Реферат: Анализ тарифов на электрическую и тепловую энергию тепловой электростанции

Лабораторная работа№ 3

Анализ тарифов наэлектрическую и тепловую энергию тепловой электростанции

Исходные данные для расчета:

№ Наименование Перем Ед.изм. Вар 1 Установленная мощность Nу МВт 310 2 Nу T Мес 3 3 Выработка э./э. Эээ Тыс. Гкал 434 а)по теплофикационному циклу 80% ЭТЦ Тыс. Гкал 347,2 б)по конденсационному циклу 40% ЭКЦ Тыс. Гкал 86,8 в)по вынужденному циклу 40% ∆Экц Тыс. Гкал 34,72 4 Полезный отпуск т./э., с коллектора в т.ч. Qпол Тыс. Гкал 1010 75% за счет отбора Qотб Тыс. Гкал 757,5 5% от РОУ Qроу Тыс. Гкал 50,5 20% от пиковых котельных QПК Тыс. Гкал 202 5 Расход топлива ВХХ т.у.т 28,6 6 Удельный расход топлива ВТЦ г/кВт.ч 149 7 Удельный расход по конд. циклу В г/кВт.ч 425

Формирование рыночных отношений в электроэнергетикенеразрывно связано с развитием конкуренции производителей и поставщиковмощности и энергии на рынок. Организация федерального оптового рынка энергии имощности как раз создает условия конкуренции. Но это возможно только присвободном доступе на ФОРЭМ всех производителей электроэнергии и при этом должныбыть равноправными субъектами ФОРЭМ независимо от форм собственности.

Основой конкурентной способности на ФОРЭМ является уровеньтарифов на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемых на тепловыхэлектростанциях по теплофикационному и конденсационному циклам.

Для расчёта и распределения полного расхода топлива ТЭЦмежду электрической и тепловой энергией представим полный расход топлива ТЭЦ ввиде суммы

Втэц =Вээ+ Втэ (1)

где Вээ и Втэ — расходтоплива на производство соответственноэлектрической и тепловой энергии. При этом

Вээ = ВХХ +в'ТЦ • ЭТЦ + • ЭКЦ (2)

где Вхх – расход топлива на холостой ход турбин:

в'ТЦ, в'КЦ относительные приросты расхода топлива на производствоэлектроэнергии по теплофикационному (ТЦ) и конденсационному (КЦ) циклам,

ЭТЦ, ЭКЦ — выработка электроэнергии по теплофикационному иконденсационному циклам;

Выработку электроэнергии по конденсационному циклу ЭКЦ разделимна две части:

∆ ЭКЦ — выработка по вынужденному конденсационному режимутеплофикационными турбинами с конденсаторами;

(ЭКЦ — ∆ ЭКЦ ) — дополнительная выработка по «свободному»графику загрузки. С учетом этого формула (2) может быть представлена

/>

При разнесении расхода топлива на холостой ход междупроизводством электроэнергии по теплофикационному и конденсационному циклампринимаем расход топлива на холостой ход относить на производствоэлектроэнергии по теплофикационному циклу, поэтому

/> (4)

По конденсационному циклу

/> (5)

Расход топлива на производство теплоэнергии определяется какразность

/> (6)

При цене топлива ЦТ — для расчета и обоснования тарифов,издержки на топливо или себестоимость топлива ИТТЭЦ, расходуемого на ТЭЦнеобходимо

распределить между электрической и тепловой энергией (ИТЭЭи ИТЭТ), а также электроэнергией, вырабатываемой по теплофикационному иконденсационному циклам (ИТТЦ и ИТКТ).

