|
| |
|
Главная -> Экология
К определению технико-экономичес. Переработка и вывоз строительного мусораЭнергосбережение в регионах «Вопросы энергосбережения – в центре внимания региональных энергокомпаний и местных властей. Руководство субъектов Федерации предпринимает различные меры по экономии энергоресурсов», - пишет газета «Энергетика и промышленность России» (№ 13 (89) ноябрь 2007 года). Для примера взяты три города – Волгоград, Москва и Екатеринбург. Волгоград Волгоградским предприятиям вменили в обязанность пройти энергетические обследования. Глава областной администрации Николай Максюта подписал распоряжение о разработке энергетических паспортов промышленных потребителей топливно-энергетических ресурсов, работающих на территории региона. В результате анализа потребления топливно-энергетических ресурсов регион намерен разработать программу, стимулирующую деятельность предприятий и организаций по внедрению энергосберегающих технологий. «Помимо этого идет разработка территориально-строительных норм для Волгоградской области, определяющих энергосберегающие характеристики строящихся жилых домов», – сообщает Василий Мещанинцев, руководитель технико-экономического отдела Волгоградского центра энергоэффективности. Москва Одним из субъектов РФ, недавно принявших собственный закон об энергосбережении, стала Москва. Павел Матвийчук, заместитель начальника отдела новой техники и энергосбережения департамента ТЭК Москвы, считает, что это правильная тактика стимулировать промышленные предприятия к энергосбережению, так как они расплачиваются из собственного кармана в отличие от бюджетных организаций. Поэтому нужно стимулировать частный сектор за счет частичного финансирования энергосберегающих проектов из городского бюджета на конкурсной основе. В 2007 году на эти цели будет выделено 400 млн. рублей. Екатеринбург Своя концепция поощрения энергосбережения в промышленности и ЖКХ принята в Свердловской области. Ее правительство утвердило инвестиционную программу «Разработка, производство и внедрение энерго- и ресурсосберегающего оборудования на 2007-2009 годы». Общий объем финансирования – более 4 млрд. рублей, включая собственные средства предприятий, заемные и привлеченные средства, бюджетные кредиты. Планируется ежегодно выделять льготные кредиты в сумме 80 млн. рублей в год сроком на 3 года на важнейшие инвестиционные проекты. Еще один источник финансирования энергосберегающих проектов – инвестиционная составляющая тарифов на тепло- и электроэнергию. В соответствии с постановлениями правительства Свердловской области в инвестиционную составляющую закладываются энергосберегающие мероприятия как на предприятиях – производителях топлива и энергии, так и на предприятиях-потребителях. Единый энергетический рынок России и Европы В прошлом месяце Еврокомиссар Андрис Пиебалгс и министр энергетики РФ Виктор Христенко позитивно оценили создание единого энергорынка России и Европы. Об этом сообщает газета «Энергия России» (№ 26 (269) за ноябрь 2007). Планируется, что ТЭО проекта будет окончательно сформировано к третьему кварталу 2008 года. К этому сроку специалисты представят результаты на рассмотрение правительствам своих стран, которые и примут окончательное решение о реализации проекта. Реализация проекта не требует строительства новых линий электропередачи: энергосистемы России и Евросоюза связаны тремя мощнейшими ЛЭП напряжением 750 кВт. Однако эти линии, которые выходят на Румынию, Польшу и Болгарию, в настоящее время отключены. Подключение линий и синхронизация систем будет означать создание единой энергозоны от Сибири до Лиссабона – самой крупной синхронной энергосистемы в мире. Для этого уже созданы все технические и инженерные предпосылки. Третий энергетический пакет Еврокомиссии Журнал «Мировая Энергетика» (№ 11 (47) за ноябрь 2007 года) рассуждает о так называемом третьем энергетическом пакете Еврокомиссии (проекты новых директив по энергетике, предполагающих дальнейшую либерализацию энергетического рынка Евросоюза), вынесенным на рассмотрение общественности 19 сентября 2007 года. В ходе «круглого стола» по новым законодательным инициативам ЕС под председательством Комиссара Евросоюза по энергетике и министра промышленности и энергетики РФ, состоявшегося 23 октября 2007 года, европейские эксперты оказались не готовы комментировать проблемы, связанные с тем, что третий энергопакет на данный момент противоречит ряду международно-правовых обязательств ЕС. Равно как не готовы они были ответить и на более конкретные вопросы. В частности, по возможному влиянию третьего энергопакета на комплекс договоренностей в рамках межгосударственного договора между Россией и Польшей, на основании которого был сооружен газопровод Ямал — Европа. Авторы третьего энергопакета заявляют, что Евросоюз не преследует протекционистские цели, что перед ними не стоит задача ограничить доступ инвесторов третьих стран к распределительным сетям. Но сам характер нововведений третьего энергопакета не может не настораживать, какой бы примирительной риторикой они ни сопровождались. Не все страны в Евросоюзе готовы принять сформулированные в пакете принципы. Наиболее яркими оппонентами проекта являются Франция и Германия.
