1015-1070 мрд. кВтч в 2010 году и до 1215-1365 мрд. кВтч в 2020 году.
Наряду с прогнозируемым ростом нагрузок остро стоит проблема стремительного старения находящегося в эксплуатации оборудования. Объем генерирующих мощностей, выработавших свой ресурс к настоящему времени составляет 75 мн. кВт, в т.ч. на тепловых электростанциях - 52 мн. кВт. К 2015 году этот объем составит 131 мн. кВт или 76% всех генерирующих мощностей.
В России электроэнергетика теснейшим образом связана с теплоснабжением: на тепловых электростанциях производится более 60% электрической и почти 32% тепловой энергии, используемой в стране, при этом практически третья часть электроэнергии, производимой всеми тепловыми электростанциями, вырабатывается на теплофикационном (комбинированном) цикле.
Суровые климатические условия России предопределяют теплоснабжение как наиболее социально значимый и в то же время наиболее топливоемкий сектор экономики: в нем потребляется примерно 40% используемых в стране энергоресурсов, и более половины этих ресурсов приходится на коммунально-бытовой сектор. Прогнозируется рост производства тепловой энергии к 2010 году на 9-13% и в 2020 году - на 22-34%. При этом предусматривается рост реального потребления тепловой энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь при использовании высокого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.
Теплоснабжение в отличие от основных отраслей ТЭК не имеет единой технической, структурно-инвестиционной и организационно-экономической политики. Относительно прозрачны лишь системы централизованного теплоснабжения и в их числе Ч теплофикационные системы в составе акционерных обществ энергетики и электрификации.
Эффективность работы ТЭЦ общего пользования и ряда ГРЭС с большими объемами отпуска тепла во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в состав которых входят жилые районы. Большое количество котельных находится в муниципальной собственности или собственности предприятий. Индивидуальные котельные, встроенные в отапливаемые здания или пристроенные к ним, обычно являются собственностью хозяйствующих субъектов, которым принадлежат указанные здания.
К независимым производителям электрической и тепловой энергии обычно относят электростанции и котельные децентрализованного энергоснабжения, не входящие в состав акционерных обществ энергетики и электрификации. Это турбинные электростанции (блок-электростанции) промышленных предприятий и коммунальной энергетики, которые имели в 2002 г. мощность 9,1 мн. кВт или 4,2% общей установленной электрической мощности в России.
Согласно Корпоративному балансу ходинга РАО ЕЭС России на 2004 - 2008 гг., одобренному на заседании Правления ОАО РАО ЕЭС России от 12.12.2003 г., № 935/3п.31, в соответствии с требованиями государственных органов по снижению темпов роста среднеотпускного тарифа на электроэнергию до прогнозируемых темпов инфляции, его рост в период до 2008 года не дожен превысить 45% (с 77,3 руб./МВтч в 2003 г. до 112,3 руб./МВтч в 2008 г.). В этом случае в европейских энергообъединениях резерв мощности порядка 4 мн. кВт останется необеспеченным.
Поскольку рост тарифа на электроэнергию сверх уровня инфляции оказывает негативное воздействие на темпы роста ВВП и инфляцию, необходимо находить резервы для снижения стоимости электроэнергии путем привлечения конкурирующих источников энергии.
В этих условиях целесообразно использовать потенциал независимых производителей электрической и тепловой энергии, у которых стоимость электроэнергии будет значительно ниже тарифа на электроэнергию централизованного энергоснабжения.
Необходима разработка перспективных оптимальных балансов мощности и электроэнергии, включающих генерирующие источники централизованного энергоснабжения и независимых производителей. Это позволит избежать дефицита мощностей и обеспечит снижение стоимости электроэнергии.
Стимулирование развития независимых производителей электрической и тепловой энергии является одним из главных направлений развития конкуренции в электроэнергетике. Сооружение собственных электростанций и котельных крупными промышленными предприятиями, коммунальной энергетикой городов заставляет РАО ЕЭС России снижать затраты на производство энергии. В противном случае этому ходингу придется снижать производство энергии, что приведет к росту условно-постоянных затрат в расчете на единицу энергии (один кВт.ч или одну Гкал).
