Методы оценки эффективности энергоснабжения потребителей

УДК 621.438:697.34:620.92

Методы оценки эффективности энергоснабжения потребителей

B. А. Стенников,

Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, заместитель директора, доктор технических наук, профессор, г. Иркутск

C. В. Жарков,

Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН,

старший научный сотрудник лаборатории систем теплоснабжения, г. Иркутск

Предлагаются методы оценки экономической, топливной и экологической эффективности ТЭЦ и систем энергоснабжения в целом, а также рассматриваются возможные пути её повышения, основным из которых является развитие теплофикации. Излагаемые методы позволяют определять удельные технико-экономические показатели по поставляемым энергетическим продуктам. Показываются эффективные направления модернизации городских систем энергоснабжения на базе газовых паротурбинных ТЭЦ.

Ключевые слова: эффективность систем энергоснабжения, теплофикация, экономия топлива, выбросы парниковых газов, энергоёмкость экономики.

В российском топливно-энергетическом комплексе требуется решение множества задач. В частности, это определение экономически обоснованного участия различных типов электростанций в обеспечении потребителей необходимой энергетической продукцией, оптимизация вклада конденсационных электростанций и теплоэлектроцентралей в повышение энергетической и экономической эффективности электроэнергетики, обоснование специфики участия ТЭЦ в покрытии графика электрических нагрузок и управление режимами электроэнергетической системы с учётом особенностей этого участия, создание методологии учёта ТЭЦ при обосновании перспективного развития электроэнергетики страны и регионов. В связи с этим важным направлением исследований является разработка адекватных критериев и методов оценки эффективности преобразования энергии и энергоснабжения потребителей.

В качестве энергетических показателей эффективности использования топлива, которые должны войти в число основных целевых индикаторов [1, 2], могут использоваться достигнутые удельные расходы топлива на электро- и теплоснабжение территорий [3]. Различные критерии и подходы к анализу эффективности энергоснабжения потребителей рассматривались академиком Л. А. Мелентьевым в [4]. Научно обоснованного распределения затрат на производство электрической и тепловой энергии не существует; все имеющиеся методы являются условными. Поэтому необходимо ориентироваться на гибкие маркетинговые подходы, обеспечивающие возмещение необходимой валовой выручки для ТЭЦ в целом. Одним из таких подходов может являться метод пропорционального разнесения затрат, который учитывает ценовую ситуацию на электроэнергетическом и тепловом рынках.

В [5] предложен метод пропорционального (нормативного) разнесения топлива относительно раздельной схемы, где в качестве альтернативных источников электроэнергии и тепла принимаются конденсационные электростанции (КЭС) и котельные установки (КУ), а индикативные показатели по удельным расходам топлива соответствуют их нормативным значениям. Согласно данному подходу, коэффициент снижения расхода топлива за счёт комбинированного производства энергии соответствует выражению

где '^ТЭци QТЭц

отпуск электроэнергии и тепла от ТЭЦ;

ВТэц - общий расход топлива на ТЭЦ; Ькэс и Ьку - нормативные удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла соответственно от КЭС и КУ.

Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла от ТЭЦ [5] равны величинам:

Согласно приведённым выражениям, уровень экономии топлива на ТЭЦ в процентах по сравнению с раздельным производством электроэнергии и тепла на КЭС и КУ определяется как

Применение нормативного подхода в ОАО «Мосэнерго» для формирования тарифов в

1993-1996 гг. привело к положительным результатам, которые обеспечили прекращение ухода потребителей тепла от ТЭЦ [6]. В настоящее время данный подход успешно применяется в Финляндии [7].

Аналогично приведённым выше формулам можно определить и себестоимость отпускаемой энергии от ТЭЦ [8]:

, т __°тэц_

Г'ТЭЦЛКЭС +кЛГЭЦЛКУ

где wТэц и QТэц - отпуск электроэнергии и тепла от ТЭЦ;

^Тэц - общие издержки ТЭЦ; «кэс и - себестоимости отпуска электроэнергии и тепла соответственно от КЭС и КУ.