К.т.н. В. А. Петрущенков, главный инженер; В. В. Васькин, главный конструктор, ЗАО «Невэнергопром» Введение Для проектируемых мини-ТЭЦ при определении привычных показателей экономической эффективности, таких как прибыль и срок окупаемости, необходимо иметь в виду ряд обстоятельств, обсуждаемых в настоящей статье. Под мини-ТЭЦ здесь понимается вновь вводимое в работу оборудование, производящее электроэнергию и теплоту в виде потока горячей воды (пара). На практике применяются три типа электрогенерирующего оборудования: паровые турбо-установки (противодавленческие или конденсационные турбины, в том числе с отборами пара), газотурбинные установки с паровой или водяной утилизацией теплоты отходящих газов, генераторные установки на базе двигателей внутреннего сгорания (газопоршневые, газодизельные, дизельные) с утилизацией теплоты систем двигателя и выхлопных газов. Обычно электрогенераторы мини-ТЭЦ работают в параллель с энергосистемой. Производимая на мини-ТЭЦ электроэнергия, как правило, потребляется предприятием, при котором создана мини-ТЭЦ. Излишки или вся производимая электроэнергия могут подаваться в сеть с ее оплатой или применением взаимозачета во взаимоотношениях предприятия с энергосистемой. Создание мини-ТЭЦ «в чистом поле» 1. Рассмотрим вариант создания мини-ТЭЦ «в чистом поле», владельцем которой является частная энергетическая компания, производящая ТЭ и ЭЭ на продажу внешним потребителям. В этом случае при определении себестоимости производимых теплоты и электроэнергии требуется разделение затрат топлива, эксплуатационных и прочих затрат, амортизационных отчислений между этими продуктами. Необходимость определения себестоимости электроэнергии и теплоты по отдельности связана с тем, что тарифы на продажу электроэнергии Тэ и теплоты Тт в настоящее время утверждает Региональная энергетическая комиссия (РЭК). Можно ожидать, что при утверждении тарифов РЭК будет допускать различную рентабельность производства теплоты и электроэнергии, что должно определить и способ экономически выгодного разделения затрат. Ниже приводятся способы разделения затрат топлива, которые используются на практике при выполнении предпроектных проработок вариантов строительства мини-ТЭЦ. Для мини-ТЭЦ на базе противодавленческих паровых турбин широко распространен метод разделения топлива, следующий из уравнения энергетического баланса, примененного к работе котельной до строительства мини-ТЭЦ и к котельной, работающей совместно с мини-ТЭЦ: где B - расход топлива в единицу времени в котельной до строительства мини-ТЭЦ, АВ - дополнительный расход топлива в котельной при работе паровых турбин, riK0T - КПД котельной по преобразованию теплоты сгорания топлива в теплоту, Qкот - тепловая нагрузка теплоисточника, Qрн - низшая теплота сгорания топлива, Nэ -электрическая мощность мини-ТЭЦ. В приведенных уравнениях считается, что riK0T одинаков до и после ввода в работу паровых турбин. Это связано с тем, что КПД котельной слабо зависит от нагрузки котлов вблизи номинальных значений, тем более при небольшом ее изменении (изменение нагрузки котлов составляет несколько процентов, AB/B=N3/QK0T). Из приведенных уравнений дополнительный расход топлива при вводе в работу мини-ТЭЦ равен: Удельный расход топлива на выработку электроэнергии определится b3=AB/N3=1/(Til Общий годовой расход топлива на мини-ТЭЦ, работающей в режиме полной когенерации, равен Вгод=bэЭэ+bтЭт. Приведенный способ разделения топлива соответствуют так называемому «физическому методу». Очевидно, что общий расход топлива на мини-ТЭЦ не зависит от способа разделения топлива между теплотой и электроэнергией. Остальные затраты могут разделяться также пропорционально произведенным количествам разных видов энергии. При сформировавшихся рыночных ценах на теплоту и электроэнергию общая прибыль мини-ТЭЦ от продажи энергоносителей также не зависит от способа определения себестоимости теплоты и электроэнергии. В случае отсутствия утилизации теплоты принимается гит=гэ (ri3 - электрический КПД установки, обычно hэ=0, 2 0,35 для ГТУ и т]э=0,35 0,42 для ГПА). Следует иметь в виду, что электрический КПД установки ri3 зависит от ряда параметров энергетического цикла и от величины ее нагрузки. Общий расход топлива на мини-ТЭЦ равен B=N3/(QpTi3). При частичной утилизации теплоты, обычно имеющей место в межотопительный период, общий расход топлива установки определяется точно так же. Разделение затрат топлива между электроэнергией и теплотой в этом случае зависит от вкусовых предпочтений исполнителя. Один из вариантов, соответствующий «физическому методу», состоит в том, что удельные затраты топлива по-прежнему определяются по соотношению Ьэ=Вэ/Мэ=1/(т1ит0р)=145 г у.