Механизм планирования производственно-хозяйственной деятельности теплофикационной электростанции в условиях конкурентных энергорынков тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Сухарева, Евгения Викторовна

• Сухарева, Евгения Викторовна
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Сухарева, Евгения Викторовна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Анализ системы планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в рыночных условиях

1.1 Анализ особенностей режимов работы ТЭЦ

1.2 Анализ особенностей и современного состояния оптового рынка электроэнергии и мощности

1.3 Анализ особенностей и современного состояния рынка тепловой энергии

1.4 Основные понятия и подходы к организации планирования производственно-хозяйственной деятельности генерирующего предприятия

1.5 Анализ подходов к распределению затрат при формировании себестоимости теплвой и электрической энергии на ТЭЦ

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2. Разработка механизма планирования производственно -хозяйственной деятельности ТЭЦ

2.1 Факторный анализ эффективности деятельности ТЭЦ в условиях конкурентных рынков энергии

2.2 Разработка методического подхода к планированию работы ТЭЦ в условиях конкурентного энергорынка, позволяющего максимизировать прибыль за счет консервации недозагруженного оборудования

2.3 Разработка алгоритма максимизации прибыли за счет гибкого распределения затрат между тепловой и электрической энергией

2.4 Формирование механизма планирования работы ТЭЦ

Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. Апробация разработанного механизма планирования

производственно-хозяйственной деятельности на примере Московского региона

3.1 Анализ основных производителей энергии на рынках Московского региона

3.2 Методика повышения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ

3.3 Анализ эффективности предложенного механизма на примере ТЭЦ Мосэнерго

Выводы по главе 3

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Сравнительная таблица подходов к распределению затрат на

ТЭЦ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Установленная мощность и коэффициент использования

установленной мощности источников теплоснабжения

ПРИЛОЖЕНИЕ В Топливные характеристики турбоагрегатов

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Параметры турбоагрегатов

ПРИЛОЖЕНИЕ Д Среднегодовая нагрузка станций

ПРИЛОЖЕНИЕ Е Расчет операционной прибыли

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Механизм планирования производственно-хозяйственной деятельности теплофикационной электростанции в условиях конкурентных энергорынков»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. На сегодняшний день на территории Российской Федерации значительная доля электрической и тепловой энергии производится на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) [85, 91]. Процесс перехода сектора комбинированного производства электрической и тепловой энергии на рыночные отношения сподвиг к определенным структурным изменениям в энергетике России. В последние годы теплоэлектроцентрали стали терять конкурентоспособное положение. Удорожание тепловой энергии, произведенной на ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась тенденция сооружения индивидуальных промышленных и коммунальных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ. Однако совместное производство тепловой и электрической энергии на базе централизованного теплоснабжения обладает рядом очевидных преимуществ.

Необходимость определения рационального состава и режимов работы генерирующего оборудования всегда остается важным вопросом в энергетике [37, 44, 92]. Вместе с тем, разработанные ранее методики направлены на решение проблемы повышения эффективности теплофикационной электростанции без учета изменений правил поведения рынков энергии.

Повышение эффективности режимов работы генерирующего оборудования связано с неравномерностью графиков тепловых и электрических нагрузок, диктуемых потребителями. Кроме того, наращивание энергетических мощностей в XX веке осуществлялось преимущественно на базе ввода высокоэкономичного, но маломаневренного оборудования. Таким образом, малое количество пиковых и полупиковых станций в некоторых регионах привели к необходимости участия базовых и маневренных электростанций к покрытию пика нагрузки, особенно в энергосистемах с малой долей ГЭС (гидроэлектростанций). Кроме того наращивание мощностей привело к их избытку, поэтому часть агрегатов простаивает в течение года.

Всё это приводит к усложнению процесса выбора наиболее рационального состава генерирующего оборудования, а, вместе с тем, и эффективного распределения электрической и тепловой нагрузки между энергооборудованием теплоэлектроцентралей.

Значимость исследований в направлении повышения эффективности планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ повысилась в последнее время из-за изменений условий функционирования рынка тепловой энергии. В ближайшем будущем в Российской Федерации будут введены новые правила функционирования конкурентного рынка тепловой энергии. Специфика управления предприятием в условиях конкурентных отношений выдвигает новые требования к планированию деятельности ТЭЦ при функционировании в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности и локального рынка тепла.

В условиях работы на конкурентных рынках основной целью станции является обеспечить максимальную эффективность основного оборудования ТЭЦ с позиции максимизации прибыли и одновременно требуется обеспечить надежность работы оборудования.

Степень разработанности проблемы. Вопросы планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ разрабатывались учеными и ранее. Значительный вклад в этой области внесли такие ученые, как Завадский И.М., Златопольский А.Н., Зубкова А.Г., Любимова Н.Г., Макаров А.А., Мелентьев Л.А., Прузнер С.Л., Фрей Д.А., Хрилев Л.С., Штейгауз Е.О.

Проблемы перераспределения затрат между тепловой и электрической энергией на теплоэлектроцентрали стала объектом исследования для большой группы исследователей, среди которых можно особенно выделить Бродянского В.М., Горшкова А.С., Гладунова А.И., Денисова В.Е., Денисова В.И., Кацнельсона Г.Г., Коростелеву Т.С., Петрова И.М., Попырина Л.С., Пустовалова Ю.В., Сафонова Л.П., Светлова К.С., Смолкина Ю.В., Соколова Е.Я., Шицмана С.Е., Szargut J., Wagner J.

Исследованию развития рынков тепловой и электрической энергии посвящены труды следующих ученых: Амелина А.Ю., Богданов А.Б., Гашо Е.Г., Гительман Л.Д., Лозенко В.К., Петровский Е.С., Семенов В.Г., Соколов Е.Я.

Занимались вышеперечисленными вопросами и в ведущих научно-исследовательских и проектных институтах, таких как: ВНИПИ Энергопром, ОРГРЭС, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского.

Однако реформирование рынка тепловой энергии в России выдвигает новые требования к планированию производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ. Эти аспекты пока недостаточно раскрыты в научной и методической литературе, поскольку правила функционирования нового рынка тепловой энергии еще только формируются.

Из всего вышесказанного следует, что на данный момент комплексное решение проблемы планирования работы тепловой электростанции с учетом новой конъюнктуры рынка является одной из главных задач повышения эффективности ТЭЦ.

Целью работы является разработка нового механизма планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в условиях конкурентных рынков.

Для достижения указанной цели поставлены и решены следующие задачи:

1. Проанализировать деятельность ТЭЦ в современных рыночных условиях и выявить условия ее функционирования.

2. Исследовать существующие подходы к планированию в энергетике и разработать новый подход для планирования работы ТЭЦ в условиях конкурентных рынков энергии, позволяющий повысить эффективность ее деятельности.

3. Проанализировать особенности существующих методов распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ и разработать новый метод, учитывающий специфику распределения затрат в энергетическом производстве, позволяющий увеличить прибыль ТЭЦ.

4. Разработать механизм планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в конкурентных условиях и оценить эффективность от его применения на примере Московского региона.

Объектом диссертационного исследования являются теплофикационные электрические станции, функционирующие на конкурентных рынках электроэнергии и тепла.

Предметом исследования являются методы и механизмы планирования производственно-хозяйственной деятельности теплоэлектроцентралей в условиях развития конкурентных отношений на энергорынках.

Научную новизну диссертационного исследования представляют следующие научные результаты, полученные лично автором:

1. Сформирована совокупность факторов, определяющих условия функционирования ТЭЦ на формирующемся конкурентном рынке тепла, учет которых позволит повысить эффективность деятельности ТЭЦ не только за счет управления своими операционными затратами, но и за счет разработки рыночной стратегии с позиции максимизации прибыли.

