Оценка себестоимости тепловой энергии, основанной на графике Россандра

Федеральное агентство по образованию

Омский государственный педагогический университет

Кафедра экономики и менеджмента в образовании

Дипломная работа

На тему: Оценка себестоимости тепловой энергии, основанном

на графике Россандра

Специальность: 061100 Менеджмент организации

Студент _____________ Д.А. Богданов

(подпись)

Руководитель

дипломной работы

(доцент, к.э.н.) _____________ В.В. Федюнин

(подпись)

Нормоконтроль

(доцент) _____________ О.И. Рыбьякова

(подпись)

«Допустить к защите»

Зав. кафедрой

(профессор, д.э.н.) _____________ А.И. Ковалев

(подпись)

Омск

2005

Содержание

Введение

В последнее время, широкое распространение в энергетике получило мнение, что работа на рынке в сфере центрального теплоснабжения автоматически обеспечит повышение эффективности использования ресурсов, необходимых в данной сфере, так и получаемой энергии. В действительности получается обратная картина.

Процесс теплоснабжения можно условно разделить на три этапа:

1. Выработка тепловой энергии – производится на теплоисточнике (ТЭЦ, котельная);

2. Передача тепловой энергии – производится в основном с использованием воды или пара по тепловым и паровым трубопроводам;

3. Потребление тепловой энергии – непосредственно у потребителя (через теплообменные аппараты или посредством открытого водоразбора).

Тепловая энергия – весьма специфичный товар. Спрос на него неэластичен. Она может быть заменена субститутом (от англ. Substitution – замещение) – электрической энергией, используемой в электрических котлах. Данный товар нельзя накопить в большом объеме и долгое время хранить. Он является основным товаром котельных и от него не может отказаться потребитель.

При централизованном теплоснабжении невозможно создания широко распространенного рыночного обмена – купли-продажи. Здесь невозможно выполнение главного условия рынка – свободы составления условий контракта. В официальном документе Министерства энергетики сделан весьма однозначный вывод: «Для сложных систем теплоснабжения нереально создать идеальный экономический механизм, позволяющий системе работать на основе рыночных принципов без внешнего административного вмешательства». Таким образом, государство подтверждает, что в данной конкретной сфере хозяйства не может идти речи о свободном рынке и конкуренции в обычном ее понимании.

Производство и передача тепловой энергии относится государством к сфере естественных монополий. Согласно законодательству, цену (тариф) на него устанавливает государство посредством решений органов исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов.

При определении себестоимости тепловой энергии

В действующих условиях, при использовании метода экономически обоснованных затрат, тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации продукции и расчетного объема производства соответствующего вида продукции за расчетный период регулирования. Таким образом, стоимость тепловой энергии усредняется по году и не отражает её рыночную величину в зависимости от спроса. При усреднении стоимости на товар у потребителя не возникает потребности в оптимизации графика потребления, объемов заявленной нагрузки, систем коммерческого учета теплоэнергии в зависимости от времени, характера и продолжительности потребления. Энергосистема, не имея методологической базы определения себестоимости теплоэнергии в динамично меняющихся условиях, принятой на государственном уровне, вынуждена содержать, а потребитель оплачивать излишние мощности.

Целью данной работы является:

Изучение процесса ценообразования в энергетике и его совершенствование.

Задачами данной работы являются:

1. Рассмотрение факторов, определяющих себестоимость тепловой энергии;

2. Выявление перерасхода ресурсов, используемых в теплоснабжении;

3. Определение стоимости продукции исходя из принципа маргинальных (предельных) издержек;

4. Расчет ожидаемых результатов при применении метода ценообразования по предельным издержкам.

Объектом исследования данной работы является котельная ТЭЦ-6, являющаяся филиалом АК «Омскэнерго». Предметом исследования – ценообразование на тепловую энергию по результатам работы за 2004 год.

В первой главе отражены особенности ценообразования, согласно которых определяется себестоимость тепловой энергии, определены основные факторы и направления, применяющиеся в процессе ценообразования.

Во второй главе приведены технико-экономическое обоснование: соблюдения температурных графиков, необходимости в налаженной гидравлической системе теплоснабжения и расчет себестоимости теплоэнергии по методу маргинальных издержек.

работы Кировской районной котельной г.Омска (ТЭЦ-6) – филиала ОАО «АК «Омскэнерго» по результатам работы за 2004 год.

1. Теоретические аспекты ценообразования в энергетике

1.1. Ценообразование на тепловую энергию в условиях рынка

Понятие цены и тарифа как дифференцированной цены на продукцию энергохозяйства промышленного предприятия возникает только в тех слу­чаях, когда эта продукция продается на сторону или заводским потребите­лям при внутризаводском коммерческом расчете. И также только при та­ких условиях возникают понятия реализация, прибыль и рентабельность промышленной энергетики. В остальных, т.е. в случаях, ко­гда энергослужба является неотъемлемой частью промышленного пред­приятия, его обеспечивающим производством, все эти экономические кате­гории относятся лишь к продукции основного производства, куда состав­ной частью входит продукция промышленной энергетики.

Как известно, уровень цен на продукцию формируется на рынке в зависимости от соотношения спроса и предложения. Цены и тарифы на энергетическую продукцию в значительно меньшей степени подвержены рыноч­ной конъюнктуре, так как, во-первых, спрос на энергию практически постоянен, «неэластичен» и, во-вторых, энергетика является естественным монополистом. В этих условиях регулированием цен на энергетическую продукцию занимается государство, устанавливая региональные тарифы на энергию и топливо.

Тем не менее, ценообразование на энергетическую продукцию, как и на любую другую, происходит по определенным экономическим законам, действительным и для промышленной энергетики. Любой производитель дол­жен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки производства и получить минимальную прибыль – для обновления оборудования, развития производства, для выживания в условиях рынка. Тогда цена на продукцию энергоисточника, называе­мая ценой производства Ц, руб/ед. продукции, может быть представлена как сумма себестоимости S и минимальной нормативной прибыли mH:

U=S + mн (1.1)

Очевидно, в простейших случаях внутризаводского коммерческого расчета энергетикам следует устанавливать именно такую минимальную цену на энергию и энергетические услуги.

Однако, выступая на рынке, производители следуют экономическому закону максимальной прибыли, стремятся извлечь максимальную выгоду. Поэтому необходимо представлять рыночные отношения, в частности – механизм рыночного ценообразования под влиянием соотношения спроса и предложения на соответствующую продукцию. Эту зависимость можно проследить на графике рис. 1.1.

Рис. 1.1. Механизм рыночного ценообразования на продукцию

Спрос на какой-либо товар (продукт) в условиях свободного рынка определяется кривой Цс: незначительное количество потребителей могли бы купить этот товар по максимальной цене Цмах, но тогда объем продаж составил бы минимальную величину Пmin; наименее состоятельные потребители могли бы приобрести этот продукт по минимальной цене Цmin и тогда с учетом всех потенциальных потребителей объем продаж мог бы составить величину Цмах

Предложение на свободном рынке определяется кривой Цп, где небольшая группа производителей, имеющая низкую себестоимость и, соответст­венно, цену производства, могла бы продавать этот товар по цене Цп1и покрыть потребность рынка в объеме, близком к Пmin. Остальные произво­дители имеют более высокую цену производства, и наименее рентабель­ные из них могут продать этот продукт лишь по цене Цп2. Как видим на графике рис.1.1, кривые спроса Цси предложения Цппересекаются в точ­ке 0, соответствующей рыночному равновесию спроса и предложения и определяющей объем продаж в размере Попо цене Цо. При этом все производители, имеющие цену производства выше Цо, по-видимому, не выдержат рыночной конкуренции и, наоборот, производители, у которых це­на производства ниже Цо, получат дополнительную прибыль (часть графи­ка с вертикальной штриховкой). Рыночная ситуация, описываемая кривы­ми Цси Цп, отражает какой-то момент рыночных взаимоотношений. Со временем она может измениться, например повысится покупательная спо­собность потребителей. Тогда спрос будет описываться новой кривой , которая пересечется с кривой предложения в новой точке 1. Это опреде­лит новую, более высокую цену Ц1, повышенный объем продаж П1, и производители смогут получить дополнительно сверхприбыль (часть гра­фика рис. 1.1 с косой штриховкой), а на рынок будут привлечены производители, ранее неконкурентоспособные.

Одно из свойств свободного рынка – мобильность средств, когда любой производитель в любой момент может изъять свой капитал из малоприбыльного дела и вложить в производство, где прибыль выше. В рассматриваемом случае при повышении цены и объема продаж вложение капиталов в производство данного продукта привлечет новых инвесторов, а старые производители за счет сверхприбыли могут усовершенствовать производственный процесс, снизив цену производства. Тогда предложение на рынке будет описываться новой кривой Цп1, которая пересечется с кривой спроса Цс1в новой точке 2, при этом определится новый объем продаж П2, а ры­ночная цена понизится до первоначального значения Цо. Этот возврат не случаен, ибо устоявшаяся цена в условиях стабильного рынка отражает общественно-необходимые затраты труда при данном способе производства.

При изменении способа производства, сопровождающемся его удешевлением и соответственным снижением себестоимости и цены, может возникнуть новая рыночная ситуация. Если спрос сохраняется на прежнем уровне (кривая Цс), а предложение делается по более низким ценам (кривая Цп1), возникает новая точка рыночного равновесия 3. Тогда объем продаж увеличится с Подо П3, а рыночная цена снизится с Цодо Ц3 и будет отражать общественно-необходимые затраты труда уже при новом способе производства.

В промышленной энергетике законам рынка могут подчиняться взаимоотношения с потребителями при работе энергетиков на сторону, при про­даже ремонтных услуг, баллонных газов и т.п. Когда промышленные энергетики поставляют на рынок основную продукцию – энергию, то на них, как и на всю энергетику, распространяется государственное регулирование рынка. При этом энергетики иногда вынуждены продавать свою продук­цию по ценам ниже рыночных, ниже цены производства (см. рис1.1) и даже себестоимости. Тогда встает довольно сложная и не всегда разрешимая проблема ценообразования на продукцию энергохозяйства. Рассмотрим та­кое положение на примере, когда продается всего один вид энергии – заводским потребителям в количестве Эз, бюджетным и коммунально-быто­вым в количестве Эбпо тарифу Тби другим внешним потребителям по свободному тарифу. Внутризаводская цена (тариф) устанавливается с рас­четом минимальной прибыли – Тз. Требуется определить тариф для сто­ронних потребителей Твпри отпуске энергии в количестве Эв, чтобы энер­гохозяйство было прибыльным. Искомый тариф, руб/ед. энергии, определя­ется при условии покрытия издержек и получения некоторой прибыли тр:

(1.2)

где И – годовые издержки энергохозяйства предприятия при производстве данного вида энергии, руб/год.

Значение величины Твможет оказаться выше рыночной цены. Это приводит к тому, что мелкие потребители стремятся обзавестись собственными мелкими источниками энергии с высокой себестоимостью, но все-таки, возможно, ниже тарифа Тв.

Введение двуставочного и многоставочных тарифов преследует одну цель – заинтересовать потребителя в выравнивании графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и технико-экономические показатели работы энергопроизводителей.

Ввиду дороговизны топлива, а также вследствие кризисных явлений в экономике в некоторых российских регионах для потребителей, рассчитывавшихся по одноставочному тарифу, ввели своеобразное «экономическое лимитирование» электропотребления. Вместо отключения потребителей, превысивших лимит, как это было в 40-е годы, введены повышенные тарифные ставки в зависи­мости от объема потребления. Так, например, в Ивановской области в конце 1996 г. каж­дым бытовым потребителем электроэнергии при потреблении до 100 кВт·ч/мес оплата ве­дется по 100 руб/кВт·ч; при расходе от 101 до 250 кВт·ч/мес – по тарифу 200 руб/кВт·ч; при потреблении свыше 250 кВт·ч/мес – по 400 руб/кВт·ч. Вероятно, такой ограничительный тариф следует рассматривать как вре­менный, поскольку производитель в условиях рынка заинтересован в по­стоянном увеличении объема продаж своей продукции. Однако введение подобных тарифов создает прецедент, особенно интересный для промыш­ленных энергетиков при внутризаводском экономическом стимулировании энергосбережения.