т./кВт.ч при расчетном значении коэффициента использования теплоты сгорания топлива т]итр=0,85, тогда неиспользованная теплота топлива относится на процесс производства теплоты, и расход топлива на производство теплоты равен: где Qт - мощность полезно используемого потребителями теплового потока. В альтернативных вариантах можно делить общий расход топлива в любой другой пропорции, включая случаи, когда сохраняется значение bT=BT/QT=1/(riMTQp)=168 кг у.т./Гкал и неиспользованная теплота сгорания топлива относится на производство электроэнергии, либо относить все затраты топлива на производство электроэнергии, считая утилизируемую теплоту бесплатной. Возможно также применение способа разделения затрат топлива по методике ОРГРЭС, используемого для ТЭЦ ОАО «РАО ЕЭС» с 1995 г. В соответствии с Федеральным Законом № 35 от 26.03.2003 «Об электроэнергетике» в дальнейшем в результате реформирования ОАО «РАО ЕЭС» цены на производимую электроэнергию будут определяться рыночными механизмами. Можно предположить, что со временем цены на теплоту также будут определяться спросом и предложением в конкретном месте. Годовая чистая прибыль на мини-ТЭЦ за счет производства электроэнергии и теплоты определится как разность выручки V от их продажи и себестоимости C их производства на мини-ТЭЦ с налоговыми отчислениями Н. Простой срок окупаемости капитальных затрат К на строительство мини-ТЭЦ в этом случае равен: Годовая выручка от продажи произведенных на мини-ТЭЦ электроэнергии Ээ и теплоты Эт по тарифам Тэ, Тт равна: V=ТэЭэ+ТтЭт. Годовая себестоимость теплоты и электроэнергии, произведенных на мини-ТЭЦ, определяются годовыми затратами топлива Вгод при цене топлива Цт, затратами на эксплуатацию Сэ, ремонты Ср, заработную плату персонала Сзп, прочие затраты Спр, величиной амортизационных отчислений А=nаК с годовой нормой средних амортизационных отчислений nа, определяемой исходя из норм амортизации различных групп основных средств, составляющих мини-ТЭЦ (см. Постановление Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» с учетом Изменений и дополнений, утвержденных постановлением Правительства РФ от 9 июля 2003 г. №415): С=ЦтВгод+Сэ+Ср+Сзп+Спр+А (1) Годовые затраты топлива Вгод с теплотворной способностью Qрн на мини-ТЭЦ связаны с годовой выработкой электроэнергии Ээ с помощью среднегодового электрического КПД когенера-ционной установки ri3Cp: Br0fl=33/(QpTi3Cp). Главными составляющими налоговых отчислений при определении прибыли обычно являются налог на прибыль и налог на имущество с нормами рп и ри соответственно: Приведенный выше срок окупаемости предполагает использование амортизационных отчислений для воспроизводства мини-ТЭЦ после завершения ее срока службы. В случае использования амортизационных отчислений для других целей срок окупаемости будет равен: С точки зрения рыночной экономики тарифы на энергоносители, производимые на мини-ТЭЦ, должны определяться исходя из капитальных затрат на присоединение к существующим в этом же месте альтернативным источникам энергоснабжения (или создание новых) Ка и соответствующих тарифов ТNа, ТЭа, ТТа, например, в виде сети энергосистемы и котельной, или тепловой сети. Следует отметить, что новое присоединение к электрическим и тепловым сетям (строительство котельной) требует капитальных затрат Ка, соизмеримых с затратами на строительство мини-ТЭЦ, а тарифы, по которым альтернативные источники будут отпускать электроэнергию и теплоту, превышают на десятки процентов их себестоимость на мини-ТЭЦ. Получим соотношение для срока окупаемости при использовании затратных характеристик альтернативного энергоисточника. Фактически величина срока окупаемости zок представляет собой период времени, в течение которого суммарные затраты при строительстве мини-ТЭЦ и в альтернативном варианте энергоснабжения от