2. Разработан методический подход к планированию производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, включающий процедуру выбора вида технологического воздействия на оборудование, отличающийся тем, что в условиях конкурентных рынков принятие решения о консервации оборудования осуществляют по критерию максимума прибыли ТЭЦ.

3. Разработан метод принятия операционного решения по подаче ценовой заявки на рынке «на сутки вперед», включающий алгоритм выбора коэффициента распределения затрат, отличающийся гибким распределением издержек между тепловой и электрической энергией по результатам анализа рыночной конъюнктуры (цен и объемов продаж), применение которого позволит повысить экономический эффект.

4. Предложены алгоритмы и методика повышения эффективности деятельности ТЭЦ в долгосрочной перспективе при работе на конкурентных рынках тепловой и электрической энергии, отличающиеся тем, что для

долгосрочного планирования используют изменение состава оборудования за счет консервации, а для оперативного планирования - перераспределение операционных затрат на энергетическую продукцию для конкурентных рынков.

Теоретической и методологической базой исследования послужили зарубежная и российская специальная и фундаментальная литература в области экономики энергетики, материалы периодической печати, монографии, нормативные и законодательные акты, методы планирования хозяйственной деятельности генерирующих предприятий, существующие подходы к распределению затрат при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии.

Информационной базой исследования послужили данные Министерства энергетики Российской Федерации, материалы инфраструктурных организаций (АО «Администратор торговой системы», АО «Системный оператор Единой энергетической системы», НП «Совет рынка» и пр.), публикации и отчеты по научно-исследовательской работе отечественных исследователей, а также данные о результатах деятельности генерирующих компаний, в частности ПАО «Мосэнерго».

Теоретическая значимость работы заключается в дополнении существующей методологии планирования производственно-хозяйственной деятельности теплофикационной электростанции механизмом, учитывающим конкурентные отношения на рынках электрической, и, особенно, тепловой энергии, что позволяет повысить эффективность их деятельности.Результаты работы могут быть использованы в таких учебных дисциплинах как «Основы топливно-энергетического комплекса», «Планирование на предприятии», «Основы энергетического бизнеса».

Практическая значимость исследования. Разработана система рекомендаций по планированию производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, позволяющая энергопредприятию повысить прибыль. Предложены рекомендации по принятию решения о консервации генерирующего оборудования по экономическому критерию. Разработан метод принятия

операционного решения по подаче ценовой заявки, применение которого позволяет повысить эффективност ТЭЦ за счет анализа цен на энерорынках.

Область исследования. Научные положения, представленные в диссертации, соответствуют области исследования паспорта специальности 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (промышленность):

Пункту 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».

Пункту 1.1.4. «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, отраслях и комплексах».

Достоверность полученных автором результатов обеспечивается применением общепринятых методов планирования производственно-хозяйственной деятельности, классических положений экономической теории, материалов нормативно-правового характера по вопросам регулирования развития энергетики и повышения энергоэффективности в Российской Федерации.

Выводы и предложения диссертации не противоречат общеизвестным практическим и теоретическим результатам, содержащимся в трудах известных российских и зарубежных ученых по вопросам решения проблем в области экономики, организации и управления промышленными предприятиями и комплексами, в том числе в энергетической отрасли.

Апробация и внедрение результатов исследования осуществлялась путем научных публикаций, выступлений на научно-практических конференциях.

Основные положения диссертации докладывались на международных конференциях, проводимых в г. Казань «Тинчуринские чтения» в 2014 г., в г. Смоленск «Энергетика, информатика, инновации» в 2014 и 2013 гг., и на всероссийской конференции в г. Санкт-Петербург «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» в 2013 г.

В ходе проведения исследования выполнена научно-исследовательская работа «Разработка методики формирования оптимальной структуры мощности современной теплофикационной электростанции, работающей в условиях конкурентного энергорынка».

Разработанный механизм планирования апробирован на примере ТЭЦ ПАО «Мосэнерго», а также использовался для повышения эффективности деятельности ТЭЦ МЭИ, что подтверждается актами об использовании.

Материалы диссертации, кроме того, могут быть также использованы при подготовке рабочих учебных программ, методических материалов, лекционных курсов и учебных пособий по дисциплине «Основы экономики топливно-энергетического комплекса», что подтверждается актом о внедрении.

Публикации. По теме диссертации всего опубликовано в печати 21 работа, общим объемом 9,875 п.л. (8,28 п.л. принадлежат лично автору), в том числе 8 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, общим объемом 7,175 п.л. (6,08 п.л. принадлежат лично автору).

Структура диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка используемой литературы и приложений. Работа содержит 141 страница машинописного текста, 6 приложений, 8 таблиц, 31 рисунок. Список литературы содержит 115 наименования.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ТЭЦ В

РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ

1.1 Анализ особенностей режимов работы ТЭЦ

Основой электроснабжения страны являются на данный момент тепловые электростанции (ТЭС). На долю ТЭС приходится сегодня около 60% всей вырабатываемой электроэнергии России [64]. По характеру рабочего тела ТЭС подразделяются на установки с газовыми и паровыми турбинами. Большинство электростанций на органическом топливе в настоящее время используют перегретый пар (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Структура установленной мощности ТЭС [70]

По видам отпускаемой энергии различают электростанции, отпускающие только электрическую энергию - это тепловые конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие одновременно электрическую и тепловую энергию -

теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Тепловая энергия, кроме того, производиться отдельно в котельных. Использование теплоты отработавшего пара значительно сокращает потребление топлива при совместном производстве энергии [64].

Комбинированное производство одновременно двух видов энергии на одной генерирующей установке называется когенерацией или теплофикацией. На сегодняшний день теплофикация является наиболее эффективным способом производства энергии, а также одним из главных путей уменьшения расхода топлива на производство обоих видов энергии [4].

В период планового регулирования экономики в бывшем СССР и в России наибольшее развитие получили крупные коммунально-бытовые и промышленные тепловые электростанции, которые базируются на централизованном теплоснабжении, т.е. передаче тепла от одного или нескольких источников энергоснабжения, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным потребителям [40].

Централизованное теплоснабжение обладает рядом очевидных преимуществ:

• утилизации теплоты от технологических, промышленных и мусоросжигающих установок;

• повышенного значения КПД крупных промышленных и районных ТЭЦ по сравнению с мелкими локальными котельными;

• более эффективной загрузки объектов теплоснабжения при работе этих источников на одну сеть.

К недостаткам можно отнести лишь потери энергии в тепловых сетях, но экономический эффект достоинств с лихвой его перекрывает.

Необходимо выбрать эффективную и рациональную степень централизации теплоснабжения. Она, в свою очередь, зависит от ряда технических, экономических и региональных условий. С повышением степени централизации, чаще всего, повышается экономичность выработки теплоты и снижаются удельные издержки по эксплуатации источников теплоснабжения, но в то же

время увеличиваются затраты на сооружение тепловых сетей и затраты на транспорт и распределении теплоты [68].

Кроме того, применение централизованной системы теплоснабжения позволяет уменьшить трудозатраты на обслуживание теплового хозяйства городов, облегчает использование низкосортного топлива, сбросной теплоты промышленности, а также способствует благоустройству теплоснабжаемых районов.

При централизованном теплоснабжении от котельных с учетом выработки электроэнергии на конденсационный станции, общий расход топлива на покрытие тепловой и электрической нагрузки получается выше, чем при теплофикации. Теплофикация в комплексе с централизованным теплоснабжением является наиболее эффективным методом использования природных ресурсов страны для тепло- и электроснабжения.

