Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Архив номеров >> Энергетика >> >> Архив номеров

Анонсы

23.11.17 29 ноября в Москве состоится круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» подробнее >>>

17.11.17 Заседание Рабочей группы по синхронизации отраслевого и коммунального законодательства по вопросам начислений за ресурсы и коммунальные услуги подробнее >>>

13.11.17 Шорт-лист Премии WinAwards Russia/«Оконная компания года-2017»! подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

13.11.17 Юбилейный 50-й выпуск журнала "ЭНЕРГОСОВЕТ" посвящен конференции "Теплоснабжение-2017. Функционирование в новых условиях" подробнее >>>

07.11.17 Страна поставлена "на счётчик" // видео подробнее >>>

02.11.17 Энергоэффективный капремонт: миф или реальность? // интервью подробнее >>>

20.10.17 На заседании в Правительстве РФ обсудили энергосбережение и повышение энергетической эффективности подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 2 (48) за 2017 г

Скачать номер в формате pdf (8808 kБ)

Метод расчета тарифов ТЭЦ на региональном рынке электрической и тепловой энергии при условии достижения максимальной балансовой прибыли всех участников рынка



Рубрика: Энергетика
Автор: В.В. Молодюк

Автор предлагает к использованию собственную методику разделения затрат на топливо между электрической и тепловой энергией.

В.В. Молодюк  В.В. Молодюк, д.т.н., первый заместитель председателя Научно-технической коллегии НП «Научно-технический совет Единой энергетической системы» (НП «НТС ЕЭС»), г. Москва

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на электростанциях, сжигающих органические топливо, было и остается эффективным энерго- и ресурсосберегающим процессом. Однако обязательное участие ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии привело к тому, что ТЭЦ стали убыточными. Из-за повышения цены тепловой энергии промышленные потребители в массовом порядке начали строить собственные локальные источники тепловой энергии – котельные.

Для создания эффективной конкуренции за поставки электрической и тепловой энергии по приемлемым тарифам необходимо дать возможность ТЭЦ и местным электростанциям работать на розничных рынках электроэнергии и тепла, а потребителям – заключать прямые договоры с местными электростанциями или с поставщиками электроэнергии с оптового рынка, если их цены будут более привлекательны [1]. У потребителей должно быть право выбрать поставщика электроэнергии или среди местных электростанций, работающих на розничном рынке, или приобрести электроэнергию с оптового рынка. Сейчас они этой возможности лишены.

Метод расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ
на основе достижения максимальной балансовой прибыли
всех участников рынка

Электроэнергетическая система включает в себя не только объекты производства, передачи, распределения и сбыта электро- и теплоэнергии, но и потребителей электрической и тепловой энергии. Рынок электроэнергии и тепла должен строиться так, чтобы он был эффективен для всех его участников – производителей и потребителей энергии. Сейчас же оптовый рынок выгоден только производителям электроэнергии.

Рынок электроэнергии во многом строится на допущениях, поскольку электрическая энергия как товар обладает особыми свойствами. Возникает необходимость в разработке специальных методов, правил и приемов, позволяющих участникам торговых отношений работать, пусть и с существенными допущениями, но по рыночным правилам. В основе достижения максимально эффективного результата работы рынка автор предлагает использовать критерий получения наибольшей балансовой прибыли (прибыли до отчисления налогов) всех участников рынка. Тарифы на тепловую и электрическую энергию ТЭЦ необходимо рассчитывать по условиям, диктуемым рынком, и с учетом интересов всех участников рынка – производителей энергии и потребителей.

Построение кривой спроса потребителей электроэнергии начинается с формирования функции полезности электрической энергии. О функции полезности (ценности) электрической и тепловой энергии у потребителя ничего не известно. В этих условиях ее условно предлагается оценивать удельной величиной добавленной стоимости выпускаемого потребителем товара при покупке им на рынке единицы энергии, используемой в процессе производства этого товара.

В расчетах показателей экономической эффективности работы субъектов рынка необходимо иметь кривую полезности использования электрической и тепловой энергии у потребителей. Полезность использования электрической энергии потребителем Ппэ, тыс. руб./ч, представим следующим условием:

                                  Ппэ = cэРп – rэР2п ,                                        (1)

где cэ  – коэффициент удельной максимальной полезности электроэнергии у потребителя (полезность первого потребленного МВт∙ч), тыс. руб./(МВт∙ч); rэ – коэффициент снижения полезности электроэнергии у потребителя, тыс. руб./(ч∙МВт2); Рп – часовое потребление электроэнергии, МВт∙ч/ч. Кривые балансовой прибыли потребителей вогнуты вверх, т.е. обладают признаком насыщения.

