2015-06-30
2176
Измерение является важным элементом управленияэффективностью наряду с планированием, стимулированием и контролем.
Система показателей эффективности, характеризующих отдельные стороны деятельности энергокомпании, дает комплексную оценку качества ее менеджмента. Такая оценка необходима как для руководства компании, так и для ее собственников-акционеров, потребителей энергии, регулирующих органов, общественных групп (экологических движений), внешних инвесторов.
В системе показателей эффективности выделяютсятри основных блока:
• результативность;
• экономичность;
• рентабельность.
Результативность как элемент эффективности отражает реализацию основных целей компании
• в производственной деятельности;
• инновационной сфере;
• управлении спросом (взаимодействии с потребителями);
• природоохранных мероприятиях.
Производственная результативность измеряется показателями, характеризующими энергообеспечение потребителей по объему поставок энергии, мощности и качественным параметрам энергоносителей.
Инновационная результативность в технической сфере может быть представлена такими показателями, как коэффициенты выбытия и обновления основных фондов, возрастная структура фондов.
Результативность деятельности по взаимодействию с потребителями энергии (маркетинговой деятельности) может быть оценена, например, по доле инвестиций компании в рационализацию энергопотребления, по коэффициентам, отражающим неравномерность и плотность графиков нагрузки, а также в целом по итогам выполнения специальных программ по управлению спросом.
Результативность экологической деятельности должна показывать, как энергокомпания выполняет установленные нормативы выбросов загрязняющих веществ.
Следует подчеркнуть, что общий принцип расчета результативности заключается в определении отношения фактически достигнутого конечного результата, выражающего степень реализации данной функции, к плановому (нормативному) показателю.
Экономичность (экономическую эффективность) следует рассматривать в двух аспектах: как производительность ресурсов и как удельные издержки производства (себестоимость продукции).
Показатели производительности ресурсов включают:
• удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии;
• производительность труда (например, удельную численность персонала в расчете на единицу установленной мощности):
• фондоотдачу и данные использования оборудования и производственных мощностей.
Удельные издержки (себестоимость) можно рассматривать в виде обобщающего показателя экономичности, выраженного в денежной форме. В табл. 3.1 в качестве примера приведена в динамике структура производственной себестоимости электроэнергии по отдельным энергокомпаниям ОЭС Урала, которые существенно различаются по величине генерирующих мощностей, типам электростанций, топливному балансу ТЭС, объемам электропотребления. Из таблицы можно сделать следующие выводы.
Таблица 3.1 СТРУКТУРА СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОКОМПАНИЯХ УРАЛА В 1990 г. (ЧИСЛИТЕЛЬ) И 2000 г. (ЗНАМЕНАТЕЛЬ)
| Элементы затрат | Башкирэнерго | Свердловскэнерго | Оребургэнерго | Кировэнерго | Курганэнерго | ||
| Производственная себестоимость всего. % | 100/100 | 100/100 | 100/100 | 100/100 | 100/100 | ||
| В том числе | |||||||
| Топливо | 55.9 /52.1 | 52.8 /51 2 | 60.6/42,9 | 26,4/ 18,5 | 10,7 /13,0 | ||
| Зарплата | 3.4 /3.7 | 2.8 / 2.2 | 3.0/ 3.9 | 3,1/ 3,1 | 4,0 /5,5 | ||
| Ремонты* | 2.5 /17.6 | 0.9 /8.7 | 1.0/ 14.1 | 1,9/ 7,9 | 2,3 /7,4 | ||
| Амортизация | 21.2 /7.6 | 21.7 /3.0 | 22.2/ 6.6 | 22.0/ 5,9 | 17,5 /4,0 | ||
| Покупная энергия | 5,9 /0,1 | 14,2 /1.3 | 0.0/0.0 | 38,4/ 34,0 | 59,9/51,4 | ||
| Прочие затраты | 11,1 /18.9 | 7.6 /33.6 | 13.2/ 32.5 | 8,2/ 30,6 | 5,6 /18,7 | ||
| * Несопоставимость удельных весов ремонтных издержек в разные годы объясняется изменениями в методике учета: в 1990г. по этой статье учитывались затраты на текущие ремонты, а в 2000 г – использование всего начисленного ремонтного фонда, т.е. затраты по всем видам ремонтов. | |||||||
1. Затраты на топливо и покупную энергию взаимосвязаны в статическом и динамическом аспектах и зависят:
• от дефицитности баланса мощностей энергосистемы (сравним Курганэнерго с Оренбургэнерго и Башкирэнерго);
• структуры генерирующих мощностей (например, наличия гидравлических электростанций);
• коэффициента использования установленной мощности собственных электростанций, который задают органы диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС (режим использования генерирующих мощностей может значительно меняться в разные периоды).
2. Удельный вес затрат на оплату труда отличается малой величиной и относительной стабильностью.
3. Соотношение затрат на ремонты и амортизацию оборудования меняется в зависимости от порядка учета ремонтных издержек в себестоимости и возможности использования амортизационного фонда на цели капитальных ремонтов.
4. Снижение доли амортизационных издержек в 2000 г. объясняется также недооценкой основного капитала энергокомпаний на фоне опережающего роста других составляющих себестоимости.