Ориентация советской, а впоследствии и российской энергетики, на комбинированное производство электрической и тепловой энергии на крупных тепловых электростанций была еще предусмотрена в плане ГОЭЛРО -«государственном плане электрификации России». Этот подход, полностью оправдавший себя опытом развития советской теплофикации, достаточно широко используется в городах и промышленных районах нашей страны и по сей день.

Российская теплофикация основана на крупных коммунально-бытовых и промышленных ТЭЦ, от которых тепловая энергия реализуется как промышленным потребителям, так и населению, расположенным поблизости городов и населенных пунктов.

Эффективность ТЭЦ увеличивается при рациональных режимах работы, повышении числа часов использования тепловой мощности отборов турбин, ограничении доли конденсационной выработки электроэнергии на теплоэлектроцентрали.

Теплофикационные системы большинства отечественных городов характеризуются сегодня следующим [102]:

- В 90-е годы XX века произошел отказ множества крупных промышленных потребителей от тепловой энергии теплофикационных электростанций, часть потребителей резко сократили свое тепловое потребление[39].

- Следствием снижения тепловой нагрузки, а соответственно и существенного сокращения КИУМ (коэффициент использования установленной мощности), явилось тяжелое экономическое состояние части станций. Некоторые ТЭЦ на сегодняшний день являются убыточными.

- На сегодняшний день наблюдается высокий процент износа оборудований электростанций и сетей.

- Подавляющая часть теплоэлектроцентралей работают в неэффективном для себя режиме: одна часть ТЭЦ является просто крупными котельными с небольшой, а иногда и нулевой долей электрической генерации, вторая часть, наоборот, функционирует в нерациональном для себя конденсационном режиме и, по сути, является КЭС.

- Следствием предыдущего пункта явилось то, что электрическая энергия, вырабатываемая на ТЭЦ в конденсационном режиме, получается дорогой, и поэтому может быть продана только в период максимумов.

- Работа ТЭЦ в периоды максимума электрической нагрузки сама по себе достаточно сложна из-за плохого маневрирования крупных паротурбинных агрегатов, особенно для станций с недостаточным количеством пиковых водогрейных котлов.

- Вследствие несбалансированности экономических интересов локальные котельные перестали работать совместно с теплоэлектроцентралями и не покрывают пиковые нагрузки.

- Различие в моделях функционирования рынков тепловой и электрической энергии способствует возникновению «перекрестного субсидирования» [41].

Тепловые потребители задают генерирующему предприятию параметры теплоносителя и его вид, а также график изменения тепловых нагрузок. По изменению по времени тепловую нагрузку можно разделить на сезонную и круглогодичную.

В сезонную нагрузку входят вентиляция, отопление, кондиционирование воздуха. Величины параметров и характер изменения сезонной нагрузки подвержены ряду климатических факторов: направлению и скорости ветра, температуренаружного воздуха, влажности воздуха и солнечного излучения. Круглогодичная нагрузка состоит из технологической нагрузки и горячего водоснабжения (ГВС).

Нагрузка ГВС зависит от степени благоустройства населенного пункта, численности его населения, распорядка его рабочего дня и режима работы коммунальных предприятий, таких как бани, прачечные и пр.

Суммарная электрическая нагрузка потребителей, а значит, и электростанций в энергосистеме, существенно меняется в течение суток, недели, а также она зависит от времени года. В связи с этим различают суточную, недельную, сезонную и годовую неравномерности нагрузки.

Максимальные уровни потребления наблюдаются зимой. В течение летнего периода можно заметить существенный спад нагрузки электроэнергии (на 30—33 %). Это связано с увеличением продолжительности светового дня и повышением температуры наружного воздуха [89].

Помимо этого, данные графики показывают резкое уменьшение и сглаживание потребления в выходные дни, что объясняется перераспределением бытовой нагрузки в течение выходного дня и уменьшением потребляемой мощности промышленными предприятиями.

Суточный график электрической нагрузки энергосистемы в обычный рабочий день, как правило, имеет один или два пика — утренний и (или) вечерний и, соответственно, один или два провала — дневной и ночной. На рисунке 1.2 представлен типичный график нагрузки в течение рабочего дня. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой называют базовой зоной. В базовой зоне работают агрегаты, несущие постоянную нагрузку, сюда относятся АЭС (атомная электростанция) и ТЭЦ, работающие по тепловому графику.

Рисунок 1.2 - График нагрузки с выделением рабочих зон

Верхнюю часть обычно делят на полупиковую и пиковую зоны. В полупиковой зоне используется оборудование, которое может разгружаться в периоды снижения нагрузки в системе или останавливаться в выходные и праздничные дни. Сюда можно отнести большую часть КЭС, а также ПГУ. В летний период года иногда привлекаются к регулированию графика электрической нагрузки в полупиковой зоне ТЭЦ.

В пиковой зоне электростанции работают с максимальной нагрузкой только во время покрытия ее пиков. Сюда относятся ГТУ (газотурбинная установка), ГАЭС (гидроаккумулирующая электростанция), ГЭС (гидроэлектростанция), а в период провалов нагрузки большая часть агрегатов этих станций останавливается.

В каждой зоне графика нагрузки применяются различные виды станций и агрегатов, исходя из их маневренных характеристик. Это, в свою очередь, позволяет обеспечить наиболее рациональное применение оборудования станций, с точки зрения экономичности и надежности.

Проблема покрытия графиков нагрузки в условиях их несоответствия структуре генерирующих мощностей включает в себя некоторые особенности. Прежде всего, необходимо обеспечить уменьшение нагрузки в ночное время и в

праздничные дни иногда наполовину, а то и более. Это можно сделать следующими способами [53]:

• снижением нагрузки на всех генерирующих агрегатах;

• отключением части генерирующих агрегатов;

• комбинацией двух предыдущих способов - уменьшением нагрузки на части агрегатов и отключением некоторых из них.

При уменьшении нагрузки турбоагрегат работает в нерасчетном режиме с повышенным расходом теплоты. Длительная работа в таком режиме обычно недопустима не только из технологических, но и экономических соображений.

Невозможность глубокой разгрузки приводит к необходимости остановки части турбоагрегатов в горячий резерв.

При остановке генерирующего агрегата потери топлива, связанные с нерациональным режимом работы оборудования, отсутствуют, но зато возникают потери, связанные с пуском. В связи с этим, выбирая способ снижения мощности конкретной станции при провале нагрузки (путем остановки или разгрузки), сравнивают потери топлива в этих двух случаях и выбирают более рациональный вариант.

Второй проблемой покрытия графика нагрузки является необходимость быстрого увеличения нагрузки в утренние часы. Решение этой задачи тесно связано с состоянием оборудования перед увеличением нагрузки. При работающих на сниженной нагрузке турбоагрегатах взять дополнительную нагрузку легче, чем запустить мощный блок из горячего или остывшего состояния. Эта особенность тоже оказывает влияние на выбор способа предшествующей разгрузки станции.

Требования к быстрому нагружению усугубляется необходимостью кратковременного увеличения мощности при покрытии пиков, особенно при недостатке в энергосистеме необходимого количества пиковых мощностей.

1.2 Анализ особенностей и современного состояния оптового рынка

электроэнергии и мощности

На данный момент на территории Российской Федерации (РФ) функционирует двухуровневый (розничный и оптовый) рынок электрической энергии и мощности Его структура представлена на рисунке 1.3.

