Управление затратами на энергетическом предприятии. Ч. 3 (200

5. Прейскурантная цена топлива составляет 695 руб. за тонну (с НДС) при следующих характеристиках угля:

–марка ССр – зольность 18 %, влажность 7 %;

–марка ССмсш – зольность 19 %, влажность 11 %.

6. Топливной компанией установлены следующие поправки к цене топлива (скидки/надбавки):

–за каждый процент увеличения (уменьшения) зольности цена уменьшается (увеличивается) соответственно на 1,5 %;

–за каждый процент увеличения (уменьшения) влаги цена умень-

шается (увеличивается) соответственно на 1,3 %. 7. Принять следующие тарифы:

–на электроэнергию 1,23 руб./кВт · ч;

–на теплоэнергию 600 руб./Гкал.

Порядок решения задачи.

1. Определить объемы электрической и тепловой энергии, вырабо-

танные при сжигании 1 т у. т.

2.Оценить объемы выработки электрической и тепловой энергии при сжигании 1 т натурального топлива заданной теплоты сгорания.

3.Пересчитать удельные расходы топлива при увеличении фактической зольности и влажности.

4.Определить объемы выработки электрической и тепловой энергии из 1 т угля ухудшенного качества, а также объемы недоотпуска

выработки энергии при сжигании 60 т топлива ухудшенного качества.

5.С учетом заданных тарифов определить потери выручки от недоотпуска энергии. Учесть скидки в цене топлива ухудшенного качества.

6.Сделать выводы.

Задача 11. Плановый отпуск электроэнергии с шин 709 тыс. кВт · ч. В соответствии с действующими удельными нормами должно быть израсходовано 308 г у. т./кВт · ч по цене 1223,2 руб. за 1 т у. т. В текущем периоде при отпуске электроэнергии с шин 646 тыс. кВт · ч. удельный расход топлива на производство электроэнергии составил 313 г у. т./кВт · ч. Цена топлива на производство электроэнергии

1432 руб. за 1 т у. т.

Выполнить экономический анализ влияния на изменение результирующего показателя отклонения факторных показателей. Для расчетов могут быть использованы любые приемы детерминированного факторного анализа: метод цепной подстановки, методы абсолютных и относительных разниц, логарифмический и интегральный приемы. Выполнить проверку. Сделать выводы.

31

Глава 2. Методы оценки коммерческой эффективности действующих ТЭС

2.1.Применение теории полезности двух благ для оценки коммерческой эффективности ТЭЦ

Коммерческая эффективность действующих ТЭЦ определяется их конкурентоспособностью на рынках тепловой и электрической энергии. Она в значительной степени определяется величиной системного дохода от продажи электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии и тепловой – на региональном рынке.

Вхождение ТЭЦ в энергетический рынок требует быстрого, возможно, упрощенного стоимостного метода оценки продукции комбинированного производства. Задача распределения издержек между электрической энергией и теплом приобретает особую значимость. Распределение затрат становится особенно актуальным, когда рынок электроэнергии либерализован, а рынок централизованного теплоснабжения все еще регулируется. Чтобы обеспечить рост конкурентоспособности, энергетические компании предпочитают отнести бо´ льшую часть затрат на тепловую энергию. Однако завышенные цены на теплоэнергию могут привести к росту неплатежей или переходу потребителей на другие источники теплоснабжения.

В связи с вышесказанным возникает множество проблем при комбинированном производстве энергии на ТЭЦ, которые связаны с необходимостью:

распределения топлива по видам энергии и определения удельных расходов топлива на отпуск единицы электрической и тепловой энергии;

распределения издержек ТЭЦ и формирования себестоимости единицы энергии;

сбалансированного определения тарифов на энергетическую продукцию и определения системного дохода ТЭЦ от производствен-

ной деятельности на рынках электрической и тепловой энергии.

Таким образом, актуальность задачи разделения издержек ТЭЦ на производство и раздельной себестоимости единицы электрической и тепловой энергий может ставиться под сомнение.

Это обусловлено рядом причин:

не существует одного бесспорного и безупречного способа разделения расхода топлива на ТЭЦ между электрической и тепловой энергией;

32

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

оценка себестоимости электроэнергии и тепла по любому методу деления топлива искажает и реальную картину технологических процессов и доходности бизнеса;

жесткое деление топлива между продукцией ТЭЦ не позволяет генерирующей компании гибко реагировать на изменение ситуации на

рынках энергии и др.

В случае с ТЭЦ сталкиваются с тем, что если каким-либо способом разделить затраты на тепло, то производство одного вида энергии может оказаться прибыльным, а другого – убыточным. Это не значит, что можно отказаться от производства одного из видов энергии, сохранив эффективное производство другого. Наиболее наглядной иллюстрацией ситуации в разделении топлива на ТЭЦ является треугольник Гинтера.