5. Доля прочих затрат выросла за рассматриваемый период вследствие введения в 90-х годах новых налогов и платежей, учитываемых в себестоимости энергии (в частности, абонентской платы за использование сетейРАО ЕЭС, платы за аренду электростанций РАО ЕЭС).
Рентабельность (финансовая эффективность) служитконечным обобщающим показателем деятельности энергокомпании. Она формируется исходя из результативности и экономичности, но является не простой суммой этих элементов эффективности, а итогом сложного взаимодействия энергокомпании с внешней средой.
Таким образом, система эффективности строится по иерархическому принципу. Отдельные ее элементы могут находиться в противоречии друг с другом. Например, компания может быть результативной, но не экономичной, экономичной, но не рентабельной.
Систему показателей эффективности надо анализировать с учетом приоритетности отдельных целей и конечных результатов, полученных на данный период функционирования энергокомпании. Приоритеты могут устанавливаться как внутри блока результативности, так и между основными блоками (например, результативность и экономичность, результативность и рентабельность). Очевидно, что структура приоритетов будет различна как у отдельных региональных энергокомпаний, так и на разных этапах их развития. Тем не менее, менеджеры энергокомпаний должны четко осознавать, что в общем случае удовлетворительные финансовые результаты, а значит, и конкурентоспособность можно обеспечить только при сочетании высокой результативности и экономичности.
Если разные субъекты заинтересованы в отдельных аспектах эффективности, то менеджеры энергокомпании должны охватывать всю систему в целом. В частности, акционеры нацелены на конечные финансовые показатели, потребители энергии - на производственную и маркетинговую результативность, общественность - на безопасность и экологические проблемы. Органы регулирования электроэнергетики могут в большей степени, чем другие субъекты, интересоваться экономичностью и ее связью с рентабельностью, а также инновационной результативностью с точки зрения целевого использования инвестиционных ресурсов, финансируемых за счет тарифов на энергию.
С учетом вышесказанного требования к построению системы показателей эффективности деятельности энергокомпании сводятся к следующим.
1. Она должна отражать качество выполнения различных функций энергокомпании как социально ответственной организации,
2. В основе построения системы должен лежать иерархический принцип с использованием причинно-следственных связей.
3. Информация о качестве менеджмента отдельным субъектам внешней среды должна предоставляться в удобной для них форме.
4. Все показатели, входящие в систему, должны выражаться в количественном виде, т.е. быть измеряемы.
БАЛАНС ИНТЕРЕСОВ КАК УСЛОВИЕ РОСТА ЭФФЕКТИВНОСТИ
В процессе функционирования и развития энергокомпании взаимодействуют многочисленные субъекты:
• потребители энергии и услуг;
• поставщики топлива и материально-технических ресурсов;
• инвесторы;
• акционеры-собственники;
• финансовые и налоговые органы;
• банки;
• государственные (федеральные и региональные) органы власти;
• муниципальные органы власти;
• регулирующие и инспекционные органы;
• топ-менеджеры энергокомпаний;
• наемные работники энергокомпаний.
Каждый из них имеет собственные интересы, которые стремится реализовать в первую очередь. Если этим процессом не управлять, то взаимодействие субъектов с раз ненаправленными интересами, а значит, потенциально конфликтное, превратится постоянное противоборство, в "перетягивание каната". Применительно к столь ее социально значимой отрасли, как электроэнергетика, подобные конфликты неизбежно приобретают общественный, а, следовательно, политический характер.
Важно подчеркнуть два момента:
• при попытке реализации интересов одной стороны без ограничений интересы других сторон неизбежно ущемляются;
• односторонний выигрыш носитиллюзорный характер и может быть только временным.
Как энергокомпания, так и пользователи результатами ее деятельности преследуют краткосрочные и долгосрочные цели. Следует помнить, что именно долгосрочный аспект имеет важнейшее значение для управления эффективностью такой отрасли как электроэнергетика. Носителями долгосрочных интересов являются менеджер энергокомпании. Во внешней среде таковыми выступают государственные орган! власти на федеральном и региональном уровнях, а также соответствующие регулирующие и инспектирующие органы. При этом, однако, в общем случае долгосрочны интересы и цели энергокомпании и общества (в лице указанных государственных институтов) не совпадают. Например, национальные приоритеты в энергетической политике требуют расширения использования угля и ядерной энергии. Но с точки зрения энергокомпании выгоднее ориентироваться в долгосрочной перспективе н сжигание природного газа.
Для разрешения этого противоречия государство вынуждено формировать и применять различные инструменты регулирования: от методов прямого административного воздействия до косвенного ("мягкого") экономического стимулирования.
При регулярном дисбалансе интересов (независимо от его направленности) в конечном счете, проигрывают все стороны.
Понимание этого приводит к следующим выводам.
• Прибыль энергокомпании не может быть увеличена при постоянстве спроса i издержек производства. Увеличение ее за счет повышения тарифов на энергии неизбежно приведет к "перекосам" на поле интересов субъектов энергетического рынка и негативным последствиям для самой энергокомпании.
• Повышение эффективности энергетического производства является единственным кардинальным средством разрешения экономических противоречий энергокомпании и субъектов внешней среды.