Балансовая прибыль (прибыль до отчисления налогов) потребителя электрической энергии Фпэ, тыс. руб./ч, определяется как разность между полезностью потребления электроэнергии, приобретенной на рынке, и затратами потребителя на ее покупку:

Фпэ = Ппэ  – λэ Рп = cэРп – rэР2п – λэ Рп,         (2)

где λэ – цена (тариф) электроэнергии на рынке, тыс. руб./(МВт∙ч).

Полезность использования тепловой энергии потребителем Птэ, тыс. руб./ч, представим аналогичным условием:
                     
                     Птэ = cтQп – rт Q2п,                          (3)

где cт – коэффициент удельной максимальной полезности тепловой энергии у потребителя, тыс. руб./Гкал; rт – коэффициент снижения полезности потребления тепловой энергии, тыс. руб./(ч∙Гкал2); Qп – часовое потребление тепловой энергии потребителем, Гкал/ч.

Балансовая прибыль потребителя тепловой энергии Фпт, тыс. руб./ч, определяется разностью полезности тепловой энергии у потребителя и затратами на ее покупку на рынке:

 Фпт = Птэ  – λт Qп = cтQп – rт Q2п – λт Qп,       (4)

где λт – цена тепловой энергии на рынке, тыс. руб./Гкал.

Балансовая прибыль ТЭЦ ФТЭЦ определяется разностью между выручкой за реализованную на рынке продукцию (электроэнергию и тепло) и затратами на ее производство:

 ФТЭЦ = λэ РТЭЦ +  λт QТЭЦ – ЗТЭЦ = λэ РТЭЦ + λт QТЭЦ – зтоп вТЭЦ Рсов,          (5)

где зтоп – удельные затраты топлива на единицу производства совокупной продукции ТЭЦ, руб./(г у. т.); вТЭЦ – удельный расход топлива на выработку единицы совокупной продукции ТЭЦ (суммы электрической и приведенной теплофикационной нагрузки ТЭЦ), г у. т/(кВт∙ч).

Целевую функцию – суммарную балансовую прибыль электроэнергетической системы Ф в единицу времени (ч) – представим следующим образом:

Ф = Фпэ + Фпт + ФТЭЦ = cэРп – rэР2п + cтQп – rтQ2п – зтоп вТЭЦ Рсов,                     (6)

Суммарные затраты потребителей на покупку электро- и теплоэнергии всегда равны выручке ТЭЦ, т. е. всегда выполняется условие:

λэ Рп  + λт Qп  = λэ РТЭЦ + λт QТЭЦ

и поэтому в целевой функции (6) затраты потребителей на покупку электро- и теплоэнергии и выручка ТЭЦ от продажи электрической и тепловой энергии не присутствуют.

Поиск максимума целевой функции (6) необходимо проводить с учетом условий связи часовых балансов электро- и теплоэнергии в узлах электрической и тепловой нагрузок энергосистемы:

                      РТЭЦ –  Рп = 0,                           (7)
                     QТЭЦ –  Qп = 0.                            (8)

Себестоимость производства энергии является основной составляющей в ценовой заявке производителя электрической и тепловой энергии. Для ТЭЦ – это в основном затраты на топливо. Способ разделения общих затрат ТЭЦ на топливо между электро- и теплоэнергией принципиально влияет на рыночную цену электрической и тепловой энергии.

Начиная с плана ГОЭЛРО и вплоть до 1995 г. при распределении экономии топлива от теплофикации использовали так называемый «физический» метод, по которому всю экономию топлива относили на электроэнергию.

Результатом широкого применения «физического» метода стал массовый отказ тепловых потребителей от получения тепловой энергии от ТЭЦ и переход на собственные котельные.