электрической сети и существующей внешней тепловой сети (создаваемой котельной) будут равны. Равенство затрат за время z с учетом налоговых отчислений в обоих вариантах дает: Очевидно, что если время службы мини-ТЭЦ z>zок, то строительство мини-ТЭЦ - более выгодное мероприятие в сравнении с альтернативным вариантом присоединения к электрической сети и тепловой сети (создаваемой котельной) и наоборот. Капитальные затраты, связанные с альтернативным вариантом энергоснабжения предприятия, равны Ка=Каэ+Кат (например, плата за присоединение к электрической сети, на прокладку кабеля и строительство распределительного устройства - Каэ, стоимость котельной или стоимость присоединения к существующим тепловым сетям, стоимость тепловой сети - Кат). Годовые затраты на покупку электроэнергии и теплоты в альтернативном варианте энергоснабжения складываются из помесячной оплаты заявленной электрической мощности величиной Nni, годовых значений израсходованных электроэнергии Ээ и теплоты Эт по тарифам ТNа, ТЭа, ТТа соответственно: 2. Мини-ТЭЦ отпускает теплоту и электроэнергию предприятию, которому она принадлежит. В этом случае отсутствует прямой акт продажи электроэнергии и теплоты, но имеет место продажа продукции, производимой предприятием, в себестоимость которой входят затраты на энергоносители. Определение срока окупаемости мини-ТЭЦ, как части предприятия, можно произвести, сделав ряд допущений. Предположим, что цена на продукцию, производимую предприятием, после строительства на нем мини-ТЭЦ такая же, как и у конкурентов. Пусть отличия в себестоимости продукции состоят только в разных затратах на теплоту и электроэнергию. В связи с более низкими затратами на мини-ТЭЦ на их производство имеется большая прибыль при реализации продукции, производимой на рассматриваемом предприятии. Поэтому, несмотря на то, что нет прямого акта продажи энергоносителей, при определении чистой прибыли от производства электроэнергии и теплоты необходимо так же, как и в ранее рассмотренном варианте, учитывать налог на прибыль, входящий в цену продукции предприятия. Увеличение прибыли на предприятии определится как разность годовых затрат на энергоносители у конкурентов Тк, их себестоимости C и налоговых отчислений Н на мини-ТЭЦ. Фактически Тк - годовая затратная составляющая на электроэнергию и теплоту в цене на продукцию конкурентов при равных ее объемах. Ее величина равна сумме затрат на производство энергоносителей, рентабельности, характерной для выпускаемой продукции и налогов на эти составляющие у конкурентов. В этом состоит существенное отличие от ранее рассмотренного варианта, когда выручка определялась альтернативным вариантом энергоисточника в том же месте, где расположено рассматриваемое предприятие. С учетом замены Та на Тк действительны все приведенные выше соотношения. Следовательно, величина прибыли от производства энергоносителей и срок окупаемости мини-ТЭЦ зависят от статуса мини-ТЭЦ (самостоятельный энергоисточник или энергетическое подразделение предприятия), задач, которые она решает, способа формирования цен на энергоносители, цен на продукцию предприятия. В связи с этим, прибыль и срок окупаемости капиталовложений в строительство мини-ТЭЦ носят условный, иллюстративный характер, их роль сводится к ориентации инвесторов и предпринимателей относительно вариантов энергообеспечения различных объектов. Создание мини-ТЭЦ при существующей котельной, обеспечивающей теплотой предприятие и внешнюю тепловую сеть В этом случае получили распространение два варианта определения экономичности мини-ТЭЦ: как самостоятельного объекта и как модернизированного энергоисточника, в состав которого она вошла. 