Особенно обострилась конкуренция на рынке тепла. Котельные предприятий и коммунальной энергетики часто являются более эффективными, чем ТЭЦ РАО ЕЭС России.
Однако на пути развития независимых производителей электрической и тепловой энергии существует ряд нерешенных проблем. Это, прежде всего, проблема недискриминационного доступа к электрической сети РАО ЕЭС России, развития электрических сетей с целью обеспечения выдачи мощности независимых производителей. Для этого целесообразно разработать механизм долевого участия независимых производителей в развитии электрической сети.
Целью диссертационного исследования является разработка методических рекомендаций по формированию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями и их обоюдовыгодного взаимодействия с организациями централизованного энергоснабжения. Для достижения этой цели в работе решались следующие задачи:
- системное исследование процессов и механизмов развития независимых производителей электрической и тепловой энергии;
- исследование и анализ экономических механизмов взаимодействия независимых производителей и организаций централизованного энергоснабжения;
- анализ состояния и проблем нормативно-правового обеспечения стимулирования развития независимых производителей электрической и тепловой энергии;
- разработка методических рекомендаций по формированию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями;
- анализ опыта применения экономического механизма взаимодействия муниципального теплоснабжения (теплонасосной установки) и Нерюнгринской ГРЭС.
Объект исследования:
Экономические отношения между независимыми производителями электрической и тепловой энергии и организациями централизованного энергоснабжения.
Предмет исследования:
Организационно-экономические механизмы стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями.
Теоретическая и методологическая основа исследования базируется на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых, посвященных проблемам развития независимых производителей электрической и тепловой энергии.
Работа основывалась на законодательной и нормативно-правовой базе Российской Федерации, регламентирующей деятельность независимых производителей электрической и тепловой энергии, а также регулирующей деятельность национальных и региональных монополий в сфере энергоснабжения.
Научную новизну имеют следующие основные результаты, полученные в ходе диссертационного исследования и составляющие предмет защиты: подготовлены методические рекомендации по формированию экономического механизма взаимовыгодных отношений между независимыми производителями энергии и организациями централизованного энергоснабжения;
- обоснована необходимость прогнозирования совместного развития независимых производителей энергии и централизованного энергоснабжения;
- разработана методика расчета экономического эффекта от применения в системе теплоснабжения независимых производителей тепла на примере теплонасосных установок (ТНУ) г. Нерюнгри Республики Саха (Якутия);
- разработан экономический механизм взаимодействия теплонасосных установок муниципальной энергетики и Нерюнгринской ГРЭС.
Достоверность результатов работы подтверждается данными Госкомстата РФ и Минпромэнерго РФ.
Практическая значимость исследования заключается в том, что разработанные методические подходы и рекомендации по совершенствованию экономического механизма стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями направлены на развитие конкуренции на рынках электрической и тепловой энергии, снижение стоимости электрической и тепловой энергии и обеспечение гарантированной надежности энергоснабжения потребителей.
Реализация и апробация результатов работы.
Результаты работы были применимы при реализации системы взаимодействия независимых производителей - тепловых насосов в муниципальной энергетике и Нерюнгринской ГРЭС в г. Нерюнгри Республики Саха (Якутия) в 2003-2004 гг. Основные результаты работы докладывались автором на заседании секции экономики регионов и отраслей народного хозяйства Ученого Совета ФГУП Институт микроэкономики, на V региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов г. Нерюнгри 27 марта 2004 г., на II научно-практической конференции Якутского гос. университета Пути решения актуальных проблем добычи и переработки полезных ископаемых в южной Якутии, г. Нерюнгри, 19-21 октября 2004 г.
По теме диссертационного исследования опубликовано 4 работы общим объемом 2,8 п.л., в том числе лично автором 2,8 п. л.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы, содержит 140 страниц машинописного текста, включая 11 таблиц и 10 рисунков.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Тарасов, Олег Владимирович
Заключение
1. Согласно Энергетической стратегии России в процессе теплофикации и когенерации будет возрастать конкуренция на основе роста доли независимых от акционерных обществ энергетики и электрификации производителей электрической и тепловой энергии.