Субъекты оптового рынка

Рисунок 1.3 - Структура оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ)

Для получения статуса участника оптового рынка предприятие должно удовлетворять положениям, утвержденным постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 года № 1172 [9].

На ОРЭМ поставщиками электрической энергии являются оптовые (ОГК) и территориальные (ТГК) генерирующие компании и импортеры электрической энергии. В качестве покупателей выступают:

• сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков), покупающие электрическую энергию для дальнейшей перепродажи конечным потребителям;

• потребители, приобретающие электрическую энергию для покрытия

собственных производственных потребностей;

• операторы экспорта (экспортеры) электрической энергии - компании, покупающие электрической энергии с российского оптового рынка для экспорта в зарубежные энергетические системы.

Инфраструктурные организации, которые обеспечивают функционирование существующего оптового рынка, это:

• АО АТС («Администратор торговой системы») - «действует в сфере организации централизованной площадки по купле-продаже электрической энергии и обеспечению ее деятельности, а также организации расчетов между участниками ОРЭМ» [103];

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сухарева, Евгения Викторовна, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Нормативно-правовые документы

1. Гражданский кодекс Российской Федерации №51-ФЗ принят Государственной Думой 21 октября 1994 года.

2. Налоговый кодекс Российской Федерации №168-ФЗ принят Государственной Думой 16 июля 1998 года.

3. Федеральный закон от 06.12.2011 № 402-ФЗ «О бухгалтерском учете».

4. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

5. Федеральный закон от 26.03.2003 №35-ФЗ «Об электроэнергетике».

6. Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении».

7. Постановление Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы»

8. Постановление Правительства РФ от 22.10.2012 № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения».

9. Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты правительства Российской Федерации по вопросам функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

10. Приказ Минфина РФ от 29.07.1998 N 34н «Об утверждении положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации»

11. Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом. Методические Указания 34-70078-84.

12. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования. Руководящий Документ 34.20.591-97.

13. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования с применением пленкообразующих аминов. Руководящий Документ 34.20.596-97. Дополнение к РуководящемуДокументу 34.20.591-97.

14. Методические указания по обслуживанию и консервации турбогенераторов при нахождении их в резерве или длительном простое. Стандарт Организации 34.45.630-2003.

15. Методические указания по организации консервации теплоэнергетического оборудования воздухом. Руководящий Документ 15334.1-30.502-00.

16. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива. Руководящий Документ 153-34.0-09.115-98.

17. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. Руководящий Документ 34.08.552-95.

18. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-100-90-6 (ВК-100-6) ЛМЗ. Руководящий Документ 34.30.710.

19. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-100-90 (ВК-100-5). Руководящий Документ 34.30.717.

20. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ (для турбин до заводского №1198). Руководящий Документ 34.30.713.

21. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-50-90-2 (ВК-50-2). Руководящий Документ 34.30.708.

22. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-50-90-3 (ВК-50-3) ЛМЗ. РД 34.30.709.

23. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-135-165-130-15 ТМЗ. Руководящий Документ 34.30.719, Типовая Характеристика 34-70-00483.

24. Типовая нормативная характеристика турбоагрегата ПГ-60-130-13 ЛMЗ. Pуководящий Документ 34.30.711.

25. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПГ-60-90-13 (BnT-50-2) ЛMЗ. Pуководящий Документ 34.30.705.

26. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-65-75-130-13 ЛМЗ. Pуководящий Документ 153-34.1-30.737-97.

27. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПГ-80-100-130-13 ЛMЗ. Pуководящий Документ 34.30.703, Tиповая Характеристика 34-70-01085.

28. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата P-100-130-15 TM3. Pуководящий Документ 34.30.704.

29. Типовая нормативная характеристика турбоагрегата T-100-130 ТMЗ. Pуководящий Документ 34.30.716.

30. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата T-50-130 ТMЗ. Pуководящий Документ 34.30.706.

Монографии, статьи, диссертации

31. Аврух, А.Я. Проблемы себестоимости и ценообразования в электроэнергетике / А.Я. Аврух - М.: Энергия, 1977

32. Александров, А.А.,Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГС^Д Р-776-98 / А.А. Александров, Б.А. Григорьев - M.: Издательство MЭИ. 1999. - 168c.

33. Александров, А. С. Выбор состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности: дис. канд. техн. наук: 05.14.02 / А.С. Александров. - Екатеринбург. - 2007. - 157с.

34. Амелина, А. Ю. Инструменты формирования стратегии поведения генерирующей компании на оптовом рынке электроэнергии и мощности: дис. канд. экон. наук: 08.00.05 / Амелина Анна Юрьевна. - Москва. - 2015. - 175 с.

35. Аракелян, Э.К. Влияние режимных факторов и технического состояния на реальные энергетические характеристики энергоблока K-200-130/ Э.К. Аракелян, Г.А. Бурначян, С.А. Минасян // Изв. Вузов. Энергетика, 1983. №1,

- С.57-62.

36. Аракелян, Э.К. Методика многокритериальной оптимизации покрытия суточных графиков электрической нагрузки с учетом реальных динамических характеристик оборудования ТЭС/ Э.К. Аракелян, С.А. Минасян, Г.Э. Агабабян // Труды международной научной конференции , CONTROL-2005, -M.: Изд. МЭИ, 2005.

37. Аракелян, Э.К. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций / Э.К. Аракелян, В.А. Старшинов - М.: Изд. МЭИ, 1995. - 320c.

38. Басова, Т.Ф. Справочные материалы к курсовой работе по курсу «Экономика и организация производства»/ Т.Ф. Басова, А.Н. Златопольский, А.Г. Зубкова - М.: Изд-во МЭИ, 1991.

39. Богданов, А. Б. Анализ конкурентных свойств ТЭЦ / А. Б. Богданов // Профессиональный журнал Энергорынок. Инфраструктура. - 2010. - № 3. - С. 4549

40. Богданов, А.Б. История взлетов и падений теплофикации России / A. Б. Богданов // Энергосбережение. - 2009. - № 3. - C. 42-47

41. Богданов, А. Б. Перекрестное субсидирование в энергетике России / А. Б. Богданов // Профессиональный журнал Энергорынок. Инфраструктура. - 2009.

- № 3. - С. 55-60

42. Бологова, В.В. Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района: Учебное пособие / В.В. Бологова, А.Г. Зубкова, О.А. Лыкова, И.В. Мастерова - М.: Издательство МЭИ, 2006. - 96 с.

43. Боровиков, Д. Новые подходы к тарифному регулированию производства тепловой энергии. Концепция альтернативной котельной. Разработка программ повышения эффективности теплоснабжения в регионах. / Д. Боровиков // Энергосовет. - 2012. - № 6 (25). - С. 18-21

44. Васин, B.П. Распределение нагрузок между агрегатами электростанции при невыпуклых расходных характеристиках/ В.П. Васин, В.А. Старшинов. // Труды МЭИ, выпуск 346. M.: МЭИ, 1978. - 124 а

45. Выренкова, С Г. По поводу статьи Денисова B. И. «Обоснование тарифов на электрическую и тепловую энергию TЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности)» / С.Г. Выренкова // Электрические станции. - 2000. - №7.

46. Гительман, Л.Д. Энергетический бизнес: учеб. пособие / Л.Д. Гительман, Б£. Ратников. - M.: Дело, 2006. - 600 а

47. Григорьев, В.А Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Т.3 // В.А. Григорьев, В.М. Зорин. - М.: Энергоатомиздат - 1989 - 604 с.

48. Денисов, B.Е. O преимуществах эксергетического подхода к оценке работы TЭЦ/ В.Е. Денисов, Г.Г. Кацнельсон // Электрические станции. -1989. -№ 11.- С7-10.