Существенны также штрафы за недовозврат или порчу конденсата при пароснабжении от ТЭЦ, штрафы за повышенную температуру обратной воды в системах теп­лоснабжения, что свидетельствует о недоиспользовании температурного потенциала теплоносителя и приводит к увеличению затрат электроэнер­гии на его перекачку (более подробно описывается в Главе 3).

Таким образом, цены и тарифы в услови­ях рынка:

• образуются для большинства товаров в зависимости от соотношения спро­са и предложения и отражают общественно необходимые затраты труда;

• для продукции производителей-монополистов, в том числе и для энергетики как естественного монополиста, регулируются государством;

• должны компенсировать затраты производителя и давать ему минимальную прибыль для выживания при рыночной экономике, т.е. быть не ниже цены производства;

• призваны стимулировать выравнивание графиков нагрузки, экономное энергопотребление и соблюдение энергетической дисциплины при применении их в энергетике и в промышленной энергетике в виде двуставочных, многоставочных или других разновидностей льготных и штрафных тарифов.

Объем производства – главный показатель производственно-хозяйственной деятельности промышленного предприятия, поскольку, будучи помноженным на рыночную цену продукции, показывает сумму ожидаемой выруч­ки от продажи. Поэтому требуется четко определить это экономическое по­нятие и его разновидности, которые могут применяться для учета, анализа, нормирования и планирования производства на промышленном предприятии и, частично и в отдельных случаях, в промышленной энергетике.

Структура объемных показателей производства и их взаимосвязь показаны на рис.1.2. Общий объем продукции, произведенной и находящейся на различных ста­диях производственного процесса, называется валовой продукцией.

Рис. 1.2. Показатели объемов промышленного производства

Если из этого объема вычесть всю продукцию незавершенного производства, останется готовая продукция, предназначенная на продажу – товарная продукция. Аналогами валовой и товарной продукции в энергетике являются выработанная и – за вычетом собственных нужд и потерь – отпущенная энергия.

Часть товарной продукции, которая еще не продана или за которую не поступили платежи, является неоплаченной продукцией. В энергетике это называется абонентской задолженностью. Если ее вычесть из объема то­варной продукции, то оставшаяся величина представляет собой реализо­ванную продукцию. Именно сумма реализации принята в энергетике и в большинстве других отраслей материального производства основным объемным показателем.

В некоторых материалоемких производствах считается целесообразным оценивать лишь ту часть общей суммы реализации, которая отражает труд, вложенный в изготовление продукции только на самом этом производстве, т. е. вновь созданную стоимость. Этот показатель, образующийся в резуль­тате вычитания из суммы реализации всех материальных затрат, включая стоимость, перенесенную на продукцию основными фондами, называется чистой продукцией. Экономическое содержание чистой продукции – стоимость потребленной рабочей силы, равная фонду оплаты труда, и прибыль, полученная при реализации продукции.

Нетрудно себе представить процесс производства без непосредственно­го участия рабочей силы, т. е. в автоматическом режиме без постоянного обслуживающего персонала. В этом случае производительной силой явля­ется труд, овеществленный в автоматическом оборудовании, а экономиче­ски эта работа отражается стоимостью этого оборудования (основных фон­дов), переносимой на продукцию, т. е. значением амортизации. Поэтому в экономике введено понятие условно чистой продукции, равной сумме чис­той продукции и амортизационных отчислений.

Понятие реализации в промышленной энергетике возникает лишь при продаже энергетической продукции – энергии, энергоносителей и энергетических услуг. Сумма реализации, руб/год, выражается:

R = Э1Т1 + Э2Т2 + Э3Т3 + … ± А + У, (1.3)

где R – сумма реализации энергетической продукции, руб/год; Э1, Э2,Э3... – количество каждого вида реализованной продукции – энергии, энергоносителей, услуг и т.п., ед. энергии/год; Т1, Т2, Т3 ... – соответствующие тарифы, руб/ед. энергии; А – сумма абонентской за­долженности, знак «+» возникает при предоплате, руб/год; У – выручка от оплаты различных услуг, в том числе и неэнергетического характера, оказываемых энергохозяйством.

Энергетика, как известно, не может сама устанавливать объем производимой продукции, поскольку это полностью зависит от потребителей, к которым производитель привязан энергетическими коммуникациями – электрическими, тепловыми и другими сетями. Нынешний порядок пользо­вания электрической и тепловой энергией не предусматривает штрафные та­рифы при перерасходе или недорасходе энергии по срав­нению с договором. Другим фактором, способным несколько повысить сумму реализации у энергетиков, могут стать особые тарифы при повы­шенной надежности энергоснабжения, если она нужна некоторым потре­бителям. Правда, разница в оплате должна образовать страховой фонд, от­куда будут покрываться суммы оплачиваемого ущерба (контрштрафа), ес­ли перерыв энергоснабжения все-таки произойдет.

Прибыль представляет собой стоимость прибавочного труда или денежное выражение прибавочной стоимости, полученной в процессе производ­ства, и вычисляется как разность между суммой реализации R и издержка­ми И, или как разность между рыночной ценой Ц и себестоимостью S, ум­ноженной на объем производства П:

mo = R – И = (Ц – s)·П, (1.4)

где mo– общая или балансовая прибыль, руб/год.

Действующий в условиях товарно-денежных (рыночных) отношений закон максимальной прибыли вынуждает производителей стремиться к увеличению этого показателя всеми возможными способами. Принципиально таких способов всего три:

1. Повышение продажной цены. Однако в условиях стабильного рынка для большинства товаров эта цена диктуется рыночной конъюнктурой, от­ ражая общественно-необходимые затраты труда. Но производители монополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист, имеют некоторую возможность поднимать цены (тарифы) на свою продукцию в пределах, ограниченных антимонопольным законодательством и другими мерами государственного регулирования рынка.

2. Снижение себестоимости продукции. Это основной путь повышения эффективности производства, причем наиболее целесообразно техническое перевооружение на базе самой совершенной техники. Возможны и другие пути – реконструкция, модернизация, совершенствование организации производства и др. Чем ниже себестоимость и цена производства по сравне­нию с конкурентами на рынке, тем выше прибыльность (см. рис. 1.1).

3. Увеличение объема производства. Для этого необходимо изучить потребность рынка, возможности вытеснения конкурентов и провести другие маркетинговые исследования. И если рынок испытывает потребность в данном продукте, то следует принять все меры к расширению производст­ва и увеличения объема продаж, даже если это приведет к снижению (воз­можно, временному) рыночной цены (см. рис. 1.1 и пояснения к нему), ибо общая масса прибыли должна увеличиться. Однако энергетики не могут, как правило, увеличивать объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев при работе на сторону (ремонтные, строительно-монтажные работы, освоение технологических «хвостов» и т.п.). По мере формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей, в энергетике, по-видимому, может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за счет вытес­нения других.

Таким образом, главным способом увеличения прибыльности в энергетике является повышение эффективности производства, снижение себестоимости энергетической продукции и услуг.

В распоряжении предприятий остается не вся прибыль, а только ее часть, чистая или расчетная прибыль тр,руб/год, остающаяся после вычета из нее различных налогов и обязатель­ных платежей Н:

mp = mo – H, (1.5)

Для проведения анализа себестоимости производства и передачи тепловой энергии приведу основные положения, в соответствии с которыми происходит регулирование тарифов на тепловую энергию в Российской Федерации.

Согласно Постановлению Правительства РФ «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» от 26 февраля 2004 г. № 109 и Приказу Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 г. «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», при регулировании уровней тарифов на тепловую энергию, применяется метод экономически обоснованных затрат.

При использовании метода экономически обоснованных затрат тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации продукции и расчетного объема производства соответствующего вида продукции за расчетный период регулирования.

Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета.

Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие группы расходов:

1) на топливо;

2) на покупаемую электрическую и тепловую энергию;

3) на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность;

4) на сырье и материалы;

5) на ремонт основных средств;

6) на оплату труда и отчисления на социальные нужды;

7) на амортизацию основных средств и нематериальных активов;

8) прочие расходы.

Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый производителем энергии на рынок тепловой энергии, определяется по формуле, руб/Гкал:

(1.6)

где НВВ^т — необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии, руб.;

Qотп — отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал.

Согласно п.6 «Правил государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 26 февраля 2004 г. № 109, тарифы и их предельные уровни вводятся в действие с начала очередного года на срок не менее одного года.

Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, включают следующие слагаемые:

1) стоимость тепловой энергии (мощности);

2) стоимость услуг по передаче тепловой энергии (мощности) энергоснабжающими организациями и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям.

Тариф (цена) продажи тепловой энергии от энергоснабжающей (ЭСО) организации рассчитывается для всех потребителей (покупателей) данной ЭСО или дифференцируется по системам централизованного теплоснабжения при условии раздельного учета расходов по каждой из них.

Расчет тарифов продажи тепловой энергии предусматривает определение двухставочных тарифов и (или) одноставочных тарифов.

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения НВВ^т на производство тепловой энергии и на содержание мощности.

1.2. Факторы, определяющие себестоимость теплоэнергии

Себестоимость продукции представляет собой суммарные затраты на предприятии живого и овеществленного труда, выраженные в денежной форме, на изготовление и реализацию продукции.

Себестоимость единицы продукции представляет собой затраты предприятия, приходящиеся на единицу данной продукции.

По своему значению себестоимость продукции меньше общественных издержек производства и отражает лишь затраты данного предприятия.

Себестоимость единицы продукции является важнейшим итоговым показателем работы промышленного предприятия, отражающим технический уровень и результат его производственной и хозяйственной деятельности.

Показатель себестоимости продукции служит для формирования цены, расчета прибыли и рентабельности производства, используется для оценки экономической эффективности внедрения новой техники и мероприятий по улучшению технологии и организации производства, для оценки сравнительной и финансово-экономической эффективности проектных вариантов. Себестоимость промышленной продукции учитывается и планируется по экономическим элементам и по калькуляционным статьям.

К экономическим элементам относятся следующие: затраты на топливо Ит, вспомогательные материалы Ивспм, покупную энергию Иэ, расходы на заработную плату Из.п, амортизационные отчисления Иа, прочие денежные расходы Ипр

И=Ит+Ивсп.м+Иэ+Из.п+Иа+Ипр (1.7)

Группировка по экономическим элементам необходима для определения потребности предприятия в материальных и денежных ресурсах, т. е. для составления сметы производства. Этой группировкой пользуются в настоящее время при проектировании, а также для анализа.

Группировка по калькуляционным статьям учитывает их производственное назначение, фазы производства, цеха.

Калькуляционными статьями являются:

1) топливо на технологические цели Ит.т ;

2. вода на технологические цели Ив;

3. основная заработная плата производственных рабочих ;

4. дополнительная заработная плата производственных рабочих (оплата отпусков, оплата командировок, невыходов из-за выполнения государственных обязанностей и др.);

5) отчисления на социальное страхование, медицинское обслуживание, в фонд занятости с заработной платы производственных рабочих ;

6. расходы по содержанию и эксплуатации оборудования Ис.э, в том числе: амортизация производственного оборудования, расходы по техническому обслуживанию;

7. расходы по подготовке и освоению производства Ип.о(пусковые расходы);

8. цеховые расходы Ип;

9. общезаводские расходы Иобщ;

10) покупная электроэнергия на технологические нужды Иэ.т.

Существующие две группировки затрат взаимно дополняют друг друга, что дает возможность более детально раскрыть содержание отдельных ви­дов затрат в себестоимости продукции.

Структура себестоимости, т. е. удельный вес составляющих затрат в суммарной себестоимости, в энергетическом производстве существенно отличается от других производств и в то же время индивидуальна для отдельных типов энергетических установок.

В машиностроении наибольшие затраты приходятся на сырье и материалы, на тепловой электростанции и крупной котельной – на топливо, в уг­ледобывающей промышленности – на заработную плату производствен­ного персонала, на предприятиях тепловых сетей – на амортизационные отчисления.

Для каждого данного типа производства структура затрат зависит от масштаба производства, например увеличение мощности котельной ведет при прочих неизменных условиях к повышению топливной слагающей себестоимости и снижению составляющих затрат на амортизацию, заработ­ную плату и пр.

В промышленности различают следующие виды себестоимости: цеховая, заводская (фабрично-заводская) и полная (коммерческая).

Цеховая себестоимость включает только расходы на производство продукции в данном цехе с учетом затрат на сырье, основные и вспомогательные материалы (например, себестоимость чугуна в доменном цехе металлургического завода).

Заводская себестоимость, кроме цеховых, включает общезаводские расходы на содержание заводоуправления, складов и пр.).

Полная (коммерческая) себестоимость, кроме всех расходов по производству (заводская себестоимость), включает также внепроизводственные расходы: расходы по реализации продукции, подготовке кадров, на науч­но-исследовательские работы и пр.

На электрических станциях обычно подсчитывают заводскую себестоимость (на шинах или коллекторах электростанции) и полную себестои­мость у потребителя.

Затраты на производство продукции могут быть классифицированы по степени однородности, по влиянию объема выпуска продукции, по роли в процессе производства, по способу отнесения расходов на единицу продукции.

1.По степени однородности затраты можно разделить на элементные (т. е. однородные) и комплексные, объединяющие качественно разнород­ные элементы.

К элементным затратам относятся, например затраты на топливо, на основную заработную плату производственных рабочих. К комплексным затратам относятся, например цеховые расходы, которые включают в себя элементные затраты на вспомогательные материалы, заработную плату, энергию и пр.

2. По влиянию объема выпуска продукции затраты можно разделить на условно-постоянные и условно-переменные. Условно-постоянными расхо­дами на предприятии называются такие, которые почти не зависят от объе­ма выпускаемой продукции, а условно-переменными – такие, которые в основном прямо пропорциональны объему продукции. При расчете себестоимости по экономическим элементам затраты на содержание производственного персонала с повременной оплатой труда, амортизационные отчисления, общезаводские (общестанционные) расходы относят к условно-постоянным: затраты на сырье, топливо, заработную плату производствен­ного персонала со сдельной оплатой труда – к условно-переменным.

При калькуляции себестоимости единицы продукции постоянные расходы всего предприятия, приходящиеся на единицу продукции, снижаются с увеличением объема продукции, а переменные расходы предприятия образуют постоянную составляющую расходов на единицу продукции:

И = Ипост + Ипер = Ипос + Sпер·V, (1.8)

откуда

S = Ипост / V + Sпер, (1.9)

где И– себестоимость годовой продукции предприятия (годовые издерж­ки), руб/год; Ипост – условно-постоянные годовые расходы (издержки) предприятия, руб/год; Ипер– условно-переменные годовые расходы (издержки) предприятия, руб/год; Sпер – условно-переменные расходы, приходящиеся на единицу продукции, руб/ед. продукции; S – себестоимость единицы продукции, руб/ед. продукции; V – количество производимой продукции в год.

3. По роли в процессе производства все за­траты предприятия разделяются на основные и накладные. Расходы, кото­рые непосредственно связаны с процессом изготовления продукции, от­носятся к основным. Это затраты на сырье, материалы, топливо, энергию на технологические цели, заработную плату производственного персона­ла и т. п. Расходы по обслуживанию основного производства и управле­нию относятся к накладным.

4. По способу отнесения затрат на единицу продукции затраты на производство делятся на прямые и косвенные.

К прямым затратам относятся такие, которые могут быть непосредственно отнесены на калькулируемую единицу продукции на основе факти­ческих показателей или установленных норм (например, затраты на теплофикационное отделение промышленной ТЭЦ относятся полностью на про­изводство теплоты).

К косвенным затратам относятся такие затраты, которые являются общими для нескольких видов продукции. Например затраты на топливо, используемое на промышленной ТЭЦ – для производства пара, электрической энергии, тепловой энергии.

Суммарные затраты комплексного производства должны распределять­ся только между теми продуктами, которые могут удовлетворять извест­ные народнохозяйственные потребности, т. е. имеют определенную потребительскую стоимость. Так, минеральная часть топлива (зола) может рассматриваться в качестве продукта только при последующем ее использовании для производства строительных материалов.

Методы разнесения косвенных затрат конкретизируются применительно к определенному типу производств, должны учитывать их технологические особенности и обеспечивать получение наибольшего эффекта.

Снижение себестоимости продукции, достигаемое путем сокращения затрат живого и овеществленного труда, является основным источником повышения внутрипромышленных накоплений и рентабельности производства.

Пути снижения себестоимости энергетической продукции весьма многообразны. Некоторые из них обусловливаются внешними, не зависящими от работников условиями, но многие другие могут быть предусмотрены при проектировании и строительстве или достигнуты при ее эксплуатации.

Для снижения себестоимости в условиях действующего предприятия могут быть использованы мероприятия:

1. реконструктивного характера (реконструкция хвостовых поверхностей нагрева котлов, лопаточного аппарата дымососов, компрессоров или турбин, конденсаторов турбин и т. п.);

2. режимного характера (выбор наивыгоднейшего состава работающего оборудования, установление наивыгоднейшего распределения нагрузки между работающими энергогенерирующими агрегатами и др.);

3. направленные на снижение потерь: а) топлива при хранении и транспортировке; б) энергетической продукции при передаче ее потребителям и расходуемой на собственные нужды; в) материалов, масел и др.;

4. направленные на использование теплоты уходящих газов, отработанного пара, теплоты испарительного охлаждения и др.;

5. организационно-технического характера (механизация и автоматизация производственных процессов и ремонтных работ, расширение зон об­служивания, укрупнение и объединение мелких административно-управ­ленческих отделов и др.).

Важнейшими путями снижения себестоимости энергетической продукции, которые могут быть использованы в условиях проектирования, явля­ются следующие:

1. повышение единичных мощностей энергогенерирующего оборудования и предприятий в целом;

2. применение безотходных производств;

3. применение комбинированных энергетических и энерготехнологических установок;

4. разработка рациональных схем топливо- и энергоснабжения, включающих использование ВЭР;

5. рациональная организация строительства, включающая сокращение сроков строительства, использование местных строительных материалов и др.

Целесообразность проведения того или иного мероприятия должна быть установлена на основе технико-экономического расчета. При этом наряду с денежной оценкой следует учитывать условия надежности энергоснабже­ния, техники безопасности, условия труда.

Снижение себестоимости энергетической продукции имеет большое на­родно-хозяйственное значение и оказывает существенное влияние на по­вышение рентабельности не только энергетических предприятий, но и многих, особенно энергоемких промышленных предприятий.

1.3. Основные направления оптимизации процесса теплоснабжения

Экономное и рациональное расходование топливно-энергетических ресурсов является од­ной из важнейших народнохозяйственных за­дач. Расходы топлива на теплоснабжение го­родов и населенных мест занимают значитель­ное место в общем топливном балансе страны. Велики и затраты электроэнергии в системах централизованного теплоснабжения, которые в основном связаны с транспортированием тепло­носителя по тепловым сетям. Все это вызывает необходимость обеспечения работы систем теплоснабжения с высокими технико-экономи­ческими показателями. Значительная роль в этом вопросе принадлежит организациям, эксплуатирующим тепловые сети.

Основными направлениями работ и мерами по экономии тепловой и электрической энергии в системах теплоснабжения являются:

а) разра­ботка и применение при планировании и в произ­водстве технически и экономически обоснован­ных прогрессивных норм расхода тепловой и электрической энергии для осуществления их экономии и наиболее эффективного ис­пользования;

б) организация действенного уче­та отпуска и потребления энергии;

в) опти­мизация эксплуатационных режимов тепловых сетей с разработкой и внедрением наладочных мероприятий;

г) разработка и внедрение орга­низационно-технических мероприятий по ликви­дации сверхнормативных и непроизводственных тепловых потерь и утечек в сетях;

д) расчет себестоимости с применением метода предельных издержек, позволяющий объективно учитывать ценность отпускаемой энергии.

Для планирования потребления этих ресур­сов и оценки эффективности их использования служат нормы расхода тепловой и электрической энергии в тепловых сетях. Выполнение уста­новленных норм расхода, дифференцированных по времени, срокам и величинам используемого оборудования, является обязательным условием при материальном стимулировании за экономию топливно-энергетических ресурсов как потребителя, так и поставщика энергии. Нормы должны способствовать максимальной мобилизации внутренних резервов экономии энергии с обоих сторон, выполнению плановых задании и достижению высоких технико-экономических показателей теплоснабжения.

Работа теплоэнергетических предприятий по экономии топлива, устранению непроизводи­тельных потерь тепловой энергии и повыше­нию эффективности теплоснабжения базируется на правильно организованном учете отпуска и потребления теплоты. Учет тепловой энергии способствует рациональному ее использованию, а также выявлению и ликвидации факторов расточительного расходования теплоты, превышению договорных нагрузок и качеству поставляемой энергии.

Теплоэнергетические предприятия должны постоянно анализировать данные учета путем сопоставления количества теплоты, фактически отпущенной котельной, с расчетным теплопотреблением подключенных к тепловой сети потре­бителей. На основе такого анализа необходи­мо разрабатывать и осуществлять мероприятия, направленные на снижение тепловых потерь в сетях, экономию расхода теплоты в системах теплопотребления зданий и электроэнергии, затрачиваемой на перекачку сетевой воды. Учет отпуска теплоты обеспечивает контроль за удельным расходом топлива на выработку теп­ловой энергии. Основным путем обеспечения эф­фективной работы систем теплопотребления зда­ний (отопления, вентиляции и горячего водо­снабжения) и высоких технико-экономических показателей системы централизованного тепло­снабжения в целом является оптимизация эксплуатационных режимов тепловых сетей, разработка и внедрение наладочных меро­приятий, основанном на графике отопительной нагрузки – графике Россандра.

Режимы работы тепловой сети подразделяют на тепловой и гидравлический. Тепловой режим сети определяет метод регулирования отпуска теплоты и задает соответствующий график тем­ператур в тепловой сети и системах теплопотреб­ления. На основе температурных графиков определяют потребные расходы теплоносителя в системах теплопотребления зданий и сетях. Гидравлический режим определяет требуемые перепады давления в тепловых сетях, условия по поддержанию расчетной циркуляции теплоносителя и его правильному распределению по всем подклю­ченным к сетям системам теплопотребления.

На основе разработанного гидравлического режима задают параметры работы сетевых, под­качивающих и подпиточных насосов, автомати­ческих регуляторов, рассчитывают дроссельные и смесительные устройства, устанавливаемые на тепловых пунктах и в системах теплопотребления. Следует подчеркнуть принципиальное отличие режимов, разрабатываемых на стадии проектирования систем теплоснабжения, и эксплуатационных режимов. Проектные тепло­вые и гидравлические режимы разрабатывают, как правило, при проектировании магистраль­ных тепловых сетей, с их помощью определяют условия для дальнейшего проектирования рас­пределительных сетей и выбирают схемы при­соединения систем теплопотребления зданий к сетям.

Система централизованного теплоснабжения с момента ввода в эксплуатацию постоянно развивается за счет подключения к ней новых потребителей и строительства новых участков тепловых сетей. В связи с этим на каждый конкретный отопительный сезон следует рассчи­тывать и корректировать эксплуатационные режимы, учитывающие фактическое состояние системы теплоснабжения. Оптимизация эксплуа­тационных режимов должна предусматривать наиболее полное использование характеристик фактически установленного оборудования, ра­ционализацию схем тепловых пунктов, исполь­зование возможности совместной работы тепло­вых сетей от нескольких источников теплоты, закрытие мелких неэкономичных котельных, уве­личение пропускной способности сетей по тепло­те за счет применения высоких температурных графи­ков регулирования отпуска теплоты.

Не требует особого пояснения, что затраты на производство тепла бывают постоянными и переменными (зависимыми от погоды). При 100% переменном тарифе энергосбережение у потребителя не выгодно производителю тепла как из-за уменьшения объема продаж, так и из-за сохранения на прежнем уровне постоянных затрат, оплату за которые он перестает получать.

При установке теплосчетчика потребитель может резко сократить свое потребление, но считаться подключенным по максимальной мощности с соответствующим резервированием по источникам тепла и диаметрам трубопроводов.

При установке счетчиков тариф резко изменяется от практически 100% фиксированного (по проектным нагрузкам) до 100% переменного. В переходный период для более разумного разделения затрат между потребителями со счетчиками и без них и для появления свободных мощностей на ТЭЦ необходимо ввести в тарифах высокую фиксированную часть, отражающую все фиксированные затраты, в том числе затраты на нормируемые тепловые потери.

За недопоставку тепла должны налагаться серьезные штрафы.

Температура обратной сетевой воды является важнейшим параметром при продаже тепла, т.к. сравнительно небольшие инвестиции со стороны потребителей могут значительно снизить температуру обратной воды и привести к значительной экономии у поставщика тепла (особенно, если это ТЭЦ) как за счет удешевления процесса выработки тепла в комбинированном режиме, так и за счет уменьшения теплопотерь, диаметров трубопроводов, снижения затрат электроэнергии на перекачку воды.

Стимулирование потребителей к снижению температуры обратной сетевой воды возможно тремя способами:

а) введением разного уровня тарифов, отражающих себестоимость востребованной установленной мощности, отдельно для высокопотенциального и низкопотенциального тепла;

б) понижающими и повышающими коэффициентами к тарифу при понижении или повышении температуры обратной сетевой воды относительно регламентированного температурного графика (например, по Тср. мес.=1000 Qмес. /Gмес.);

в) введением переменной части тарифа, как тарифа на расход сетевой воды с учетом температуры в подающем трубопроводе.

Отсутствие в тарифе стимулов к снижению температуры обратной сетевой воды имеет негативные последствия, т.к. дает возможность потреблять только высокопотенциальное тепло, нарушая гидравлические режимы всей системы, и, сводя на нет выгоды теплофикации, оплачивая по показаниям теплосчетчика те же деньги, что и в нормальном режиме.

Из-за сезонной неравномерности теплопотребления на ТЭЦ и в котельных имеется огромный запас мощностей для преодоления зимнего минимума температур (10 дней из 365). С учетом того, что высокопотенциальное тепло самое дорогое, представляется целесообразным ввести сезонное понижение тарифов в теплое время года и повышение их в холодное, с наивысшим тарифом в зимние месяцы. Это создает дополнительные стимулы для экономии в самые холодные месяцы (в частности, путем уменьшения заявленной мощности при проведении энергосберегающих мероприятий), усиливает эффект от превращения котельных в пиковые, стимулирует создание дешевых местных источников покрытия пиковой нагрузки.

Это также послужит мощным экономическим стимулом к поддержанию необходимой температуры сетевой воды в подающем теплопроводе. А пока производство высокотемпературного теплоносителя невыгодно АО-энерго, а иногда и убыточно.

Идеальный новый потребитель тепла для ТЭЦ – это потребитель, который пользуется теплом 7–8 месяцев в году в теплое время. Для него не требуется дополнительных инвестиций в увеличение резерва мощности, он потребляет наиболее дешевое низкопотенциальное тепло, причем имеющееся в этот период в избытке. И таких потребителей много – это потребители, сейчас получающие тепло от муниципальных и заводских котельных, которые можно перевести в пиковый режим. Технически это решается путем наладки режимов теплопотребления, стимулирования потребителей к снижению температуры обратной сетевой воды (с соответствующим уменьшением расходов), использованием резервов по диаметрам трубопроводов, строившихся, как и все остальное, с огромным запасом (что позволяет сетям работать практически без регулировки).

Но завышенные тарифы на тепло привели к тому, что переключать нагрузку на ТЭЦ не выгодно даже в летний период. То есть АО-энерго сами отвадили от себя самых выгодных потребителей. Получается, что города дважды оплачивают тепло, вырабатываемое в котельных, и тепло, бесполезно теряющееся в градирнях ТЭЦ.

При плановой экономике все крупные котельные повсеместно минимум на 5 месяцев переключали свою нагрузку на ТЭЦ, сейчас эта практика прекращена, что приводит к огромным потерям.

Специалисты уже 70 лет спорят о методике установления цен на тепловую и электрическую энергию при комбинированной их выработке. Эти споры имели смысл при социализме. Сейчас РЭК может утвердить обоснованный тариф, а потребитель отреагирует на него отключением и строительством собственного теплоисточника. Тарифы на тепло от ТЭЦ должны устанавливаться ниже себестоимости производства тепла в локальных котельных.

Это будет выгодно всем:

• потребитель получит дешевое тепло и сэкономит деньги на эксплуатации своей котельной, либо откажется от ее строительства;

• государство получит значительный общегосударственный эффект в уменьшении затрат на теплоснабжение;

• АО-энерго смогут вернуть потребителей и продать тепло, которое иначе улетучится в воздух через градирни ТЭЦ, работающих в комбинированном режиме.

Затраты на обслуживание легко рассчитываются, т.к. они относятся не к переменным, а к постоянным, и целиком за год зависят не от суммарного теплопотребления, а только от продолжительности отопительного сезона и стоимости электроэнергии.

Экономия средств может образовываться как за счет уменьшения теплопотребления (появляется стимул к установке в ЦТП приборов учета), так и за счет штрафных санкций к АО-энерго за качество теплоносителя.

Теплоисточникам надо отдавать средства на обслуживание внутренних систем отопления и функции контроля над качеством теплопотребления. При введении нормальных расценок на обслуживание систем отопления зданий окажется выгодно их не контролировать, а брать на обслуживание самим либо через подрядчика. Расчеты с немуниципальными потребителями, бюджетными потребителями и жилыми зданиями, оборудованными счетчиками, могут осуществляться по привычной схеме – за гигакалорию.

Тарифы на тепло не могут определяться разными организациями в зависимости от ведомственной принадлежности котельных и тепловых сетей. Сейчас тарифы на тепло от муниципальных источников определяют сами муниципалитеты, заменяя в этом вопросе государство, а от всех остальных источников тарифы устанавливают региональные энергетические комиссии. Для проведения общей тарифной политики, вопросы тарифообразования должны быть сконцентрированы в одном государственном органе.

2. Экономические предпосылки оптимизации работы в теплоснабжении

2.1. Краткая характеристика рассматриваемого объекта и условий работы

В октябре 1977 года для обеспечения тепловой энергией строящегося жилья и производственных объектов Левого берега р.Иртыш была запущена Кировская районная котельная (ТЭЦ-6).

На котельной в настоящий момент установлены три котлоагрегата КВГМ-100, три ПТВМ-35 и шесть ГМ-50, общей теплопроизводительностью 585 Гкал в час, восемь сетевых насосов производительностью 10´000 тонн/час (по 1´1250 т/ч каждый) и другое оборудование. Котельная работает на газе, имея дополнительно резервное топливо – мазут.

Схема теплоснабжения открытая – потребление тепла происходит параллельно с отбором сетевой воды из тепловых сетей (нагрузка ГВС).

Загрузка котельной значительно варьируется в течении года, это обусловлено меняющейся в течении года потребностью потребителя в теплоэнергии. В неотопительный период котельная отпускает тепловую энергию на покрытие нагрузки горячего водоснабжения. С наступлением отопительного периода на котельной происходит резкий набор нагрузки и объемов отпуска теплоэнергии (Приложение №7). Регулирование отпуска теплоты предусмотрено в открытых системах теплоснабжения по графику температур. При этом на вводах потребителей устанавливают дроссельные диафрагмы.

Для упорядочивания отношений энергоснабжающей организации и потребителя заключаются договора на теплоснабжение. В них определены права, обязанности и ответственность сторон, основные технологические параметры, в рамках которых производят взаиморасчеты: максимальную часовую нагрузку и отпуск тепловой энергии с разделением на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (по месяцам и суммарно за год).

По заключенным договорам с потребителями, диспетчер тепловой сети формирует задание, согласно которого котельная, оптимизируя структуру работы своего оборудования, обязана выдерживать необходимые технологические параметры по отпуску тепловой энергии (Приложение №1). Данное задание утверждается главным инженером энергосистемы, его заместителем и главным инженером структурного подразделения «Тепловые сети».

Таблица №1.

Режимы работы тепловых сетей от теплового источника ОАО «АК «Омскэнерго» на отопительный сезон 2004-2005 года.

№	Показатель	Разм	ТЭЦ-6
1	Температурный график	°С	160 / 70
	со срезкой		150
2	Максимальный среднесуточный часовой расход воды в подающих магистралях	т/ч	6 409,7
3	Максимальная среднесуточная часовая подпитка (без утечек)	т/ч	805,6
4	Нормативные утечки	т/ч	105,3
5	Максимальная подпитка	т/ч	1 877,6
6	Давление в подающих магистралях после приборов учета	Ати	13,5
7	Давление в обратных магистралях до приборов учета	Ати	1,5
8	Располагаемый напор	мет.в.ст.	120
9	Максимальный среднечасовой расход тепла	Гкал/час	435,0
10	Действующий тариф на производство и передачу тепловой энергии	руб/Гкал	301,84

В зависимости от температуры наружного воздуха в теплосеть должна подаваться сетевая вода с температурой в подающем трубопроводе, определяемой согласно утвержденного на предприятии температурного графика. Объем максимального среднесуточного часового расхода воды в подающих магистралях (6´409,7 т/ч), при соблюдении температурного графика, должен соответствовать максимальному среднечасовому расходу тепловой энергии – 435,0 Гкал/час.

Для детального анализа технико-экономических показателей работы предприятия необходимо знать не только расчетные нормативные величины процесса теплоснабжения, но и квалифицированно сделать выводы, опираясь на фактические, сложившиеся по году, показатели.

Для проведения анализа были запрошены, а АК «Омскэнерго» представлены технико-экономические результаты работы ТЭЦ-6 за 2004 год (Приложение №2).

2.2. Экономическая эффективность соблюдения температурного графика

Согласно полученного диспетчером величины максимального среднечасового расхода тепла – 435,0 Гкал в час, максимальный среднесуточный часовой расход воды в подающей магистрали (6´409,7 т/ч) и подпитки теплосети (805,6 т/ч) должен обеспечить заявленный температурный график – 160/70 (Приложение №3).

В результате перепроверки вышеуказанных величин между собой получается несоответствие.

Рассмотрим возможные результаты перерасчета отпуска тепловой энергии при разных температурных графиках, максимальных среднесуточных часовых расходах теплоносителя в тепловой сети, приведенные в Таблицах №2, 3.

Таблица №2.

Расчетный отпуск энергии при разных температурных графиках

Температурный график	170/70	160/70	150/70	130/70	110/70
Расчетный отпуск теплоэнергии	696,6	632,5	568,4	440,2	312,0
Заданный отпуск	435	435	435	435	435
Расчетный - Заданный отпуск т/э	261,6	197,5	133,4	5,2	-123,0
Увеличение, %	160,1%	145,4%	130,7%	101,2%	71,7%

* Условие: Расход в теплосети - CONST, а отпуск тепловой энергии - VAR

1.1. Так, при сохранении объемов расхода в подающей магистрали и подпитки получается, что среднечасовой расход тепловой энергии потребителем (~440,2 Гкал/час) будет соответствовать температурному графику 130/70.