2. Однако на пути развития независимых производителей электрической и тепловой энергии существует ряд нерешенных проблем. Это, прежде всего, проблема недискриминационного доступа к электрической сети РАО ЕЭС России, развития электрических сетей с целью обеспечения выдачи мощности независимых производителей. Для этого целесообразно разработать механизм долевого участия независимых производителей в развитии электрической сети.
3. Независимые производители энергии взаимодействуют с субъектами испонительной власти в регионах по вопросам использования земли, влияния предприятия на окружающую среду, размещения объектов строительства и использования топлива. Необходимо включение независимых производителей в перспективный баланс электрической и тепловой энергии региона.
4. С учетом вышеизложенного предлагается разработать следующие нормативно-правовые акты по экономическому механизму стимулирования выработки электрической и тепловой энергии независимыми производителями.
1) Прогноз по региону потребности в энергии; формирование условий по привлечению независимых производителей к поставкам энергии внешним потребителям.
2) Долевое финансирование капстроительства регионом (регионами), пропорциональное доле отпуска электроэнергии независимыми производителями для нужд региона (регионов).
3) Компенсация из бюджета региона (регионов) ущерба для независимых производителей при отказе от использования ранее согласованных с регионом введенных мощностей независимых производителей из-за просчетов регионов в оценках потребности электроэнергии для нужд региона (регионов).
4) Согласование с региональными властями на стадии разработки проектов капитального строительства независимых энергоисточников: влияния сооружаемого генерирующего источника на окружающую среду в регионе; объема вводимых генерирующих мощностей с пропускной способностью сетей; объемов электро- и теплоэнергии, поставляемой на региональный рынок электро- и тепловой энергии; объемов необходимого топлива.
5) Разработка Закона о ранжировании независимых потребителей электрической и тепловой энергии по условиям доступа к сети и требований к независимым производителям по соблюдению условий и режимов работы Единой энергосистемы России.
5. Предложена методика расчета экономического эффекта от применения независимых производителей тепла - теплонасосных установок (ТНУ) в системе муниципального теплоснабжения г. Нерюнгри и посека Серебряный Бор для утилизации низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды (ОСВ) Нерюнгринской ГРЭС (НГРЭС) и сточных вод канализационно-очистительной станции (КОС) в г. Нерюнгри, Республика Саха (Якутия).
Учитывая огромные затраты бюджетных средств в системе ЖКХ и социальной сфере, все большее значение приобретает вовлечение в технологический цикл теплоснабжения нетрадиционных источников энергии. К таковым относится низкопотенциальные источники теплоты (НПТ), позволяющие с помощью теплонасосной технологии вовлечь их в систему теплоснабжения.
6. Диссертант принимал участие в разработке методики и вводе в промышленную эксплуатацию системы с применением теплонасосных установок муниципальной энергетики г. Нерюнгри и посека Серебряный Бор, получающих обратную сетевую воду Нерюнгринской ГРЭС.
Срок окупаемости от внедрения ТНУ при ЦТП КОС г. Нерюнгри составит 6-7 лет (без учета эффекта экономии топлива на Нерюнгринской ГРЭС) и 4 года с учетом эффекта экономии топлива, обусловленного применением ТНУ. Срок окупаемости от внедрения трех теплонасосных установок в посеке Серебряный Бор составляет около 4 лет с учетом эффекта экономии топлива.
Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Тарасов, Олег Владимирович, Москва
1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утв. Распоряжением Правительства РФ 28 am уста 2003 г., №.
2. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г., № 526.
3. Об электроэнергетике. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г., № 35-Ф3.
4. Исследование илияния направлений реформирования электроэнергетики России на устойчивость и эффективность функционирования и развития экономической и социальной сфер (этап 1). Научно-исследовательский отчет // Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002 г., 141 стр.
5. Масленников В.М. Как выводить российскую энергетику из кризиса // Энергия. -2001.-№6, стр. 2-6.
6. Васильев Ю.С., I лебов И.А., Демирчян К.С.и др. Предпосыки самодостаточного развития электроэнерге:ики России // Изв. РАН. Энергетика. 2001 г., № 3, стр. 3-32.
7. Платонов В.В. П';ли и пути реструктуризации энергетики // М.: ИБРАЭ РАН, 2000 г., 17 стр. Препринт ИЬРАЭ РАН № IBRAE-2001-10.
8. Материалы международного форума по вопросам энергетики и окружающей среды // Петрозаводск, и;онь 1999 г.