49. Денисов, B.И. Обоснование тарифов на электрическую и тепловую энергию TЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности)/ В.И. Денисов // Электрические станции. -1999. - № 10. - С 18-27.

50. Зубакин, В.А. Математические методы и модели на оптовом рынке электрической энергии и мощности: Учебно-методическое пособие / В.А. Зубакин, Н.П. Тихомиров, А.И Голик, А.С. Кислицын, О.В. Климовец - Москва: ФГБОУ ВПО «РЭУ имени Г. В. Плеханова», Кафедра математических методов в экономике, 2014. - 109с.

51. Клименко, А.В. Промышленная теплоэнергетика и телотехника: Справочник / А.В. Клименко, В.М. Зорина - М.: Издательство МЭИ, 2004, Кн. 4

52. Коростелева, Т.С. Разработка процедуры распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования. дис. канд. экон. наук: 08.00.05 / Коростелева Татьяна Сергеевна. -Самара. - 2005. - 141 с.

53. Костюк, А.Г. Турбины тепловых и атомных станций: Учебник для вузов. - 2-е изд. перераб. и доп./ под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 488 с.

54. Любимова, Н.Г. Внутрифирменное планирование в электроэнергетике: Учебник. / Н.Г. Любимова - М.: ИУЭ ГУУ, ИПКгосслужбы, 2006. - 400 с.

55. Малафеев, В.А. Как «правильно» определить стоимость электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ? / В.А. Малафеев // Энергетик. - 2000. -№9. - С. 7-9.

56. Митюкова, Э. С. Налоговое планирование: более 60 законных схем / Э. С. Митюкова. - М.: Издательство АйСи, 2016 - 352 с.

57. Новичков, И.А. Совершенствование экономического механизма формирования тарифов на региональном рынке тепловой энергии: дис. канд. экон. наук: 08.00.05 / И.А. Новичков. - Иваново. - 2007. - 193 с.

58. Петров, И.М. Отклик на статью Сафонова Л.П. и других «О разнесении затрат между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ» / И.М. Петров// Электрические станции. - 1991. - № 4. -С. 56.

59. Попырин, Л.С. О методах распределения затрат на ТЭЦ/ Л.С. Попырин, В.И. Денисов, К.С. Светлов // Электрические станции. - 1989. - № 11. - С. 20-25.

60. Прузнер, Л. Экономика энергетики СССР: Учебник для вузов / Л. Прузнер, А.Н. Златопольский, А.М. Некрасов. - М.:Высшая школа, 1978. -471 с.

61. Пустовалов, Ю.В. К дискуссии о методах распределения затрат на ТЭЦ / Ю.В. Пустовалов // Теплоэнергетика. - 1992. - № 9. - С. 48-55.

62. Регионы России. Социально-экономические показатели. 2016. Статистический сборник / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М, 990 с.

63. Рогалев, Н.Д. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев., А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова - 2-е изд., испр. и дополн. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 300 с.

64. Рогалев, Н.Д. Введение в специальность. Основы экономики топливно-энергетического комплекса: учебное пособие / Н.Д. Рогалев., А.Г. Зубкова, В.Я. Пейсахович, О.А. Лыкова, Д.Г. Шувалова — М.: Издательский дом МЭИ, 2009. — 152 с.

65. Рогалев, Н.Д. Планирование производственной программы TЭЦ в условиях развития конкурентных отношений на энергорынках / Н.Д. Рогалев, A.Г. Зубкова, ДА. Фрей // Инновации. - 2007. - № 1. - С 77-81.

66. Российский статистический ежегодник. 2016: Огат. cб. / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М., 2016. - 795 с.

67. Россия в цифрах. 2016: Крат. стат. сб. / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М, 2016. - 543 с.

68. Соколов, Е.Я. Отклики на статью Денисова В.Е., Кацнельсона Г.Г. «О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ» / Е.Я. Соколов, А.Н. Златопольский, В.Н. Рузанков, И.М. Петров // Электрические станции. - 1989. -№ 11. - О. 14-20.

69. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. - 7-е изд. Стереот / Е.Я. Соколов - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 472с.

70. Султанов, М.М. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ по энергетической эффективности: дис. канд. техн. наук: 05.14.14 / Султанов Махсуд Мансурович. - Москва. - 2010. - 173 с.

71. Сухарева, Е. В. Анализ проблем снижения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в условиях энергорынка / Е.В. Сухарева, Е.М. Лисин // Социальная ответственность бизнеса: международная научно-практическая конференция (Тольятти, 10-11 декабря 2014 года): сборник научных трудов / отв. ред. Ю.А. Анисимова. - Тольятти: Изд-во ТГУ, 2014. - С. 268-277

72. Сухарева, Е. В. Анализ современного состояния энергетики России / Е.В. Сухарева, С. Д. Козак, А. А. Власкин // ЭНЕРГЕТИКА, ИНФОРМАТИКА, ИННОВАЦИИ-20 14 - ЭИИ-2013. В 2 томах. - Том 2. Секции 5,6,7, 8. Смоленск: Универсум, 2014 - С. 230-234.

73. Сухарева, Е. В. Выбор оптимальных режимов работы ТЭЦ в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Е.В. Сухарева, С. Д. Козак, Г.Н. Курдюкова // Материалы докладов XIX Международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения» / Под общ. ред. канд. техн. наук Э.Ю. Абдуллазянова. В 4 т.; Т. 4. - Казань: Казан. гос. энерг. ун-т,2014. - С. 67.

74. Сухарева, Е. В. Выбор оптимальных режимов станций с когенерационными установками / Е.В. Сухарева // Современные методы обеспечения эффективности в энергетике: труды Всероссийской научной конференции. 16-18 мая 2013 года / отв. ред. Е.Э. Овчарова. - СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2013. - С. 70-75

75. Сухарева, Е. В. Гибкое распределение затрат между электроэнергией и теплом как фактор повышения / Е.В. Сухарева // Экономика и предпринимательство. - 2015. - №5, часть 2. - С. 584-591.

76. Сухарева, Е. В. Методы распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ / Е.В. Сухарева // Транспортное дело России. -2015. - №3. - С. 43-45.

77. Сухарева, Е. В. Особенности расчета себестоимости электрической и тепловой энергии на станциях с когенерационными установками / Е.В. Сухарева, Г.Н. Курдюкова // Материалы докладов VIII Международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения» / Под общ. ред. канд. техн. наук Э.Ю. Абдуллазянова. В 4 т.; Т. 4. - Казань: Казан. гос. энерг. ун-т,2013. - С. 46-47.

78. Сухарева, Е. В. Особенности расчета тарифа на тепловую энергию методом «альтернативной котельной» / Е.В. Сухарева, Г.Н. Курдюкова, Д. Г. Шувалова // Экономические науки. - 2016. - № 11. С. 15-18.

79. Сухарева, Е. В. Повышение эффективности организации переподготовки кадров в генерирующей компании / Е.В. Сухарева, С. Д. Козак // ЭНЕРГЕТИКА, ИНФОРМАТИКА, ИНН0ВАЦИИ-2013 - ЭИИ-2013. В 2 томах. -Том 2. Секции 5,6,7, 8. Смоленск: Универсум, 2013 - С. 185-189.

80. Сухарева, Е. В. Повышение эффективности работы теплоэлектроцентралей на энергорынках / Е.В. Сухарева, Г.Н. Курдюкова //

РАДИОЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭНЕРГЕТИКА: Двадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл. В 4 т. Т. 3. М.: Издательский дом МЭИ, 2014. - С. 288.