Между повышением эффективности энергетического производства и сбалансированностью интересов имеется не только прямая, но и обратная связь. Это означает, что при дисбалансе интересов в пользу субъектов внешней среды возможно не только падение темпов роста эффективности у энергокомпании, но и снижение ее абсолютного уровня. Одновременно с этим становится невозможным удовлетворение экономических интересов субъектов энергетического рынка.
На рис. 3.1 приведена схема реализации экономических интересов энергокомпании, которая иллюстрирует описанные выше взаимосвязи.
Учет и согласование интересов участников энергетического рынка возможны при развитии следующих направлений:
• рыночной конкуренции;
• взаимодействия энергокомпаний с потребителями энергии в области формирования взаимоприемлемых тарифов и инвестиционной деятельности;
• государственного регулирования, в частности, установления "справедливых" тарифов на энергию, четких и долговременных "правил игры" (законы, нормативные акты), прозрачности информации;
• переговорного процесса.
Рис. 3.1. Схема реализации интересов энергокомпании
Следует отметить, что переговорный процесс как инструмент согласования интересов наиболее универсален и эффективен, в той или иной степени он используется во всех из указанных направлений (рис. 3.2).
Рис. 3.2. Обеспечение баланса интересов через переговорный процесс
ОТРАСЛЕВЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Режимы энергопотребления. Динамика спроса на энергию оказывает влияние на эффективность энергопредприятий по двум причинам: из-за совпадения во времени производства и потребления энергии и неравномерности потребления во времени. Более равномерный и плотный суточный график энергопотребления позволяет вырабатывать энергию с относительно большим коэффициентом использования установленной мощности электростанций, что приводит к снижению удельных издержек производства (себестоимости энергии). Снизить себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии можно, увеличив число часов использования установленной мощности электростанции, т.е. выработку электроэнергии (рис. 3.3).
Такая зависимость основана на разделении всех издержек на условно-переменные и условно-постоянные. Первые изменяются примерно пропорционально изменению выработки энергии (например, затраты на топливо), вторые зависят только от установленной мощности предприятия и мало связаны с объемом производства. В результате уменьшения постоянной составляющей издержек в расчете на единицу продукции и происходит сокращение всех удельных издержек. Поэтому крутизна эксплуатационной характеристики зависит от доли постоянных затрат в общих издержках - на амортизацию, ремонт и др. (рис. 3.4).
Таким образом, чем дороже энергоустановка и чем большей топливной экономичностью она обладает, тем более чувствительной оказывается себестоимость энергии к изменению режима производства (потребления). В связи с этим крупные атомные и тепловые электростанции на сверхкритических параметрах пара стремятся использовать в базовой части графика нагрузки энергосистемы, т.е. с максимально возможным годовым числом часов использования установленной мощности (h). И наоборот, малокапиталоемкие, но с низким КПД газотурбинные установки, обладающие при этом высокой маневренностью, целесообразно применять для покрытия кратковременных максимальных нагрузок, т.е. использовать в пиковом режиме с низким h. Так как фактор маневренности зачастую играет основную роль при выборе типа пиковой установки, то эти электростанции оказываются нередко дорогими или малоэкономичными (ГАЭС, ГТУ и т.п.). Следовательно, стоимость производства энергии объективно будет различной в отдельные периоды суток, дни недели, сезоны года.
Рис. 3.3. Эксплуатационная экономическая характеристика электростанции. Сэ - себестоимость электроэнергии; hу -годовое число часов использования установленной мощности электростанции
Рис. 3.4. Зависимость себестоимости электроэнергии от числа часов использования установленной мощности при разной доле постоянных издержек ап (при этом апI< апII < апIII)
Следует подчеркнуть, что применение специальных пиковых установок позволяет оперативно и надежно покрывать резкопеременные нагрузки, но не решает в полной мере проблему эффективности энергетического производства и снижения тарифов на энергию. Поэтому прибегают к различным способам выравнивания графиков нагрузки, включая как централизованно реализуемые организационные меры, так и стимулирование рациональных режимов электропотребления.
В некоторых случаях нерациональные режимы работы электроемких потребителей могут оказывать неблагоприятное воздействие на качественные параметры энергии и уровень ее потерь в электрических сетях. В то же время ущерб потребителей от отказов систем энергоснабжения нередко значительно превосходит соответствующие финансовые потери энергокомпании-поставщика. Поэтому необходима взаимная ответственность продавцов и покупателей электроэнергии, в том числе и посредством страхования надежности энергоснабжения.
Итак, зависимость эффективности электроэнергетики от режимов электропотребления предполагает тесное и многоканальное взаимодействие с потребителем. Основа такого взаимодействия - баланс экономических интересов обеих сторон.
Инвестиционный цикл. Потенциал эффективности энергетического производства практически целиком формируется на предэксплуатационных стадиях: изготовления оборудования, проектирования энергопредприятий, строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. Задача персонала энергопредприятия - реализовать этот потенциал, строго выполняя правила технической эксплуатации, своевременно и качественно осуществляя ремонты оборудования. Конечно, в процессе эксплуатации оборудование может модернизироваться в целях корректировки параметров эффективности. Тем не менее следует подчеркнуть, что в электроэнергетике возможности эксплуатационного персонала влиять на эффективность производства ограничены указанным потенциалом. Следовательно, эффективность деятельности машиностроителей, проектных, строительных и монтажных организаций в значительной мере предопределяет эффективность энергопроизводства на электростанциях и в сетевых предприятиях.