При расчёте тарифа для вывода ТЭЦ на ФОРЭМ необходимодобавить к условно-постоянным издержкам ТЭЦ часть общесистемных расходов АО«Энерго» в объёме пропорционально сложившихся условно- постоянных издержекТЭЦ ИУПТЭЦ составе и условно-постоянных издержек АО «Энерго» ИУПАО

/>

где ИОСТЭЦ и ИОСАО, — общесистемные расходы, относимые наТЭЦ и АО Энерго. Сумма ИОСТЭЦ + ИОС- АО распределяется пропорционально долестоимости топлива, израсходованного на производство электрической и тепловойэнергией согласно «Инструкции по планированию, учёту и калькулированиюпроизводства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии »,утверждённой, Минэнерго СССР 1970 год.

/>

где ИУП+ОСТЭЦ — издержки, учитываемые в себестоимости и тарифепри производстве электрической энергии, вырабатываемой по теплофикационному циклу,а ИУП+ОСТЭ — издержки, учитываемые в себестоимости и тарифе при производстветеплоэнергии.

Суммарные издержки ИΣТЭЦ формируются в виде

/>

где Итэц – полные издержки ТЭЦ;

ИΣТЭЦ — общесистемные условно-постоянные затраты,относимые на ТЭЦ;

ИУПТЭЦ — условно-постоянные затраты ТЭЦ.

Издержки на производство электроэнергии потеплофикационному циклу сложатся в виде:

/>

Издержки на производство электроэнергии поконденсационному циклу

/>

Общие издержки на производство всей электроэнергии,вырабатываемой ТЭЦ:

/>

Издержки на производство тепловой энергии находим изразности общих издержек на производство электроэнергии.

/>

Суммарная прибыль ПΣТЭЦ, для ТЭЦ выводимой на ФОРЭМ,рассчитывается исходя из планируемого объёма товарной продукции и прибылиначисляемой на общесистемные издержки. Расчет выполняется по формуле:

/>

Рентабельность рассчитывается из соотношения:

/>

Далее задается числовое значение RТЭ и рассчитываетсяприбыль, относимая на тепло энергию:

/>

Прибыль, относимая на электроэнергию равна

/>

На основе изложенного способа распределения затрат и прибылиформируются:

а) средне отпускной тариф на электроэнергию.

/>

где ЭполТЭЦ — полезный отпуск электроэнергии, выдаваемойна ФОРЭМ;

б) тариф на электроэнергию, вырабатываемую потеплофикационному циклу

/>

где RT — рентабельность по отношению к затратам на топливо.

в) тариф на электроэнергию, вырабатываемую поконденсационному циклу.

/>

г) тариф на 1 кВт установленной мощности ТЭЦ

/>

где in — число месяцев в рассматриваемом периоде д) среднеотпускной тариф на тепловую энергию, отпускаемую с коллектора ТЭЦ в тепловуюсеть

/>

Пример расчёта тарифов для условного ГЭП выводимой наФОРЭМ.

Устанавливаемая мощность ТЭЦ — 355 МВт

Период расчёта 6 месяцев

Выработка электроэнергии равна 1000 млн. кВт • ч, в томчисле по теплофикационному циклу -75%, и по конденсационному циклу -25%, в том числе40% по вынужденному конденсационному режиму.

Полезный отпуск тепловой энергии с коллектора равен 2100ГКал, в том числе за счёт

отборов 1590 тыс. ГКал,

от РОУ — 90 тыс. ГКал

от пиковых котлов 420 тыс.ГКал.

Втэц составил 570 тыс.тонн условного топлива (т.у.т.)

Вхх=60 т.у.т., при производстве электроэнергии

/>

/>

впх= 160 кг/Ткал — удельный расход у.т. на производствотепло энергии в пиковых котельных

Примем цену условного топлива равной 350 рублей за тонну. Расходэлектроэнергии на собственные нужды составляет 13,5% от выработки (Ксн.= 13,5%)Коэффициент потерь на трансформаторе — 1,5%;

Условно-постоянные затраты ИУПТЭЦ =56900 тысяч рублей;

По АО Энерго — ИУПАО = 400000 тысяч рублей;

Общесистемные- ИОСАО= 47000 тысяч рублей.

Определить:

1. Отпуск с шин и полезный отпуск электроэнергии в сеть(на ФОРЭМ)

2. Распределение расхода условного топлива между видамиэнергии.

3. Стоимость топлива при его расходе 570 тысяч т.у.т.

4. Распределение условно-постоянных затрат ТЭЦ по видамэнергии.

5. Себестоимость электрической и тепловой энергии.

6. Распределение прибыли между электрической и тепловойэнергией.

7. Рассчитать тарифы на электрическую и тепловую энергию.

Решение:

Определяем отпуск с шин и полезный отпуск электрическойэнергии в сеть (на ФОРЭМ)

Таблица 1

/>

2. Определяем расход условного топлива между видамиэнергии: по теплофикационному циклу с учётом расхода условного топлива навыработку электроэнергии по вынужденному конденсационному режиму.

/>

По конденсационному циклу за вычетом расходов по вынужденномурежиму

/>400×150×0,001=212,5т.у.т.

Всего расход условного топлива на производствоэлектроэнергии составил:

/>

На производство теплоэнергии израсходовано:

/>

Зная показатели отпуска электроэнергии с шин и полезного отпуска,определим удельные расходы условного топлива.

Таблица 2

Показатели В среднем По ТЦ По КЦ

Расход условного топлива, тыс.т.

Отпуск электроэнергии, Млн.КВтч с шин.

272,5865 212,5 648,75+86,5=735,25 60 216,25-86,5=129,7 Полезный 850 637,5+85=722,5 212,5-85=127,5 Удельный расход условного топлива, г/(КВтч) На единицу отпуска с шин 315,0 289,0 462,43 На единицу полезного отпуска 320,59 294,12 469,69

Определяем расход топлива на тепло энергию по источникампроизводства:

На производство в пиковых котлах

/>

На производство теплоэнергии, отпускаемой от РОУ при КПДэнергетического котла ηэк= 0,9 и КПД от теплового потока ηmn= 0,98

/>

В результате расходы условного топлива на производствотепло энергии комбинированным способом получается следующим:

/>

Удельные расходы условного топлива на тепло энергию поисточникам её получения to-ответственно равны:

В среднем 141.67 кг/Гкал при Втэ= 297,5 тыс.т; Qпол = 2100тыс/Гкал

Из отборов 215,72/1590 =135,67 кг/Гкал;

От РОУ 14,58/90- 162,0 кг/Гкал.

1 Рассчитываем стоимость топлива по видам энергии (см.табл. 3)

Определяем распределение условно- постоянных затрат ТЭЦ повидам энергии:

/>

Таблица 3

/>

Условно-постоянные общесистемные затраты ТЭЦ составят:

/>

На производство электроэнергии относится и учитывается взатратах по теплофикационному циклу

/>

На тепло энергию остаётся;

/>

При расчёте удельных показателей условно-постоянные иобщесистемные затраты относятся по электроэнергии на:

/>

млн.кВтч по тепло энергии на Qnoл= 2100 тыс.Гкал Затраты,относимые на электроэнергию и учитываемые в электроэнергии, вырабатываемой потеплофикационному циклу Сумма условно-постоянных затрат и общесистемных затрат

/>

Затраты, относимые на теплоэнергию

/>=16,025 руб/Гкал

Па основании всех затрат и распределения их по видамэнергии приведём расчёт себестоимости электрической и тепловой энергии.

Таблица 4

/>

Распределение прибыли между электрической и тепловойэнергией при общей рентабельности 0,12 прибыль составляет:

/>

Суммарная прибыль ТЭЦ между электрической и тепловойэнергией при:

RТЭ = RТЭЦ распределяется пропорционально затратам;

/>

В расчёте на единицу полезного отпуска энергии получаем на1 кВт • ч полезного суммарного полезного отпуска:

/>

На 1 ГКал полезного отпуска тепло энергии

/>

При формировании тарифов на электроэнергию с платой замощность и двумя ставками за энергию, вырабатываемую по теплофикационному иконденсационному циклам распределение прибыли ЭЭ осуществляется следующимобразом.

Прибыль, относимая на энергию, учитывается толь ко вставке за энергию, вырабатываемую по теплофикационному циклу, составляет:

/>

или в расчёте на 1кВт • ч. полезного отпуска энергии,выработанной по теплофикационному циклу.

/>

Прибыль, относимая на мощность, равна

/>

или в расчёте на \кВт, установленной мощностью припродолжительности периода регулирования т =6 мес.

/>

7. Расчёт тарифов на тепловую и электрическую энергиюможет быть выполнен двумя способами:

а) через определение объёмов товарной продукции;

б) непосредственно суммированием удельных показателейзатрат и прибыли. При первом способе получаем:

/>

Средне отпускной тариф на электроэнергию

/>

/>

Расчёт вторым способом приводит к таким же результатам

/>

Разница 0,003 руб/ГГКал (0,004%) погрешность округленияпри расчётах.

Подобным образом могут быть рассчитаны все остальныетарифы на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ, выводимой на ФОРЭМ При расчётераспределение затрат и прибыли между видами энергии выполнено с соблюдениемодинаковых подходов и равенства рентабельности.

Вместе с тем нельзя не учитывать, что в современныхусловиях важно обеспечить выживаемость ТЭЦ на рынке электрической и тепловойэнергии. При этом определяющим для ТЭЦ является рынок тепла.

Потеря этого рынка для ТЭЦ приведёт и к потере еёконкурентно способности и на рынке электроэнергии.

Поэтому не обязательно придерживаться равенстварентабельности:

/>

В приводимой таблице выполнен расчёт средне отпускныхтарифов на тепло энергию и электроэнергию в зависимости от рентабельности,учитываемой в тарифе на тепло энергию.

Из таблицы следует, что снижение средне отпускного тарифана тепло энергию до уровня себестоимости (RТЭ = 0) приводит к увеличению среднеотпускного тарифа на электроэнергию на 11,29%, что заметно ухудшает её конкурентнуюспособность на рынке электроэнергии.

Снижение тарифа на тепло энергию до уровня себестоимостисвидетельствует о необходимости обоснования условий, при которых целесообразносохранять ТЭЦ в работе.

Таблица 5 – Расчёт средне отпускных тарифов в зависимостиот рентабельности тепло энергии.

/>

Таблица 6

Среднеотпускной тариф на электроэнергию, ТСРЭЭ, коп/кВтч 16,629 16,947 17,277 17,601 17,925 18,25 18,574

При

Пээ=126199,02

тыс.руб

ЭполТЭЦ=850

млн.кВтч

% 100 101,9 103,89 105,85 107,79 109,75 111,2

Оценка конкурентно способности ТЭЦ на оптовом рынке

Передача, ресурса мощности и энергии ТЭЦ на ФОРЭМ в условияхрынка означает, что ТЭЦ вступает в конкуренцию с ГРЭС РАО «ЕЭСРоссии». При этом вопрос о конкурентной способности ТЭЦ имеет рядособенностей. Рассмотрим основные из них.

Сравним для начала тарифы на электрическую мощность иэнер^по ТЭЦ с установленной мощностью 355 МВт и полезным отпускомэлектроэнергии за полгода 850млн.кВтч с утверждёнными тарифами условными ГРЭС-1и ГРЭС-2.

Сравнение ведётся по показателям товарной продукции ототпуска мощности ТПМ и энергии ТПЭЭ и их суммы ТПΣ, а также по величинесредне отпускного тарифа ТСР. Результаты этого сравнения приведены ниже.

Таблица 7

/>

Из приведённых данных следует, что ТЭЦ отпускаетэлектроэнергию дешевле, чем ГРЭС-1 и ГРЭС-2.