9. Материалы .--кегодной международной научно-практической конференции Малая энергетика 2002 // Москва, 19 ноября 2002 г.
10. Беликов А. Энергетика без альтернативы? // Выпуск № Ю (180), 2002 г.
11. Hunt S., Shuttleworthg G. Competition and Choice in Electricity // Wiley, Chichester, England, 1996 r.
12. Shiow-Ying Wen, John Tschirhart. Non Utility Power. Alternative Regulatory Regimes and Stranded Investment Journal of Regulatory Economics, v. 12, 1997, p. 291-310.
13. Джангиров B.A., Баринов B.A. Структуры управления и рыночные отношения в электроэнергетике // Электрические станции. 2001. - №5. - С. 2-18.
14. Hyman L.S. Transmission, Congestion, Pricing, and Incentives // IEEE Power Engineering Review. 1999. - Vol. 19. - № 8. - P. 4-10.
15. Паламарчук С.И. Энергетический кризис в Калифорнии / Научная записка, ИСЭМ СО РАН, 2001, 13 стр.
16. A California Scorecard // IEEE Spectrum. 2001. - Vol. 38. - № 8. - p. 29.
17. Sweet W. An Unnatural Rush to Natural Gas? // IEEE Spectrum. 2001. - Vol. 38. -№ l.-p. 83.
18. Sakarias W.P. The Future of Renewables in the New California Marketplace // IEEE Power Engineering Review. 1999. - Vol. 19. - № 1. - pp. 17-20.
19. Povh D. The Future of Power Systems // Computer Application in Power. 2000. -Vol. 13. -№ 4. - pp. 10-12.
20. Никифоров В. Малая энергетика подрастает// Нефтегазовая вертикаль, 2001 г.
21. Файбисович Д.Л. Показатели развития мировой ветроэнергетики за последние годы // Энергетика за рубежом. 2002. - Вып. 3. - С. 34-36.
22. Microturbine Shipments Surged in 2000 // IEEE Power Engineering Review. 2001. -Vol. 21.-№ 6.-p. 56.
23. Роговский E.A. Микрогенерация. О рынке электроэнергии США // ТЭК. 2001. -№ 3. - С. 87-88.
24. Amon A. Experience from the Hungarian Privatization // Presented at Central European University Summer Course "Energy Policy for Economies in Transition: (De)Regulation for Development and the Environment", Budapest, Hungary, July 12-23, 1999.
25. Кузовкин А. И. Анализ проекта и концепции реструктуризации РАО ЕЭС России и альтернативные предложения. Вестник ФЭК России, № 7-12,2000 г.
26. Кузовкин А.И. Цели реформирования электроэнергетики: конкуренция или надежность // Проблемы прогнозирования, № 2, 2004 г.
27. Кузовкин А.И. Прогноз цен на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии на 2005 2010 годы // Тарифное регулирование и экспертиза, № 3, 2004 г., стр. 43-46.
28. Шамис Ю.Л. Основные результаты и перспективы реформирования мировой электроэнергетики // Энергетика за рубежом. Выпуск 2, 2002 г., стр. 6-7.
29. Радыгин А., Синельников-Мурылев С., May В. и др. Развитие российского финансового рынка и новые инструменты привлечения инвестиций //- М.: ИЭПП, 1998 г., Ссыка на домен более не работаетcontens.htm
30. Два типа финансовых систем: за и против // Эксперт, №38, 1999 г.
31. Конопляник А.А. Иностранные кредиты российской энергетике: от дефицитного к проектному финансированию // Энергия, №5, 1994 г., стр. 10-16.
32. Шохина Е. Европейский банк уточняет свою стратегию в России // Эксперт, №14, 1996 г., стр. 18.
33. Financing Worldwide Electric Power: Can Capital Markets do the job? // Resource Dynamics Corporation, 1996, Final report under Contract DE-AC01-92FE62489, 147 p.
34. Электроэнергетика Китая // Энергетика за рубежом, 2000 г. Сигнальный выпуск, стр. 9.
35. Что такое Эксимбанк США // Эксперт, №4, 1996 г., стр. 31.
36. Новости об электроэнергетике Китая // Энергетика за рубежом, 2002 г., Выпуск 2, стр. 47.
