2014-02-13
2647
Раздел 2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭНЕРГОКОМПАНИИ
Основная общественная функция электроэнергетики как базовой инфраструктур-•ой отрасли народного хозяйства заключается в предоставлении комплекса услуг по энергоснабжению потребителям электрической и тепловой энергии.
Раздел 1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ОБЩЕСТВЕННЫЕ ФУНКЦИИ ОТРАСЛИ
Электроэнергетика, рассматриваемая как производственно-технологический комплекс, включает установки для генерирования, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии (в виде пара и горячей воды). Это электростанции и котельные различных типов, электрические и тепловые сети, а также предприятия и организации в составе отрасли, осуществляющие разные виды услуг: проектирование, строительно-монтажные и пусконаладочные работы, ремонтное обслуживание.
Электрическая и тепловая энергия - это энергоносители, обеспечивающие потребителей конечной энергией в разных формах: механической, световой, тепловой, химической и др.
|
|
|
Электроэнергия - самый прогрессивный и уникальный энергоноситель. Ее свойства таковы, что она способна трансформироваться практически в любой вид конечной энергии, в то время как топливо, непосредственно используемое в потребительских установках, пар и горячая вода - только в механическую энергию и тепло разного потенциала. Применение электроэнергии в производстве позволяет интенсифицировать технологические процессы (резко увеличивать скорость их протекания), обеспечивает их полную автоматизацию и высокую точность регулирования, что ведет к значительному росту производительности труда, сокращению расхода материальных ресурсов и повышению качества продукции. При этом некоторые прогрессивные процессы, в частности в металлургии и химии, вообще не допускают использования каких-либо других энергоносителей. Кроме того, на стадии потребления электроэнергия - самый экологически чистый энергоноситель.
Основным типом электростанций являются тепловые, на которых используется органическое топливо: уголь, газ, мазут. В России на долю ТЭС приходится примерно 66 % всех генерирующих мощностей, ГЭС - около 22%, АЭС - около 12%. Вклад электростанций, оборудованных установками НВИЭ, крайне незначителен. Структура топливопотребления ТЭС: уголь- 27%, газ - 61 %. мазут 10 %, прочие виды топлива 2 %.
Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко применяется в различных отраслях народного хозяйства для технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Причем электроэнергия и теплоэнергия - взаимозаменяемые и конкурирующие энергоносители. Особенно это касается силовых и среднетемпературных процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться как пар различных параметров, так и электричество. При благоприятных экономических предпосылках электроэнергия может заменять горячую воду в низкотемпературных процессах. обеспечивая более качественное регулирование параметров и потребительский комфорт.
|
|
|
Этот комплекс включает:
• обеспечение текущего спроса на энергию;
• готовность к покрытию перспективного спроса;
• сопутствующие услуги по повышению эффективности использования энергии (технологические, аудиторские, консалтинговые и др.).
Обеспечение текущего постоянного спроса осуществляется в пределах наличных мощностей по генерированию и передаче энергии, которыми располагают энергосистемы. В связи с совпадением во времени производства и потребления энергии это практически означает работу энергосистемы в строгом соответствии с суточными графиками нагрузок потребителей данного региона. Кроме того, покрытие текущего спроса предполагает выполнение ряда технических, экономических и социальных условий:
• поддержание надежности энергоснабжения и качественных параметров энергии на нормативном уровне;
• поставки энергии по приемлемым для всех потребителей тарифам;
• соблюдение нормативных требований по охране окружающей среды.
Нарушение указанных условий свидетельствует о том, что в части удовлетворения спроса общественная функция электроэнергетики в полном объеме не реализуется.
Готовность к покрытию перспективного спроса предполагает развитие энергосистем путем ввода новых мощностей электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. При этом надо иметь в виду, что сроки сооружения крупных объектов электроэнергетики, как правило, превосходят сроки ввода предприятий-потребителей. Поэтому необходимо строго следовать принципу опережающего развития электроэнергетики и располагать специальными резервами генерирующих мощностей для компенсации незапланированных изменений спроса.
Услуги, оказываемые потребителям в области энергоэффективности, представляют собой новый и весьма перспективный вид деятельности для российских энергокомпаний. Его можно рассматривать как определенный метод "управления спросом на энергию", основанный на тесном взаимодействии и балансе экономических интересов производителей и потребителей. В результате повышения эффективности использования энергии своими потребителями энергокомпания получает возможность обслуживать новых клиентов за счет сэкономленной энергии при относительно меньших затратах на дополнительные мощности. При таком подходе гораздо проще решаются проблемы неопределенности будущего спроса на энергию и высокой инвестиционной инерционности электроэнергетики (большие капитальные вложения и затраты на демонтаж, сроки сооружения и т.д.).