Треугольник Гинтера для ТЭЦ может быть построен в разных координатах:

предельные удельные расходы топлива на производство электроэнергии и тепла;

предельная себестоимость единицы электрической и тепловой энергии;

предельные тарифы на электрическую и тепловую энергию. Ниже схематично представлены отдельные примеры построения

треугольников Гинтера и использования их в практических расчетах.

Предельные тарифы на электрическую и тепловую энергию

В экономике известна функция полезности двух благ, которой соответствуют различные кривые (прямые линии) безразличия. По аналогии с экономической теорией функцию полезности для комбинированного производства электрической и тепловой энергий на ТЭЦ запишем в виде

где ИТЭЦ – сумма общих затрат на ТЭЦ (в том числе затрат на топливо и материалы, амортизацию, зарплату персонала ТЭЦ с начислениями, транспорт, ремонт и проч.);

ПТЭЦ – прибыль ТЭЦ (включает инвестиции в развитие производ-

ства, социальное развитие, дивиденды, налоги, уплату процентов по кредитам, плату за превышение уровня загрязнения окружающей среды, отчисления в резервный и другие фонды);

33

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

Тэ и Тт – тарифы на электрическую и тепловую энергию;

Эотп и Qотп – отпущенная электроэнергия и теплота потребителю. Из формулы (2.1) получим тарифы на продукцию:

Для построения параметров функции полезности U в координатах Тэ и Тт найдем предельные (максимальные) значения тарифов Тэ пр и Тт пр. При этом условно предельный тариф на электроэнергию вычис-

ляется в случае бесплатного отпуска тепла потребителю (Тт = 0), а предельный тариф на тепло – при бесплатном отпуске электроэнергии

(Тэ = 0).

Из формул (2.2) и (2.3) имеем

Графически параметры функции полезности U в координатах Тэ и Тт представлены на рис. 2.1.

На прямой линии (гипотенуза треугольника γ) функции U находится множество точек Z, соответствующих соотношению тарифов на электрическую и тепловую энергию. Точка Z делит гипотенузу γ на части α и β. Известны различные математические пропорции деления отрезка на части:

среднеарифметическая – Z 0,5( ) ;

геометрическая – Z ;

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

Тт

Тт пр

α

γ

Тт

Z β

Рис. 2.1. Схема построения треугольника Гинтера

вкоординатах предельных тарифов на электрическую

итепловую энергию

Решая совместно два уравнения пропорции «золотого сечения»,

Определим зависимость тарифов Тэ и Тт функции полезности U от значений α и β.

Из подобия заштрихованных треугольников определяются Тэ и Тт как отношение катетов к их гипотенузам. Для нижнего треугольника

откуда после преобразований при α + β = γ = 1 получим Тэ Тэ пр . Для верхнего треугольника:

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

После преобразований имеем Тт Тт пр .

Для среднеарифметической пропорции 0,5 :

Тэ 0,5Тэ пр ,

Тт 0,5Тт пр .

Для пропорции «золотого сечения»:

– при α > β имеет место приоритет теплового рынка (ближе к эксергетическому методу), когда вся экономия топлива от теплофикации относится на производство теплоты:

Тэ 0,618Тэ пр ,

Тт 0,382Тт пр ;

–при α < β имеет место приоритет электрического рынка (ближе к физическому методу), когда вся экономия топлива от теплофикации

относится на производство электроэнергии:

Тэ 0,382Тэ пр ,

Тт 0,618Тт пр .

Удельные расходы топлива (себестоимость единиц энергии)

Как показано на рис. 2.2, треугольник может отражать в системе координат соотношение между удельным расходом условного топлива на выработку электроэнергии и удельным расходом условного топлива на выработку тепла. Множество точек соответствует всем возможным способам деления расхода топлива между продуктами ТЭЦ, включая крайние возможности отнесения всего расхода только на электроэнергию и только на тепло. Методы деления топлива различаются тем, что указывают на разные точки этого треугольника, но при этом каждый отдельный метод соответствует только одной точке графика.

Сущность данной разновидности метода сводится к следующему. Если все затраты ТЭЦ отнести на электроэнергию, получится отрезок ОА; при аналогичном отнесении всех затрат на тепло получится отрезок ОВ. Соединив точки А и В, получаем треугольник, по которому при

36

Однако не менее актуальной задачей является определение тарифов на разнопотенциальную тепловую энергию, необходимую потребителю как для осуществления производственных процессов, так и для отопления и горячего водоснабжения.

Вырабатываемое на ТЭЦ тепло имеет разное качество (разные характеристики, в их числе давление и температура тепла). Следовательно, потребитель должен платить за теплоснабжение соответствующую цену. Однако формальное отношение к сложным технико-экономичес- ким процессам производства энергии, основанное на «усреднении ради простоты», привело к неразрешимой проблеме в теплоэнергетике России – глубочайшему перекрестному субсидированию .

Маржинальный принцип ценообразования, позволяющий оценить стоимость самой дорогой и самой дешевой тепловой энергии, должен учитывать:

график потребления тепла во времени с обязательным выделением базовых и небазовых потребителей;

технологические процессы, связанные с производством разнопотенциальной тепловой энергии;

затраты, необходимые для осуществления соответствующих технологических процессов и др.