Однако это вовсе не означает, что энергокомпании должны снять с себя ответственность за эффективность внешнего инвестиционного цикла, возложив ее на перечисленные внешние организации. Наоборот, роль энергокомпании как заказчика инвестиционных услуг в условиях развития рыночных отношений существенно возрастает.
Энергокомпания должна внимательно следить за техническими нововведениями в инвестиционном комплексе и отслеживать ситуацию на рынке соответствующих услуг. Большое значение имеет развитие в этой сфере механизмов рыночной конкуренции. Выбор поставщиков оборудования, проектных и прочих услуг во всех звеньях инвестиционного цикла должен производиться энергокомпаниями исключительно на конкурсной основе. В период перехода к развитым рыночным отношениям в этом процессе должны принимать активное участие государственные органы регулирования электроэнергетики, особенно на региональном уровне.
Следует отметить, что фактор рыночных стимулов во внешней среде, возможно, более значим для повышения эффективности энергетического производства, чем внутри собственно отрасли, если учитывать технологические особенности и специфику формирования производственного аппарата электроэнергетики.
Эксплуатационный цикл. В течение срока службы энергоустановок удельные текущие издержки производства энергии испытывают значительные колебания. Это вызвано двумя факторами: периодическим проведением восстановительных капитальных ремонтов оборудования и неравномерностью физического износа агрегатов во времени.
Можно выделить три характерных этапа эксплуатационного цикла (рис. 3.5): I -приработка (освоение) оборудования; II - нормальная эксплуатация; III старение энергоустановки.
Рис.3.5. Этапы изменения удельных затрат на производство энергии (Сэ) в течение срока службы энергоустановки (Тс)
Первый этап связан с выводом энергоустановки на проектные показатели, отражающие потенциал технико-экономической эффективности (производительности ресурсов), заложенный в инвестиционном цикле. В процессе освоения устраняются отдельные дефекты оборудования, накапливается опыт его эксплуатации. В результате растут рабочая мощность, выработка энергии, снижаются расходы топлива. На этапе нормальной эксплуатации технико-экономические параметры стабилизируются на уровне, близком к оптимальному, и периодически поддерживаются посредством капитальных ремонтов, а иногда и улучшаются с помощью модернизации. Наконец, на финишном этапе происходит ускоренный износ базовых узлов агрегатов с ухудшением основных характеристик. Снижается производительность, падает КПД агрегатов. Возрастают затраты на ремонты, которые уже не могут восстановить показатели на прежнем уровне (II этапа). В результате удельные издержки резко идут вверх, а экономическая конкурентоспособность установки, естественно, снижается.
Следует отметить, что конкретные формы рассмотренной закономерности могу т различаться в зависимости от типов энергоустановок, режима работы, единичной мощности и вида используемого топлива. Например, для небольших агрегатов высокой заводской готовности период освоения значительно сокращается и может быть сведен практически к нулю. Интенсивность физического износа сильно зависит от вида топлива: при использовании природного газа она существенно меньше, чем при сжигании твердого высокозольного топлива. При этом ухудшение эксплуатационных характеристик базовых энергоблоков нередко сопровождается их вытеснением в пиковую часть графика электрической нагрузки энергосистемы (если это целесообразно по маневренным характеристикам).
Мощность энергоустановок. При прочих равных условиях удельные капиталовложения и постоянные текущие издержки, связанные с ними, снижаются с ростом единичной мощности энергоустановки (рис. 3.6). Капиталовложения в электростанцию также уменьшаются с ростом числа однотипных энергоустановок (энергоблоков) на ней (рис. 3.7). При некотором оптимальном числе агрегатов (п^) достигается минимум удельных капиталовложений. Далее растут затраты в систему технического управления энергоблоками и стоимость электростанции начинает повышаться. Существует закономерность: чем больше единичная мощность установки, тем меньше их оптимальное количество на электростанции. На более крупных электростанциях также отмечается снижение удельной численности эксплуатационного и ремонтного персонала.
Рис. 3.6. Зависимость удельных капиталовложений в энергоустановку (kу) от ее единичной мощности (Nу)
В то же время есть факторы, ограничивающие рост мощностей в электроэнергетике. К ним, в частности, относятся:
• неопределенность спроса на энергию;
• сложность достоверной оценки сроков сооружения и сметной стоимости энергетических объектов;
• дополнительные затраты на обеспечение надежности;
• маневренные качества энергоустановок;
• влияние на окружающую среду и безопасность для персонала и населения.
Рис. 3.7. Зависимость удельных капиталовложений в электростанцию (kc) от числа однотипных установок на ней (nу)
В последние годы в электроэнергетике развитых стран отчетливо проявляется тенденция к уменьшению верхнего предела единичных мощностей энергоустановок и электростанций в целом. Повышается интерес к установкам малой и средней мощности (не более 200 - 700 МВт). Причина этого состоит в усилении действия перечисленных выше факторов, особенно в отношении инвестиционного риска.