Себестоимость отпуска электроэнергии и тепла от ТЭЦ [8]:

5ТЭц -^¡СЭС^ТЭЦ'

^тэц ~%у^тэц-

конъюнктурой цен, складывающихся на рынках энергии.

Критериальные выражения существующих подходов для оценки эффективности комбинированного и раздельного способов производства электроэнергии и тепла и предлагаемого комплексного подхода для оценки эффективности СЭ в сопоставимом виде представлены в табл. 1.

V л

Здесь Всэ - суммарный расход топлива в СЭ; Ъ( -нормативный удельный расход топлива на снабжение г-м энергетическим продуктом; АСЭ - количество доставляемого г-го продукта j-му потребителю; п -количество видов энергетических продуктов; т - количество потребителей; кСэ - коэффициент эффективности энергетического производства (снабжения) по уровню расхода топлива рассматриваемого варианта СЭ; ^СЭ- суммарные издержки СЭ;

альтернативная (конкурентная, рыночная) стои-

Приведённые методы применимы для оценки технико-экономических показателей единичной ТЭЦ. В настоящей работе рассмотренные подходы получают развитие для системного (комплексного) анализа энергоснабжения территорий, таких как города, населённые пункты, промышленно-жилые агломерации. С этой целью они преобразуются в следующих направлениях:

1) распространяются на задачи анализа и оценки эффективности системы энергоснабжения (СЭ) в целом;

2) представляются в более общем виде;

3) адаптируются к рыночным отношениям путём формирования гибкой системы распределения затрат на электроэнергию и тепло в соответствии с

«г . _

мость г-го продукта или установленный тариф; кСэ -коэффициент эффективности энергетического производства (снабжения) по уровню издержек в СЭ; СО - суммарные выбросы СО2 энергоисточниками, обеспечивающими энергоснабжение СЭ; с^ - нормативные удельные выбросы СО2 для получения г-го продукта; сС°2 - удельные выбросы СО2 при получении и доставке г-го энергетического продукта; кСО2 -коэффициент эффективности энергетического производства (снабжения) по уровню выбросов С°2; фр, Ф^, Фс°2 - относительная важность аспектов деятельности.

Нормативные (индикативные) показатели яД Ъ^, сг^ определяют уровень, относительно которого производится оценка (сравнение) эффективности СЭ и работ по их модернизации.

Далее более подробно рассматриваются критерии оценки эффективности СЭ, приведённые в табл. 1 в соответствии с их нумерацией.

Таблица 1

Критериальные выражения существующих и предлагаемого подхода

Подходы

Расход топлива

Суммарные издержки

Выбросы С°2

Существующие для оценки способов производства энергии

Не предусмотрены какие-либо показатели

Предлагаемый для оценки системы энергоснабжения

Общая (интегральная) эффективность

1. Критерий эффективности использования топлива в СЭ.

Достигнутый уровень (в процентах) экономии топлива относительно нормативных (принятых) расходов топлива на энергоснабжение определяется как

Значение ксэ >1 свидетельствует о завышенном расходе топлива в СЭ относительно норматива. Меняя структуру энергоисточников в системе, можно определить их оптимальный состав, мощность и режимы работы, в том числе оптимальную степень теплофикации, уровень централизации энергоснабжения, обеспечивая при этом кСэ^-min. Реализация принципов, позиционируемых в рамках данного подхода, будет способствовать сокращению суммарного расхода топлива в системе и в той же пропорции -удельных топливных издержек.

В ближайшие годы в электроэнергетике ожидается активизация деятельности по созданию микросетей на базе технологии Smart Grid, которые расширяют сферу применения локальной генерации и распределения электроэнергии. Внедрение этой технологии в России должно быть распространено не только на электроэнергетические, но и теплоснабжающие и другие инфраструктурные системы, в связи с этим её реализация должна строиться по предлагаемому выше принципу общей эффективности использования топлива с оптимальным учётом особенностей энергоснабжения обслуживаемой территории. Таким образом, технология Smart Grid должна быть трансформирована в технологию развития и функционирования СЭ в целом, которую можно назвать Smart Energy Supply System (SESS), включив в неё также стимулирование развития тригенерации через хла-доснабжение и стимулирование перехода с газовых плит на электрические. По результатам комплексной оценки энергоснабжения представляется, что в большинстве случаев экономичнее (по условно постоянным и топливным издержкам) использовать природный газ на эффективной ТЭЦ и обеспечивать население электроэнергией по сравнению с его непосредственным использованием для приготовления пищи. При этом проявляются дополнительные сопутствующие эффекты, такие как упрощение системы энергоснабжения и повышение уровня её безопасности.