1.2. При сохранении и объемных показателей расхода в тепловой сети, получается, что при соблюдении утвержденного руководством предприятия графика 160/70 максимальный среднечасовой расход тепловой энергии будет составлять 632,5 Гкал/ч или на 45,4% больше утвержденного (при 170/70 – 696,6 Гкал/ч или на 60,1% больше утвержденного).

1.3. При переходе на пониженный температурный график – 110/70 максимальный среднечасовой расход тепловой энергии будет составлять всего 312,0 Гкал/ч, что на 28,3% меньше утвержденного.

Таблица №3.

Расчетный максимальный расход в прямой при разных температурных графиках

Температурный график	170/70	160/70	150/70	130/70	110/70
Заданный отпуск теплоэнергии	435	435	435	435	435
Среднесут.макс. расход в прямой, т/ч	3794,1	4215,7	4742,7	6323,6	9485,3
Заданный расход в прямой	6409,6	6409,6	6409,6	6409,6	6409,6
Перерасход теплоносителя, %	168,9%	152,0%	135,1%	101,4%	67,6%

* Условие: Расход в теплосети - VAR, а отпуск тепловой энергии - CONST

2.1. При заданном среднечасовом расходе теплоэнергии – 435,0 Гкал/ч расход теплоносителя будет соответствовать температурному графику 130/70.

2.2. При одной тепловой нагрузке среднесуточные максимальные расходы теплоносителя в прямой при температурном графике различаются:

а) график 170/70 – должен уменьшиться на 68,9 %;

б) график 160/70 – должен уменьшиться на 52,0 %;

в) график 150/70 – должен уменьшиться на 35,1 %;

г) график 110/70 – должен увеличиться на 67,6 %.

Выводы:

1. Данные подключенной тепловой нагрузки не совпадают с утвержденным температурным графиком и объемом циркуляции. Заданный максимальный среднечасовой расход теплоэнергии (435 Гкал/час) не соответствует даже графику 130/70.

2. Фактические гидравлические режимы у потребителя нарушены, из-за чего не возможно обеспечить нормативный теплосъем по графику 160/70. Перерасход находится в пределах 45,4% - 52,0%. Основными причинами нарушений гидравлических режимов, обеспечивающий расчетный расход теплоносителя через отопительные приборы и на нужды ГВС, являются повсеместное снятие или рассверливание дроссельных шайб в тепловых узлах, отсутствие ежегодной промывки систем отопления и другие действия.

3. При существующих гидравлических режимах, тепловая сеть может обеспечить (при графике 170/70) подключение нагрузки 696,56 Гкал/час, что на 261,56 Гкал/час (60,1%) превышает существующее задание.

4. На ТЭЦ-6 есть огромный запас уже установленной теплогенерирующей мощности, насосного оборудования и не менее важного – существующих и работающих тепловых сетей – 260 Гкал/ч. При активном увеличении темпов ввода жилья нельзя не рассматривать существующие резервы.

Температурный график работы тепловых сетей - это основа основ всей технической и экономической политики крупной теплоэнергетической системы города. При организации теплоснабжения десятков тысяч потребителей от тепловых сетей, объединяющих различные виды источников тепла (ТЭЦ, котельные) необходим единый технологический документ, который увязывает интересы всех сторон теплоэнергетического процесса: покупателей, производителей тепловой энергии, наладчиков гидравлических и температурных режимов тепловых сетей, инспекторов Госэнергонадзора, проектировщиков систем отопления. Температурный график – это основной фактор, определяющий всю экономику теплоэнергетики.

График температуры воды при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения рассчитывается в зависимости от значения соотношения среднечасового расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение к суммарному максимальному часовому расходу теплоты на отопление зданий. При расчете графиков температур принимают: начало и конец отопительного сезона при температуре наружного воздуха tн=8ºС; температуру отапливаемых зданий жилых районов tв=18-20ºС при расчетной наружной температуре для отопления tн.р.= -37ºС.

Согласно утвержденному температурному графику для ТЭЦ-6 АК «Омскэнерго» на 2004 год – 160/70 со срезкой 150, температура сетевой воды в прямой осуществляется качественным методом. При температуре воздуха tн.р.= -33ºС, температура сетевой воды должна достигнуть 150 ºС. При дальнейшем понижении температуры окружающего воздуха, увеличение температуры сетевой воды происводится не будет. Время стояния столь низких температур мало, и температура в обратном трубопроводе снижается с 66,8 ºС (при -33,0 ºС) до 64,6 ºС (при -37,0 ºС).

Построенные зависимости температур в прямом и обратном трубопроводах тепловых сетей от температуры наружного воздуха по факту и утвержденному графику (Приложение №4) обнажили очень важную проблему – крайне неэффективное потребление теплоэнергии от сетевой воды (теплосъем потребителем).

В централизованном теплоснабжении невозможно создание условий реального рыночного обмена. Но, тем не менее, основной процесс экономки – купли-продажи здесь есть: Энергоисточник обязан выдать товар определенного качества при определенных условиях, а потребитель его принять и своевременно оплатить.

На сегодняшний день складывается следующая ситуация: при расчетной температуре tн.р.= –37ºС источник должен обеспечить, теплосеть довести теплоноситель до потребителя, согласно графика 160º/70º. В существующих условиях температура в прямом трубопроводе составит (оценочно для температуры воздуха –37ºС) +113ºС. При этом потребитель должен обеспечить температуру в обратном луче не выше +64,6ºС, но она будет реально достигать +55ºС.

Потребитель, получающий сетевую воду, обнаруживает несоответствие температуры в подающем луче с температурным графиком. Часто в связи с этим возникает недовольство потребителя считающего, что его ´недогревают´ по вине энергоисточника и рассматривается вопрос о правильности выставленного к оплате счета за потребленную им тепловую энергию. Но для правильной оценки возникших отклонений необходимо рассматривать и другие неотъемлемые показатели – температуру обратной сетевой воды, ее расход, нагрузки отопления и горячего водоснабжения.

Так при нормативном перепаде Тпрям – Тобр = 160 - 64,6 = 95,4ºС, фактический перепад температур составляет 113 - 55 = 58ºС.

(2.1)

где Тнорм и Тфакт – разница температур сетевой воды при расчетной температуре окружающего воздуха, согласно принятому и фактическому температурному графику, ºС.

(2.2)

Таким образом, при сохранении существующих объемов циркуляции сетевой воды, имеется значительный резерв пропускной способности тепловых сетей – 64,5% от нынешней. Данный резерв должен эффективно использоваться при оценке перспективного увеличения спроса на тепловую энергию в зоне действия данного источника.

Соответствие фактической температуры сетевой воды нормативному значению по температурному графику является одним из главных показателей, характеризующих качество работы всей теплоэнергетической системы. По правилам технической эксплуатации (ПТЭ), недогрев ´прямой´ сетевой воды не должен быть больше ±(2,1÷4,5°С). Однако фактический недогрев прямой сетевой воды в целом по теплоисточникам составляет 30-60 °С, что в 10 раз больше допустимого по ПТЭ. В свою очередь, потребитель также должен обеспечить полное использование тепла, и температура ´обратки´ не должна быть выше + (1,2÷2,1ºС) от норматива.

Из-за завышенного роста циркуляции сетевой воды, массового снижения перепадов давления у концевых потребителей тепла, при температурах наружного воздуха ниже -20-25°С создается неуправляемая аварийная ситуации. Тонкой наладкой гидравлических режимов с установкой нужных диаметров регулирующих шайб и сопел специалисты тепловых сетей занимаются месяцами, но достаточно один раз не обеспечить необходимую температуру в течение 2-4 дней как все результаты тонкой наладочной работы нарушаются. Но самое главное, что никакой реальной экономии электроэнергии, воды и топлива на теплоснабжении при этом нет. Наоборот имеется постоянный перерасход из-за ´перегрева´ потребителя выше +22°С, близлежащих потребителей тепла ~ 60%, и массового ´недогрева´ ниже +18°С, удаленных потребителей тепла ~30%. При снижении температуры наружного воздуха ниже –28°С может произойти массовый неуправляемый ´недогрев´ населения. С температурой ниже +18°С уже для ~60% потребителей, и городских системах отопления может возникнуть неуправляемая аварийная ситуация, требующая вмешательства министерства чрезвычайных ситуаций.

В настоящее время количество потребленного товара – теплоэнергии для большинства потребителей определяется расчетными методами, согласно проектам. При превышении расхода топлива на источнике, потраченного в том числе на перегрев потребителя, регулирующие и надзорные органы, руководствующиеся действующим законодательством, нормативными документами и техническими стандартами, не должны принимать перерасход средств по данным статьям затрат.

Применение разных температурных графиков работы тепловых сетей отражаются в переменных затратах – стоимости электроэнергии на привод насосов, увеличение объемов подготавливаемой воды, химических реагентов, затрат теплоэнергии на деаэрацию.

В постоянных – строительство и модернизация тепловых сетей при эксплуатации.

Сравнительные характеристики температурных графиков приведены в Таблице №4.

Таблица №4.

Сравнительные характеристики температурных графиков тепловых сетей

Теплотрасса, работающая по проектному температурному графику			Необходимый напор сетевой воды на ТЭЦ (м.в.с) при переходе от проектного графика на фактический (скорректированный) график
Проектный график:	Метало- емкость %	Нормативные потери тепла %	95-70ºС	110 -70ºС	130 -70ºС	150 -70ºС	170 - 70ºС со срезкой
110-70ºС	200	15.0	307	120 →	53.3 →	→30.0	19.2
130-70ºС	133	10.5	891	270	120	67.5	43.2
150-70ºС	100	8.4	1229	480←	← 213	← 120	76.2
170-70ºС	80	6.9	1920	750	333	186	120

Результаты технико-экономического анализа показывают, что температурные графики 150/70 и 170/70 ºС являются самыми экономичными по первоначальным затратам:

а) по металлоемкости по снижению кап.затрат в строительные конструкции;

б) по снижению удельных потерь тепла через тепловую изоляцию;

с) по сокращению издержек на перекачку сетевой воды.

• Переход с графика 150-70 °С на график 110-70 ºС, вызывает рост первоначальных капиталовложений на 200%.

• Переход от графика 150-70 ºС на график 110-70 ºС вызывает рост удельных нормативных потерь с 8.4% до 15.0% (При условии равной и оптимальной 100% загрузки трубопроводов в обоих случаях).

• Переход на фактический режим работы тепловых сетей по графику 110 ºС против проектного графика 150-70 ºС требует одновременного роста циркуляции в 2 раза больше сетевой воды. Для обеспечения передачи равного количества тепла требуется рост перепада давления сетевой воды на ТЭЦ от 120 м.в.с до 480 м.в.с. Так как это практически невозможно, то наши потребители будут, безусловно, ограничены по возможности пользования тепловой нагрузкой в 2 раза.

По фактическим результатам декабря 2004 года величина ´недогрева´ подающего луча ТЭЦ-6, при среднемесячной температуре воздуха –17ºС, составила 114,5 – 94,6 = 19,9 ºС. Но с другой стороны, потребитель обеспечил лучший теплосъем, и ´обратный´ луч снизился на 56,1 – 50,4 = 5,7ºС ниже нормативной величины, что лучше для теплоисточника. При приведении температуры в подающем трубопроводе к графику, произойдет перегрев потребителя.

При соблюдении температурного графика, утвержденного руководством предприятия – 160/70 максимальный расчетный среднесуточный часовой расход в подающем трубопроводе должен составлять 4´215,7 тонн в час, вместо утвержденного на предприятии – 6´409,7 т/ч.

Исходя из характеристик принимающего в процессе теплоснабжения оборудования, суммарный удельный расход электроэнергию на привод сетевых насосов (СЭ-1250-140 на ТЭЦ-6 и СЭ-1250-75 на ПНС) составляет .

Учитывая выше перечисленные критерии и условия отопительного периода, в результате анализа работы системы на пониженном температурном графике получен экономический эффект (Приложение №5):

- перерасход циркуляции сетевой воды – 9´211´539 тонн в год (или 27,6% от нормы);

- перерасход электрической энергии на повышенной циркуляции – 6´853´385 кВтч в год (или 20,5% от общего электропотребления);

- сверхнормативные затраты на электрическую энергию (при тарифе на низком уровне напряжения 1,139 руб/кВтч) составляет 7´806,006 тысяч рублей в год.

