Размещено на http://www.allbest.ru/

РУП «БелНИПИэнергопром»

Яковлев Б.В., профессор, заведующий сектором

Минск

В нашей климатической зоне системы теплоснабжения занимают важное место. Они расходуют более половины первичных энергоресурсов. Им присущи массовость, пронизывающая все сферы жизнедеятельности страны, большое техническое разнообразие, сильная зависимость от вида потребляемых первичных энергоресурсов и влияние на экологию окружающей среды. В условиях перехода к рыночной экономике системы теплоснабжения все больше находятся в поле экономических интересов практически всех производств и слоев населения. Не обеспечив экономичной работы и надлежащего развития этих систем, невозможно добиться рационального использования энергоресурсов.

Одним из эффективных направлений топливосбережения в энергоснабжении потребителей была и остается теплофикация - комбинированное производство электрической и тепловой энергии при минимальном расходе топлива.

Однако подходы к выбору зон теплоснабжения и мощности энергоустановок в новых экономических условиях существенно меняются, поскольку бывшая идеология формирования систем теплофикации и теплоснабжения с тенденцией максимального их укрупнения не всегда состоятельна как с точки зрения привлечения инвестиций для создания крупных систем энергоснабжения, так и эффективности их использования. Сегодня, наряду с системами централизованного теплоснабжения (ЦТ) на базе крупных и средних ТЭЦ и котельных, при определенных условиях оправданными являются также системы децентрализованного теплоснабжения (ДЦТ) коммунального и промышленного назначения на базе малых и мини-ТЭЦ и котельных, т.е. существует функционально и экономически оптимальное соотношение централизованных, децентрализованных и индивидуальных производителей теплоэнергии, и условий ее транспортировки до потребителей [1, 2, 3].

В структуре систем теплоснабжения важную роль играют наиболее экономичные теплофикационные системы, включающие ТЭЦ разных типов: паротурбинные, газотурбинные, парогазовые (рис.1). И если в ЦТ они исторически традиционны и достигли определенного технологического и технического совершенства, то в ДЦТ они стали появляться в последние годы как конкуренты централизованным теплоисточникам.

Технический прогресс коснулся и некомбинированных теплоисточников. Паровые и водогрейные котельные оборудуются более совершенными и экономичными агрегатами, имеющими минимальный выход вредных веществ. В ДЦТ возможно развитие компактных энергоустановок в виде модулей, применение высокоэффективных теплогенераторов на различных видах топлива для отопления производственных помещений, использование транспортабельных теплоисточников типа энергопоездов и т.п.

Наряду с разделением систем ЦТ и ДЦТ по формальным и организационным признакам, объективно существуют три зоны их экономического соотношения в покрытии прироста тепловой на грузки AQ (рис. 2):

* зона явных экономических преимуществ ЦТ (1 зона), где З_цт<Ц_тэ<З_дцт;

* зона взаимной экономической конкуренции ЦТ и ДЦТ (2 зона), где З_цт<З_дцт<Ц_тэ;

* зона явных экономических преимуществ ДЦТ (3 зона), где З_дцт<З_цт.

В соответствии с этим ДЦТ разделяется на две категории: зоны ДЦТ, существование которых обусловлено техническими и технологическими условиями, и зоны ДЦТ, существование которых вызвано экономическими взаимоотношениями энергосистемы с потребителями теплоты и, прежде всего, установленными ценами на энергоносители.

Выбор типа систем теплоснабжения - централизованной или децентрализованной - зависит от величины и плотности тепловых нагрузок, а так же от совокупности технических, экономических, экологических, градостроительных, социальных, санитарно-гигиенических и эксплуатационных факторов. Поэтому вопрос обоснования новых систем теплоснабжения прежде всего актуален и более труден для городов, где сложились и функционируют крупные централизованные системы теплофикации и теплоснабжения. Для остальных случаев, как правило, имеется полная экономическая и техническая свобода выбора типа системы энергоснабжения.

Оценка технико-экономической эффективности системы теплоснабжения должна проводиться исходя из реалий складывающейся рыночной экономики с использованием, например, рассматриваемых далее методик.

С переходом к рыночной экономике коренным образом меняются цели и методология экономических обоснований технических решений, что учитывает разработанная БелНИПИэнергопромом методика [3]. Возможны следующие принципы экономического обоснования и выбора систем теплоснабжения.