2. Критерий эффективности издержек в СЭ.

Достигнутый уровень (в процентах) экономии

издержек относительно рыночной конъюнктуры может быть определён выражением (1 - кСэ) ' 100 %. Критерий характеризует финансовую (экономическую, коммерческую) эффективность СЭ относительно сложившихся на текущий момент цен (тарифов) на поставляемые энергетические продукты. При этом вариантными расчётами могут быть определены оптимальная структура производимых продуктов и состав оборудования с точки зрения получения максимальной прибыли, обеспечивающие кСэ^-min. При уровне себестоимости электро-

энергии и тепла выше рыночных цен на эти энергоресурсы (кСэ > 1) система является неэффективной. Полученные значения себестоимости производства электрической и тепловой энергии, а также знание конъюнктуры цен на энергетических рынках позволят обоснованно формировать тарифы на энергию [9].

3. Критерий эффективности снижения выбросов С02 в СЭ.

Достигнутый уровень (в процентах) снижения выбросов относительно нормативных значений выбросов СО2 в системе энергоснабжения: (1 - кСО2) ' 100 %. Показатель КСО2 здесь характеризует эффективность СЭ по выбросам СО2 в окружающую среду. С помощью вариантных расчётов могут быть определены оптимальная структура и состав энергоисточников СЭ, обеспечивающие минимальные выбросы СО2 и дополнительно обеспечивающие ей повышение конкурентоспособности на энергетическом рынке.

4. Интегральный критерий эффективности СЭ.

Нормативные (принятые) показатели Ь^, с^

определяют оптимальный уровень (точку отсчёта, систему координат) величин, относительно которых производится оценка (сравнение) эффективности СЭ и направлений (мероприятий) по их модернизации.

Если энергия (в первую очередь электроэнергия) импортируется, то СЭ дополняется «фиктивным» источником энергии (ФИЭ, например, «импорт») со своей стоимостью энергии, затратами топлива и соответствующими выбросами СО2 на производство и доставку энергии до ФИЭ. При экспорте энергии издержки на её производство исключаются из баланса СЭ, но учитываются в расчётах как «фиктивный» потребитель («экспорт»). В качестве отдельного ФИЭ может быть представлено и поставляемое в СЭ топливо в пересчёте на первичный энергоресурс с учётом производства и доставки так же, как стоимость используемого топлива уже включает в себя затраты на его производство и доставку. Это даёт возможность оценивать эффективность СЭ с точки зрения ТЭК в целом.

Для оценки эффективности вложения инвестиций в СЭ используется критерий относительной эффективности инвестиций, принимающий следующий вид:

ож7 / \

где Ксэ - ожидаемое (прогнозируемое) значение коэффициента эффективности вложения инвестиций в СЭ;

0Ксэ - начальное значение коэффициента эффективности вложения инвестиций в СЭ; к - требуемые инвестиции;

Аксэ - ожидаемые изменения коэффициентов эффективности в результате проведения энергоэффективных мероприятий;

Е1 - относительная эффективность инвестиций.

Заменив коэффициенты в выражении (7), получаем выражения для оценки:

- эффекта по расходу топлива

- эффекта по издержкам

- эффекта по выбросам СО2

- интегрального эффекта

ож7 т ож7 гг ож7 СО ож7 у ,

где кСэ, кСэ, к^д , кСз - ожидаемые (прогнозируемые) значения коэффициентов эффективности СЭ по расходу топлива, уровню издержек, выбросам СО2, интегрального по всем перечисленным показателям, получаемые в результате реализации мероприятий, достигаемый процент снижения удельных издержек топлива на энергоснабжение; кСэ, кСэ, кСО2 , кСэ - начальные значения коэффициентов эффективности СЭ по расходу топлива, уровню издержек, выбросам СО2 и интегрального по всем показателям. При проведении расчётов по первичному топливу (с учётом топливного ФИЭ) ЛВ представляет собой мультипликативный (интегральный) эффект экономии топлива по ТЭК России в целом.

