Исследовано влияние метода распределения затрат на экономические результаты ТЭЦ при работе на энергорынках России. Для каждого из теплофикационных режимов работы ТЭЦ проведены расчеты распределения затрат между электрической и тепловой энергией физическим и эксергетическим методами, а также методом электрических эквивалентов. При работе ТЭЦ в зимний период с максимальной тепловой нагрузкой и наилучшими показателями тепловой экономичности электростанция извлекает максимальный экономический эффект от теплофикации, уверенно проходя конкурентный отбор ценовых заявок на оптовом энергорынке и формируя прибыль от реализации тепловой энергии на локальном рынке тепла. В данный период одинаково эффективно применение физического метода распределения затрат и метода электрических эквивалентов. Использование эксергетического метода распределения затрат при заданных исходных данных привело к выпадению ТЭЦ из торгового графика оптового энергорынка и существенному снижению прибыли от производственно-хозяйственной деятельности. При работе ТЭЦ в переходный период снижение уровня тепловой нагрузки из-за технологических особенностей комбинированного производства приводит к уменьшению выработки электрической энергии, удельные расходы топлива на производство двух энергетических продуктов растут. В данный период, как показали расчеты, ТЭЦ несет убытки от своей производственно-хозяйственной деятельности. Несмотря на то, что применение физического метода позволяет ТЭЦ попасть в торговый график оптового энергорынка, прибыль от продажи электроэнергии достаточно невелика и не покрывает существенные убытки, которые несет электростанция на локальном рынке тепла. В то же время применение эксергетического метода и метода электрических эквивалентов позволяет ТЭЦ извлекать прибыль на рынке тепловой энергии, значительно снижая убытки, полученные от неоплаты электроэнергии на оптовом энергорынке.

The paper investigates the impact of the cost allocation method on the economic results of CHPs operating in Russian energy markets. The distribution of costs between the electric and heat energy were calculated for each of the CHP’s operational modes by the exergy, physical and electrical equivalent methods. When CHP operating in winter physical and electrical equivalents allocation methods are equally effective. Using the exergy method of cost allocation for the given initial data led to the CHP falling behind the trading schedule of the wholesale power market and to a significant reduction in the income from production and business. When the CHP operates during the transition period, it incurs losses from production and business. Even though using the physical method allows the CHP to catch up with the trading schedule of the wholesale power market, the profit from the electricity sales is not high enough and does not cover the substantial losses incurred by the power plant in the local heat market. At the same time, using the exergy method and the method of electrical equivalents lets the CHP profit in the heat market, significantly reducing losses resulting from the non-payment of electricity on the wholesale power market. When the CHP operates in the summer period it incurs serious losses of production and economic activity. In this case, using cost allocation methods leads to the same economic results. Despite the fact that using the exergy method allows the CHP to make a profit from selling thermal energy in the heat local market, the heavy losses from non-payment of electricity on the wholesale power market do not allow to benefit from this cost allocation method compared to other methods.

Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Сер. : Экономические науки = St. Petersburg state polytechnical university journal. Economics: научное издание / М-во образования и науки Российской Федерации. № 6 (256). — Электрон. текстовые дан. (1 файл : 5,50 МБ). — Санкт-Петербург: Изд-во Политехн. ун-та, 2016. — Электронная версия печатной публикации. — Загл. с титул. экрана. — Свободный доступ из сети Интернет (чтение, печать, копирование). — Текстовый файл. — Adobe Acrobat Reader 7.0. — <URL:http://elib.spbstu.ru/dl/2/j17-141.pdf>.