В случаях, когда нет экономической конкуренции между теплоснабжающими системами, т.е. когда учет отпускных цен на теплоту не меняет характера принимаемых решений в выборе системы - централизованная или децентрализованная, критерием выбора варианта теплоснабжения могут быть суммарные затраты за расчетный период, обусловленные лишь техническим, технологическим и экологическим преимуществом системы теплоснабжения. При этом экономический эффект выражается экономией суммарных затрат по отношению к альтернативному варианту теплоснабжения, что не противоречит рыночному принципу расчета по прибыли, т.к. экономия затрат является составной частью прибыли.

При наличии экономической конкуренции, когда выбор системы теплоснабжения зависит от цен и тарифов на теплоту, критерием в экономических обоснованиях принимается чистая прибыль с учетом действующей системы налогообложения. В этом случае на результаты расчета оказывают влияние не только технические, технологические и экологические преимущества теплоснабжающей системы, но и конъюнктура цен на реализуемую теплоэнергию.

Экономический эффект теплоснабжающей системы, в чем бы он не проявлялся, должен учитываться в суммарных затратах на теплоснабжение. Прежде всего, это касается комбинированных теплофикационных систем, энергетический эффект (экономия топлива) в которых должен относиться на отпускаемую тепловую и электрическую энергию.

Экономическое обоснование систем ЦТ и ДЦТ по критерию суммарных затрат. В соответствии с [4] суммарные затраты за расчетный период рекомендуется определять по выражению

Анализ показывает, что из всех применявшихся в прошлом методов экономического сравнения вариантов по критерию затрат для условий рыночной экономики наиболее подходит метод суммарных затрат за расчетный период с дисконтированием их к базовому году. При этом наиболее полно реализуется основное требование рыночной экономики - учет упущенной выгоды в процессе принятия решения.

Поэтому формулу (1) можно принять для обоснования систем теплоснабжения в условиях рынка со следующими изменениями:

* вместо абстрактного коэффициента приведения Е следует принять среднюю норму прибыли по величине банковского процента на капитал - а [2, 5];

* упущенную выгоду при альтернативном использовании средств следует не вычитать, а прибавлять к суммарным затратам. Для этого необходимо ограничить выбор базового года приведения затрат и в качестве него следует принимать конечный год расчетного периода Т_р. Тогда формула для расчета суммарных затрат в условиях рыночной экономики примет вид:

Экономическое обоснование систем ЦТ и ДЦТ по критерию чистой прибыли. Сущность методологии обоснования инвестиционных проектов [2, 6] сводится к тому, что критерием оценки эффективности вложения инвестиций в проект может быть чистая прибыль за период существования проекта, дисконтированная к расчетному году и именуемая чистой текущей стоимостью (ЧТС). ЧТС определяется как стоимость, получаемая путем дисконтирования, отдельно на каждый год, разности всех оттоков и притоков наличности, накапливающихся за период функционирования проекта при фиксированной, заранее определенной норме процента на капитал.

Целевой функцией экономического выбора варианта проекта является ЧТС рассчитывается по всем рассматриваемым вариантам инвестиционного проекта. Условием выбора экономически оправданного варианта служит ЧТС = max.

Система теплоснабжения - централизованная и децентрализованная - рассматривается как инвестиционный проект, позволяющий реализовать заданное количество теплоты потребителям по рыночным ценам.

В движении капитала (наличности) при существующем налогообложении в системах теплоснабжения в общем случае участвуют:

* доходы от продажи теплоэнергии - Д;

* собственные капвложения -;

* заемные капвложения -;

* акционерные капвложения -;

* погашения заемных капвложений -;

* проценты по заемному капиталу (проценты по кредиту) -;

* проценты по акционерному капиталу -;

* суммарные годовые издержки по системе теплоснабжения, включая затраты на топливо, эксплуатационное и ремонтное обслуживание, оплату за потребленную электроэнергию и выбросы в окружающую среду, но без учета отчислений на реновацию - И;

* налог, включаемый в себестоимость реализуемой теплоты -;

* налог на прибыль от реализации теплоты потребителям -

С учетом перечисленных составляющих движения наличности формула для определения дисконтированной чистой прибыли за расчетный период (ЧТС) с приведением к концу расчетного периода Т_p примет вид:

Экономически оправданными вариантами рассматриваемых систем теплоснабжения являются те, у которых (ЧТС)_Тр>0. Из них наиболее эффективным будет вариант с наибольшим положительным значением (ЧТС)_Тр=max.

Следует иметь в виду, что при централизованном финансировании иногда появляется необходимость в распределении капитальных вложений между системами теплоснабжения и их элементами, когда выделенных в данный момент средств на цели теплоснабжения недостаточно и требуется установить экономически обоснованную очередность в их представлении.

Общим экономическим критерием эффективности использования инвестиций является удельная прибыль, приходящаяся на единицу вложенных средств. Однако на практике оперативное определение этого показателя связано со значительными трудностями информационного и вычислительного характера. К тому же, если развитие теплоснабжающих систем экономически обосновано и однажды доказано, то нет необходимости в дополнительном определении их экономической эффективности при выделении части капвложений на промежуточных этапах.

Для этой цели используется более простой частный критерий эффективного распределения капитальных вложений, основанный на относительном приросте покрываемой тепловой нагрузки потребителей. Теоретической базой для применения названного критерия является хорошо известная энергетикам теория относительных приростов, применяемая для экономичного распределения тепловых и электрических нагрузок между параллельно работающими энергоисточниками и отдельными агрегатами. Тогда для каждой теплоснабжающей системы по ее технико-экономическим, нагрузочным и стоимостным показателям можно вычислить соответствующие отношения приростов покрываемых тепловых нагрузокк приростам капитальных вложений за принятые отрезки времени. Выстроив эти отношения в порядке их убывания, можно построить функциональную ступенчатую зависимость , являющуюся частной характеристикой эффективности использования капвложений в данной теплоснабжающей системе.

Если капвложения направляются не на новое строительство, а на поддержание мощности действующих теплоисточников, вместо прироста покрываемой тепловой нагрузки в расчет вводится возможное снижение мощности теплоисточника (если эти капвложения не будут сделаны). При такой постановке отдельно решается задача распределения централизованных капвложений между теплоснабжающими системами.

Проиллюстрируем использование предлагаемых методических подходов на примерах обоснования выбора вида систем теплоснабжения и эффективности инвестиций.

В последние годы все больше промышленных предприятий старается создать собственные индивидуальные теплоисточники. Поэтому рассмотрим два варианта теплоснабжения промпредприятия: покупка теплоэнергии в системе ЦТ и строительство своей котельной. Все расчеты производятся с позиции потребителя тепловой энергии.

В качестве собственного источника теплоснабжения принята районная котельная с 3 котлами ДЕ-16-14ГМ. Годовая суммарная нагрузка котельной определена с учетом расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной и потерь в сетях. Расчетный период принят 10 лет. Капвложения в строительство котельной составляют: первый год - 70%, второй год - 30%. Набор нагрузки котельной происходит в течение 2 лет и в первый год она составляет 60% от расчетной. Цена топлива принята 75 долл. США/т у.т., цена покупной электроэнергии - 0,05 долл. США/кВт*ч. Плата за выбросы принята в соответствии с классом опасности: 2 класс (NO₂),

3 класс (NO, SO₂). Отпускная цена теплоты предприятиям в системе ЦТ принята по фактической средней величине за последние годы в Белорусской энергосистеме при перекрестном субсидировании - 25 долл. США/Гкал. Кредит на 5 лет составляет 50% от необходимых инвестиционных расходов. Плата за кредит предусмотрена со второго года.

Расчеты представлены: в табл. 1 - расчет суммарных дисконтированных затрат, в табл. 2-расчет ЧТС.

Оба расчета показывают обоснованность строительства в нынешних экономических условиях собственной котельной предприятия при достаточной положительной эффективности для инвестора.

В случае рассмотрения варианта с установкой в котельной промпредприятия малой противодавленческой турбины расчет ведется аналогичным образом с учетом дополнительных капвложений в турбину и затрат на производство электроэнергии. В альтернативном варианте учитывается покупка в системе тепловой и электрической энергии. В расчете необходимо дополнительно учесть вложения в турбину и дополнительные затраты на производство электроэнергии. Однако свобода выбора варианта с установкой турбины для промпредприятия ограничивается необходимостью согласования: подключения к системе и продажи избыточной электроэнергии; обеспечения дублирующей мощности в энергосистеме; ремонтного обслуживания турбоагрегата силами энергосистемы.

Поскольку все три варианта требуют дополнительных затрат, не поддающихся обобщенному их определению, целесообразность установки турбоагрегата необходимо определять индивидуально в каждом конкретном случае. Экономический эффект от теплофикации обычно положителен, но он может быть нивелирован условиями, выдвигаемыми энергосистемой.

Рассматривается реальная система теплоснабжения города с населением около 400 тыс. человек. Соотношение тепловой нагрузки промышленности и жилищно-коммунального сектора составляет соответственно 60 и 40% и практически сохраняется неизменным в течение всего расчетного периода, равного 15 годам. Суммарная максимально-расчетная тепловая нагрузка потребителей за 15 лет увеличивается с 1500 до 2500 Гкал/ч. топливосбережение экономический рыночный энергоснабжение

Существующая система теплоснабжения города включает источники централизованного теплоснабжения - ТЭЦ электрической мощностью 390 МВт и тепловой 1000 Гкал/ч, оборудованную турбоагрегатами Т-110-130 и ПТ-60-130 и пять районных котельных, оснащенных котлами типа ПТВ и КВГМ, а также достаточно развитые тепловые сети, требующие частичной замены и реконструкции, с повышенными удельными теплопотерями.