Содержательно предлагаемый подход позволяет определить направление (вектор) наиболее эффективного развития СЭ территории на рассматриваемый период. Графическая иллюстрация этого подхода представлена на рис. 1.

к

ко А, К1

Лк1

1  1 1 1 К

Лк2 _> а.

1 1 1 1 1 1 А

0 К 1 К

Рис. 1. Графическая иллюстрация методического подхода по определению направления наиболее эффективного развития систем энергоснабжения

Наиболее эффективная последовательность мероприятий отражена ломаной А0 ^ А1 ^ А2 ^ А{, реализуемой при выполнении условий а1 > а2 > а3 > а. Здесь а = аг^ (Лк/Щ), Лк{ - ожи-

даемое (прогнозируемое) изменение значения коэффициента эффективности СЭ, получаемое вследствие реализации -го мероприятия.

В качестве коэффициента к могут рассматриваться топливный, экономический (финансовый), экологический и/или интегральный показатели системы. Мероприятия, ранжированные по убыванию Е;, могут составить основу инвестиционных планов, реализуемых в практической деятельности. В соответствии со значениями заданных (нормативных) критериев в качестве первоочередных будут выбираться мероприятия, имеющие максимальный интегральный эффект. К числу таких приоритетных направлений относится ориентация на теплофикацию (когенерацию) городов и поселений.

Продолжая прошлые традиции, современные программы развития электроэнергетики по-прежнему готовятся на федеральном уровне, в то время как схемы теплоснабжения, программы энергоснабжения и энергосбережения разрабатываются на местном уровне. В результате программы имеют различные целевые ориентиры и способы их достижения и слабо согласованы с планами развития регионов. Вместе с тем, направления, предлагаемые в рамках этих программ и тенденций, можно свести к одной цели - повышению эффективности энергоснабжения, важнейшей составляющей которой является получение максимальной экономии топлива. Это позволит привести к единой целевой установке множество разрозненных схем энергоснабжения городов и поселений в виде максимальной экономии топлива в системах энергоснабжения потребителей и обеспечит выбор наиболее энергоэффективных технических решений, которые могут быть увязаны, систематизированы и упорядочены на разных территориальных иерархических уровнях.

Программные документы по развитию систем энергоснабжения потребителей целесообразно разрабатывать «снизу», начиная с уровня городов и поселений в соответствии с перспективными планами развития экономики этих территорий. В дальнейшем они должны обобщаться и представляться на следующий иерархический уровень с выходом в итоге на федеральный уровень. При необходимости возможна итерационная увязка решений. Оценка эффективности направлений по предлагаемой выше методике обеспечит выбор наиболее рационального из них, а их реализация будет являться не некой субъективной целью, а лишь средством экономии топлива. Такой подход может обеспечить более широкое внедрение топливосберегающих мероприятий, в том числе развитие ТЭЦ, малой энергетики, применение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, модернизацию тепловых, электрических сетей и т. д. В каждой конкретной ситуации будут выбираться наиболее эффективные решения.

На основе предложенных критериев возможен выбор направлений (мероприятий), обеспечивающих наибольшую абсолютную экономию топлива на единицу инвестиций, что представляется следующим выражением:

ЕТ=АВ/К,

где АВ = (1—ож^'Тэ/ кСэ) • В0 - достигаемая экономия топлива;

В0 - существующий расход топлива на энергоснабжение (т у. т.).

Применение данного критерия будет способствовать формированию приоритетного списка эффективных направлений, предлагаемых на местных уровнях энергокомпаниями с целью реализации и возможной поддержки на федеральном уровне.

Анализ ситуации показывает, что для достижения максимальной экономии топлива необходимо не только поддерживать и развивать когенерацию, но и соблюдать оптимальное соотношение электрических и тепловых мощностей теплофикационных установок. Как сформулировано в [10], «основным критерием экономичности работы теплофикационных систем является экономия топлива. Экономия топлива, получаемая от развития теплофикации, в значительной мере зависит от соотношения электрических и тепловых мощностей теплофикационных систем»; «при работе ТЭЦ ... электрическую и тепловую мощность следует выбирать, ориентируясь в равной мере и на электрический, и на тепловой графики нагрузки».