Действительно, для небольших электростанций незавершенность строительства или ошибка в определении проектной стоимости представляет гораздо меньшую угрозу. Сокращается срок окупаемости капиталовложений, легче привлекать акционерный капитал, можно выплачивать относительно более низкие дивиденды.
Таким образом, на современном этапе стремление предотвратить инвестиционный риск доминирует над эффектом масштаба.
Одновременно с указанной тенденцией сформировалось новое направление технического развития, связанное с обеспечением небольших энергоустановок более дешевым оборудованием за счет упрощения его конструкции, применения альтернативных материалов, разработки новых тепловых схем. Широкое распространение приобретают модульные установки полной заводской готовности, не требующие монтажа на площадке. Все это преследует цель скомпенсировать потери в эффективности.
Типы энергоустановок. Удельная стоимость, топливная экономичность, численность персонала и экологические характеристики дифференцируются в широких пределах по типам энергоустановок. В свою очередь, типы энергоустановок могут различаться видом топлива или первичного энергоресурса (ТЭС, ГЭС, АЭС, НВИЭ), начальными параметрами пара (ТЭС, АЭС), схемой энергетического цикла (ГТУ, ПГУ), отсутствием или наличием отборов пара для теплоснабжения (КЭС, ТЭЦ) и другими характеристиками.
В частности, удельные капиталовложения в ТЭС на газе и мазуте примерно на 15 -20 % ниже, чем в угольные электростанции. При этом несколько меньше и удельные расходы топлива за счет более высокого КПД котлоагрегатов (на 3-5 %).
Рост начальных параметров пара перед турбиной наТЭС ведет к ощутимому снижению удельных расходов топлива, но увеличивает стоимость установки (особенно при переходе к сверхкритическим параметрам).
Затраты на охрану природы удорожают энергоустановки ТЭС и АЭС на 15 - 30 %.
Приведем перспективные среднемировые оценки удельных капитальных вложений в энергоустановки различных типов (период 2000 - 2010 гг.).
| Типы электростанций | Удельная стоимость, дол/кВт |
| Паротурбинная на угле | 1150-1470 |
| Атомная | 1500-2500 |
| Гидравлическая большой мощности | 1840-2760 |
| Гидравлическая малая | 1150 - 3450 |
| Газотурбинная | 300 - 340 |
| Парогазовая | 500 - 550 |
| Ветроэнергетическая | 1200 - 4600 |
| Тепловая солнечная | 2300 - 3220 |
| Фотоэлектрическая солнечная | 3450 - 5170 |
| Геотермальная | 1150 - 1720 |
| Приливная | 1840 - 3680 |
| Установка на твердых бытовых отходах | 2280 - 3220 |
| Установка на биомассе | 1700 - 2760 |
| "Вилки" в значениях стоимости для ТЭС и АЭС обоснованы разными требованиями к охране природной среды, для остальных установок -различными проектными условиями. |
Прослеживается определенная связь междутопливной экономичностью и капиталоемкостью отдельных энергоустановок (табл. 3.2).
Таблица 3 2 УСРЕДНЕННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УДЕЛЬНЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ И РАСХОДА ТОПЛИВА
| Показатель | ПТУ | ГГУ | ПГУ | ГЭС | АЭС |
| Удельные капиталовложения, дол/кВт | |||||
| Удельный расход условного топлива, г/(кВт ч) |
Проранжируем энергоустановки по выделенным показателям. Первый ранг присвоим установкам, которые обладают либо наибольшими удельными капиталовложениями, либо наибольшими удельными расходами топлива (табл. 3.3).
Очевидна закономерность: с ростом топливной экономичности увеличивается стоимость установки ("капитал замещает энергию"). Чтобы выявить приоритетную по эффективности установку, надо сложить сумму рангов и выбрать объект с максимальной суммой. Это парогазовая установка (сумма рангов 7), которая наилучшим образом сочетает высокую экономичность по топливу с относительно небольшой сдельной стоимостью.
Таблица 3 3 РЕЗУЛЬТАТЫ РАНЖИРОВАНИЯ ЭНЕРГОУСТАНОВОК ПО УДЕЛЬНЫМ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ И РАСХОДУ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА
| Тип установки | Ранг капвложений | Ранг расходов топлива |
| ГЭС | ||
| АЭС | ||
| ПТУ | ||
| ПГУ | ||
| ГТУ |
Для анализа были выбраны ГТУ без утилизации выхлопных газов, вырабатывающие только электроэнергию. В последние годы в мировой практике получают распространение высокоавтоматизированные установки комбинированного производства электрической и тепловой энергии - теплофикационные ГТУ и ПГУ небольшой мощности (до 25 МВт) для децентрализованного энергоснабжения.
Комбинированная выработка электро- и теплоэнергии на паротурбинных ТЭЦ (традиционно применяемых в России) по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения от КЭС и котельной позволяет получить значительную экономию топлива за счет сокращения непроизводительных потерь тепла пара в конденсаторах турбин с охлаждающей водой (особенно в случае использования на ТЭЦ турбин с "противодавлением"). Однако стоимость сооружения ТЭЦ может оказаться больше капитальных затрат в альтернативную раздельную схему, что снижает экономические преимущества комбинированного производства. В этом отношении ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ оказываются более экономически эффективными, чем паротурбинные установки. Небольшие установки такого типа можно максимально приблизить к центрам потребления, сократив затраты в тепловые сети. минимизировать потери теплоносителя и повысить надежность теплоснабжения.