81. Сухарева, Е. В. Принципы планирования производственной деятельности для генерирующего предприятия / Е.В. Сухарева// Вопросы экономики и права. - 2016. - № 11. С. 12-16.

82. Сухарева, Е. В. Разработка процедуры выбора метода распределения затрат при формировании себестоимости энергии / Е.В. Сухарева, С. Д. Козак // РАДИОЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭНЕРГЕТИКА: Двадцать первая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл. В 4 т. Т. 3. М.: Издательский дом МЭИ, 2015. - С. 248.

83. Сухарева, Е. В. Совершенствование методики технико-экономического обоснования выбора основного энергетического оборудования для газотурбинной электростанции/ Е.В. Сухарева, Е.М. Лисин, И.И. Комаров, Г.Н. Курдюкова // Экономика и предпринимательство. - 2015. - №8, часть 1. - С. 716-722.

84. Сухарева, Е. В. Современное состояние теплоэнергетики России / Е.В. Сухарева, Ф.Д. Никитенков // Экономика и предпринимательство. - 2016. - №3, часть 2. - С. 150-157.

85. Сухарева, Е. В. Современное состояние энергетики России / Е.В. Сухарева // Транспортное дело России. - 2014. - №6. - С. 157-159.

86. Сухарева, Е. В. Экономическая оценка инвестиционного проекта реконструкции ТЭЦ / Е.В. Сухарева, Г. А. Петросян // РАДИОЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭНЕРГЕТИКА: Двадцать вторая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл. В 3 т. Т. 3. М.: Издательский дом МЭИ, 2016. - С. 397.

87. Сухарева, Е. В. Экономические перспективы технологий угольной генерации в России с учетом социальных и экологических аспектов / Е.В. Сухарева, Е.М. Лисин, И.И. Комаров, Д.Г. Шувалова// Экономика и предпринимательство. - 2015. - №9, часть 1. - С. 78-87.

88. Трусов, А.Д. Калькулирование себестоимости продукции комплексных производст / А.Д. Трусов - M.: Финансы и статистика, 1983.

89. Трухний, А.Д. Стационарные паровые турбины. - 2-е изд., перераб. и доп. / А.Д. Трухний - М.: Энергоатомиздат, 1990, - 640 с.

90. Фрей, Д.А. Разработка методического обеспечения системы планирования производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в условиях развития конкурентных отношений на энергорынках: дис. канд. экон. наук: 08.00.05 / Фрей Диана Аркадьевна. - Москва. - 2007. - 200 с.

91. Цыпулев, Д.Ю. Методические положения оптимального управления режимами ТЭЦ со сложным составом оборудования / Д.Ю. Цыпулев, Э.К. Аракелян, В. Макарчьян // Теплоэнергетика. - 2008. - № 3. - С. 67-74

92. Цыпулев, Д.Ю. Выбор оптимальных режимов работы ТЭЦ со сложным составом оборудования: дис. канд. техн. наук: 05.13.06 / Цыпулев Денис Юрьевич. - Москва. - 2008. - 218 с.

93. Чубайс, А.Б. Экономика и управление в современной электроэнергетике: пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / А.Б. Чубайс. - М.: НП "КОНЦ ЕЭС", 2009. - 615 с.

94. Чучуева, И. А. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России. / И.А. Чучуева, Н.Е. Инкина // Наука и Образование МГТУ им Н. Э. Баумана, электронный журнал, 2015, №08

Зарубежная литература

95. Sukhareva, E. Analysis of scenario of structural and technological modernization of the power industry in the context of competitive electricity markets / E. Lisin, I. Lebedev, I. Komarov // International Economics Letters. An International Refereed Economic Journal Volume 3, Issue 3, 2014. - P. 105-114

96. Wagner, J. Метод распределения затрат на ТЭЦ между электроэнергией и теплом / J. Wagner // PAN, Komitet Elektryflkazji Polski, Materialy: Studio. T. 5. Warszawa-Lods, PWN, 1968

Электронные ресурсы

97. Доклад ФГБУ "РЭА" "Теплоэнергетика и центральное теплоснабжение России в 2014 г.". - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/view-pdf/1161/62131 (Дата обращения: 10.09.2015)

98. Исследование рынка ресурсо - и энергосбережения города Москвы. -[Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.subcontract.ru/Docum/ DocumShow_DocumID_1090.html (Дата обращения: 14.07.2016)

99. Колбина, Л. Неокупаемая модернизация / Л. Колбина. - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.expert-ural.com/1-584-11964 (Дата обращения: 19.03.2014)

100. Пояснительная записка к проекту Федерального закона «O внесении изменений в Федеральный закон «O теплоснабжении» и иные федеральные законы по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/otkrytoe-ministerstvo/obshchestvennoe-obsuzhdenie-proektov-npa/ (Дата обращения: 23.05.2016)

101. Презентация на тему: "Механизм ВСВГО. Принципы работы. Корректировка заявок PCB. Способы оплаты запусков дополнительного оборудования на ОРЭМ. Андрей Перевертаев, Департамент Торговли». -[Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.myshared.ru/slide/92406/. (Дата обращения: 17.04.2016)

102. Семенов, В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях / В.Г. Семенов. - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rosteplo.ru/ Tech_stat/stat_shablon.php?id=2644. (Дата обращения: 12.12.2015)

103. Электронный портал АО «АТС». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.atsenergo.ru/ats/information/ htm (Дата обращения: 12.01.2015)

104. Электронный портал АО «СО ЕЭС». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://so-ups.ru/ (Дата обращения: 12.01.2015)

105. Электронный портал концерна E.ON Россия. - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.eon-russia.ru/about/structure/affiliate/ shaturskaya/ (Дата обращения: 30.10.2016)

106. Электронный портал НП «Совет рынка». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.np-sr.ru/market/ cominfo/rus/index.htm (Дата обращения: 12.01.2015)

107. Электронный портал ПАО «Мосэнерго». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.mosenergo.ru/ (Дата обращения: 30.10.2016)

108. Электронный портал ПАО «Моэк». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://oaomoek.ru/ (Дата обращения: 30.10.2016)

109. Электронный портал ПАО «РусГидро». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.zagaes.rushydro.ru/ (Дата обращения: 30.10.2016)

110. Электронный портал ОГК-1. - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ogk1 .com/activities/production_capacity/kashirskaya/ (Дата обращения: 30.10.2016)

111. Электронный портал сетевого издания «Интерфакс». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.interfax.ru/362434 (Дата обращения: 10.11.2015)

112. Электронный портал НЦ «Износостойкость». - [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://src-w.ru/texnologiya-zashhityi-konservaczii-teploenergeticheskogo-oborudovaniya-ot-atmosfernoj-korrozii-na-period-montazha-i-dlitelnyix-prostoev.html (Дата обращения: 10.10.2016)

113. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. -[Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.minenergo.gov.ru/activity/energostrategy (Дата обращения: 10.02.2015)

Сравнительная таблица подходов к распределению затрат на ТЭЦ

Подход Сущность подхода Преимущества метода Недостатки метода

Термодинамические методы

Физический метод Расход топлива на производство тепла приравнен к производству в котельной, а на электричество -как разность между общим расходом и расходом на производство тепловой энергии. Постоянные издержки делятся пропорционально расходу топлива. Простота. Наглядность. Себестоимости энергии прямо зависит от технико-экономических параметров работы теплоэлектроцентрали. Не учитываются различные качества электроэнергии и тепла. Завышается себестоимость тепловой энергии. Расход топлива на тепло не связан с эффективностью ее производства в комбинированном цикле.

Эксергетический метод Основывается на эксергетическом балансе станции и распределении расхода топлива и остальных издержек относительно доли эксергии для отпущенной энергии. Основан на втором з аконе термодинамики и базируется на технических особенностях производства. Повышение удельного расхода топлива на генерацию электроэнергии и снижение на выпуск тепла ниже физического эквивалента тепла.

Энергетически й метод Расход топлива распределяется согласно расходу теплоты на производство тепловой и электрической энергии как при их раздельном производстве. Считается, что электрическая энергия произведена в конденсационном режиме, а расход теплоты для этой Эффект когенерации распределяется между теплом и электроэнергией. Отсутствует разделение топлива, потраченного на генерацию электрической энергии, между теплофикационным и конденсационным режимами. Сложность расчетов. На практике доля распределения издержек на электрическую

генерации, определенный физическим способом, растет благодаря коэффициенту ценности отпускаемого тепла. Постоянные издержки делятся пропорционально топливу. энергию иногда получалась больше, чем для эксергетического подхода.

Метод электрическ их эквиваленте в Постоянные затраты определяются суммарной установленной мощностью энергопредприятия. Переменные - в зависимости от выработки энергии. Все виды мощности и энергии выражаются в единицах электроэнергии. Простота расчета. Наглядность. Отсутствует учет в различии тепловой и электрической энергии.

Нормативный метод Издержки относятся на тепловую и электрическую энергии в зависимости от издержек для их раздельного производства. Простота расчета. Разделение эффекта комбинированного производства между производителями и потребителями, что экономически обоснованно. Сложность нормирования. Сложность введение единого универсального норматива удельных расходов для всех станций и видов генерирующего оборудования, что искажает размера экономии топлива.

Метод Денисова Основан на распределении расхода топлива на несколько составляющих: холостой ход турбоустановки, производство электроэнергии по конденсационному и теплофикационному режимам. Постоянные издержки делятся соответственно издержка на топливо в денежном, а не натуральном выражении. Простота расчета. Возможность распределения израсходованного топлива между конденсационным и теплофикационным режимами. Сложность распределения топлива на холостой ход турбоустановки и расходов электрической энергии на собственные нужды по теплофикационному и конденсационному режимам.

Метод Вагнера Удельная себестоимость электричества, сгенерированного на теплофикационной станции, принята равной удельной себестоимости для конденсационной. Простота. Эффект от комбинированного производства распределяется между производителями и потребителями энергии. Сложность создания базы статистической и информационной отчетности для альтернативного варианта энергоснабжения.

Экономические методы

Треугольник Гинтера Подход основан на концепции предельной себестоимости: экономически выгодно организовывать генерацию второстепенных видов энергии только тогда, когда себестоимость генерации их не выше планируемой цены их реализации. Графическая интерпретация. Наглядность. Простота. Себестоимость зависит от того, какой вид продукции принимается главным, а какой второстепенным товаром, что не является возможным для теплоэлектроцентрали - где два типа энергии являются главными.

Метод Коэффициент ов Распределение всех издержек на производство в комбинированном режиме осуществляется по И тепловая, и электрическая энергия являются главными Сложность расчета. Величина коэффициента удешевления условна вследствие

коэффициентам, соответствующим себестоимости тепловой и электрической энергии при раздельной генерации. видами, в связи с этим полученный эффект одинаково относится на оба вида энергии. зависимости, полученной для теплоэлектроцентрали экономии топливных ресурсов от и мощности КЭС и ее технического уровня.

Экономический метод За базу принята теория относительного планирования Новожилова В.В.: «размер эффекта в ценах наилучшего плана для оптимального варианта новой техники максимальна и равна нулю, а остальные сценарии имеют отрицательный эффект». Решение экономической задачи разделения издержек в комбинированном цикле экономическими методами. Отсутствует решение проблемы разделения постоянных издержек по экономическому методу, нет расчета себестоимости конкретных видов энергии.

Установленная мощность и коэффициент использования установленной мощности источников теплоснабжения

Суммарная КИУМ источников

мощность теплоснабжения

источников В отопительный В среднем за

теплоснабжения, тыс. Гкал/час период, % год, %

Российская Федерация 884,0 27,9 16,5

ТЭС 293,7 30,6 18,1

Котельные 590,3 26,6 15,7

Центральный ФО 261,2 26,2 15,0

ТЭС 73,5 28,7 16,5

Котельные 287,7 25,2 14,4

Г. Москва 91,0 28,3 16,6

ТЭС 39,6 27,1 15,9

Котельные 51,4 29,3 17,2

Северо-Западный ФО 100,8 24,9 16,6

ТЭС 25,7 25,8 17,2

Котельные 75,1 24,6 16,3

Г. Санкт-Петербург 40,8 26,4 15,9

ТЭС 11,3 29,0 17,4

Котельные 29,5 25,4 15,3

Южный ФО 39,6 30,5 13,8

ТЭС 10,3 31,6 14,3

Котельные 29,3 30,1 13,6

Северо-Кавказский 11,3 31,5 14,2

ФО

ТЭС 1,3 48,0 21,7

Котельные 10,0 29,4 13,3

Приволжский ФО 193,0 29,9 17,6

ТЭС 80,0 33,5 19,7

Котельные 113,0 27,2 16,0

Уральский ФО 80,5 28,0 18,6

ТЭС 25,2 29,6 19,7

Котельные 55,3 27,3 18,2

Сибирский ФО 138,7 28,6 17,8

ТЭС 59,6 30,2 18,8

Котельные 79,1 27,4 17,1

Дальневосточный ФО 54,5 23,2 16,6

ТЭС 18,2 22,2 16,0

Котельные 36,2 23,7 17,0

Параметры турбоагрегатов

Типы турбин Начальные параметры Мощность, МВт Номинальные величины Расход пара, т/ч Примечан ия

номи- макси отопит произв номи макс

о? МПа 1с, °С налъ- - ель- од- - и-

ная мальн ных ственн налъ маль

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

А. Конденсационные турбины

К-210-130- 13.0 540/56 210 215 - - - 670

К-300-240-2- 24.0 540/56 300 330 - - - 930

К-300-240-2 24,0 540/56 300 320 - - - 950

К-500-240-2 24,0 540/54 500 510 - - - 1650

К-500-130-2 13,0 510/51 500 510 - - - 1670

К-800-240-5 24,0 540/54 800 850 - - - 2650

К-1200-240-3 24,0 540/54 1200 1380 - - - 3950

Б. Тур бины с отборами пара и конденсацией

Т-25-90 9,0 535 25 30 165 130 150

Т-50-90 9,0 535 50 - 185 255 290

Т-50/60-130 13,0 555 50/60 60 180 245, 268

Т-100/120- 13,0 565 100 120 310 445 460

Т-110/120- 13,0 555 110 120 315 480 485

Т-17-5/210- 13,0 555 175 210 485 745 760

Т-080-130 13,0 540 180 210 460 710 730

Т-185/210- 13,0 555 185 2 10 540

Т-250/300- 24,0 540 250 300 590 955 980

ПТ-12-90 9,0 535 12 25/45 35/60 82,6 96,5 Для

ПТ-25-90 9,0 535 25 70/92 53/130 160 190 двухотбор

ПТ-50-90 9,0 535 50 140/16 100/23 335, 385 -ных турбин в графах 6 и 7 в

ПТ-60-130 13,0 555 60 140/ 16 110/25 340 360

ПТ-80/100- 13,0 555 80/10 80/1 00 185/30 466 470

ПТ-135/165- 13,0 555 135/1 210/22 320/39 750 760

ПТ-140/165- 13,0 555 14-0/ 1 210/22 320/39 - 760

В. Турбины с противодавлением без ре гулируемых отборов пара

Противодав

ление

Р-12-90/31 9,0 535 12 31

Р-25- 90/31 9,0 535 25 360 406 о 1

Р-40-130/31 13,0 565 40 456 470 за

Р-50-130/13 13,0 565 50 370 480 13

Р-100/107- 13,0 555 100 107 650 760 760 15

130/15

Среднегодовая нагрузка станций

Марка турбоагрегата Год установки Среднегодовая электрическая нагрузка (МВт) Среднегодовая тепловая нагрузка (Гкал/час)

