Рассчитываем стоимость топлива по видам энергии (см. табл. 3)

1 Рассчитываем стоимость топлива по видам энергии (см. табл. 3)

Определяем распределение условно- постоянных затрат ТЭЦ по видам энергии:

Таблица 3

Условно-постоянные общесистемные затраты ТЭЦ составят:

На производство электроэнергии относится и учитывается в затратах по теплофикационному циклу

На тепло энергию остаётся;

При расчёте удельных показателей условно-постоянные и общесистемные затраты относятся по электроэнергии на:

млн.кВтч по тепло энергии на Qnoл= 2100 тыс.Гкал Затраты, относимые на электроэнергию и учитываемые в электроэнергии, вырабатываемой по теплофикационному циклу Сумма условно-постоянных затрат и общесистемных затрат

Затраты, относимые на теплоэнергию

=16,025 руб/Гкал

Па основании всех затрат и распределения их по видам энергии приведём расчёт себестоимости электрической и тепловой энергии.

Таблица 4

Распределение прибыли между электрической и тепловой энергией при общей рентабельности 0,12 прибыль составляет:

Суммарная прибыль ТЭЦ между электрической и тепловой энергией при:

RТЭ = RТЭЦ распределяется пропорционально затратам;

В расчёте на единицу полезного отпуска энергии получаем на 1 кВт • ч полезного суммарного полезного отпуска:

На 1 ГКал полезного отпуска тепло энергии

При формировании тарифов на электроэнергию с платой за мощность и двумя ставками за энергию, вырабатываемую по теплофикационному и конденсационному циклам распределение прибыли ЭЭ осуществляется следующим образом.

Прибыль, относимая на энергию, учитывается толь ко в ставке за энергию, вырабатываемую по теплофикационному циклу, составляет:

или в расчёте на 1кВт • ч. полезного отпуска энергии, выработанной по теплофикационному циклу.

Прибыль, относимая на мощность, равна

или в расчёте на \кВт, установленной мощностью при продолжительности периода регулирования т =6 мес.

7. Расчёт тарифов на тепловую и электрическую энергию может быть выполнен двумя способами:

а) через определение объёмов товарной продукции;

б) непосредственно суммированием удельных показателей затрат и прибыли. При первом способе получаем:

Средне отпускной тариф на электроэнергию

Расчёт вторым способом приводит к таким же результатам

Разница 0,003 руб/ГГКал (0,004%) погрешность округления при расчётах.

Подобным образом могут быть рассчитаны все остальные тарифы на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ, выводимой на ФОРЭМ При расчёте распределение затрат и прибыли между видами энергии выполнено с соблюдением одинаковых подходов и равенства рентабельности.

Вместе с тем нельзя не учитывать, что в современных условиях важно обеспечить выживаемость ТЭЦ на рынке электрической и тепловой энергии. При этом определяющим для ТЭЦ является рынок тепла.

Потеря этого рынка для ТЭЦ приведёт и к потере её конкурентно способности и на рынке электроэнергии.

Поэтому не обязательно придерживаться равенства рентабельности:

В приводимой таблице выполнен расчёт средне отпускных тарифов на тепло энергию и электроэнергию в зависимости от рентабельности, учитываемой в тарифе на тепло энергию.

Из таблицы следует, что снижение средне отпускного тарифа на тепло энергию до уровня себестоимости (RТЭ = 0) приводит к увеличению средне отпускного тарифа на электроэнергию на 11,29%, что заметно ухудшает её конкурентную способность на рынке электроэнергии.

Снижение тарифа на тепло энергию до уровня себестоимости свидетельствует о необходимости обоснования условий, при которых целесообразно сохранять ТЭЦ в работе.

Таблица 5 – Расчёт средне отпускных тарифов в зависимости от рентабельности тепло энергии.

Таблица 6

Среднеотпускной тариф на электроэнергию, ТСРЭЭ, коп/кВтч	16,629	16,947	17,277	17,601	17,925	18,25	18,574	При Пээ=126199,02 тыс.руб ЭполТЭЦ=850 млн.кВтч
%	100	101,9	103,89	105,85	107,79	109,75	111,2

Оценка конкурентно способности ТЭЦ на оптовом рынке

Передача, ресурса мощности и энергии ТЭЦ на ФОРЭМ в условиях рынка означает, что ТЭЦ вступает в конкуренцию с ГРЭС РАО "ЕЭС России". При этом вопрос о конкурентной способности ТЭЦ имеет ряд особенностей. Рассмотрим основные из них.

Сравним для начала тарифы на электрическую мощность и энер^по ТЭЦ с установленной мощностью 355 МВт и полезным отпуском электроэнергии за полгода 850млн.кВтч с утверждёнными тарифами условными ГРЭС-1 и ГРЭС-2.

Сравнение ведётся по показателям товарной продукции от отпуска мощности ТПМ и энергии ТПЭЭ и их суммы ТПΣ , а также по величине средне отпускного тарифа ТСР . Результаты этого сравнения приведены ниже.

Таблица 7

Из приведённых данных следует, что ТЭЦ отпускает электроэнергию дешевле, чем ГРЭС-1 и ГРЭС-2.

Если бы рассматривался вопрос о проектах ТЭЦ и ГРЭС -1, то выполненное сравнение практически предопределило бы выбор в пользу ТЭЦ. Но так как сравниваются функционирующие электростанции, то трактовка результатов сравнения оказывается более сложной.

Практически ТЭЦ по стоимости электроэнергии бесспорно выгоднее ГРЭС-1, хотя встаёт вопрос, а что делать с ГРЭС: проводить комплекс мероприятий по повышению её экономичности, если это в принципе возможно, переводить в холодный резерв, консервировать или демонтировать.

При этом задача из чисто экономической превращается в социально- экономическую, и при ее решении необходимо прорабатывать и анализировать перспективы развития электропотребления, динамику старения оборудования ГРЭС-1 и всех элетростанций системы, работающих с ней параллельно.

Положение существенно усложняется, если учесть, что ТЭЦ принадлежит АО Энерго, а ГРЭСы РАО "ЕЭС России" - организатору ФОРЭМ. Рассматривая последствия вывода ТЭЦ на ФОРЭМ как с позиций АО "Энерго", так и с позиций РАО "ЕЭС России", следует учитывать, что ТЭЦ продаёт на ФОРЭМ установленную мощность 355МВт, а взамен оплачивает мощность, максимальная величина которой равна рабочей мощности ТЭЦ, что исключает расходы на собственные нужды и потерь в трансфарматорах, то есть 355(1-0,135)(1-0,015)=302,5МВт.

ТЭЦ подаёт на ФОРЭМ 850 млн кВт • ч, и покупает у ФОРЭМ столько же . При этом покупка этого количества электроэнергии может сопровождаться и меньшей, чем 3 02,5 МВт, мощностью, например 250 МВт. Применительно к этим двум значениям мощности и рассмотрим последствия вывода ТЭЦ на ФОРЭМ.

Оценка последствий вывода ТЭЦ на ФОРЭМ для АО-Энерго и РАО "ЕЭС России" с учётом выработки по свободному конденсационному режиму

Таблица 8

Таким образом, последствия вывода ТЭЦ на ФОРЭМ зависят не только от соотношения тарифных ставок на продажу и покупку мощности и энергии но и от соотношения объёмов продажи и покупки мощности.

При вар. 1 АО Энерго терпит убытки в размере 6,12 % стоимости, получаемой от продажи мощности и энергии ТЭЦ на ФОРЭМ. Для РАО "ЕЭС России" и ФОРЭМ - это дополнительная прибыль.

Положение меняется в пользу АО Энерго, если покупаемая мощность уменьшается до 250 Мвт. В этом варианте выигрыш АО Энерго составляет 1,66 %.

Рассмотрим теперь ситуацию, при которой вырабатывается и отпускается на ФОРЭМ энергия только по теплофикационному циклу, с учётом производства по вынужденному конденсационному режиму, то есть ЭполТЦ+ЭполКЦ

При отказе от выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу уменьшается объём продажи на ФОРЭМ, а объём покупки с ФОРЭМ остаётся прежним с превышением 127,5 млн. кВт-ч.

(850-722,5)- 127,5х106 кВт-ч.

Ранее эта разница продавалась на ФОРЭМ по тарифу ТЭКЦ =16,47 коп. кВт. ч., а в рассматриваемом случае возмещается за счёт покупки у ГРЭС-2 по тарифу

ТЭ= 12,192 коп/кВт-ч.

Для оптового рынка это даёт экономию в сумме:

(16,47-12.192)-127.5 ×106 -5454,45тыс.руб.

При исключении дополнительной выработки ТЭЦ по конденсационному режиму и отпуске на ФОРЭМ только теплофикационной выработки электроэнергии важное значение для АО Энерго имеет не столько различие тарифов на продажу и покупку, сколько разница в выручке от продажи и затратах на покупку.

В рассматриваемом примере эта разница приводит к повышению затрат и тарифов АО Энерго.