На конкретных примерах по энергокомпаниям отдельными авторами показаны различия в стоимости разнопотенциальной тепловой

энергии до 40 раз. Следовательно, использование усредненных среднегодовых тарифов на тепло вместо конкретных тарифов для конкретных видов энергетических товаров и услуг является одной из основных ошибок существующего метода ценообразования на рынке тепловой энергии.

Принципы расчета маржинальной стоимости тепловой энергии могут основываться на следующих подходах.

1. Разбиение тепловых потребителей по числу часов использования годового максимума нагрузки:

более 4500 ч – базовые потребители (категория А);1000…4500 ч – полубазовые потребители (категория В);менее 1000 ч – плановые потребители (категория С);

внеплановые потребители (категория D) не потребляют энергию в часы максимальных тепловых нагрузок в течение 1000 ч/год.

2. Разбиение потребителей по параметрам потребляемой тепловой энергии:

пар 1,2…40 атм;

38

горячая вода с температурой сетевой воды: 40, 70, 110, 150…

180 оС.

3.Переменные затраты (топливо, реагенты, вода) распределяются по категориям А, В, C, D.

4.Постоянные затраты (ремонт, эксплуатация) распределяются по

технологическому принципу или пропорционально установленной мощности.

Изложенный выше подход позволяет сформулировать направления решения проблем:

разделение технологических циклов производства тепла;

разделение затрат исходя из технологии;

более объективное разделение стоимости химводоочистки и др. Если учесть, что на рынке тепловой энергии множество проблем, а

ценоустановление – одна их них, маржинальный подход позволит не только оценить себестоимость 1 Гкал тепла на ТЭЦ (как это традиционно делается), но и стоимость разнопотенциальной тепловой энергии, производимой в соответствии с производственной программой по пару и горячей воде. Это позволяет объективно формировать тарифы на потребительском рынке тепловой энергии.

2.3.Проблемы краткосрочного планирования расходов топлива на энергетическом рынке

Рассмотренные в данном разделе подходы позволяют более объективно решать проблемы планирования расходов топлива, цен на энергетическую продукцию на годовых и внутригодовых интервалах. Однако развитие энергетического рынка ставит новые задачи, в том числе планирование на краткосрочных временных интервалах.

Работа генерирующих энергокомпаний на этапе краткосрочного планирования режимов (на несколько суток и в течение суток) в значительной степени определяется подходами к формированию оптимальных ценовых заявок на энергетическую продукцию. Речь идет о создании систем краткосрочного планирования текущей стоимости энергии, т. е. стоимости дополнительно произведенного объема электроэнергии в почасовом разрезе (помимо объемов, продаваемых на регулируемом и свободном договорном рынках). Именно эти вопросы в настоящее время проработаны недостаточно.

39

Текущую стоимость следует рассматривать как часовую характеристику затрат на производство электроэнергии, в которую должны быть включены:

–стоимость топлива;

–ускоренный износ оборудования;

–стоимость вероятных отклонений от диспетчерских графиков;

–выплаты за нарушение экологических норм;

–оплату комиссионных при продаже и др.

Основная составляющая текущей стоимости – это топливная (50…60 %). Доля ремонтных затрат, относимых на ускоренный износ оборудования, по экспертным оценкам, может составлять 10…20 % топливной составляющей. Остальные затраты в совокупности могут быть приняты в размере 5…10 % топливных затрат.

Следовательно, топливные затраты должны быть определены наиболее точно, так как погрешность в их оценке может привести к завышению или занижению текущих затрат. Если текущие затраты завышены, теряется прибыль, поскольку не проданы дополнительные объемы электроэнергии, когда это выгодно. Если же текущие затраты занижены, можно понести убытки от продажи энергии ниже текущих затрат. Кроме того, ценовую область необходимо определять с учетом регулировочного диапазона мощности, т. е. минимальных и максимально возможных нагрузок.

Таким образом, сужая регулировочный диапазон, производитель недополучает прибыль. Занижая максимальную мощность, производитель не полностью использует возможности генерирующего оборудования и теряет прибыль от продажи дополнительной электроэнергии. Завышая минимальную мощность, генерация упускает возможность более глубокой разгрузки в ситуации, когда это выгодно. Например, если текущие затраты собственного производства выше стоимости покупки электроэнергии, во исполнение обязательств по двустороннему договору в группе точек поставки (ГТП) покупателя производителю энергии будет выгодно закупать дополнительные объемы энергии.

На рис. 2.3 показаны два варианта подачи ценовых заявок с ценами выше (сплошная линия) и ниже (пунктирная линия) текущей стоимо-

сти производства. Pmin и Pmax – соответственно минимальная и максимальная мощность; V1 – V3 – объемы ступеней часовой подзаявки, Vр д – объем продажи по регулируемому договору.

40