Помимо основной комплексной функции следует назвать и важную народно-хозяйственную (межотраслевую) функцию электроэнергетики. Она связана с вовлечением в топливно-энергетический баланс страны через производство электрической и тепловой энергии возобновляемых источников энергии, низкокачественного твердого топлива, ядерной энергии. В этом случае в электроэнергетике сокращается использование дефицитных и высококачественных видов топлива, прежде всего нефтетоплива и природного газа, которые находят более эффективное применение в других отраслях.
Таким образом, цивилизованный бизнес в такой отрасли, как электроэнергетика, должен быть социально ответственным бизнесом. Он пользуется определенными преимуществами отрасли в обмен на жесткие общественные ограничения.
|
|
|
Привлекательными сторонами бизнеса в электроэнергетике являются:
• стабильный и растущий спрос на продукцию;
• относительно менее острая конкуренция в производстве по причине отсутствия продуктовых инноваций;
• большие гарантии возврата инвестиций;
• возможность привлечения широкого круга инвесторов, согласных на более низкие дивиденды при росте курсовой стоимости акций. В то же время предприниматели должны четко представлять себе и минусы бизнеса в электроэнергетике:
• ограниченные возможности повышения тарифов;
• многочисленные регламентации по безопасности, качеству продукции, охране окружающей среды, правилам технической эксплуатации и т.д.;
• определенные сложности в приобретении и продаже активов;
• ответственность перед обществом, за игнорирование которой придется расплачиваться (возмещение ущерба потребителям от перерывов в энергоснабжении, выплаты крупных штрафов, лишение лицензий).
ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НА ЭКОНОМИКУ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
Технологический процесс энергоснабженияимеет следующие уникальные особенности.
1. Совпадение во времени процессов производства потребления энергии. Эта главная технологическая особенность электроэнергетики вызвана невозможностью крупномасштабного коммерческого аккумулирования энергии в сочетании с высокой скоростью транспорта энергоносителей. Отсюда следует, что режим производства энергии однозначно определяется режимом ее потребления. Практически это означает, что при хронологической неравномерности потребления энергии спрос на нее в каждый момент времени должен покрываться в строгом соответствии с графиком нагрузки конкретного потребителя. Следовательно, в данном периоде времени (например, в течение суток) потребитель должен быть обеспечен не только определенным объемом энергии, но и соответствующей мощностью. Графики нагрузок - важный инструмент производственного планирования и текущего оперативно-технологического управления.
|
|
|
2. Непрерывный характер производственного процесса. Эта особенность обусловливает высокий уровень автоматизации производства и управления технологическим процессом. Как известно, высокоавтоматизированное производство отличается высокими фондовооруженностью и производительностью труда. Таким образом, электроэнергетика принадлежит к числу малотрудоемких отраслей народного хозяйства, а в производственных издержках энергетических предприятий составляющая по оплате труда занимает незначительную долю. При этом численность персонала определяется установленной мощностью электростанций и не зависит от выработки электроэнергии, т.е. от режима использования этой мощности.
3. Сложность и особые условия работы энергетического оборудования. Энергетическое оборудование, особенно установленное на электростанциях, отличается конструктивной сложностью и большой металлоемкостью. В процессе эксплуатации оно подвергается воздействию высоких температур, давлений, химически агрессивных сред, радиоактивности. Поэтому при его изготовлении применяются специальные дорогостоящие конструкционные материалы, способные в условиях нормальной эксплуатации достаточно продолжительное время выдерживать эти нагрузки без нарушения основныхпараметров технологического процесса.
4. Взаимозаменяемость генерирующих установок. Установки,вырабатывающиеэлектрическую и тепловую энергию, могут использовать различные первичные энергоресурсы:
• органическое топливо разных видов (уголь, газ, мазут и др.);
• ядерную энергию;
• возобновляемые источники энергии (гидроэнергию, солнечную, ветровую, геотермальную и др.).
Технология энергетического производства может быть основана на различных тепловых схемах и энергетических циклах: конденсационной и теплофикационной выработке электроэнергии; паротурбинном, газотурбинном и парогазовом (комбинированном) циклах. При этом генерирующие установки (ТЭС и АЭС) могут отличаться единичными мощностями, параметрами пара. В системах транспорта электроэнергии возможно применение переменного либо постоянного тока разных уровней напряжения.
5. Низкий КПД генерирования электроэнергии. Электроэнергетика относится к весьма топливоемким отраслям народного хозяйства. На современных крупных ТЭС, оборудованных паротурбинными конденсационными энергоблоками, КПД в лучшем случае несколько превышает 40%. Переход на парогазовый цикл позволяет увеличить КПД примерно до 60%. Тем не менее, даже в этом случае около 40% тепла сжигаемого топлива непроизводительно выбрасывается в окружающую среду.
Так как возможности существенного роста КПД электростанций, а значит, снижения удельных расходов топлива на производство электроэнергии в обозримой перспективе ограничены, надо стремиться по возможности сокращать использование в электроэнергетике высококачественных, дорогих и дефицитных видов органического топлива, прежде всего природного газа и мазута. Естественно, что в каждом регионе эта проблема должна решаться с учетом местных условий формирования топливно-энергетического баланса.
6. Взаимодействие с окружающей средой. Характерной особенностью технологии производства энергии на ТЭС и АЭС является непрерывный сброс огромного количества тепла в окружающую среду - реки, озера, пруды и другие водоохлаждающие бассейны, а также в атмосферу (посредством градирен, систем испарительного охлаждения). Это порождает трудности при размещении вновь сооружаемых электростанций в подборе соответствующих площадок, которые позволяли бы обеспечить сброс тепла в непосредственной близости от них (проточная вода или искусственные гидротехнические сооружения больших размеров в виде водохранилищ, испарительных прудов, градирен). Гидротехнические сооружения для системы охлаждения ТЭС и АЭС требуют больших капитальных затрат.
Более низкий, чем у ТЭС, коэффициент полезного использования тепла у большинства современных АЭС приводит к значительно большим для них потребностям в охлаждающей воде и соответственно большим затратам на гидротехнические сооружения.
РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ
Режимы энергопотребления отражаются в графиках электрических и тепловых нагрузок: суточных, недельных, годовых. Такие графики широко применяются в практике производственного планирования, ценообразования, оперативно-технологического (диспетчерского) управления.
В частности, при помощи графиков электрической нагрузки решаются такие важные задачи, как
• определение общей потребности в генерирующих мощностях электростанций в регионе (энергосистеме);
• установление состава генерирующих мощностей энергосистем;
• экономичное распределение нагрузки между электростанциями и отдельными агрегатами;
• планирование ремонтов оборудования энергосистем;
• разработка тарифов на энергию, дифференцированныхпо периодам суток, дням недели, сезонам года.
Зависимость электрической нагрузки от времени суток называется суточным графиком электрической нагрузки. Он может составляться как для отдельной электростанции, так и для районных и объединенных энергетических систем.
Структура графика нагрузки служит основой для определения состава генерирующих мощностей электростанций энергосистемы. Обычно в обеспечении графика нагрузки участвуют установки разной мощности, топливной экономичности и маневренности. При этом имеет место специализация электростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки. Крупные высокоэкономичные электростанции (ТЭС и АЭС) целесообразнее использовать с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года. Это так называемые базовые электростанции. Станции, используемые в течение короткого периода времени только для покрытия максимумов нагрузки, соответственно являются пиковыми. Кроме того, в энергосистемах работают электростанции, занимающие промежуточное положение по годовому числу часов использования своей мощности, полупиковые установки.
В качестве пиковых применяются установки, обладающие, прежде всего высокой маневренностью, т.е. способностью быстро поднимать нагрузку, изменять ее в широком диапазоне. Они специально приспособлены для частых запусков и остановов. При этом их топливная экономичность особого значения не имеет, так как работают они в течение года непродолжительное время. Например, к числу таких специализированных пиковых электростанций относятся газотурбинные установки, имеющие относительно низкий КПД, но высокие маневренные свойства и к тому же малую стоимость. Весьма перспективно сооружение в отдельных регионах гидроаккумулирующих электростанций, эффективно работающих в пиковых режимах.
Графики нагрузки отдельных районных энергосистем могут существенно различаться по конфигурации и аналитическим характеристикам. Прежде всего это связано с разной структурой потребителей и климатическими условиями в регионах страны. Также различаются и способы покрытия региональных нагрузок, т.е. структура генерирующих мощностей, что определяется условиями топливоснабжения электростанций и наличием гидроэнергетических ресурсов. В результате совместного действия всех этих факторов в каждом регионе (энергосистеме) формируется своя стоимость энергии.
Основные характеристики суточных графиков нагрузки (см. рис. 1.5) складываются из максимальной нагрузки Рmax, минимальной нагрузки Рmin, среднесуточной нагрузки Рcp, плотности графика нагрузки (коэффициента заполнения) - отношения средней нагрузки к максимальной, неравномерности нагрузки - отношения минимальной нагрузки к максимальной.
Годовой график нагрузки энергосистемы характеризуется таким показателем, как число часов использования максимума нагрузки, которое рассчитывается как отношение годового объема выработанной электроэнергии к годовому максимуму нагрузки.
Плотность и равномерность графика нагрузки оказывают сильное влияние на экономические показатели энергосистемы и соответственно обслуживающих ее энергокомпаний. В частности, уплотнение графика ведет к сокращению потребности в генерирующих мощностях и снижению текущих издержек производства за счет лучшего использования оборудования по мощности и во времени. Конфигурация графика нагрузки зависит от структуры потребителей; например, повышение удельного веса коммунально-бытовой нагрузки при ее высокой неравномерности вызывает разуплотнение общего графика. Это необходимо учитывать при опережающем развитии электрификации бытового сектора.
Уплотнение графиков нагрузки энергосистем может осуществляться путем государственных мер, внутриотраслевых мероприятий, а также на основе регулирования энергопотребления непосредственно на предприятиях.
К государственным общеорганизационным мерам относятся распределение выходных дней промышленных предприятий, распорядок начала работы, обеденных и межсменных перерывов, а также часовой сдвиг в летнее время. Отраслевые средства уплотнения графиков нагрузок - это объединение энергосистем и аккумулирование электроэнергии в часы ночного спада нагрузки с последующей выдачей ее в часы системного максимума. Этой цели в наибольшей степени отвечают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). В период "провала" нагрузки ГАЭС работает в насосном режиме, затрачивая дешевую ночную электроэнергию, вырабатываемую базовыми электростанциями, для закачки воды из нижнего водохранилища в верхнее. Это выравнивает график. В период максимальных нагрузок ГАЭС работает в генераторном режиме, оперативно срабатывая уровень воды из верхнего водохранилища и сокращая участие ТЭС в регулировании нагрузки. Регулирование энергопотребления на предприятиях направлено главным образом на уменьшение нагрузки, участвующей в общем суточном максимуме энергосистемы, путем перенесения ее на другие часы суток, а также на заполнение ночного "провала" графика нагрузки. В числе способов регулирования нагрузки предприятия-потребителя можно назвать организацию ночных смен в промышленности, изменение времени проведения ремонтов оборудования, рациональное распределение нагрузки между отдельными агрегатами, формирование потребителей-регуляторов. В качестве таковых обычно рассматривают непрерывные производства с электроемкими технологическими процессами, допускающими снижение потребляемой мощности в широком диапазоне вплоть до отключения на периоды утреннего и вечернего максимума (например, производство ферросплавов, насосные установки водоотлива шахт).
В некоторых случаях оказывается целесообразным снижение (ограничение) мощности технологических установок в определенные периоды времени, компенсируемое ее форсированием в крутое время, и создание необходимых запасов сырья и полуфабрикатов, позволяющих отключать на различные сроки отдельные агрегаты технологического процесса.
Таким образом, регулирование режимов потребителей требует определенных затрат. Стимулом для его осуществления служит снижение платы за электроэнергию, которое обеспечивается, в частности, с помощью дифференцированных тарифов. Так, стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, потребляемой в ночные часы, устанавливается на самом низком уровне, а в часы максимальной нагрузки энергосистемы отпускается самая дорогая энергия. Летом она дешевле, чем зимой, а в выходные дни дешевле, чем в рабочие.
Следует подчеркнуть, что подобная дифференциация отражает объективные различия в затратах на производство энергии в разные периоды времени. Так, в часы ночного спада нагрузки практически вся электроэнергия вырабатывается на наиболее экономичных базовых электростанциях с низкими издержками. Напротив, в часы максимума стоимость энергии резко возрастает за счет дополнительного привлечения к покрытию графика нагрузки низкоэкономичных ТЭС, находящихся в горячем резерве.
Рационализация режимов электропотребления в целях уплотнения графика нагрузки может производиться потребителями как самостоятельно, так и во взаимодействии с энергокомпанией, обслуживающей местную энергосистему. Во втором случае энергокомпания частично или полностью берет на себя расходы, связанные с регулированием нагрузки.
Следует подчеркнуть, что выбор способов регулирования и методов его стимулирования в конечном счете обусловлен региональными условиями энергоснабжения и действующей схемой организации энергетического рынка (одна интегрированная энергокомпания-монополист или несколько конкурирующих производителей энергии в регионе).
СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Эффективность - это сложная системная категория,отражающая как многоцелевой характер деятельности энергокомпании, так и ее взаимодействие с субъектами внешней среды.
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.
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.
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).
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.
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.
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 %.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