Источники ДЦТ представлены промышленными и мелкими отопительными котельными. Топливом для теплоисточников служит природный газ и мазут. В результате реального снижения нагрузки за предыдущие годы все существующие теплоисточники загружены не более чем на 70%. Все они в пятнадцатилетний период должны быть частично демонтированы по причине износа, а частично подвергнуты реконструкции и расширению.

При выборе вариантов перспективного теплоснабжения города на расчетный период учитывается реальная ситуация в системе теплоснабжения.

Для экономических исследований принято шесть принципиально различающихся вариантов:

* два - с покрытием прироста тепловой нагрузки исключительно за счет развития ЦТ, в одном случае от ТЭЦ (ЦТ-1 к), в другом - от районных котельных (ЦТ-2нк);

* два - с покрытием прироста за счет источников ДЦТ, располагаемых у потребителей: в одном случае с размещением на этих источниках электрогенерирующих установок (мини-ТЭЦ), работающих по теплофикационному циклу (ДЦТ-1к), в другом случае без таковых установок, т.е. без комбинированного производства теплоты и электроэнергии (ДЦТ-2нк);

* два смешанных варианта, в которых половина прироста нагрузки покрывается за счет развития централизованного (ЦТС-Зк), а другая половина - за счет децентрализованного (ЦТС-4нк) теплоснабжения.

Характеристики и результаты расчета эффективности каждого из вариантов покрытия прироста тепловых нагрузок города представлены в табл. 3. Как видно, наиболее экономичным вариантом теплоснабжения города оказывается вариант децентрализованного теплоснабжения с комбинированными теплофикационными установками на потребительских теплоисточниках (ДЦТ-1к). Такой результат обусловлен тремя основными факторами:

* отсутствуют большие затраты в новые теплосети;

* стоимость потребительских энергоисточников с комбинированным производством теплоты и электроэнергии оказалась сравнительно невелика, а их работа по теплофикационному циклу с низкими удельными расходами обеспечивает достаточную для окупаемости проекта экономию топливных ресурсов;

* электрогенерирующая мощность на потребительских теплоисточниках позволяет сократить учитываемые при сравнении вариантов мощность и производство электроэнергии на замещающих установках в энергосистеме.

Непривычный для нашего сознания и необычный для опыта прошлых лет экономический проигрыш варианта теплоснабжения от крупных ТЭЦ (вариант ЦТ-1 к) по уровню суммарных затрат в основном вызван учетом факторов реального со стояния дел в современном ЦТ. В основном это:

* высокие затраты в протяженные и разветвленные теплосети, связанные с необходимостью их перекладки с заменой участков теплопроводов и строительством новых сетей;

* большие потери теплоты при транспорте теплоносителя вследствие плохого состояния теплоизоляции трубопроводов (в исходном году потери приняты 12%, а в течение расчетного периода - 8%);

* превышающие проектный уровень, фактические удельные расходы топлива на ТЭЦ, что в исходном году связано с ее недогрузкой по теплу, а в последующие годы расчетного периода - с повышенной долей выработки электроэнергии по конденсационному циклу;

* сравнительно высокие удельные капвложения в ТЭЦ по отношению к альтернативным КЭС, обусловленные множеством объективных ограничений при размещении ТЭЦ в городах.

Литература

1. Яковлев Б. В. Теплофикация сегодня // Энергия и менеджмент. 2003. № 6.

2. Яковлев Б. В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. Мн.: Адукацыя i выхаванне, 2002. 448 с.

3. Яковлев Б.В., Трутаев В.И. Технико-экономическое обоснование зон централизованного и децентрализованного теплоснабжения: Методические указания /БелНИПИэнергопром. Мн., 1995. 57 с.

4. Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в тепловой энергетике. Научно-исследовательский и проектный институт «Теплоэлектропроект». М., 1992.

5. Падалко Л.П. Экономические критерии в задачах технического совершенствования и развития энергетики // Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. 1997. № 9- 10.С. 69-75.

6. Виленский П.Л., Смоляк С.А. Как рассчитать эффективность инвестиционного проекта. Расчет с комментариями. М.: Инт промышленного развития (Информэлектро), 1996. 148 с.

Размещено на Allbest.ru