Энергетические преимущества комбинированного производства перед раздельной выработкой можно показать на следующемусловном примере.
Предположим, что заданные объемы производства составляют 1 кВт-ч электроэнергии и 860 ккал теплоэнергии.
1. Расход тепла на производство 1 кВт-ч электроэнергии на КЭС с КПД = 40 % (раздельная схема) равен
860/0,40=2150 ккал
(860 ккал - тепловой эквивалент 1 кВт-ч).
2. Расход тепла на производство 860 ккал теплоэнергии в отдельной котельной с КПД = = 85 % (раздельная схема) составит:
860/ 0,85=1012 ккал.
3. Расход тепла при комбинированной выработке 1 кВт.ч электроэнергии и 860 ккал теплоэнергии с общим коэффициентом полезного использования топлива 0,80 равен
(860+860)/ 0,80=1720/ 0,80 = 2150 ккал.
Такой относительно высокий суммарный КПД объясняется отсутствием потерь тепла в конденсаторе турбины при генерировании электроэнергии на ТЭЦ (рассматривается бесконденсаторная теплофикационная турбина с "противодавлением").
4. Экономия расхода тепла топлива в комбинированном производстве (по отношению к раздельному) составит
2150+1012-2150= 1012ккал. т.е. 32 % расхода тепла при раздельной схеме.
Структуры генерирующих мощностей региональных энергосистем могут существенно различаться, так как формируются под влиянием графиков нагрузок и природно-климатических условий (наличия топливной базы, гидроресурсов, НВИЭ и т.д.). Отсюда следует важный вывод: эффективность электроэнергетики сильно зависит от регионального фактора, а значит, объективно будет дифференцироваться по регионам страны.
Надежность энергоснабжения. Нередко надежность и экономичность энергопроизводства вступают в противоречие. Например, решение проблемы бесперебойности топливоснабжения ТЭС требует диверсификации поставщиков топлива. При получении топлива от нескольких поставщиков средняя его цена может быть выше, чем при пользовании услугами только одного поставщика.
Создание необходимых резервов генерирующих мощностей также снижает экономические и финансовые показатели эффективности. Профилактические ремонты оборудования приводят к значительным колебаниям эффективности в течение эксплуатационного цикла. В этой связи наиболее рационально для энергокомпании следующее поведение: выполнять правило безусловного приоритета надежности над краткосрочными коммерческими целями и оптимизировать затраты на обеспечение нормативов надежности энергоснабжения. В целом надо подчеркнуть, что, несмотря на разные возможные экономические стратегии поддержания надежности энергоснабжения, этот фактор снижает финансовые результаты энергокомпаний.
Определенная опасность заключается в том, что при либерализации энергетических рынков и создании конкурентной среды в энергопроизводстве возникает соблазн односторонней ориентации на текущую коммерческую эффективность, т.е. на финансовую рентабельность. Значит, перед органами государственного регулирования электроэнергетики появляется новая проблема.
Капиталоемкость отрасли. Дорогое оборудование энергетических предприятий и длительные сроки сооружения объектов резко повышают капиталоемкость отрасли относительно среднепромышленного уровня. В то же время электроэнергетика является ценообразующей отраслью народного хозяйства, и возможности повышения тарифов на энергию здесь ограниченны. Поэтому соотношение низких отпускных цен на энергию и высокой капиталоемкости генерирующих мощностей очень неблагоприятно влияет на финансовую эффективность (рентабельность, или норму прибыли на капитал). Но именно по этому параметру собственники капиталов оценивают инвестиционную привлекательность отрасли.
Надо признать, что, несмотря на относительно низкие дивиденды в условиях развивающейся отрасли, курс акций ее энергокомпаний будет расти. Однако это возможно только при достаточно высоких темпах экономического роста в народном хозяйстве. При нестабильной экономике и неопределенной динамике спроса на электроэнергию привлечь значительные внешние инвестиции в электроэнергетику весьма проблематично. Нужны большие свободные капиталы, не задействованные в более привлекательных сферах бизнеса.
Поэтому периодически особо важное значение приобретают источники собственных средств для инвестиций: амортизационные фонды и нераспределенная прибыль энергокомпаний. Задача государственного регулирования в этой связи состоит во всемерном стимулировании наращивания собственных инвестиционных возможностей, в том числе за счет стимулирующей налоговой политики в электроэнергетике.
Из сказанного следуют выводы.
• Уровень и динамика экономической и финансовой эффективности энергокомпаний непосредственно зависят от поведения потребителей, т.е. от режимов электропотребления. Это обусловливает необходимость усиления взаимодействия производителей и потребителей энергии.
• Потенциальная эффективность энергетического производства в основном формируется на предэксплуатационных стадиях создания генерирующих мощностей. Поэтому большое значение имеет организация действенных рыночных отношений в отраслях инвестиционного комплекса.
• Эффективность энергетического производства колеблется в отдельные периоды срока эксплуатации энергоустановок. Это вызвано закономерностями физического износа техники и периодическим проведением ремонтов оборудования.
• Инвестиционный риск превалирует над "эффектом масштаба" в технической политике. Поэтому проявляется тенденция к снижению верхних пределов единичных мощностей агрегатов в электроэнергетике.
