А. Б. Богданов главный технолог зао «Сибкотэс»
| Вид материала | Документы |
- Оценка реологических свойств в штукатурных составах, 108.37kb.
- Должностная инструкция, 65.96kb.
- Протокол рассмотрения и оценки котировочных заявок заседания комиссии по размещению, 34.82kb.
- Отдел главного технолога, 182.05kb.
- Литература Х. Бугаяов, В. И., Богданов,, 64.1kb.
- П. Ю. Черников, В. В. Богданов, 1494.06kb.
- «Хлеб всему голова», 108.96kb.
- Последствия компьютеризации Богданов Дмитрий. Экспертное сообщение, 100.3kb.
- Орда Валерия Николаевича, Чернова Евгения Ивановича, Журикова Александра Федоровича., 28.23kb.
- Строительные нормы и правила, 4921.75kb.
Материалы к круглому столу Сибирской Энергетической Ассоциации
«О проблемах обеспечения инвестирования тепловой энергии на угле в Сибирском регионе и возможности их решения с участием заинтересованных компаний и научно-исследовательских институтов Сибирского региона»
28 мая 2008года г. Новосибирск
Негативное влияние перекрестного субсидирования в теплоэнергетике на оценку эффективности угольных ТЭЦ
А.Б.Богданов - главный технолог ЗАО «СибКОТЭС»
Слайд №1
| В последний день своей работы, 6 мая 2008года, уходящее правительство Российской Федерации Зубкова рассмотрело вопрос о поэтапном росте цен до 2011года на электроэнергию в 2,23 раза, на газ до 2,275раз в том числе: | ||||
| | Рост цены на газ | Рост цены на электроэнергию | ||
| | за год % | с нарастанием | за год % | с нарастанием |
| 2008 год | - | - | 14% | 1.14 |
| 2009 год | 25% | 1,25 | 25% | 1,43 |
| 2010 год | 30% | 1,63 | 25% | 1,78 |
| 2011 год | 40% | 2,28 | 25% | 2,23 |
Слайд №2
До 2011-2015года опережающий рост цены на газ по сравнению с ростом цены на твердое ожидается на уровне 1.6-1,9 раза и является основной движущей силой к пересмотру энергетического баланса в сторону высвобождения газа и обратному переводу ТЭЦ с газа на твердое топливо.
Слайд №3
- Резерв по теплу от ТЭЦ города Омска составляет более 1500Гкал/час
- Несмотря на резерв по теплу более 1500Гкал/час за период 2004-2007гг произошло отключение тепловых потребителей более чем на 560Гкал/час от тепловых сетей и ТЭЦ Омского филиала ТГК-11
- Средства инвесторов вкладываются не в «размораживание» существующих запертых тепловых и электрических мощностей, а в строительство более 8÷12котельных работающих на газе.
- Ущерб для конечных потребителей тепловой и электрической энергии от нерационального сжигания газа в котельной составляет более 80% от годового расхода топлива.
- Отсутствие квалифицированного анализа маржинальных издержек при потреблении (именно потреблении, а не производстве) тепловой и электрической энергии на угольной ТЭЦ, приводит к потере до 2,6 млн.тут/год (43% от суммарного расхода топлива на Омский регион, с учетом расхода топлива на конденсационную выработку ЭЭ поступающую с перетоком ЭЭ)
Слайд №4
- Переключение потребителей от котельных к теплофикационным оборам позволяет получить тепло от угольных ТЭЦ с затратами топлива в 3÷4 раза ниже чем на котельной Прирост топлива на паротурбинной угольной ТЭЦ составляет 25÷45 к.у.т./Гкал против прироста 165кг/Гкал/час на газовой котельной.
- Рынок электрической энергии необходимо завоевывать через потребителей тепловой энергии обеспечивающих производство ЭЭ по теплофикационному способу производства.
Слайд №5
- Перерасход топлива при раздельном способе энергоснабжения теплом от котельных и электроэнергией составляет до 7÷66% от расхода топлива на ТЭЦ в зависимости от параметров пара. Газ экономически возможно сжигать только в ПГУ с выработкой на тепловом потреблении 1,5-1,8 мВт/Гкал, где экономия топлива достигает до 65% .