37. Кокшаров А. Инвестиции идут на Восток // Эксперт, №43, 2001 г., стр. 52.
38. Конструктор для финансиста // Эксперт, №38, 1999 г.
39. Jardini J.A., Ramos D.S., Martini and other. Brazilian Energy Crisis // IEEE Power Engineering Review, April 2002, Vol. 22, № 4, pp. 21-24.
40. Rossillo-Calle F. and other. Privatization of the Brazilian electricity: opportunities and pitfalls // Int. J. Global Energy Issues, Vol. 17, № 3, 2002, pp. 266-281.
41. Ветер перемен на европейском рынке // Энергетика за рубежом, Выпуск 1, 2001 г., стр. 9-21.
42. Постановление Правительства г. Москвы №3-ПП от 13.01.2004 г. О развитии генерирующих мощностей в городе Москве.
43. Белоусенко И.В., Макеечев В.А. Развитие энергетической базы ОАО Газпром как этап реализации Энергетической стратегии России // Вестник ФЭК России, №4, 2003 г.
44. Концепция реформирования электроэнергетики // Доклад рабочей группы Национального инвестиционного совета. Рук. А.Д. Некипелов, М.- 2001 г., 59 стр.
45. Бохмат И. С. Реформирование электроэнергетики и алюминиевая промышленность // Доклад на открытом семинаре Экономические проблемы энергетического комплекса. Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, март 2004 г.
46. Инвестиционная программа РАО ЕЭС России на 2003- год сформирована на основе принципов, заложенных в основу реформы электроэнергетики. // Пресс-релизы РАО ЕЭС России, 11 декабря 2002 г., Ссыка на домен более не работаетp>
47. Обоснование экономической эффективности применения ТНУ в системе централизованного теплоснабжения г. Нерюнгри // ФГУП Институт микроэкономики -Научный отчет, 2003 г.
48. Разработка организационно-правовых механизмов и технико-экономических решений, стимулирующих производство электрической и тепловой энергии независимыми производителями // ФГУП Институт микроэкономики Научный отчет, 2004 г.
49. ТЭО использования тепловых насосных установок для отопления жилого осека Серебряный Бор за счет теплоты пруда-охладителя Нерюнгринской ГРЭС // ФГУП Институт Микроэкономики, Научный отчет, 2002 г.
50. Ольховский Т.Г., Тумановский А.Г. Автономов А.Б. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС Н Открытый семинар Экономические проблемы энергетического комплекса, ИНП РАН, 23 апреля 2003 г.
51. Материалы 2-го международного семинара Альтернативные источники энергии для предприятий // г. Костомукша, 16-17 октября 2002 г.
52. Автономов А.Б. Мировая энергетика // Электрические станции, № 5, 2003 г., стр. 55-64.
53. Логинова С. Утомленные стужей // Телеканал Московия, 27 ноября 2003 г.
54. Чуприн В. Жилищно-коммунальная хиромантия // Телеканал Московия, 3 ноября 2003 г.
55. Кормилицын В.И. Экологические аспекты сжигания топлива // М., изд-во МЭИ, 1998 г.
56. Тарасов О.В. Анализ существующего состояния производства электрической и тепловой энергии независимыми энергопроизводителями в России и зарубежных странах // Тарифное регулирование и экспертиза, №4,2004 г.
57. Тарасов О.В. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года и масштабы развития независимых генерирующих источников энергии // Правила игры, №5, 2004 г.
58. Тарасов О.В. О совершенствовании нормативно-правовой базы для стимулирования производства электрической и тепловой энергии независимыми производителями // Правила игры, №6,2004 г.
59. Тарасов О.В. Экономическая эффективность взаимодействия независимых производителей тепла и Нерюнгринской ГРЭС // Правила игры, №6,2004 г.
Похожие диссертации
- Экономический механизм стимулирования энергосберегающей деятельности промышленных предприятий
- Организационно-экономический механизм управления электропотреблением на промышленных предприятиях
- Организационно-экономический механизм функционирования жилищно-коммунального комплекса региона
- Методология формирования экономического механизма энергосбережения на базе использования вторичных энергетических и материальных региональных ресурсов
- Методы совершенствования экономического механизма управления теплоснабжением