1. Рассмотрим мини-ТЭЦ как отдельный объект, пристроенный к котельной, который отпускает теплоту Этп и электроэнергию Ээп предприятию, которому она принадлежит, а также - в тепловые и электрические сети Этс, Ээс по тарифам Тэтэц, Тттэц, которые утверждаются РЭК (в будущем определяются рыночными механизмами), исходя из себестоимости и назначенной рентабельности производства энергоносителей. Срок окупаемости мини - ТЭЦ равен: где V - выручка от продажи в сети электроэнергии и теплоты V=T3T3l4-33C+TTT3l4-3TC, TK - затратная составляющая на электроэнергию и теплоту в цене на продукцию конкурентов при равных ее объемах, где rп - рентабельность выпускаемой продукции, Нк - соответствующие налоговые отчисления. Себестоимость С произведенных продуктов и налоги Н на мини-ТЭЦ для предприятия и на продажу (Ээс+Этс+Ээп+Этп) определяются по аналогии с (1, 2), исходя из соответствующих затрат топлива и других компонентов себестоимости. При определении величины теплоты, производимой мини-ТЭЦ и котельной, возникает проблема ее разделения между ними. Очевидно, что при сохранении тепловой нагрузки теплоисточника тепловая нагрузка котельной формально уменьшается на величину тепловой мощности мини-ТЭЦ. Однако такое разделение является условным, т.к. между котельной и мини-ТЭЦ существуют связи материальных потоков и для нормального функционирования энергоисточника необходима работа оборудования котельной и мини-ТЭЦ. Например, для мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГПА с утилизацией теплоты оборудование котельной обеспечивает подпитку утилизационных контуров. В случае использования паровых турбин на мини-ТЭЦ ее зависимость от котельной еще значительнее: пар, поступающий в турбины, вырабатывают паровые котлы котельной. Поэтому необходимо определить и в себестоимости теплоты, вырабатываемой на мини-ТЭЦ, и в выручке от продажи этой теплоты доли котельной и мини-ТЭЦ. Однозначно выполнить такое разделение затруднительно, любой метод деления будет носить условный характер. В практике часто встречаются два предельных подхода: на ГТУ-ТЭЦ и ГПА-ТЭЦ вся теплота, производимая в утилизационных теплообменниках, относится на мини-ТЭЦ как по затратам, так и по выручке, на мини-ТЭЦ с паровыми турбинами напротив, вся теплота, производимая в пароводяных теплообменниках мини-ТЭЦ, относится к котельной. В соответствии с принятым способом разделения используются соотношения, приведенные выше. 2. Более ясным и бесспорным кажется рассмотрение характеристик модернизированного энергоисточника, состоящего из котельной и мини-ТЭЦ. В этом случае определяются выручка от продажи электроэнергии и теплоты, произведенных в котельной и на мини-ТЭЦ, во внешние сети, рыночная стоимость производства электроэнергии и теплоты, используемых предприятиями-конкурентами, и соответствующие затраты на мини-ТЭЦ. При этом в основных фондах энергоисточника учитывается как остаточная стоимость котельной, так и капитальные затраты на строительство мини-ТЭЦ. Однако в этом случае возникает проблема разделения общей прибыли энергоисточника между мини-ТЭЦ и котельной. Если всю прибыль энергоисточника использовать на окупаемость мини-ТЭЦ, то это означает, что прибыль от тепла, произведенного в котельной, используется для окупаемости мини-ТЭЦ. В условиях, когда мини-ТЭЦ и котельная принадлежат одному хозяину, и уже окупившей себя котельной такое использование средств является естественным, но может показаться несправедливым инвестору. О проблеме разделения теплоты, произведенной в оборудовании мини-ТЭЦ и соответствующей прибыли, между мини-ТЭЦ и котельной говорилось выше. Вероятно, разделение все-таки необходимо производить, т.к. оно связано с сутью произошедших изменений. Снижение роли котельных в выработке теплоты и ухудшение показателей выработанной ею теплоты является неизбежным и компенсируется модернизацией энергетического комплекса в целом и повышением срока службы котельной в связи с более щадящим режимом ее работы. Выводы Приведенные выше соображения, возникающие при определении прибыли мини-ТЭЦ, сроков ее окупаемости, показывают, что необходима определенность в целом ряде вопросов, являющаяся вкусовой, не имеющей нормативного характера. Поэтому в настоящее время при выполнении технико-экономических расчетов требуется согласование с Заказчиком всех условий, для которых производится определение технико-экономических показателей, в частности, таких привычных, как прибыль и срок окупаемости. Следует отметить, что учет реальной динамики денежных потоков с дисконтированием для выбранной схемы финансирования изменит значения сроков окупаемости, но и в этом случае потребуется принятие конкретных решений для вопросов, затронутых выше.
Конструктивные решенияэнергосберегающих зданий. Проект. 18. Энергетическая стратегия украины. Анализ тарифной политики в отдел. Главная -> Экология 
|