- Пылеугольные ТЭЦ обеспечивают экономию топлива до 40÷48%
- Мини-ТЭЦ с низким давлением газа обеспечивают экономию топлива не выше 25%
Слайд №6
- Экономически выгодно, чтобы пылеугольная ТЭЦ и газовая котельная работали в единой технологической схеме. Чем выше параметры острого пара на ТЭЦ и чем ниже температура сетевой воды тем выгоднее производить тепло на ТЭЦ. Пылеугольная ТЭЦ должна отпускать базовое тепло с температурой не выше 100÷110 градусов. Газовая котельная тоже нужна в совместной работе с пылеугольной ТЭЦ но она должна работать в пиковой части и догревать от 110 до 150°С.
Слайд №7
- Потребляя сбросное тепла от ТЭЦ в 10÷12 раз больше, чем потребляется электроэнергия, каждый житель города Омска, Новосибирска обеспечивают субсидирование электроэнергии для 7.9 жителей области с меньшими затратами топлива в 2, 2 раза.
Слайд №8
- Парогазовые установки обеспечивают субсидирование для 17,9 человек в области. Мини ТЭЦ субсидируют только для 2,8 человек
- Однако при этом жители и потребители отработанного тепла от ТЭЦ не имеет никакой выгоды в снижении тарифов, и поэтому они строят собственные котельные.
Слайд №9
Экономически оправданное распределение нагрузок между пылеугольной ТЭЦ и газовыми котельными определяется только климатическими характеристиками.
- Так для Омска и Новосибирска пылеугольная ТЭЦ работающая в базе не должна брать нагрузку более 60% мощности отопительной нагрузки города, при этом годовой отпуск тепла от пылеугольной ТЭЦ будет не меньше 91% .
- Газовая котельная должна иметь мощность не более 40%, при этом годовой отпуск тепла составит не более 9%.
- Число часов использования максимума нагрузок по климатическим показателям должно быть не менее 3740час/год против, фактической величины 1200÷2500час/год
Слайд №10
- Существующие сегодня утвержденные нормативные методы анализа издержек не отвечают технологии производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ. Необходимо в порядке эксперимента на примере одной из ТЭЦ и энергосистемы рассчитать маржинальных издержек для 39 видов товаров и услуг от ТЭЦ, ГРЭС, электрических и тепловых сетей
Слайд № 11
- На примере 9 видов энергетической продукции ТЭЦ необходимо с привлечением института экономики Энергетики подготовить «пионерскую» аналитическую записку с предложения по изменению методов анализа и порядку ценообразования на основе маржинальных издержек.
Слайд №12
- Главнейшей проблемой, не позволяющей осуществлять эффективное инвестирование в угольную энергетику является скрытое (технологическое) перекрестное субсидирование. Это: а) электроэнергии за счет тепловой энергии, б) мощности за счет энергии, с) раздельного производства тепловой и электрической энергии за счет комбинированного производства на ТЭЦ. Всего существует 10 видов перекрестного субсидирования приводящих к потере 40% топлива сжигаемого на ГРЭС, или 80% топлива сжигаемого на котельных. Отсутствие квалифицированного анализа маржинальных издержек при потреблении (Именно при потреблении, а не производстве) тепловой и электрической энергии на угольной ТЭЦ, приводит к потере до 2,6 млн.тут/год или 43% от суммарного расхода топлива на Омский регион, с учетом расхода топлива на конденсационную выработку ЭЭ поступающую с перетоком ЭЭ. Смотри слайд №3
Слайд №13
- Соотношение на рынке электроэнергии Европейских цен к Российским показывает о 3÷7 кратной разнице цен. В России – 9,91евро/мВтч против 27÷77евро/мВтч.
- Первой главной причиной столь заниженной цены является перекрестное субсидирование цены цена газа на внутри российском рынке.
Слайд №14
- Вторая главной причиной заниженной цены – субсидирование потребителей электроэнергии за счет потребителей тепловой энергии от ТЭЦ при комбинированном производстве энергии
Предложение для включения в решение круглого стола.
- На основе технико-экономических показателей работы одного из филиалов ТГК-11, МРСК Сибири, промышленного предприятия Сибирской Ассоциации произвести пример расчет размеров перекрестного субсидирования и подготовить предложения по разработке инструкции (методических указаний) по определению объемов скрытого технологического субсидирования, для последующего ее обсуждения и представления в регулирующих органах.
Отв. ЗАО СибКОТЭС, ТГК-11, МРСК Сибири, декабрь 2008г
Приложение:
- Слайды №1-14