С тем чтобы удержать потребителей тепла на оптовом рынке электроэнергии, в РАО «ЕЭС России» выполнили частичную корректировку «физического» метода. Так, для повышения конкурентоспособности ТЭЦ на рынке тепловой энергии в 1996 г. был введен метод разделения затрат на топливо, в соответствии с которым эффект от теплофикации относили на оба вида энергии. Из 100% экономии топлива комбинированного цикла ТЭЦ примерно одна пятая часть экономии топлива была передана в пользу тепловых потребителей, но четыре пятых частей экономии по-прежнему уходило в пользу потребителей электрической энергии. Конечно, такой способ разнесения общей экономии от применения теплофикации является условным, основная цель которого состояла в том, чтобы хоть как-то уйти от «физического» метода.

Проблеме разделения затрат на топливо между электроэнергией и теплом посвящены десятки работ, и окончательным результатом стало понимание того, что бесспорно сделать это нельзя. Выходом из сложившегося положения может стать применение принципиально другого подхода, который вообще не делит общие затраты ТЭЦ на топливо между электрической и тепловой энергией. Предлагается использовать понятие «совокупная продукция ТЭЦ».

В теплофикационной установке ТЭЦ производство электрической и тепловой энергии происходит в едином технологическом процессе, поэтому обоснованно можно определить только зависимость удельного расхода топлива (вТЭЦ) от производства совокупной продукции ТЭЦ Рсов [2].

Совокупная продукция ТЭЦ определяется как сумма электрической нагрузки РТЭЦ и приведенной нагрузки теплофикационных отборов Qотб

           Рсов = РТЭЦ + bэQотб,                       (9)

где bэ – электрический эквивалент одной Гкал равный 1,163 МВт∙ч/Гкал. При этом в РТЭЦ учитывается мощность турбонасосов (при их наличии), а в Qотб – тепло регулируемых и нерегулируемых отборов, использованное на собственные нужды.

Предлагается использовать зависимость удельного расхода топлива вТЭЦ от соотношения электрической нагрузки PТЭЦ и отборов тепла Qотб

             вТЭЦ = f (PТЭЦ/Qотб) = f(kэ)                (10)

где kэ = РТЭЦ/bэQотб – отношение полной электрической нагрузки ТЭЦ к нагрузке тепловых отборов ТЭЦ, 1/ч. Переводный коэффициент bэ для Qотб  равен 1,163 МВт∙ч/ Гкал.

Воспользуемся зависимостью удельного расхода топлива от соотношения электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ, полученной экспериментально [2]:

             вТЭЦ = f (kэ) = а + mkэ – ekэ2               (11)

где a, m, e – коэффициенты в кривой зависимости удельного расхода топлива вТЭЦ от объема совокупной продукции Рсов (9).

Полный расход топлива ТЭЦ на производство электро- и теплоэнергии определяется условием:

 ВТЭЦ = (а + mkэ – ekэ2)(РТЭЦ + bэQотб).       (12)

Для отыскания численных значений искомых переменных, при которых функция суммарного выигрыша энергосистемы (6) достигает своего максимального значения, используем метод неопределенных множителей Лагранжа. Применение данного метода (кстати, традиционно широко используемого в оптимизационных задачах энергетики) в этом случае используется только для демонстрации предлагаемых идей. В реальных условиях представленные выше зависимости имеют более сложный характер и не будут поддаваться дифференцированию.
Из выражений (6) – (9) составим функцию Лагранжа:

L = cэРп – rэР2п + cтQп – rтQ2п – (а + mkэ – ekэ2)(РТЭЦ + bэQотб) +
 + λэТЭЦ– Рп) + λт (Qотб – Qп)                                                                                   (13)

Искомыми переменными в (13) являются Рп, Qп, РТЭЦ, Qотб, λэ, λт. Коэффициенты Лагранжа λэ, тыс. руб./(МВт∙ч), и λт, тыс. руб./Гкал, устанавливают рыночную цену соответственно на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемые ТЭЦ в комбинированном цикле.

Текущая рыночная цена на электрическую λэ и тепловую энергию λт определяется путем частного дифференцирования (13) по электрической РТЭЦ и тепловой нагрузке ТЭЦ Qотб соответственно. Так, дифференцирование (13) по электрической нагрузке РТЭЦ позволяет рассчитать рыночную цену электроэнергии:

λэ = зтоп ∂[(а + mkэ – ekэ2)(РТЭЦ + bэQотб)]/∂РТЭЦ =
      = зтоп[а + m + 2(m – e)kэ – ekэ2 ].         (14)

Рыночная цена тепловой энергии определяется дифференцированием целевой функции (13) по теплофикационной нагрузке ТЭЦ Qотб:

λт = зтоп ∂[(а + mkэ – ekэ2)(РТЭЦ + bэQотб)]/∂Qотб = зтоп [аbэ + bэ(e – m)kэ2 +  2ebэkэ3] .           (15)

В результате получаем систему уравнений, совместное решение которых дает необходимый результат (табл.1).