Это ситуация характерна практически для всех участников данного сектора рынка.

Делать выводы, что данные издержки однозначно возникли только по вине энергоснабжающей ситуации, нельзя.

В первую очередь, нарушена гидравлическая система непосредственно у потребителя – на тепловых узлах, в системах отопления, из-за нарушений им технических условий функционирования системы ЦТС. Теплоисточник имеет техническую возможность соблюдать температурный график. Но, если гидравлическая система потребителя не настроена, у ТЭЦ возникнут убытки в связи с перерасходом топлива при перегреве потребителя, у которых не будут источников компенсации ни в тарифе, ни в виде штрафных санкций.

Во-вторых – нет ответственности за нарушения условий функционирования процесса теплоснабжения. Потребитель самостоятельно, без согласования с энергосистемой, вносит изменения в регулирующих устройствах – изменяя или снимая дроссельные шайбы, увеличивая циркуляцию теплоносителя по его системе теплопотребления. Но в этот момент происходит пропорциональное снижение циркуляции теплоносителя и объемов теплопотребления у всех остальных потребителей от данной энергоснабжающей организации.

В-третьих, для приведения в соответствие гидравлических режимов у потребителя необходимы финансовые затраты. В действующих условиях потребитель сам должен у себя привести оборудование в соответствие с требованиями источника и надзорных органов за счет собственных средств. Такой подход трудно выполним, когда речь идет о населении.

Температурный график и гидравлические режимы тепловых сетей должны быть законом для всех участников рынка теплоснабжения: теплоснабжающей организации и потребителя.

2.3. Определение себестоимости тепловой энергии по предельным уровням издержек

Прошло двенадцать лет, как Россия объявила об отходе от плановой экономики в энергетике, но так и не перешла к рыночной экономике. Экономика энергетики в настоящее время находится в неопределенном состоянии: с одной стороны энергетика регулируется государством, а с другой – она должна пребывать в рыночных условиях. Борьба за эффективное вложение капитала и, как следствие, борьба за рынок тепловой и электрической энергии, в корне меняют экономические отношения в сфере энергоснабжения потребителей.

Согласно экономической теории передовых развитых стран, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное энергетическое предприятие – монополист (АО-энерго, котельная) должно придерживаться следующих трех правил ценообразования:

а) удовлетворения спроса,

б) сведения к минимуму производственных затрат,

с) продажа по маргинальной цене (по предельным издержкам).

Если первых два правила ясны и известны, то продажа по маргинальной цене в практической отечественной экономике энергетике не применяется. Маргинальная цена энергии - это цена, определенная на основе расчета предельных затрат для производства дополнительной единицы энергии.

Не придерживаясь этих правил и применяя искаженную методику распределения затрат, региональная энергетика не может эффективно управлять издержками, сводить к минимуму производственные затраты, не может адекватно определять, во сколько обходится производство тепловой и электрической энергии на существующих ТЭЦ. И если об удовлетворении спроса и о снижении к минимуму производственных затрат имеются поставленные задачи, то о необходимости формирования маргинальных тарифов с соотношением минимальных цен к максимальным ценам нет постановки цели ни у регулирующих органов (ФСТ и РЭК), ни у Министерства экономики, ни у Министерства топлива и энергетики. Существующая система формирования тарифов основана на социальном уравнивании тарифов на электрическую и тепловую энергии для всех потребителей, вне зависимости от того, способствуют ли они или нет снижению затрат при производстве тепловой и электрической энергии.

В соответствии с действующим законодательством, определение одноставочных и двухставочных тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится в среднем по году, и не отражают стоимости энергии и мощности в условиях меняющегося спроса на продукцию.

Усреднение стоимости товара вне зависимости от его потребительских свойств в условиях рынка абсурдно и недопустимо.

Так, при крекинге нефти, цены на получаемое топливо различны и отражают маргинальные (предельные) издержки производства каждого вида продукции. Но и цена на каждый вид топлива меняется по году с учетом изменения спроса – при начале посевной кампании поднимается цена на дизельное топливо. При наступлении зимы нефтеперерабатывающие заводы неизменно повышают цены на мазут. В основном, такое изменение цен обусловлено лимитом производственных мощностей – превышением спроса над предложением.

В теплоэнергетике есть особенности, ограничивающие возможности работать источнику по классическим правилам экономики. Основные отличительные факторы, которые не подвластны энергоснабжающей организации – температура окружающего воздуха, его время стояния, заявки потребителей на объемы теплоснабжения, жесткая привязка потребителя к источнику.

Отпуск тепловой энергии и доступная мощность сильно изменяются в течении года (Приложения № 6,7). Так, фактическая среднемесячная мощность в июле составляет 16,5 Гкал/ч, а в декабре – 308,1 Гкал/ч, что в 18,67 раз больше. Среднегодовая нагрузка отпуска в сеть составляет 146,7 Гкал/час.

Расчет через усредненные по году величины прост и удобен для отчетности. При таком подходе искусственно сглаживаются многие острые вопросы, усредняются затраты на единицу продукции и предоставляется возможность оценки товара от любого источника по единому принципу – цене на товар.

При таком подходе к определению стоимости товара – теплоэнергии, исчезает экономический стимул у потребителя к эффективному, оптимальному энергопотреблению, планируемой минимизации расходов, и внедрению энергосберегающих технологий.

Самым главным недостатком существующей тарифной политики является то, что тарифы не отражают технологическую суть производства энергии как по качеству, так и по количеству. Предметом рыночных отношений является не просто количество потребленной энергии, а предоставление мощности в определенное временя. На рынок энергетических услуг предоставляется два вида энергетической продукции:

а) возможность использования заявленной энергетической мощности в определенное время;

б) количество потребленной энергии.

При этом методологически нет никакой принципиальной разницы, на какой вид энергии предоставляются услуги - тепловую или электрическую.

Недостаток существующего ценообразования заключается в том, что цена не отражает качества энергии по времени. Так, если для котельной нет принципиальной разницы, когда производится тепло - летом или зимой, то для ТЭЦ это принципиально различные технологии. Если летом для горячего водоснабжения можно использовать бросовое тепло, поступающее на градирни ТЭЦ, то зимой для отопления жилья отработанного тепла уже не хватает, и необходимо затрачивать дополнительные первичные источники энергии. Если же летом тепло от ТЭЦ не купят, то она все равно это тепло выбросит в окружающую среду, или же просто остановится в вынужденный резерв из-за отсутствия теплового потребления.

Коренной ошибкой, существующего метода ценообразования является то, что ради простоты расчетов определяются не реальные, технологически обоснованные для характерных режимов энергоснабжения, а средневзвешенные, среднегодовые тарифы.

Хотя среднегодовая цена тепла у ТЭЦ ниже чем у котельной, все равно она не стимулирует промышленных покупателей тепловой энергии пойти на то, чтобы не сжигать топливо на своих котельных и по обоюдовыгодной цене использовать сбросное тепло от ТЭЦ.

Абсурдность существующих тарифов заключается и в том, что цена не отражает количество энергии по времени. Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла с мощностью 0.11 Гкал/час. Для производства этого же количества тепла, требуемого для того, чтобы обеспечить зимний максимум нагрузок за расчетную пятидневку требуется уже 8.3 Гкал/час. Разница мощностей установленного оборудования составляет 73-кратную величину. Соответственно нужны дополнительные специалисты, площади, оборудование. Оборудование находится в резерве 97% времени и работает только 3% времени, а стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях, но для общества нет никакой разницы в оплате затрат!

Для круглогодичных потребителей энергии в базовом режиме, оплата должна быть в несколько раз ниже, чем для потребителей пиковой энергии.

Необходимо отметить, что маргинальные (предельные) издержки не могут быть получены непосредственно из отчетных данных за какой-либо период. Необходимо знать, как изменятся издержки, при изменении объема выпуска продукции в течении всего года.

Принципы формирования маргинальных тарифов на энергию:

А. Производится классификация потребителей энергии.

Классификация потребителей по количеству (числу часов потребления заявленной энергии) Потребители тепловой энергии в регионе классифицируются по числу часов использования максимума нагрузки на 5 временных категорий:

"А" – потребители базовой энергии с числом часов использования максимума нагрузки Нмакс свыше 4500 часов;

"В"– полубазовые потребители с Нмакс от 1000 до 4500 часов;

"С" – пиковые потребители с Нмакс до 1000 часов;

"Д" – внебалансовые, внепиковые потребители, не имеющие нагрузку в периоде максимума нагрузок

"Е" – потребители энергии, требующие резервирования заявленной мощности, с весьма ограниченным потреблением тепловой или электрической энергии Н < 200 часов узко специализированного назначения (например: от автономных дизель -генераторов, от котлов- стерилизатор и т.д.)

Классификация потребителей по видам потребляемой энергии: тепловая энергия паром, сетевой водой, подпиточной вода для горячего водоснабжения, конденсатом для технологии, по параметрам теплоносителя:

а) – высококачественная тепловая энергия: пар давлением 4.0 Мпа, 1.3 Мпа, 0.6 Мпа; сетевая вода с температурой 180–150С;

б) низкокачественная тепловая энергия: пар 0.25-0.12 Мпа; сетевая вода с температурой 95–65С;

с) сбросная тепловая энергия с температурой до 45С и т.д.

В) Производится классификация производителей энергии.

Согласовываются и утверждаются исходные базовые данные:

Баланс мощности заявленной, располагаемой, рабочей тепловой и электрической мощности по каждой временной категории: "А", "В", "С", "Д", "Е". с разбивкой по качеству и по виду. Дополнительно учитываются резерв мощностей: горячий (холодный); сезонный (долгосрочный); оплачиваемый одним конкретным потребителем, группой потребителей, или же оплачиваемый производителем энергии в счет прибыли, и т.д.

Баланс энергии тепловой и электрической по каждой временной категории: "А", "В", "С", "Д", "Е" с разбивкой по качеству и по виду.

С) Производится распределение производственных затрат, основных фондов. по категориям и видам производимой продукции.

а) по технологическому признаку;

б) пропорционально количеству производимой энергии;

в) по количеству затраченного топлива;

г) пропорционально установленной (заявленной, располагаемой) мощности.

При этом:

1–Переменные затраты ­(топливо, расходные материалы, вода, реагенты) распределяются пропорционально количеству сбалансированной энергии или топливу для потребителей категорий "А", "Б", "С", "Д".(обращаю внимание, без категории "Е")

2–Постоянные затраты (ремонт, зарплата, эксплуатационные издержки и т.д.) распределяются: а) по технологическому назначению (пиковые котлы, бойлеры, сетевые трубопроводы и т.д.) б)пропорционально утвержденному балансу мощности потребителей "А", "Б", "С", "Е" (обращаю внимание, без категории "Д").

Д) При распределении затрат на обеспечение пиковой и полубазовой мощности должен обеспечиваться принцип авансирования затрат только на соответствующий вид продукции "А", "В", "С", "Д", "Е". Кроме этого в пиковую часть затрат необходимо также дополнительно включить все затраты, связанные с обеспечением только пиковых нагрузок.

Пример 1. Затраты на обеспечение высокого качества сетевой воды, такие как на содержание химводоподготовки для тепловых сетей, должны относится только к потребителям, требующим температуру сетевой воды выше 115С – на вид "С".

Пример 2. Затраты на содержание антикоррозийной защиты оборудования ТЭЦ и тепловых сетей (деаэрационная установка, антикоррозионная химзащита аккумуляторных баков и т. д) должны относится на вид – "А".

Пример 3. Затраты необходимые для обеспечения высоких параметров сетевой воды такие как: работа сетевых насосов с давлением свыше 6.0Мпа, толстые трубы тепловых сетей, все затраты на обеспечение требований правил Госгортехнадзора должны относится на соответствующий вид продукции – "С".

Е) Производится определение технологического оптимума производства энергии на краткосрочный и на долгосрочный период. Оценивается объемы комбинированного и раздельного производства тепловой и электрической энергии с использованием ТЭЦ, промышленных котельных так и с помощью независимых, вторичных источников тепловой и электрической энергии.

Для оценки характеристики потребления теплоэнергии необходимо построить график отопительной нагрузки – график Россандра в городе Омске, учитывающий климатические особенности нашего региона (Приложение №8). Ордината любой точки этого графика равна часовой тепловой нагрузки системы при данной температуре наружного воздуха, а абсцисса – годовой длительности стояния температур наружного воздуха, равных и ниже данной.

Физический смысл отопительного графика – определение числа часов использования максимума нагрузки Нмакс.

В заявленном максимальном среднесуточном расходе тепловой энергии – 435 Гкал/ч, доля часовой нагрузки на ГВС составляет 11,85% или 51,558 Гкал/ч.

Для каждого интервала температуры наружного воздуха получаем удельные отопительные значения.

При построении графика необходимо определить три зоны, исходя из технических условий:

1. Базовая нагрузка – это нагрузка горячего водоснабжения (ГВС). Она практически не меняется и по году ее продолжительность 8´760 часов.

2. Полубазовая нагрузка – это нагрузка отопления. Она ограничена двумя фундаментальными условиями – а) начало отопительного периода – начинается при похолодании окружающего воздуха ниже +8ºС, б) температурой сетевой воды и температура окружающего воздуха, свыше которой ужесточаются требования (техники безопасности, ПТЭ, Госгортехнадзора) к энергетическому хозяйству – котлам, насосам, хим.подготовке, квалификации персонала и другое, что влечет за собой гораздо большие расходы на содержание и эксплуатацию мощностей. Продолжительность периода – 5´280 часов.

3. Пиковая нагрузка – при температуре сетевой воды выше 110ºС и наружного воздуха ниже – 15ºС. Продолжительность периода – 2´100 часов.

Время использования максимума нагрузки по факту:

(2.3)

где – фактический отпуск тепловой энергии ТЭЦ-6 за 2004 год, Гкал; – средняя по году располагаемая (доступная) тепловая мощность на котельной, Гкал/ч.

(2.4)

Время использования максимума нагрузки для г.Омска по графику Россандра (определяется как произведение доли заполненной площади графика и продолжительности работы), час:

(2.5)

где – отношение интегрального значения площади отпуска теплоэнергии к общей площади построения графика; – число часов в году, час.

(2.6)

П ри соблюдении температурного графика расчетный отпуск тепловой энергии мог составить:

(2.7)

где – максимальный среднечасовой расход теплоэнергии, Гкал/ч

(2.8)

Недоиспользованный резерв по отпуску тепла, тыс.Гкал в год:

(2.9)

(2.10)

Коэффициент недоиспользования тепловой нагрузки составляет:

(2.11)

(2.12)

Таким образом, в связи с нарушениями условий температурного графика, гидравлических характеристик потребителем и сложившейся температуру окружающего воздуха по году объем отпуска теплоэнергии занижен на 23,8%.

Расчеты себестоимости тепловой энергии, учитывая предельные издержки производства, будут производиться на примере отчетных данных по результатам работы филиала кампании АК «Омскэнерго» – ТЭЦ-6 за 2004 год:

1. Отпуск тепловой энергии – 1´246,246 тыс. Гкал в год;

2. Среднегодовая доступная мощность (учитывает вывод оборудования в ремонт) составляет 532,57 Гкал/ч;

3. Максимальный среднечасовой расход тепловой энергии (по заданию теплосети) – 435,0 Гкал/час;

4. Температурный график – 160/70 со срезкой 150;

5. Расходы на топливо – 157´452 тыс. рублей;

6. Расходы на воду – 4´701,4 тыс. рублей;

7. Расходы на заработную плату – 15´769,0 тыс. рублей;

8. Расходы на ремонт – 27´883,0 тыс. рублей;

9. Амортизационные отчисления – 11´560,0 тыс. рублей;

10. Себестоимость тепловой энергии – 201,08 руб/Гкал.

Условно–переменные расходы, компенсирующие энергию, состоят из расходов на топливо и воду, общей суммой 162´153,1 тысяч рублей.

Условно–постоянные расходы, компенсирующие мощность, состоят из расходов на зарплату персонала, ремонт, амортизационных отчислений и прочих, общей суммой 88´444,9 тысяч рублей.

Сравнение расчетного тарифа на теплоэнергию в отдельности по ТЭЦ-6, и сравнение его с установленным в 2004 году тарифа по АК «Омскэнерго» – 301,84 руб/Гкал, некорректно. В общем тарифе учитываются неотъемлемые расходы энергосистемы, оказываемые другими подразделениями предприятия и сторонними организациями (АУП, охрана, сбыт, передача энергии, отчисления в разные фонды).

В связи с этим анализ проводится по себестоимости выработки тепловой энергии.

В себестоимость тепловой энергии не вошли расходы на электрическую энергию, потребляемую в технологическом процессе теплоснабжения. Данный фактор обусловлен отнесением статьи расходов электрической энергии на ТЭЦ-2,6 к производственным нуждам энергосистемы, и учтены в других статьях расходов энергосистемы.

Согласно полученных результатов по графику отопительной нагрузки г.Омска:

1. Использование мощности для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка – 11%;

b) Полубазовая нагрузка – 55%;

c) Пиковая нагрузка – 34%.

Это означает, что установленная на предприятии единица теплогенерирующей мощности, удовлетворяющая спрос, в течении года используется согласно этих пропорций.

2. Использование энергии для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка – 27%;

b) Полубазовая нагрузка – 64,5%;

c) Пиковая нагрузка – 8,5%.

Это означает, что произведенная на предприятии единица тепловой энергии, удовлетворяющая спрос, в течении года распределяется согласно этих пропорций.

	Наименование	Время,час	Энергия	Мощность
А	Базовая нагрузка	8 760	27%	11%
В	Полубазовая нагрузка	5 280	64,5%	55%
С	Пиковая нагрузка	2 100	8,5%	34%
			100%	100%

Рассмотрим два варианта условий формирования себестоимости выработки тепловой энергии на ТЭЦ-6:

1. Вариант Х – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту, затраты на содержание оставшейся запасной мощности (Nзапас = 585 – 435 – 65 = 85 Гкал/ч), которая не имеет спроса у потребителя, равномерно распределяются на всех подключенных потребителей.

Маргинальная цена на энергию может отражаться в виде одноставочного, сезонного тарифа за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легче понимается, но по нему сложнее производить практические взаимные расчеты. В Приложении №10 наглядно видно, что при среднегодовой себестоимости 201,08 руб/Гкал круглогодичный потребитель тепловой энергии (база "А" где маргинальная себестоимость 159,03 руб/Гкал) должен платить в 2,6 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 413,99 руб/Гкал)

Двухставочный тариф в виде платы за заявленную мощность и за отпущенную энергию имеет более глубокий технологический смысл и в большей степени отвечает технологии производства энергии. Он предусматривает фиксированную себестоимость 203´321,5 руб/год за право получать в любое время года заявленную тепловую мощность 1 Гкал/час, и так же отдельно оплачивает себестоимость потребленной энергии от котельной по цене 130,11 рубля/Гкал.

2. Вариант Y – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч, резерв мощности, отдельно оплачиваемым потребителем – 85 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту запасной мощности нет.

Потребитель тепловой энергии, относящийся к базовой нагрузке (база "А", где маргинальная себестоимость 154,03 руб/Гкал) платит в 2,39 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 367,59 руб/Гкал)

Маргинальная себестоимость единицы мощности составит 170´086,3 руб/год – за право получения заявленной тепловой мощности 1 Гкал/час в любое время года, а себестоимость потребленной энергии будет 130,11 рубля/Гкал от котельной.

Очевидно, что при спросе, обеспечивающий загрузку или резервирование всех установленных мощностей теплогенерирующего источника, себестоимость, а соответственно и тариф для конечного потребителя, снижается.

Нагрузка	Вариант X			Вариант Y
	Одноставочная	Двухставочная		Одноставочная	Двухставочная
		ставка за Энергию	ставка за Мощность		ставка за Энергию	ставка за Мощность
	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год
базовая	159,03	130,11	203,3215	154,30	130,11	170 086,2736
полубазовая	190,63	130,11	203,3215	180,74	130,11	170 086,2736
пиковая	413,99	130,11	203,3215	367,59	130,11	170 086,2736
резерв						170 086,3
Средняя	201,08	130,11	203,3215	201,08	130,11	170 086,2736

2.4. Ожидаемые результаты от внедрения маргинальных тарифов

Маргинальные тарифы – это квалифицированный инструмент внедрения энергосберегающих технологий вообще, и теплофикации в частности. Главным результатом применения маргинальных тарифов в энергетике станет существенная разница в ценах на энергию, достигающая 10-20-кратного значения в зависимости от технологии производства и структуры спроса тепловой и электрической энергии на рынке. Большая разница в ценах вызовет жесткую борьбу за рынок. Мгновенно выявятся необоснованно завышенные и неиспользуемые установленные тепловые и электрические мощности источников. Моментально возрастет спрос на энергосберегающие технологии, мероприятия и оборудование, такие как: теплофикация, тепловые насосы, тепловое аккумулирование, утепление строительных конструкций, сокращение совмещенного максимума нагрузок, поиск более дешевых пиковых и аварийных источников энергоснабжения. Производители энергии уже не будут объяснять причины высоких цен на энергию, а конкурентной борьбой будут вынуждены самостоятельно находить технологические решения, позволяющие максимально экономить затраты на производство энергии. Так, в условиях Омска применение маргинальных тарифов открывает экономические направления для дальнейшего развития теплофикации Омска с большим экономическим потенциалом энергосбережения.

В краткосрочном периоде (1-3 года) применение маргинальных тарифов вызовет:

• массовый отказ потребителей от ранее заказанной, но практически неиспользуемой тепловой и электрической мощности;

• перераспределение нагрузок с целью сокращения пиковой части нагрузок;

• значительное ужесточение взаимных договорных обязательств (по совмещенному графику нагрузок, по температуре, по гидравлике, по давлению, по химическому режиму);

• снижению экономически обоснованного тарифа при учете расходов по заявленной потребителем тепловой мощности;

• экономическое стимулирование энергоисточников в поиске новых рынков сбыта и загрузке простаивающих мощностей;

• снижение необходимых дотационных отчислений для населения в бюджетах города и области.

В долгосрочном периоде (3-8 лет) маргинальные тарифы вызовут:

• создание, развитие новых технологий производства энергии, таких как: низкотемпературный транспорт тепла на сверхдальние расстояния [2], применение тепловых насосов для транспорта низкотемпературной тепловой энергии [10], тепловое аккумулирование энергии [11], полиэтиленовые трубопроводы для тепловых сетей;

• переход от традиционных, двухтрубных на трехтрубные системы транспорта с отдельно выделенной трубой только для горячего водоснабжения;

• создание технологических схем совместной параллельно-последовательной работы ТЭЦ в базе нагрузок и промышленных котельных в пике нагрузок, с дальнейшим развитием теплофикации в городе

	от промышленных котельных (в пике)	от ТЭЦ работающей в базе
Доля мощности	50%	50%
Доля энергии	20%	80%

• создание конкурентного рынка тепловой энергии с выходом котельных на единые тепловые сети города;

• развитие малых ТЭЦ, парового привода на базе существующих тепловых нагрузок, применение схем с утилизацией тепла уходящих газов, тепловых насосов, и т.д.

• экономическую заинтересованность предприятий снижать свои издержки, предлагая потребителю по более свой товар и услуги, по конкурентной цене.

В качестве эффективных инструментов для достижения наилучших показателей функционирования системы теплоснабжения, серьезном снижении дотационных отчислений из бюджетов и заинтересованности потребителями в самостоятельном принятии решений о необходимости внедрении энергосберегающих технологий необходимо введение финансовой и административной ответственности:

1. Потребителями

а) теплопотребление согласно с заключенным договорам с энергоснабжающими организациями (ЭСО);

б) эксплуатация теплового оборудования согласно установленным технологическим нормам и требованиям (узлы учета, регулирования нагрузки, тепловые пункты, периодичность и качество промывок систем теплоснабжения);

в) обеспечение температуры обратной сетевой воды не выше указанной в договоре;

г) превышения расхода сетевой воды от указанного в договоре;

д) соответствие заявленной тепловой мощности и фактически потребляемой (особенно актуально при пользовании одноставочным тарифом);

е) внесение изменений в гидравлическую схему без согласования с ЭСО;

ж) за сверхнормативные потери теплоэнергии и теплоносителя;

з) нарушения качества возвращаемого теплоносителя.

2. Энергоснабжающей организацией

а) нарушение температурного графика;

б) нарушение критериев надежности и бесперебойности теплоснабжения;

в) нарушения качества теплоносителя.

Заключение

В ходе достижения цели и решений поставленных в дипломной работе задач, был проведен анализ температурного графика работы теплоисточника, подходов определения себестоимости тепловой энергии на примере ТЭЦ-6 ОАО АК «Омскэнерго».

Он позволяет не только определить факторы, выявить причины, влияющие на перерасход финансовых средств, но и оценить факторы и резервы улучшения социально-экономической эффективности деятельности предприятия.

В результате анализа фактических объемных и финансовых показателей, сложившихся в 2004 году на ТЭЦ-6 АК «Омскэнерго», определены затраты на производство тепловой энергии.

Основным критерием экономичности работы предприятия, определяющим себестоимость тепловой энергии является соблюдение температурного графика теплосети. Согласно нему производитель энергии должен выдерживать не только заданную температуру, расходы воды в подающем трубопроводе и на подпитку, но и оптимизировать статьи затрат на работу основного оборудования – котлоагрегатов, насосов, водоподготовку, ремонт, модернизацию и персонал. Необходимо отметить очень важный фактор – оптимизация расходов предприятия невозможна без участия конечного потребителя, так как он является неотъемлемым участником данного процесса и имеет возможность неконтролируемого со стороны предприятия изменения в схемах потребления тепловой энергии.

В дипломной работе выполнен анализ по определению перерасхода финансовых средств по статье расхода электрической энергии на привод сетевых насосов, отвечающих за транспортировку теплоносителя по сетям.

Так, при установленном температурном графике 160º–70º со срезкой 150ºС, в действительности предприятие работает по графику 130º–70º.

В результате изменения условий функционирования тепловой сети – работы на пониженном температурном графике, выявлены отклонения по следующим показателям:

- данные подключенной тепловой нагрузки не совпадают с утвержденным на предприятии температурным графиком и объемом циркуляции;

- перерасход циркуляции сетевой воды – 9´211´539 тонн в год (или 27,6% от нормы);

- перерасход электрической энергии на повышенной циркуляции – 6´853´385 кВтч в год (или 20,5% от общего электропотребления);

- сверхнормативные затраты на электрическую энергию (при тарифе на низком уровне напряжения 1,139 руб/кВтч) составляет 7´806,006 тысяч рублей в год;

- разрегулированы гидравлические схемы у конечного потребителя;

- имеется резерв по подключенной тепловой нагрузке потребителей:

а) при графике 170º-70º – 261,6 Гкал/ч или 60,1% от заданного – 435 Гкал/ч;

б) при графике 160º-70º – 197,5 Гкал/ч или 45,4% от заданного – 435 Гкал/ч;

- имеющийся резерв пропускной способности тепловых сетей – 64,5%.

Теоретические аспекты в современных условиях послужили основой для разработки и обоснования целесообразности внедрения формирования себестоимости по методу предельных издержек.

Согласно экономической теории передовых развитых стран, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, энергетическое предприятие – монополист должно придерживаться следующих трех правил ценообразования:

а) удовлетворения спроса,

б) сведения к минимуму производственных затрат,

с) продажа по маргинальной цене (по предельным издержкам).

В соответствии с действующим законодательством, регулирование тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится в среднем по году, и не отражают стоимости энергии и мощности в условиях меняющегося спроса на продукцию. Расчет через усредненные по году величины прост и удобен для отчетности. При таком подходе искусственно сглаживаются многие острые вопросы, усредняются затраты на единицу продукции и предоставляется возможность оценки товара от любого источника по единому принципу – цене на товар.

В дипломной работе определена методология расчета себестоимости тепловой энергии от теплоисточника АК «Омскэнерго» по предельным издержкам предприятия. Для объективной оценки данного показателя в расчет были приняты сложившиеся за отчетный период расходы предприятия.

Для определения себестоимости продукции в течении года были определены три основные категории потребителей, в зависимости от числа потребления заявленной энергии:

- потребители пиковой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 2´100 часов;

- потребители полубазовой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 5´280 часов;

- потребители базовой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 8´760 часов.

Для оценки характеристики потребления теплоэнергии построен график отопительной нагрузки – график Россандра в городе Омске, учитывающий климатические особенности нашего региона.

При существующем подходе определена себестоимость тепловой энергии, рассчитанной как средняя по году, и составляет 201,08 руб/Гкал.

С его помощью, при определенных по факту условно-постоянных и условно-переменных расходах предприятия рассчитана рыночная одно- и двуставочная себестоимость тепловой энергии от характера спроса нагрузок на заявленную потребителем мощность:

- 435 Гкал/ч и учетом мощности на резерв, ремонт и пароснабжения, суммарной рабочей мощностью 500 Гкал/ч, обеспечивая спросом полной установленной мощности – вариант X.

- 520 Гкал/ч и учетом мощности на резерв, ремонт и пароснабжения, суммарной рабочей мощностью 585 Гкал/ч, обеспечивая спросом полной установленной мощности – вариант Y.

Нагрузка	Вариант X			Вариант Y
	Одноставочная	Двухставочная		Одноставочная	Двухставочная
		ставка за Энергию	ставка за Мощность		ставка за Энергию	ставка за Мощность
	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год
базовая	159,03	130,11	203,3215	154,30	130,11	170 086,2736
полубазовая	190,63	130,11	203,3215	180,74	130,11	170 086,2736
пиковая	413,99	130,11	203,3215	367,59	130,11	170 086,2736
резерв						170 086,3
Средняя	201,08	130,11	203,3215	201,08	130,11	170 086,2736

Главным результатом применения маргинальных тарифов в энергетике станет существенная разница в ценах на энергию в зависимости от технологии производства и структуры спроса тепловой и электрической энергии на рынке. Разница в ценах вызовет жесткую борьбу за рынок. Мгновенно выявятся необоснованно завышенные и неиспользуемые установленные тепловые и электрические мощности источников. Моментально возрастет спрос на энергосберегающие технологии, мероприятия и оборудование, такие как: теплофикация, тепловые насосы, тепловое аккумулирование, утепление строительных конструкций, сокращение совмещенного максимума нагрузок, поиск более дешевых пиковых и аварийных источников энергоснабжения. Производители энергии будут вынуждены самостоятельно находить технологические решения, позволяющие максимально экономить затраты на производство энергии. Так, в условиях Омска применение маргинальных тарифов открывает экономические направления для дальнейшего развития теплофикации Омска с большим экономическим потенциалом энергосбережения.

Использование метода определения себестоимости теплоэнергии по предельным издержкам позволит:

- прояснить финансовые потребности, проработать все финансовые детали и оценить шансы на получение прибыли;

- определить управленческие решения, обеспечивая схему, которой необходимо следовать;

- ориентировать инвесторов и возможных партнеров в нужном направлении.

Применение определения себестоимости тепловой энергии по предельным издержкам и соблюдение температурного графика в организации помогает руководству компании реально оценить свои сильные и слабые стороны, рассмотреть возможности применения альтернативных решений, предложить своевременные меры по предотвращению финансовых рисков, благодаря чему обеспечить успех функционирования предприятия в конкурентных рыночных условиях.

Результатом выполненной дипломной работы является:

1. Выявление экономической нецелесообразности работы на пониженном температурном графике работы для предприятия;

2. Определение фактической одноставочной и двуставочной себестоимости теплоэнергии, в зависимости от условий спроса по методу предельных издержек;

3. Определение ожидаемых в краткосрочном и долгосрочном периоде факторов повышения социально-экономической эффективности деятельности потребителя и энергоснабжающей организации, снижения нагрузки на бюджеты регионов и привлечения инвестиций в стратегически важную отрасль как энергетика.

Список литературы

1. Малафеев В.А. Как правильно определять стоимость электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ. Журнал “Энергетик” №9 2000г

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Москва Издательство МЭИ. 1999г

3. С.Фишер, Р.Дорнбуш, Р.Шмалензи "Экономика" Перевод с английского "Дело" Москва 1993г

4. Lescoeur, J.B. Calland. Tariffs and load managment: the Frenсh experiencе. Electricite de Frace. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No.2, May 1987, p. 458-464.

5. Семенов В.А. Оптовые рынки энергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: ЭНАС, 1998.

6. Богданов А.Б. Маргинальные тарифы на тепловую энергию. Журнал «Энергия» №5, 1998.

7. Богданов А.Б. Теплофикации нет альтернативы. Виноват метод анализа. 25 страниц, 1999 г. Электронная версия на сайте РАО ЕЭС: http://www.rao-ees.ru/ru/energo­­_sber/teplo.htm либо по адресу: e-mail exergy@list.ru

8. Сахарнов Ю.В. Роль государственных органов регулирования в тарифной политике, создающей условия стимулирующих энергосбережение. Сайт http://www.MTU-NET.ru/marek/Sakharnov_pl.html

9. Дьяков А.Ф. Белов Е.И. Демидов О.И. и др. Основные направления технического перевооружения ТЭЦ АК «Омскэнерго». М.: Электрические станции, №9, 1996.

10. Илюша А.В. Комбинированное использование термодинамических циклов – основа повышения эффективности теплоэнергоснабжения. М.: Промышленная энергетика,№7, 1996

11. Г.Бекман П.Гилли Тепловое аккумулирование энергии. Перевод с английского Москва «Мир» 1987

12. Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей. Сборник статей под редакцией ВинтераА.В. Гоэнергоиздат, 1953.

13. Бродянский В.М. Письмо в редакцию. К дискуссии о методах разделения затрат на ТЭЦ. М.: Теплоэнергетика, № 9, 1992.

14. Денисов В.Е. Кацнельсон Г.Г "О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ" Электрические станции №11 1989г

15. Берсенев А.П. Еремин Л.М. Малафеев В.А. Достижения и проблемы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения в России. М.: Энергетик, №11, 1999

16. Батенин В.М. Масленников В.М. О некотрых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России. Теплоэнергетика №10 2000.

17. Левезли Г. "Мы хотим осуществить революцию в теплофикации" http://www.caravan.kz/1998/Auqust/32/32-35-03.htm

ПРИЛОЖЕНИЯ

Реферат

В дипломной работе изучены вопросы процесса ценообразования в энергетике и его совершенствование в условиях рыночных отношений и регулирования тарифов на тепловую энергию.

Объектом исследования данной работы является котельная ТЭЦ-6, являющаяся филиалом АК «Омскэнерго». Предметом исследования – ценообразование на тепловую энергию по результатам работы за 2004 год.

В первой главе отражены особенности ценообразования, согласно которых определяется себестоимость тепловой энергии, определены основные факторы и направления, применяющиеся в процессе ценообразования и основные направления оптимизации процесса теплоснабжения.

Во второй главе приведены технико-экономическое обоснование:

1. Соблюдения температурных графиков, необходимости в налаженной гидравлической системе теплоснабжения;

2. Определения себестоимости теплоэнергии по методу маргинальных издержек.

3. Ожидаемых результатов от внедрения маргинальных тарифов на тепловую энергию.