• На эффективность оказывают влияние типы энергоустановок. Существует зависимость между капиталоемкостью и топливной экономичностью энергоустановок. Так как в разных регионах формируются различные структуры генерирующих мощностей, то и эффективность энергопроизводства объективно дифференцируется в территориальном аспекте.
• Выполнение нормативных требований по надежности энергоснабжения ведет к снижению финансовых результатов в краткосрочном аспекте. В условиях дерегулирования электроэнергетики это может привести к недооценке энергокомпаниями фактора надежности.
• Объективно низкая финансовая рентабельность энергетических предприятий снижает инвестиционную привлекательность, особенно в периоды нестабильного развития экономики. При этом повышается роль таких источников капиталовложений, как амортизация и прибыль.
ВЗАИМОСВЯЗЬ РЕЖИМА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ, ЭКОНОМИЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Рассмотрим связь между коэффициентаминагрузки, использования установленной мощности и резерва энергосистемы.
Коэффициент нагрузки энергосистемы отражает режим электропотребления и рассчитывается по следующей формуле:
где kр - коэффициент нагрузки районной энергосистемы за расчетный период;
Wэ - объем выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы за расчетный период;
Рmax - максимальная нагрузка (генерируемая мощность) энергосистемы;
tк - календарный период времени (для года tк =8760 ч).
Коэффициент использования установленной мощности электростанций энергосистемы комплексно отражает использование активной части основных фондов - оборудования по мощности (интенсивное использование) и во времени (экстенсивное использование). Рост коэффициента использования мощности ведет к повышению фондоотдачи и снижению среднего удельного расхода топлива за счет более полной загрузки экономичных электростанций. В итоге сокращаются инвестиционные затраты на новые мощности и удельные издержки производства (себестоимость электроэнергии).
Коэффициент использования установленной мощности определяется из следующего выражения:
kм= Wэ / Nу * tк (12)
где kм - коэффициент использования установленной мощности;
Wэ - объем выработки электроэнергии;
Nу - суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы;
tк - календарный период.
Коэффициент резерва генерирующих мощностей энергосистемы (k) определяется из следующего выражения:
kр = (Nу-Рmax)/ Рmax = Nу/ Рmax -1
Коэффициент резерва нормируется. Норматив зависит от мощности самого крупного агрегата в энергосистеме, графика нагрузки, возможности обмена электроэнергией с другими энергосистемами и других факторов.
Между тремя приведенными показателями имеет место следующее соотношение:
kм=kн/(1+kр)
Если, например, для экономии инвестиционных ресурсов на развитие энергосистемы повысить коэффициент использования мощности энергосистемы при неизменном коэффициенте нагрузки, то снизится коэффициент резерва, а значит, уменьшится надежность энергоснабжения.
Рассмотренная взаимосвязь позволяет сделать важный вывод. Для повышения экономической эффективности энергетического производства без ущерба для надежности энергоснабжения необходимо увеличивать коэффициент нагрузки, воздействуя на режим электропотребления. В этой связи отечественным энергокомпаниям следует освоить новый вид деятельности - управление спросом на энергию, при котором достигается согласование интересов потребителя (снижение издержек энергоснабжения) и производителя (повышение коэффициента использования мощности и фондоотдачи).
Например, при базовом коэффициенте нагрузки kн = 0,68 и нормативном коэффициенте резерва kр =0,20 коэффициент использования установленной мощности энергосистемы
kм=0.68/(1+0.20)=0.57
Планируется повысить коэффициент использования мощности до 0,6. Тогда при неизменном коэффициенте нагрузки коэффициент резерва сокращается:
kрI=(0.68/0.6)-1=0.13
Для сохранения норматива резерва необходимо повысить коэффициент нагрузки:
РАЦИОНАЛИЗАЦИЯ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Повышение тепловой экономичности (КПД) оборудования, сокращение расходов энергии на собственные нуждыТЭС и котельных, а также потерь энергии в электрических и тепловых сетях приводят в итоге к уменьшению удельных расходов топлива на единицу энергии, отпущенной потребителям. Удельный расход усланного топлива с теплотворной способностью 7000 ккал/кг на производство электроэнергии можно определить через отношение физического эквивалента, равного 0,123 кг/(кВт-ч), к КПД электростанции, на производство теплоэнергии - через отношение физического эквивалента, равного 143 кг/Гкал, к КПД котельной.
Снижение удельных расходов топлива непосредственно способствует повышению общей финансовой эффективности (рентабельности) энергокомпании, так как обеспечивает:
• уменьшение издержек производства (топливная составляющая себестоимости электроэнергии достигает 50 - 70 %. теплоэнергии - 80 % общих затрат);
• сокращение потребности электростанций в оборотных средствах для создания запасов топлива.
Кроме того, снижение удельных расходов топлива оказывает косвенное влияние на рост производства электроэнергии на данной электростанции (в генерирующей энергокомпании), когда диспетчер энергосистемы (оператор энергетического рынка) повышает степень загрузки более экономичных генерирующих установок.
Наглядное представление о достигнутом уровне топливной (тепловой) экономичности производства электрической и тепловой энергии на отдельных стадиях технологического процесса дают энергобалансы потерь, связанных с полезным отпуском энергии. В табл. 3.4 приведен пример подобного баланса по энергосистеме.