Согласно этим положениям, в основе выбора оборудования и модернизации систем энергоснабжения должны лежать совмещённые графики электрических и тепловых нагрузок рассматриваемых населённых пунктов или районов как годичные (теплоэлектриче-ская характеристика района [10]), так и суточные.

Анализ динамики нагрузок и режимов работы систем показывает, что в общем случае на ТЭЦ должно быть разнотипное оборудование: для базовой части тепловых и электрических нагрузок необходимо иметь высокоэффективные теплофикационные установки, работающие по тепловому графику, а для покрытия оставшихся электрической и тепловой нагрузок потребителей должны применяться специализированные маневренные установки.

В настоящее время наиболее оптимальной по составу оборудования и универсальной по области применения является схема ТЭЦ, включающая:

1) паротурбинную установку (ПТУ) противодавления - один блок или несколько - с котлом, снабжённым системой утилизации теплоты конденсации водяных паров из дымовых газов (СУТВП), например на базе абсорбционных теплонасосных установок, использующих в качестве греющей среды пар из производственных отборов турбин. Такая ПТУ+СУТВП (рис. 2) может покрывать базовые и полупиковые электрические нагрузки, для которых она является практически идеальной по показателям топливной эффективности, надёжности, долговечности и простоты перевода в маневренный (полупиковый) режим;

2) ПГУ-БТЮ с впрыском пара в камеру сгорания, ориентированная главным образом на переменную часть графика электрических нагрузок.

В рамках такой ТЭЦ ПТУ представляет наиболее отработанное, надёжное и долговечное оборудова-

еъ

турбина

пар

КТУ - контактный теплоизолятор

дымовые газы

РОУ а

-е-

КТУ

сетевая вода

О

в трубу

ТНУ

обратная сетевая вода

ПСВ - подогреватель РОУ - редукционно- ТНУ - теплонасосная сетевой воды охладительная установка установка

Рис. 2. Схема базово-маневренной теплофикационной установки

ние, которое используется для покрытия основной (по длительности и объёму) нагрузи, а ПГУ-БТЮ как относительно недорогое и высокоманевренное оборудование может использоваться для обеспечения полупиковых и пиковых нагрузок (непродолжительные по времени). Каждая из включаемых в схему ТЭЦ установка используется в наиболее оптимальной для неё области работы с раскрытием всех своих преимуществ. При этом для покрытия полупиковых и пиковых нагрузок не привлекается всё оборудование станции, а используется только небольшая специализированная его часть.

Рассмотрим применение предлагаемых подходов для СЭ с параметрами, соответствующими условиям Москвы, где зимние электрические и тепловые нагрузки соотносятся приблизительно как 1:3,5 [11,12]. Пусть имеется СЭ с зимними нагрузками: 100 МВт (э) и 350 МВт (т). Соответственно, базовая нагрузка с учётом неравномерности .^сэ =100 • 0,65 = 65 МВт (э), теплофикационная мощность ТЭЦ с учётом коэффициента теплофикации Qcэ = 350 • 0,55 = 193 МВт (т). Предлагаются нижеследующие альтернативные варианты.

1. Раздельная схема (существующая сегодня в России): КЭС с КПДкэс = 0,38 и котельная установка (КУ) с КПДку = 0,8. Общий расход топлива, МВт (т): энергоустановка + КУ.

всэ = ^сэ/Кпдкэс + «сэ/кпдку = = 65/0,38 + 193/0,8 = 171 + 241,3 = 412,3.

2. Раздельная схема (существующая сегодня в развитых странах): КЭС с КПД = 0,55 и КУ с КПД = 0,9.

ВСЭ = 65/0,52 + 193/0,9 = 125 + 214,4 = 332,6.

3. Энергоустановка (ЭУ) в виде ПГУ с теплофикационным КПДэу = 0,45 и КИТТэу = 0,86, дополненная КУ с КПДКУ = 0,9.

Расход топлива на энергоустановку:

Вэу = ^сэ/КПДэу.

котел

Тепловая мощность энергоустановки:

ЯЭУ = (КИТТэу - КПДэу) • ВЭу.

Расход топлива ЭУ + КУ:

Всэ Вэу + (^сэ - дэу)/КПДку = 65/0,45 + (193 - (0,86 -X 65/0,45)/0,9 = 293,1.

0,45) X

4. ЭУ в виде ПТУ с турбиной противодавления.

КИТТ = 0,9 и КПД = 0,227 (для покрытия базовых

нагрузок СЭ больше не требуется; для снижения КПД станции часть пара можно пропускать мимо ПТУ через РОУ (рис. 2) и/или снижать параметры свежего пара).

ВСЭ = 65/0,227 + (193 - (0,9 - 0,227) • 65/0,227)/0,9 = = 286,7 + 0.

5. ПТУ+СУТВП; КИТТ = 1,05 и КПД = 0,265.

ВСЭ = 65/0,265 + (193 - (1,05 - 0,265) -65/0,265)/0,9= = 245,8 + 0.

За нормативные удельные расходы на отпуск энергии для разнесения топливных затрат здесь приняты показатели варианта 2 [12]. Сопоставление вариантов энергоснабжения приведено в табл. 2.

Следует подчеркнуть, что зимний период является наиболее ответственным в энергоснабжении, поскольку именно в этот период максимальна вероятность возникновения напряжённости в поставках топлива, электроэнергии и тепла, вводится в работу наименее экономичное оборудование, возрастает риск аварийности. В летнее время вследствие снижения общей электрической нагрузки появляется избыточная мощность, возрастает доля бестопливных электростанций (АЭС и ГЭС), снижается

потребление топлива и существует возможность в случае необходимости покупки на оптовом рынке электроэнергии по относительно невысоким ценам.

Перед разработкой планов модернизации систем энергоснабжения целесообразно провести энергоаудит СЭ и энергокомпаний на эффективность использования топлива, прежде всего природного газа. Пример ранжирования СЭ по эффективности в виде диаграммы приведен на рис. 3.

к

6 7

СЭ:

Рис. 3. Графическая иллюстрация ранжирования систем энергоснабжения по эффективности

Все СЭ с показателем выше заданного ^) требуют модернизации, а с наибольшими значениями k - в первую очередь. В качестве стимулов по снижению удельных расходов топлива сверх нормативных значений должны применяться соответствующие санкции, например штрафы по аналогии с выбросами вредных веществ либо повышение цены на поставляемый сверх норматива природный газ по аналогии с социальной нормой потребления коммунальных услуг и т. п. Вместо всеобщего повышения цен на природный газ возможно ввести их дифференциацию в зависимости от эффективности его использования по энергокомпаниям и СЭ.

Таблица 2

Расходы топлива в СЭ для покрытия базовых нагрузок в отопительный период, МВт

к

3

Варианты

1 1 2 3 1 4 1 5

Показатель Раздельная схема ТЭЦ

ПГУ ПТУ ПТУ + СУТВП

КПДКЭС = 0,38 КПДКУ = 0,8 КПДКЭС = 0,55 КПДку = 0,9 КПДТФ = 0,45 КИТТ = 0,86 КПДку = 0,9 КПДТФ = 0,227 КИТТ = 0,9 КПДТФ = 0,265 КИТТ = 1,05

Расход топлива, МВт (т) 412,3 332,6 293,1 286,7 245,8

^Э 1,24 1 0,88 0,862 0,74

Удельный расход топлива на отпуск электрической энергии, т у. т./кВт-ч 276,8 223,3 196,8 192,5 164,7*

Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, кг у. т./Гкал 196,7 158,7 139,8 136,8 117,3**

Экономия топлива, % 0 19,3 29 30,5 40,4

Перерасход топлива, % 67,71 35,3 19,2 16,7 0

* Соответствует КПД 74,5 % ** КПД = 121,8 %

Практическое применение предлагаемых подходов оценки эффективности энергоснабжения потребителей может способствовать достижению заданных целевых показателей повышения энергоэффективности экономики России с минимальными объёмами инвестиций, при этом в энергетике прежде всего путём активного развития когенерации на природном газе. Адаптацию ТЭЦ и котельных к предлагаемым схемам можно осуществить при помощи менее затратной, чем нынешняя, но более эффективной постепенной модернизации электроэнергетики с плавным наращиванием генерирующего потенциала на основе широкомасштабного развития теплофикации и отечественного оборудования [11].

Рассматриваемые подходы позволят получить обоснованные оценки технико-экономических показателей как новых, так и действующих энергоисточников и энергосистем, что будет способствовать формированию адекватных правил работы оптового рынка и организации функционирования электроэнергетики и систем

энергоснабжения в целом, которые стимулируют снижение удельных затрат и энергоёмкости экономики. Необходимо учитывать, что до 80 % себестоимости электроэнергии ТЭС приходится на топливо, т. е. топливная эффективность тесно связана с экономической эффективностью энергоснабжения. Повышению эффективности энергоснабжения, без сомнения, будет способствовать расширение сферы теплофикации (когенерации). При этом развитие электроэнергетики с ориентацией на ТЭЦ предполагает учёт не только электропотребления, но и теплопотребления, что непосредственно связано с социально-экономическим планированием развития территорий. Здесь важную роль начинают играть распределённая генерация энергии, интеграция разнотипных энергоисточников, активное участие потребителей и интеллектуализация процесса энергоснабжения. Всё это в ещё большей мере будет способствовать применению предлагаемых принципов и подходов для оценки эффективности реализуемых решений по организации энергоснабжения потребителей.

Литература

1. Мелентьев Л. А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. 2-е изд., доп. - М.: Наука, 1983. - 455 с.

2. Кудрявый В. В. Противозатратная электроэнергетика / / Энергорынок. - 2011. - № 4. - С. 17-22.

3. Жарков С. В. К вопросу о разделении затрат на ТЭЦ / / Энергия: экономика, техника, экология. -2010. - № 1. - С. 24-28.

4. Мелентьев Л. А. Теплофикация. Ч. II. - М.: Изд-во АН СССР, 1948. - 279 с.

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

6. Алексанов А. П. Распределение топливных затрат на энергию, отпускаемую с ТЭЦ / / Энергетик. -1995. - № 1. - С. 7-8.

7. Славина Н. А., Косматов Э. М., Барыкин Е. Е. О методах распределения затрат на ТЭЦ / / Электрические станции. - 2001. - № 11. - С. 14-17.

8. Рогалёв Н. Д., Зубкова А. Г., Мастерова И. В. Экономика энергетики. - М.: Издательство МЭИ, 2005. - 288 с.

9. Малафеев В. А., Смирнов И. А., Хараим А. А., Хрилев Л. С., Лившиц И. М. Формирование тарифов на ТЭЦ в рыночных условиях / / Теплоэнергетика. - 2003. - № 4. - С. 55-63.

10. Мелентьев Л. А. Избранные труды. Научные основы теплофикации и энергоснабжения городов и промышленных предприятий. - М.: Наука, 1993. - 364 с.

11. Стенников В. А., Жарков С. В. О направлениях развития газовой теплоэнергетики РФ / Портал по энергосбережению «ЭнергоСовет» [Электронный ресурс]. Код доступа: www.energosovet.ru/stat661.html.

12. Стенников В. А., Жарков С. В. О направлениях повышения эффективности энергоснабжения / / Энергетик. - 2012. - № 10. - С. 2-6.

Methods of energy supply systems' estimation V. A. Stennikov,

Melentiev Energy Systems Institute, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Doctor of Science, professor S. V. Zharkov,

Melentiev Energy Systems Institute, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, senior research assistant of the Heating systems laboratory

The paper presents estimation methods of economic, resource and environmental efficiency of cogeneration plants and energy supply systems. The main way of efficiency improvement is development of cogeneration. The methods allow determining specific indicators of supplied energy products. Effective directions of urban energy systems' modernization based on gas turbine power plants are shown.

Keywords: efficiency of energy supply systems, cogeneration, fuel savings, greenhouse gas emissions, energy intensity of economy.