Табл. 1. Система уравнений, полученная в результате дифференцирования
целевой функции по искомым переменным

Искомая переменная, по которой производится дифференцирование целевой функции (13)

Уравнение, полученное
в результате дифференцирования

Физический смысл уравнения

Электрическая нагрузка потребителей, Рп

Рп = (cэ – lэ)/2rэ

Объем электрической энергии Рп, который может купить потребитель по предложенной на рынке цене lэ

Тепловая нагрузка потребителей, Qп

 Qп = (cт – lт)/2rт

Объем тепловой энергии Qп, который может купить потребитель по предложенной на рынке цене lт

Электрическая нагрузка ТЭЦ, Ртэц

lэ = зтоп (а + 2mkэekэ2 + + m – 2ekэ)

Рыночная цена электроэнергии, lэ

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ, Qотб

 lт = зтоп (аbэmbэkэ2 +    + 2ebэkэ3 + ebэkэ2)

Рыночная цена тепловой энергии, lт   

Рыночная цена электроэнергии, lэ

Ртэц  –  Рп =  0

Баланс электрической энергии

Рыночная цена тепловой энергии, lт

Qотб    Qп = 0

Баланс тепловой энергии

 

 

Пример расчета работы ТЭЦ на рынке электро- и теплоэнергии
без разделения затрат на топливо ТЭЦ между электрической и тепловой энергией

В качестве примера расчета эффективности работы ТЭЦ на рынке электрической и тепловой энергии была выбрана ТЭЦ-26 Москвы, для которой зависимость удельного расхода топлива (природного газа) от отношения электрической нагрузки к нагрузке тепловых отборов представлена следующей кривой [3]:
       

вТЭЦ = 107,7 + 77,1kэ – 8,8kэ2,                 (16)

Удельную стоимость газового топлива принимаем равной зтоп = 0,004 руб./г у. т.

Для потребителей электрической энергии:

cэ = 2 тыс. руб./(МВт∙ч); rэ = 0,001 тыс. руб./(ч∙МВт2).

Таким образом, потребительская ценность одного кВт∙ч установлена в размере 2 руб. При росте потребления электроэнергии на один кВт∙ч его ценность для потребителя снижается со скоростью «насыщения» rэ = 0,001 тыс. руб./(ч∙МВт2).

Для потребителей тепловой энергии:

cт = 1 тыс. руб./(Гкал); rт = 0,001 тыс. руб./(ч∙Гкал2).

Таким образом, потребительская ценность одной Гкал установлена в размере одной тысячи рублей, а ее ценность с ростом потребления снижается со скоростью «насыщения» rт = 0,001 тыс. руб./(ч∙Гкал2).

Поиск максимума целевой функции (13) – сложная задача, поскольку удельный расход топлива вТЭЦ является нелинейной (квадратичной) функцией отношения электрической и тепловой нагрузки отборов ТЭЦ kэ. Поставленную задачу проще решать имитационным способом, т. е. заданием величины потребления тепловой энергии ТЭЦ на рынке тепла Qп и последующим определением других искомых показателей.

Расчеты проведены для различных значений kэ, определяемых по выражению:

kэ = РТЭЦ/bэQотб.

Уравнение (14) при принятых численных значениях выглядит следующим образом:
        λэ = 0,004 (185 + 118 kэ – 19,5 kэ2).                  (17)

Для тепловой энергии уравнение (15) при подстановке численных значений принимает вид:             
          λт = 0,004(125 – 59 kэ2 + 13 kэ3).                  (18)

Пусть Qп = 100 Гкал/ч; kэ = 0,5. Потребление тепловой энергии равно теплофикационной нагрузке ТЭЦ.

Тогда электрическая нагрузка ТЭЦ РТЭЦ=116 МВт, вТЭЦ = 144 г/(кВт∙ч), λэ = 0,96 руб./(кВт∙ч), λт = 0,52 тыс. руб./Гкал.