Если бы рассматривался вопрос о проектах ТЭЦ и ГРЭС -1, товыполненное сравнение практически предопределило бы выбор в пользу ТЭЦ. Но таккак сравниваются функционирующие электростанции, то трактовка результатовсравнения оказывается более сложной.

Практически ТЭЦ по стоимости электроэнергии бесспорновыгоднее ГРЭС-1, хотя встаёт вопрос, а что делать с ГРЭС: проводить комплексмероприятий по повышению её экономичности, если это в принципе возможно,переводить в холодный резерв, консервировать или демонтировать.

При этом задача из чисто экономической превращается всоциально- экономическую, и при ее решении необходимо прорабатывать ианализировать перспективы развития электропотребления, динамику старенияоборудования ГРЭС-1 и всех элетростанций системы, работающих с ней параллельно.

Положение существенно усложняется, если учесть, что ТЭЦпринадлежит АО Энерго, а ГРЭСы РАО «ЕЭС России» — организатору ФОРЭМ.Рассматривая последствия вывода ТЭЦ на ФОРЭМ как с позиций АО«Энерго», так и с позиций РАО «ЕЭС России», следуетучитывать, что ТЭЦ продаёт на ФОРЭМ установленную мощность 355МВт, а взаменоплачивает мощность, максимальная величина которой равна рабочей мощности ТЭЦ,что исключает расходы на собственные нужды и потерь в трансфарматорах, то есть355(1-0,135)(1-0,015)=302,5МВт.

ТЭЦ подаёт на ФОРЭМ 850 млн кВт • ч, и покупает у ФОРЭМстолько же. При этом покупка этого количества электроэнергии можетсопровождаться и меньшей, чем 3 02,5 МВт, мощностью, например 250 МВт.Применительно к этим двум значениям мощности и рассмотрим последствия выводаТЭЦ на ФОРЭМ.

Оценка последствий вывода ТЭЦ на ФОРЭМ для АО-Энерго и РАО«ЕЭС России» с учётом выработки по свободному конденсационному режиму

Таблица 8

/>

Таким образом, последствия вывода ТЭЦ на ФОРЭМ зависят нетолько от соотношения тарифных ставок на продажу и покупку мощности и энергиино и от соотношения объёмов продажи и покупки мощности.

При вар. 1 АО Энерго терпит убытки в размере 6,12 %стоимости, получаемой от продажи мощности и энергии ТЭЦ на ФОРЭМ. Для РАО«ЕЭС России» и ФОРЭМ — это дополнительная прибыль.

Положение меняется в пользу АО Энерго, если покупаемаямощность уменьшается до 250 Мвт. В этом варианте выигрыш АО Энерго составляет1,66 %.

Рассмотрим теперь ситуацию, при которой вырабатывается и отпускаетсяна ФОРЭМ энергия только по теплофикационному циклу, с учётом производства повынужденному конденсационному режиму, то есть ЭполТЦ+ЭполКЦ

/>

При отказе от выработки электроэнергии на ТЭЦ поконденсационному циклу уменьшается объём продажи на ФОРЭМ, а объём покупки сФОРЭМ остаётся прежним с превышением 127,5 млн. кВт-ч.

(850-722,5)- 127,5х106 кВт-ч.

Ранее эта разница продавалась на ФОРЭМ по тарифу ТЭКЦ=16,47 коп. кВт. ч., а в рассматриваемом случае возмещается за счёт покупки уГРЭС-2 по тарифу

ТЭ= 12,192 коп/кВт-ч.

Для оптового рынка это даёт экономию в сумме:

(16,47-12.192)-127.5 ×106 -5454,45тыс.руб.

При исключении дополнительной выработки ТЭЦ по конденсационномурежиму и отпуске на ФОРЭМ только теплофикационной выработки электроэнергииважное значение для АО Энерго имеет не столько различие тарифов на продажу ипокупку, сколько разница в выручке от продажи и затратах на покупку.

В рассматриваемом примере эта разница приводит к повышениюзатрат и тарифов АО Энерго.