ТЭЦ-25

ПТ-60-130/13 1977 53,4 66,3

ПТ-60-130/13 1976 49,9 47,9

Т-250/300-240 1991 233 180

Т-250/300-240 1990 224 192,6

Т-250/300-240 1981 216 172,9

Т-250/300-240 1980 214 174,7

Т-250/300-240 1979 216 221,2

ТЭЦ-23

Т-110-130 1968 82 99

Т-110-130 1968 85,3 118

Т-100-130 1967 87,7 93

Т-100-130 1966 81,4 135

Т-250/300-240 1982 219 289

Т-250/300-240 1977 213 255

Т-250/300-240 1976 215 248

Т-250/300-240 1975 210 260

ПРИЛОЖЕНИЕ Д Топливные характеристики турбоагрегатов_

ПТ-25-90/535 Вблг = 2,06Ар + 0,0476БГП + 0,0238БГТ + 0,348Эблг

ПТ-50-90/535 Вблг = 3,18Ар + 0,07БГП + 0,0347БГТ + 0,352 Эблг

ПТ-60-130/565 Вблг = 2,4Ар + 0,0705бгп + 0,0336бгт + 0,347 Эблг

ПТ-80-130/565 Вблг = 2,42Ар + 0,0665бгп + 0,0205бгт + 0,348 Эблг

ПТ-135-130/565 Вблг = 8,6Ар + 0,07БГП + 0,0326БГТ + 0,247 Эблг

Т-25-90/535 Вблг = 1,02Лр + 0,039БГТ + 0,384 Эблг

Т-50-90/535 Вблг = 1,9Ар + 0,039бгт + 0,38 Эблг

Т-50-130/565 Вблг = 1,9Ар + 0,038бгт + 0,352 Эблг

Т-100-130/565 Вблг = 2,9Ар + 0,0175БГТ + 0,345 Эблг

Т-175-130/565 Вблг = 5,34Ар + 0,0199БГТ + 0,312 Эблг

Т-180-130/565 Вблг = 5,5Ар + 0,020шгт + 0,316 Эблг

Т-250-240/565 Вблг = 8,1 Ар + 0,051бгт + 0,25 Эблг

К-110-90 Вблг = 3,0*Ар + 0,328* Эблг

К-160-130 Вблг = 3,4*Ар + 0,308* Эблг

К-210-130 Вблг = 3,5*Ар + 0,303* Эблг

К -300-240 Вблг = 7,5*Ар + 0,298* Эблг

К-500-240 Вблг = 14,8*Ар + 0,292* Эблг

К-800-240 Вблг = 19,5*Ар + 0,288* Эблг

К-1200-240 Вблг = 26,8*Ар + 0,284* Эблг

Расчет операционной прибыли

Доля Доля Себестоимость Себестоимость Цена Цена Цена Цена Прибыль

затрат на т.э. затрат на э. э. т.э., руб/ГДж э.э., руб/кВт*ч планируемая т.э., руб/ГДж планируемая э.э., руб/кВт*ч устанавливаемая т.э., руб/ГДж устанавливаемая э.э., руб/кВт*ч за 1 час, руб.

ТЭЦ-25

0 1 0 2,72 0 3,54 0 2,13 -765893

0,05 0,95 22,31 2,58 29,00 3,36 29,00 2,13 -571782

0,1 0,9 44,62 2,45 58,01 3,18 58,01 2,13 -377672

0,15 0,85 66,94 2,31 87,02 3,01 87,02 2,13 -183562

0,2 0,8 89,25 2,18 116,03 2,83 116,03 2,13 10548,8

0,25 0,75 111,57 2,04 145,04 2,65 145,04 2,13 204659,2

0,3 0,7 133,88 1,90 174,05 2,48 174,05 2,13 325692,4

0,35 0,65 156,20 1,77 203,06 2,30 203,06 2,13 446725,6

0,4 0,6 178,51 1,63 232,06 2,12 227,34 2,12 538883,5

0,45 0,55 200,82 1,49 261,07 1,94 227,34 1,94 484418,5

0,5 0,5 223,14 1,36 290,08 1,77 227,34 1,77 417850,3

0,55 0,45 245,45 1,22 319,09 1,59 227,34 1,59 339178,7

0,6 0,4 267,77 1,09 348,10 1,41 227,34 1,41 248403,8

0,65 0,35 290,08 0,95 377,11 1,24 227,34 1,24 145525,5

0,7 0,3 312,40 0,81 406,12 1,06 227,34 1,06 30544, 0

0,75 0,25 334,71 0,68 435,12 0,88 227,34 0,88 -96540,9

0,8 0,2 357,02 0,54 464,13 0,70 227,34 0,70 -235729

0,85 0,15 379,34 0,40 493,14 0,53 227,34 0,53 -387021

0,9 0,1 401,65 0,27 522,15 0,35 227,34 0,35 -550415

0,95 0,05 423,97 0,13 551,16 0,17 227,34 0,17 -725914

1 0 446,28 0 580,17 0 227,34 0 -913515

ТЭЦ-23

0 1 0 3,30 0 4,29 0 2,13 -1360924

0,05 0,95 25,79 3,13 33,53 4,08 33,53 2,13 -1144234

0,1 0,9 51,59 2,97 67,07 3,86 67,07 2,13 -927544

0,15 0,85 77,39 2,80 100,61 3,65 100,61 2,13 -710854

0,2 0,8 103,19 2,64 134,14 3,43 134,14 2,13 -494164

0,25 0,75 128,98 2,47 167,68 3,22 167,68 2,13 -277474

0,3 0,7 154,78 2,31 201,22 3,00 201,22 2,13 -60784,4

0,35 0,65 180,58 2,14 234,75 2,79 227,34 2,13 123909,6

0,4 0,6 206,38 1,98 268,29 2,57 227,34 2,13 195948,9

0,45 0,55 232,17 1,81 301,83 2,36 227,34 2,13 195948,9

0,5 0,5 257,97 1,65 335,36 2,14 227,34 2,13 195948,9

0,55 0,45 283,77 1,48 368,90 1,93 227,34 1,93 122112,6

0,6 0,4 309,57 1,32 402,44 1,71 227,34 1,71 28089,68

0,65 0,35 335,36 1,15 435,97 1,50 227,34 1,50 -80398,3

0,7 0,3 361,16 0,99 469,51 1,28 227,34 1,28 -203351

0,75 0,25 386,96 0,82 503,05 1,07 227,34 1,07 -340770

0,8 0,2 412,76 0,66 536,59 0,85 227,34 0,85 -492653

0,85 0,15 438,55 0,49 570,10 0,64 227,34 0,64 -659001

0,9 0,1 464,35 0,33 603,66 0,42 227,34 0,42 -839815

0,95 0,05 490,15 0,16 637,20 0,21 227,34 0,21 -1035093

1 0 515,95 0 670,73 0 227,34 0 -1244836