Как следует из примера, средний КПД (нетто) электростанций составил 37,46 %, что соответствует удельному расходу условного топлива 328,3 г/(кВт-ч). Таким образом, на стадии отпуска электроэнергии в сеть суммарные потери оцениваются величиной 62,54 %.
Обращаем внимание на то, что на покрытие потерь в турбинах затрачено 55 % произведенной теплоты (это объясняется значительными потерями в конденсаторах турбин с охлаждающей водой). На покрытие потерь в котлах потребовалось 10 % тепла топлива. Потери при распределении пара и горячей воды, включая расходы тепла на собственные нужды, относительно малы и в данном примере оцениваются величиной всего 7 %. Однако любые потери и расходы, как бы они ни были малы в процентном выражении, при соответствующем снижении могут дать значительную абсолютную экономию топлива. Таким образом, в энергобалансе имеются сравнительно малые потери, но нет малозначительных потерь, каждая из них должна учитываться и анализироваться.
Особое внимание в энергобалансе должно быть обращено на потери выработанной электроэнергии. Расходы электроэнергии в процессе ее производства в данном примере учтены в размере 5,65 % выработки всех электростанций. Кроме того, на транспорт в электросетях затрачено 9 % электроэнергии, отпущенной с шин электростанций. Следует подчеркнуть, что повышенные технические потери в линиях электропередачи не только приводят к нерациональному использованию топливно-энергетических ресурсов, но и ограничивают их пропускную способность. В ряде случаев это влечет недоиспользование экономичных установок, а устаревшее энергооборудование вынуждено работать с повышенной нагрузкой.
Таблица 3.4 ЭНЕРГОБАЛАНСЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РЕГИОНА
| Показатель | Электроэнергия | Теплоэнергия |
| Расход топлива, % | ||
| КПД, % котлов (брутто) теплового потока | ||
| турбин (брутто) бойлеров станции (брутто) | 39,7 | 86,43 |
| Удельный расход топлива станцией (брутто) | 309,8/-* | -/165,4* |
| Расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии, % | 5,65 | - |
| Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству теплоэнергии, кВт-ч/Гкал | 30,0 | |
| КПД станции (нетто) по отпуску энергии в сеть,% | 37,46 | 81,76 |
| Удельный расход топлива станцией (нетто): | 328,3/-* | -/174,9* |
| КПД сети, % | ||
| КПД систем (нетто) по отпуску энергии потребителям, % | 34,08 | 76,04 |
| Удельный расход топлива в системе | 360,9/-* | -/188,1* |
| * В числителе - г/(кВт-ч). в знаменателе - кг/Гкал |
В итоге интегральный коэффициент полезного действия в производстве и передаче электроэнергии в данной энергосистеме оказался равным всего 34,08 %. а соответствующий расход условного топлива - 360,9 г на отпущенный потребителям 1 кВтч.
На рис. 3.8 приведена укрупненная схема основных направлений снижения удельных расходов топлива в энергообъединениях и на электростанциях. В верхней части схемы показаны направления, обеспечивающие прогрессивные изменения в структуре производства энергии путем ускорения ввода и повышения готовности к работе экономичных конденсационных энергоблоков и оборудования ТЭЦ. При этом ясна необходимость повышения маневренности и модернизации всего энергооборудования.
Рост технического уровня должен дополняться повышением эффективности диспетчерского управления, которое призвано обеспечить оптимизацию перетоков электроэнергии, экономичное распределение активной и реактивной нагрузок и рациональное использование топливно-энергетических ресурсов. Выполнению этих задач должны способствовать современные автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ).
В нижней части схемы обозначены пути повышения топливной экономичности на уровне отдельных агрегатов, установок, систем. Она связана с верхней частью, поскольку на снижение удельных расходов топлива на отдельных участках оказывают влияние общесистемные факторы и условия. Здесь в качестве главных направлений указывается улучшение состояния основного и вспомогательного оборудования, а также топливо- и водоснабжения. Важными задачами являются обеспечение экономичных режимов работы при распределении электрических и тепловых нагрузок между агрегатами, а также соблюдение оптимальных параметров при ведении технологического процесса. В этой связи требуются разработка уточненных нормативов, режимных карт, налаженный технический учет и контроль, внедрение средств комплексной автоматизации производственных процессов и современных информационных систем на базе компьютерных технологий. С помощью этих средств должен осуществляться регулярный комплексный анализ результатов работы с последующим инструктажем, обучением персонала и стимулированием его к достижению наилучших технико-экономических показателей.
Следует подчеркнуть особую важность технического учета в сложном энергетическом производстве, где многие процессы непосредственно не наблюдаются и находятся в зависимости от режима и условий работы оборудования.
ЗАДАЧА. Для того чтобы выработать 1 кВт-ч электроэнергии днем, пиковая гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) потребляет в режиме заряда ночью 1,5 квт-ч- Каким образом тогда окупаются капиталовложения в ГАЭС? Объясните механизм формирования "топливного" эффекта ГАЭС в энергосистеме.
Рис. 3.8. Основные направления снижения удельных расходов топлива в энергосистемах и на электростанциях