Суммарная балансовая прибыль потребителей электрической и тепловой энергии, ТЭЦ и энергосистемы рассчитываются соответственно по выражениям (2), (4), (5) и (6). Их итоговые значения приведены в табл. 2.

Пусть Qп = 200 Гкал/ч; kэ = 0,5. Электрическая нагрузка РТЭЦ=116 МВт; вТЭЦ = 144 г/(кВт∙ч); λэ = 0,96 руб./(кВт∙ч); λт = 0,52 тыс. руб./Гкал.

Балансовая прибыль потребителей электрической и тепловой энергии и суммарная балансовая прибыль энергосистемы возросла за счет роста потребления электрической и тепловой энергии, а выигрыш ТЭЦ, наоборот, снизился из-за уменьшения цены продажи тепловой энергии, которая не компенсируется ростом цены на электроэнергию (табл. 2).

При Qп = 300 Гкал/ч и kэ = 0,5 указанная тенденция сохраняется. Результаты расчетов при kэ = 0,5; kэ = 1,0 и kэ = 1,5 приведены в табл. 2.

Табл. 2. Результаты расчета оптимальных вариантов при различных величинах
тепловой нагрузки отборов ТЭЦ

Показатели

Результаты расчетов технико-экономических показателей ТЭЦ при различных величинах ее тепловой нагрузки

Тепловая нагрузка отборов ТЭЦ, Гкал/ч

 

100

 

200

 

300

То же, МВт

116

233

349

Отношение электрической и тепловой нагрузок из отборов турбин (kэ), 1/ч

 

 

0,5

 

 

1,0

 

 

1,5

 

 

0,5

 

 

1,0

 

 

1,5

 

 

0,5

 

 

1,0

 

 

1,5

Электрическая нагрузка ТЭЦ, МВт

 

58

 

116

 

174

 

116

 

233

 

349

 

174

 

349

 

523

Совокупная продукция ТЭЦ, МВт

 

174

 

232

 

290

 

349

 

466

 

582

 

523

 

698

 

872

Удельный расход топлива на совокупную продукцию ТЭЦ, г у. т/(кВт∙ч)

 

144

 

175

 

204

 

144

 

175

 

204

 

144

 

175

 

204

Тариф на электроэнергию ТЭЦ, руб./(кВт∙ч)

 

0,96

 

1,13

 

1,27

 

0,96

 

1,13

 

1,27

 

0,96

 

1,13

 

1,27

Тариф на тепловую энергию ТЭЦ,

тыс. руб./Гкал

 

0,52

 

0,37

 

0,17

 

0,52

 

0,37

 

0,17

 

0,52

 

0,37

 

0,17

Балансовая прибыль субъектов рынка электрической и тепловой энергии

Балансовая прибыль ТЭЦ, тыс. руб./ч

 

7

 

6

 

1

 

14

 

12

 

3

 

22

 

19

 

4

Балансовая прибыль потребителей электроэнергии, тыс. руб./ч

 

57

 

87

 

97

 

108

 

147

 

133

 

152

 

180

 

108

То же для потребителей тепловой энергии,  

тыс. руб./ч

 

38

 

53

 

73

 

56

 

86

 

126

 

54

 

99

 

159

Суммарная балансовая прибыль энергосистемы,

тыс. руб./ч

 

102

 

146

 

171

 

178

 

245

 

262

 

227

 

298

 

271

Как видно из табл. 2, при всех тепловых нагрузках максимальная балансовая прибыль ТЭЦ достигается при kэ = 0,5.

Суммарная балансовая прибыль энергосистемы растет при увеличении выработки электроэнергии ТЭЦ до значения kэ = 1,0 за счет роста балансовой прибыли потребителей тепловой энергии (тариф на тепловую энергию при увеличении х постоянно снижается). Тариф же на электрическую энергию при увеличении х, наоборот, постоянно растет.

Для потребителей электрической энергии увеличение kэ ведет к росту цены на электроэнергию, что уменьшает балансовую прибыль потребителей электроэнергии. Отсюда следует важный вывод о том, что интересы потребителей электрической и тепловой энергии и ТЭЦ на рынке не совпадают, поскольку максимальные выигрыши для них достигаются при различных нагрузках.

