132571.doc - - 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. НовосибирскНегативное влияние перекрестного субсидирования в теплоэнергетике на оценку эффективности угольных ТЭЦА.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 ценына газ Рост ценына 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/годСлайд №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 №3Слайд №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 энергииПредложение 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 2008гПриложение: Слайды №1-14 132571.docь стр. из