 

Расчет эффективности работы ТЭЦ
на рынке электрической и тепловой энергии по тарифу
«альтернативной котельной»

В настоящее время активно обсуждаются принципы построения розничных рынков тепловой энергии. Трудность создания таких рынков объясняется многими объективными причинами: локальностью рынков тепла; отсутствием объективных критериев разделения общих затрат на ТЭЦ на производство электроэнергии и тепла, другими причинами.

Рынки электрической и тепловой энергии тесно связаны. Особенно это проявляется в случае, когда основным поставщиком электрической и теплой энергии является ТЭЦ. О необходимости создания рынка тепловой энергии говорят уже много лет, и их создание, действительно, давно назрело. Основные новшества, которые предлагают ввести при создании рынков тепла, касаются организации единых теплоснабжающих организаций (ЕТО) и перехода в расчетах на тарифы «альтернативной котельной».

Принцип «альтернативной котельной» состоит в том, что тариф на производство и передачу тепловой энергии ограничивают сверху наименьшей величиной, при которой окупается проект строительства новой котельной, замещающей ТЭЦ (отсюда термин – «альтернативная котельная»). В основе определения технико-экономических показателей альтернативной котельной лежит предпосылка о применении наиболее современных и экономичных технологий, а также максимально эффективное использование ее установленной мощности. На первый взгляд – идея хорошая, но что даст ее применение, необходимо тщательно проанализировать.

Выполним сравнение показателей работы ТЭЦ для следующих вариантов:

Вариант 1. Тариф на электро- и теплоэнергию на розничном рынке рассчитывают исходя из достижения максимума суммарного выигрыша (6) всех участников рынка (ТЭЦ и потребителей);

Вариант 2. ТЭЦ поставляет тепловую энергию на розничный рынок по цене альтернативной котельной, а электроэнергию – по топливной составляющей ТЭЦ.

В обоих вариантах ТЭЦ работает в теплофикационном режиме, и нагрузка ТЭЦ равна нагрузке потребителей.

Тариф на тепловую энергию альтернативной котельной определяется по выражению:
λкот = зтоп вкот = 0,004 •150 = 0,60 тыс. руб./Гкал,

где вкот – удельный расход топлива котельной на выработку единицы тепловой энергии при условии применения наиболее современных и экономичных технологий, кг у. т/Гкал.

Для варианта 1 величина kэ принята равной 0,5. Следует заметить, что и для других значений х результаты расчетов были аналогичны.

Удельный расход топлива на совокупную продукцию ТЭЦ, рассчитанный по (16) для kэ = 0,5, составляет 144 г у. т/(кВт∙ч). ТЭЦ продает электроэнергию на оптовый рынок по тарифу 0,96 руб./(кВт∙ч), рассчитанному по выражению (17). Результаты расчетов приведены в табл. 3.

Табл. 3. Результаты расчета вариантов энергоснабжения от ТЭЦ по тарифам, рассчитанным по условию
максимального выигрыша всех участников рынка
и по тарифу альтернативной котельной

Показатели

Значения показателей, рассчитанные для вариантов тарифов на тепловую энергию ТЭЦ

тарифы ТЭЦ, рассчитанные по условию максимальной балансовой прибыли всех участников рынка

тарифы на тепловую энергию ТЭЦ, равные тарифам альтернативной котельной

Отношение электрической нагрузки ТЭЦ к нагрузке отборов тепла (kэ), 1/ч

0,50

0,69

Удельный расход топлива на совокупную продукцию ТЭЦ, г у. т/(кВт∙ч)

144

157

Тариф на тепловую энергию ТЭЦ,

тыс. руб/Гкал

0,45

Тариф на тепловую энергию ТЭЦ равный тарифу альтернативной котельной,

тыс. руб/Гкал

0,60

Тариф на электроэнергию ТЭЦ, руб/(кВт∙ч)

0,96

1,03

Тепловая нагрузка ТЭЦ, Гкал/ч

275

200

То же, МВт

320

233

Электрическая нагрузка ТЭЦ, МВт

160

160

Совокупная продукция ТЭЦ, МВт

480

393

Балансовая прибыль участников рынка электрической и тепловой энергии

Балансовая прибыль ТЭЦ, тыс. руб/ч

1

38

То же для потребителей электроэнергии,

тыс. руб/ч

141

130

То же для потребителей тепловой энергии, тыс. руб/ч

75

40

Суммарная балансовая прибыль всех участников рынка (энергосистемы), 

тыс. руб/ч

217

208

В первом варианте потребители тепловой энергии покупают на рынке оптимальный для своего производства объем тепловой энергии, рассчитанный по формуле табл. 1, т. е.  

Qп = (cт – λт)/2rт = (1 – 0,45)/(2 • 0,001) = 275 Гкал/ч.

При kэ = 0,5 электрическая нагрузка ТЭЦ составляет:
РТЭЦ = 275 • 0,5 • 1,163 = 160 МВт.

Балансовая прибыль всех участников рынка (энергосистемы) составляет 217 тыс. руб./ч.

Во втором варианте при продаже тепловой энергии ТЭЦ на розничном рынке по цене альтернативной котельной потребитель тепловой энергии снижает свое потребление вследствие роста тарифа на тепловую энергию (тариф альтернативной котельной выше тарифа, рассчитанного при условии максимальной балансовой прибыли всех участников рынка):

Qп = (cт – λт)/2rт = (1 – 0,60)/(2• 0,001) = 200 Гкал/ч,

а электрическая мощность ТЭЦ остается на прежнем уровне 160 МВт вследствие обязательств ТЭЦ на оптовом рынке поставить электроэнергию в том же объеме.

Удельный расход топлива на выработку совокупной продукции ТЭЦ (16) возрастает:
РТЭЦ = 190 • 0,5 • 1,163 = 110 МВт.

При этом электрическая нагрузка ТЭЦ, вырабатываемая по теплофикационному циклу, снижается:
РТЭЦ = 200 • 0,5 • 1,163 = 116 МВт.

Отношение электрической нагрузки ТЭЦ к нагрузке тепловых отборов ТЭЦ составляет:
      kэ = РТЭЦ/bэQотб = 160/1,163•200) = 0,69.

Удельный расход топлива на ТЭЦ (16) возрастает и составляет:
вТЭЦ = 107,7 + 77,1•0,69 – 8,8•0,692 = 157 г у. т/(кВт∙ч).

Тариф на электроэнергию ТЭЦ, рассчитанный по выражению (17), также возрастает до 1,03 руб./(кВт∙ч). Во втором варианте тариф на тепловую энергию ТЭЦ принят на уровне тарифа замыкающей котельной, т. е. равен 0,60 тыс. руб./Гкал.

Балансовая прибыль ТЭЦ во втором варианте возрастает до 38 тыс. руб./ч, а общая балансовая прибыль энергосистемы снижается до 208 тыс. руб./ч. Потребители электрической и тепловой энергии также снижают свою балансовую прибыль.

Отсюда следует, что применение в расчетах на рынке тепловой энергии метода «альтернативной котельной» имеет отрицательные последствия для всей энергосистемы: снижается тепловая нагрузка потребителей,
сокращается выработка электрической энергии на ТЭЦ по теплофикационному циклу, падает суммарный выигрыш энергосистемы.

Выигрыш потребителей тепла уменьшается за счет роста тарифа на тепловую энергию и снижения объема ее покупки. Потребитель при этом остается в проигрыше. При этом у ТЭЦ возникает дополнительная выручка за счет перехода на более высокий тариф альтернативной котельной. В таких условиях весь эффект от использования теплофикации направляется на увеличение прибыли ТЭЦ.

Использование в расчетах на розничном рынке тепловой энергии тарифа альтернативной котельной фактически узаконивает «физический» метод разделения общих затрат ТЭЦ между электрической и тепловой энергией и способствует уходу потребителей из централизованного теплоснабжения.

 

Литература

  1. Кутовой Г. П. Некоторые итоги вестернизации отечественной электроэнергетики в постсоветский период / / Энергетик. 2014. № 1. С. 2 – 10.
  2. Микулич Г. В. Показатели топливной эффективности ТЭЦ / / Вести в электроэнергетике. 2008. № 3. С. 47 – 55.
  3. Микулич Г. В. Решение задач топливоиспользования с применением зависимостей расходов топлива на совокупную продукцию ТЭЦ / / Вести в электроэнергетике. 2008. № 4. С. 43 – 46.

Все статьи рубрики Энергетика

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47), №2 (48) , №3 (49), №4 (50).

Статьи по темам

Энергетика (8) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (20) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (5) ,
Энергоменеджмент (4) ,
Энергоэффективные здания (0) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (129) ,
Теплоснабжение (68) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (45) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (41) ,
Новые технологии (45) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2017
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее