Главная страница -> Переработка мусора

Перспективы применения автономны. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. Строительство

Источники дешевого газа заканчиваются на фоне роста отраслей экономики, требующих дополнительных поставок газа. Надо стимулировать газосбережение за счет рыночного ценообразования и административных мер. Одновременно необходимо стимулировать добычу газа независимых производителей и ВИНК за счет предоставления им доступа к газотранспортной системе. Рыночное ценообразование предполагает развитие внутреннего рынка газа и механизмов его запуска. А для теплоэнергетики, являющейся крупнейшим потребителем газа на внутреннем рынке, стало актуальным ускоренное развитие генерации на альтернативном виде топлива - угле.

Газовая генерация: пауза закончилась

Почти 2/3 установленных мощностей российской электроэнергетики приходится на тепловые станции (ТЭС), работающие на органическом топливе, которые включают теплоэлектроцентрали (ТЭЦ - совместная выработка тепла и электричества) и более крупные конденсационные станции (КЭС8), которые вырабатывают только электроэнергию.

Главным источником для теплогенерации в России (около 68%) является природный газ (График 8). Он вообще является доминирующим видом топлива для России. В 2005 г. на его долю пришлось 52% от общего энергопотребления страны. Это один из самых высоких показателей в мире. Фактически, поскольку кризис в 1990х гг. по большей части не коснулся спроса на газ (он сократился всего на 12%), его доля в общем спросе на энергоресурсы значительно возросла: с 41% в 1985 г. до 48% в 1995 г. и 50% в 2000 г.

Доминирование газа в электроэнергетике началось в 1980-е гг., когда руководство СССР приняло волевое решение временно заместить уголь на электростанциях газом для того, чтобы дать отечественному машиностроению время подготовить новые эффективные и экологически безопасные технологии угольной и ядерной энергетики. Это получило название газовой паузы , которая длится и по сей день.

Использование природного газа в электроэнергетике имеет ряд неоспоримых преимуществ: это наиболее дешевое экологически чистое топливо, очень маневренные по графикам нагрузки (газовые станции допускают суточное снижение нагрузки до 50% в отличие от 30% у угольных и 10% у атомных станций), газовые станции быстрее всего и дешевле построить (600-800 долл./кВт установленной мощности для самых современных установок) и КПД у них наиболее высокий. В крупных городах, где ожидается наиболее стремительный рост электропотребления при жестких экологических ограничениях, конкурентоспособной замены газовым ТЭЦ не существует, и объемы потребления газа этими электростанциями будут увеличиваться.

Однако, при всей своей привлекательности, использование природного газа в электроэнергетике имеет несколько ограничений. Во-первых, это соображения энергетической безопасности, поскольку сложившийся на сегодняшний день перекос топливно-энергетического баланса в случае дальнейшего продолжения газовой паузы грозит устойчивости энергоснабжения страны. Уже сейчас 80% электроэнергии, производимой в европейской части России, вырабатывается на газовом топливе, которое на 85% поставляется из одного района по трем транспортным коридорам длиной до 3,5 тыс. км. В случае возникновения аварийной ситуации, особенно в зимний период, последствия для европейской части будут очень тяжелыми, особенно в отдельных регионах. А.Л. Михеев: Доля газа в топливном балансе в Московском и Северо-Западном регионах превышает 90%. Это несет в себе серьезные риски для энергетической безопасности данных регионов. Невозможно, чтобы одно топливо выступало в качестве основного, резервного и аварийного .

Таблица 1. Рост производства в электроэнергетике и других газоемких секторах российской экономики за 8 месяцев 2006 г. по отношению к такому же периоду прошлого года, %

Отрасль

Рост производства, %

Электроэнергетика

5.5

Металлургия

8.7

Стекольная промышленность

15.8

Азотные удобрения

4.2

Цементная промышленность

10.7

Источники: Росстат, CERA

В.П. Пономарев: В ОЭС Средней Волги газ составляет 93-95% в первичных энергоносителях на электростанциях. При аварийной ситуации электроэнергию можно обеспечить за счет генерации АЭС. А как мы закроем тепло? Там другого топлива практически нет. Сегодня народное хозяйство стало заложником газовой промышленности .

Вторая проблема газовой генерации, ставшая сейчас очевидной, - напряженность баланса газа. Дело в том, что при высоких темпах роста внутреннего потребления и экспорта газа, его добыча растет более медленно, что ограничивает рост поставок газа для электростанций и становится одним из главных рисков для инвестиций в газовую генерацию. С.Н. Мироносецкий: Очень странно выглядят инвесторы, готовые инвестировать в строительство объектов газовой генерации, если у них нет долгосрочного контракта на газ. Альтернатива - сжигать мазут, что существенно дороже. Это риск для инвесторов, которые вкладывают в строительство станций, не имея гарантий по топливообеспечению .

Причиной напряженности баланса газа в первую очередь является ускоренное развитие тех отраслей экономики, которые являются крупнейшими потребителями газа (Таблица 1). В 2006 г. это уже привело к заметному росту поставок российским потребителям (Таблица 2). В.В. Ермаков: Доступные данные за январь-август 2006 г. демонстрируют быстрый рост выпуска в тех секторах, которые традиционно потребляют много газа. Наиболее свежие официальные данные Газпрома показывают, что после относительного затишья в 2004 и 2005 гг., он вынужден был резко на 5%, увеличить поставки на внутренний рынок. По аналогичным данным Росстата, поставки газа на внутренний рынок в январе-июле 2006 г. были на 4,8% выше соответствующего периода 2005 г.

Помимо роста внутреннего потребления, в последние два года быстро увеличиваются (на 5-7% в год) объемы экспорта газа на сверхпривлекательные при современной конъюнктуре рынки Европы. Сейчас экспортные цены на газ в шесть с лишним раз превышают внутрироссийские, единственные, оставшиеся регулируемыми цены на топливо - ведь цены на нефть и уголь на внутреннем рынке устанавливаются по рыночным принципам.

Несмотря на то, что Россия располагает крупнейшей долей (27%) мировых доказанных запасов газа, удовлетворять стремительно растущее потребление в условиях заниженных регулируемых цен на газ непросто. Ограничением для дополнительных поставок становится истощение основных действующих месторождений (Ямбург, Уренгой, Медвежье), добыча на которых будет снижаться (График 9). В.П. Пономарев: Сегодня 92% газа подается с Надым-Пур-Тазовского района. Все крупные месторождения там уже находятся на заключительном этапе добычи, в стадии падения. А ведь когда планировали газовую паузу, предполагалось, что в 1993-1995 гг. появится второй источник газа - Ямал. Еще был среднеазиатский газ - 100 млрд м3. Сейчас его нет .

Сейчас планируется осуществление серьезных дополнительных инвестиций в поддержание объемов добываемого газа на действующих месторождениях. Кроме того, в новой инвест-программе Газпрома на 2007-2009 гг. предусмотрено значительное увеличение вложений в добычу. Поэтому компания в перспективе до 2010 г. сможет не только поддерживать объем газа на действующем уровне, но и нарастить его до 560 млрд м3 (по сравнению с 548 млрд м3 в 2005 г.) за счет ввода более мелких месторождений, расположенных в традиционных регионах добычи вблизи существующей газотранспортной инфраструктуры.

Однако новые крупные месторождения, призванные компенсировать падающую добычу Газпрома после 2010 г., расположены в районах с очень суровыми природно-климатическими условиями и полным отсутствием инфраструктуры (Арктический шельф, Ямал, Восточная Сибирь). Для резкого роста объемов добываемого газа нужно идти на Ямал или Штокман, что требует не только огромных инвестиций и внедрения уникальных технологий, но и принципиально другого уровня цен на внутреннем рынке. При этом быстрое повышение объемов добычи газа Газпромом проблематично из-за большой продолжительности этих инвестиционных проектов. Поэтому основного увеличения ресурсной части газового баланса в среднесрочной перспективе стоит ожидать за счет прочих производителей - независимых и нефтяных компаний.

Таблица 2. Поставки газа на внутренний рынок, 2002-2006 гг.

Объём поставок, млрд м3

Темпы роста, %

2002

298

н.д.

2003

309

3.7

2004

305.7

1.1

2005

307

0.4

1 кв. 2005

307

0.4

1 кв. 2006

111.5

Источники: ОАО Газпром , CERA

Возможности увеличения добычи газа независимыми производителями и нефтяными компаниями, которые располагают существенными запасами, сдерживаются ограниченной пропускной способностью газотранспортной системы. Сейчас Единая система газоснабжения полностью загружена, при этом ее фактическая мощность сокращается из-за высокого износа основных фондов, который уже приближается к 60%. Газпром пытается решить проблему путем расшивки узких мест, но темпы работ отстают от быстрорастущих потребностей страны и зарубежных потребителей в газе. Поэтому остается нерешенным вопрос о регулировании равноправного доступа к газотранспортной системе.

При этом сами независимые производители и ВИНК утверждают, что, в случае решения проблемы с доступом к газотранспортной системе, смогут в течение нескольких лет увеличить объемы добычи почти вдвое (до 180 млрд м3). Кроме того, существует гигантский ресурс попутного газа (по оценкам Всемирного Банка, 30 млрд м3), значительная часть которого в настоящее время просто сжигается на факелах. Утилизация этого газа, в частности, для нужд Тюменской электроэнергетики, в состоянии решить проблему электроснабжения как минимум этого региона. Хорошим примером здесь может стать проект строительства 3-го блока Нижневартовской ГРЭС с участием ОГК-1 и стратегических инвесторов, одним из которых может выступать ТНК-ВР. НК Лукойл намерена развивать собственную газовую генерацию. По словам первого вице-президента Лукойла Владимира Некрасова, в течение ближайших двух-трех лет компания планирует построить газотурбинные электростанции общей мощностью 130 МВт, потратив на это примерно 130 млн долларов. Компания уже построила собственных мощностей на 45 МВт. (http://www.oilru.com/news/32738).

Таким образом, газовая отрасль в состоянии в среднесрочной перспективе наращивать физические объемы поставок газа для электроэнергетики, но ресурсы эти ограничены и будут становиться все дороже, а доля газа в теплогенерации - снижаться. А.Л. Михеев: Доля природного газа в топливном балансе страны должна снижаться, объемы строительства угольных электростанций должны превышать объемы строительства газовых электростанций. Мы предлагаем, чтобы в новой программе развития электроэнергетики, рассчитанной на ввод 22 тыс. МВт, доля газовых станций не превышала 5-6 тыс. МВт .

Можно констатировать, что газовая пауза в теплоэнергетике закончилась. Р.В. Зорябянц: Наличие дешевого газа - иллюзия. Во первых, его уже нет, а во вторых, он дешевым не будет. Это вопрос времени - через два года он станет недешевым и свободным или через пять лет, но это случится в любом случае . При этом в краткосрочной перспективе существенно изменить существующую структуру генерации, конечно, невозможно. Кроме того, газовая генерация крайне важна в регионах с наиболее быстрорастущим спросом благодаря своим экологическим параметрам, коротким срокам строительства и способности покрывать пиковый спрос, например, в мегаполисах. Поэтому дополнительные поставки газа должны иметь целевой характер и направляться в те места, где ему нет альтернативы.

К чему привело регулирование цен на газ

В последнее десятилетие в газовой отрасли осуществлялась политика сдерживания цен, направленная на поддержание социальной стабильности и конкурентоспособности предприятий российской экономики (График 10).

С 2003 г. был установлен порядок, при котором Правительство утверждало границы роста цен естественных монополий. Для 2003 и 2004 гг. этот ежегодный предел устанавливался на уровне 20%, для 2005 г. и 2006 г. - 11%. Тем самым в последние годы сменилась методология государственного регулирования цен газа: вместо определенного законом О естественных монополиях установления цен по принципу затраты плюс явочным порядком стал применяться индексный принцип. В результате в нарушение всех экономических принципов у нас цены на наиболее качественное топливо - сетевой газ - заметно ниже цен на остальные виды топлива (График 11).

Сложившаяся ценовая политика привела к заинтересованности потребителей в максимальном использовании газа, нежеланию использовать уголь в электроэнергетике и к фактическому отказу от газосбережения. По данным Международного энергетического агентства, российская экономика - самая газоемкая в мире (График 12).

По газоемкости Россия почти в 6 превышает США, в 8 раз Германию. Помимо объективных предпосылок (суровый климат, большие расстояния и, соответственно, большие затраты на транспорт энергоресурсов), высокая газоемкость национальной экономики связана с использованием как при производстве, так и в потреблении газа устаревших энергорасточительных технологий. Так, КПД газовых ТЭС с паровыми турбинами в России составляет 38%, в то время как в мире активно внедряются парогазовые установки (ПГУ) с КПД 53-57%. Расход газа в металлургии и производстве аммиака в России превышает аналогичные зарубежные показатели в 1,6-2,2 раза.

В результате нормальной реакции потребителей на заниженные цены, спрос на газ в течение последних пяти лет в стране ускоренно рос (на 2,2% в год). В 2004 г. потребление газа в стране (439 млрд м3) приблизилось к показателям, заложенным на 2010 г. в Энергетической стратегии России.

В 2005 г. для решения этих проблем А. Миллер предложил провести резкую либерализацию цен для промышленности. Вопрос завяз в инстанциях и свелся к принятию в 2006 г. постановления о бирже газа. А сейчас вопрос повышения цены на газ вновь активно обсуждается и уже поддерживается А. Чубайсом. Выбирая из двух зол меньшее (между мазутом и в перспективе дорогим газом), энергетики склоняются к последнему. Р.В. Зорябянц: Генерация будет готова покупать сверхлимитный газ, это довольно большая часть, по ценам, близким, например, к 100 долларам без учета транспорта, чтобы минимизировать убытки от мазута. Нам деваться некуда, иначе придется брать мазут. Он, во-первых, дороже, а, во-вторых, мы уже понимаем, что его использование далеко не лучшим образом отражается на оборудовании .

Повышение эффективности использования газа в электроэнергетике

В условиях ограниченности ресурсов газа первым и важнейшим механизмом повышения эффективности использования газа должно стать повышение цен на него, так как при нынешнем уровне нет стимулов для газоосбережения. Цены нельзя повышать одномоментно - это будет слишком сильным шоком для экономики, нужен 3-5 летний переходный период, чтобы потребители могли заранее подготовиться к более высоким ценам за счет проведения энергосберегающих мероприятий. В.В. Ермаков: Существующий уровень внутренних цен на газ низкий, и эффективность использования газа потребителями на внутреннем рынке необходимо повышать. Но переход должен быть постепенным и тщательно контролируемым регулирующими органами> .

Расчеты ИНЭИ РАН показывают, что уже при уровне цен 80-100 долл./тыс. м3 эффективным становится ускоренное замещение старых демонтируемых газовых установок новыми. Это обеспечивает экономию газа за счет более высокого КПД9 и, соответственно, более низкого расхода топлива. К 2011 г. закончится ресурс 14 млн кВт крупных блоков, а до 2015 г. выработает срок основная часть существующих крупных паротурбинных установок, поэтому в период 2011-2015 гг. замена оборудования может приобрести значительные масштабы. Однако при всей привлекательности этой идеи (создается прекрасный задел для будущей эффективной генерации), ее реализация связана с увеличением инвестиций.

Помимо роста цен на газ, нужна система правовых, административных и экономических мер, стимулирующих более эффективное использование газа. Ими могут стать предоставление государственных гарантий и прямая финансовая поддержка энергосберегающих проектов, ускоренная амортизация газосберегающего оборудования и т.д. Кроме того, приходит время вводить более жесткое регулирование нормативов использования газа, правил учета и контроля газопотребления, обязательную сертификацию оборудования газомазутных электростанций на соответствие нормативам расхода топлива.

Стимулирование организационных и технологических мер экономии газа может существенно сократить газопотребление. Однако в настоящее время, к сожалению, вся активность в этом направлении ограничивается декларациями и ссылками на Энергостратегию. Конкретных механизмов ее реализации, нормативных и подзаконных актов нет. Несмотря на многочисленные заявления, по#прежнему сохраняется неопределенность относительно механизмов и динамики повышения цен на газ. А без этого любые меры по газосбережению останутся невостребованными.

Сколько может стоить газ на внутреннем рынке?

Ключевым вопросом является создание механизма рыночного ценообразования для газа на внутреннем рынке в условиях монополии Газпрома . Соответственно, идут поиски специфической модели внутреннего рынка газа. Разговоры об этом ведутся уже много лет, однако до сих пор его конфигурация неясна. Наиболее проработанной является модель рынка газа, предусматривающая период параллельной работы сокращающегося регулируемого и растущего конкурентного секторов. Причем именно в конкурентный сектор постепенно выводятся все коммерческие потребители. На конкурентный сектор сразу попадают все новые потребители газа и потребители сверхлимитного газа. Остальных коммерческих потребителей предполагается выводить туда поэтапно. На регулируемом секторе (в который включается население и бюджетные потребители) регулируемые цены определяются примерно в соответствии с темпами инфляции.

Согласно последним предложениям Газпрома , на конкурентном секторе рынка предполагается выделить два подсектора - спотовый рынок (биржа) и рынок долгосрочных контрактов. Минпромэнерго 26 октября 2006 г. подписало приказ, разрешающий Газпрому до конца 2006 и в 2007 гг. реализовывать газ в объеме до 5 млрд м3 в рамках биржевой торговли по свободным ценам. Продавцами могут выступать Газпром в лице Межрегионгаза , независимые производители газа и различные трейдерские структуры, покупателями - энергетики и промышленные предприятия остальных отраслей, которые уже сейчас испытывают дефицит лимитного газа.

Для того, чтобы Газпром не доминировал на этой площадке, в соответствии с приказом Минпромэнерго, продажа должна производиться на паритетных условиях - такой же объем газа на биржу должны поставить независимые производители. В качестве организации, утвержденной Минпромэнерго для осуществления эксперимента по биржевой торговле газом в формате 5+5 , выступает электронная торговая площадка Межрегионгаз . Первые электронные торги прошли 22 ноября 2006 г.

Участники площадки имеют от Газпром гарантии транспортировки законтрактованного в процессе торгов газа. А.Л. Михеев: Сделка, заключенная на электронной площадке, в соответствии с постановлением правительства и приказом Минпромэнерго, будет считаться приоритетной по отношению к другим объемам поставки. Поскольку пока объемы незначительны, это не должно нанести серьезный ущерб другим действующим договорам. Сначала доля данного сектора будет невелика, но в дальнейшем он будет расширяться за счет увеличения объемов добычи газа Газпромом и независимыми производителями . Если все пойдет хорошо, то в течение 2007 г. Минпромэнерго прогнозирует довести объем продаваемого на торгах газа до 30 млрд м3.

Газпром предлагает самым большим сделать третий сектор - поставки газа по долгосрочным договорам энергетикам и предприятиям экспортно#ориентированных отраслей. А.Л. Михеев: Третий сектор превалирующий, он будет составлять примерно 50% от всего объема потребления газа в России . Согласно предложениям Газпрома , долгосрочные договора будут основаны на формуле цены. Ожидается, что цена на газ по ним будет определяться базовой ставкой, регулируемой государством, а также формулой корректировки, которая будет привязывать изменения цены на газ в период действия договора к изменениям цен на другие энергоносители. Таким образом, сектор будет работать по ценам, контролируемым государством, и при этом зависящим от цен на те виды топлива, ценообразование на которые уже рыночное.

Фундаментальной основой ценообразования на конкурентном секторе газового рынка могут стать межтопливная конкуренция (когда цены на газ формируются по условиям его конкуренции с другими энергоресурсами, и обеспечивается равная эффективность использования основными потребителями газа и других энергоресурсов) и привязка цен российского рынка к ценам либерализованного европейского рынка газа (т. е. установление внутренних равновесных цен вычитанием из европейской цены всех затрат по доставке туда российского газа, включая экспортные пошлины и плату за транзит). В последние годы из-за резкого роста цен газа на европейском рынке, уровни равновесных цен газа и цен его межтопливной конкуренции практически совпадают. Соответствующий этим моделям ценообразования уровень цен в 2010 г., по расчетам ИНЭИ РАН, ожидается на уровне 120-140 долл./тыс. м3.

Рост цен на газ, несомненно, приведет к увеличению тарифа на электроэнергию. А.А. Вагнер: Доля топлива в балансе тарифа станции - 55% , это основная затратная статья. У нас уже есть первые расчеты - в 1,7 раз поднять тарифы на электроэнергию . В случае такого повышения цен на газ и электроэнергию становится эффективным применение угля - главного газозамещающего ресурса в тепловой генерации. Однако такой рост цен повлечет за собой ряд макроэкономических последствий.

Макроэкономические последствия

Рост цен на газ и электроэнергию (сценарий конкурентных цен топлива) (Таблица 3) в среднесрочной перспективе будет иметь ряд макроэкономических и секторальных последствий по сравнению с базовым сценарием динамики этих цен, заложенным в официальный макроэкономический прогноз развития страны на 2007-2009 гг.

Сравнительный анализ этих двух сценариев показывает следующее: согласно расчетам ЦМАКП (см. Приложение), повышение цен на газ и электроэнергию стимулирует инвестиционные программы в электроэнергетике, газовой отрасли, наиболее энергоемких отраслях-потребителях. Поэтому в сценарии конкурентных цен топлива по сравнению с базовым вариантом, рост инвестиций будет последовательно ускоряться - от 0,1 проц. пункта в 2007 г. до 0,6 проц. пункта к 2010 г. (в среднем - на 0,4 проц. пункта в год). Темп прироста ВВП в сценарии конкурентных цен топлива окажется ниже, чем в базовом, в среднем на 0,2 проц. пункта ежегодно, а в целом за период до 2010 г. потери в экономическом росте составят около 0,8 проц. пункта ВВП.

Ежегодный уровень инфляции в среднем будет превышен на 0,4-0,8 проц. пункта. Реально располагаемые доходы населения будут расти, но из#за усиления инфляции их рост замедлится на 0,4% ежегодно. В целом, с точки зрения потенциала адаптации экономики и отдельных потребителей к росту цен и тарифов сценарий конкурентных цен топлива можно рассматривать как напряженный, но экономически принципиально допустимый.

Проведенный ЦМАКП анализ секторальных последствий показывает, что в наиболее чувствительных секторах воздействие роста энергозатрат, согласно сценарию конкурентных цен топлива, будет эквивалентно снижению прибыли на 10-15%, а в отдельных секторах - до 25% и более (подробнее см. Приложение).

Наиболее существенное снижение прибыли ожидается в жилищно-коммунальном хозяйстве, а также в цементной промышленности, легкой промышленности, ряде химических производств. Однако рост издержек может быть частично компенсирован повышением отпускных цен, что заметно сократит потери от роста энергозатрат (в среднем приблизительно вдвое) и даст итоговое снижение прибыли уже в пределах 5-10%. Кроме того, данное снижение прибыли может быть в значительной степени компенсировано ускорением роста производительности труда на 1-2 проц. пункта. Это вполне реально, поскольку в 2003-2005 гг. рост производительности труда в большинстве секторов экономики был не менее чем в 2-3 раза выше. Но для наиболее энергоемких отраслей - черной и цветной металлургии, а также химической промышленности - необходимое ускорение темпов роста производительности труда оказывается несколько выше. Тем не менее потенциальные относительные потери прибыли у них невелики. В этих отраслях ожидается высокая рентабельность главным образом из-за высокой конъюнктуры мировых рынков. А.А. Вагнер: Наши крупные потребители уже давно адаптировались к внешней среде и живут в логике мировых цен. Из-за низкого тарифа на электроэнергию они имеют меньшие затраты и получают сверхприбыли. Поэтому предлагаемый нами подъем цены на электроэнергию катастрофическим не будет и не повлияет на динамику их производственных объемов. Ну, лишатся они части сверхприбыли... .

Анализ макроэкономических последствий повышения цен на газ и электроэнергию на период до 2020 г. проводился ИНЭИ РАН. При этом рассматривались четыре сценария, два из них соответствуют умеренным и оптимистическим прогнозами социально-экономического развития страны, разработанными МЭРТ РФ на 2007-2009 гг. (август 2006 г.) - сценарии У1 и О1, и еще два разработанных на их базе сценария - У2 и О2 - предполагают рост цен на энергоносители более высокими темпами, обеспечивающими необходимое финансирование инвестиционных программ отраслей ТЭК.

Более высокие цены на энергоносители снижают темпы роста практически всех макроэкономических показателей относительно соответствующих значений базовых вариантов. Однако это снижение нельзя назвать значимым. В период с 2005 г. по 2020 г. реальный прирост ВВП снижается с 106% в варианте У1 до 103% в варианте У2 и с 163% в варианте О1 до 161% в варианте О2. С другой стороны, из-за роста капвложений в энергетику увеличивается итоговый прирост инвестиций в экономике: за прогнозные пятнадцать лет прирост валового накопления основного капитала для варианта У2 составил 170% против 168% в варианте У1. В варианте О2 этот прирост составил 333% по сравнению с 328% в варианте О1.

Таблица 3. Динамика оптовых цен на энергоресурсы в двух сценариях (темп роста, %)

2007

2008

2009

2010

Базовый сценарий

Природный газ

115

114

113

112

Электроэнергия

110

109

108

Уголь энергетический

102

107

106

Сценарий конкурентных цен

Природный газ

124

125

124

Электроэнергия

115

114

Уголь энергетический

110

109

Хотя опережающий рост цен на энергоносители влечет за собой усиление инфляции, разница в расчётных значениях индекса потребительских цен между умеренными вариантами У2 и У1, а также между оптимистическими вариантами О2 и О1 не превышает 1 проц. пункта. Уровень жизни населения растет, но его динамика несколько снижается, разница между соответствующими вариантами в годовых темпах роста доходов населения в среднем составит менее 0,3 проц. пункта.

Переход к более форсированному удорожанию энергоносителей в вариантах У2 и О2 приводит к небольшому замедлению развития почти всех производственных отраслей экономики. Исключение составляют отрасли инвестиционного комплекса, чьё развитие ускорилось из-за увеличения совокупного роста инвестиций в стране. Наиболее существенно удорожание энергоносителей замедляет развитие энергоёмких отраслей комплекса конструкционных материалов. В варианте О2 на всём прогнозном периоде доля комплекса в ВВП оказывается ниже значения 2006 г. Основной причиной этого является увеличение доли затрат на потребляемые энергоносители в себестоимости продукции отраслей комплекса. Однако абсолютные значения рентабельности энергоёмких отраслей остаются на достаточно высоком уровне. В целом же разница между базовыми вариантами и вариантами конкурентных цен оказывает значительно меньшее влияние на развитие экономики, нежели различия в сценарных траекториях мировых цен нефти и газа между оптимистическим и умеренным сценариями МЭРТ РФ.

Таким образом, результаты расчетов ИНЭИ РАН показывают, что российская экономика в целом и большинство производственных отраслей в отдельности проявляют слабую чувствительность к переходу от планируемых правительством темпов удорожания энергоносителей к темпам, обеспечивающим необходимые инвестиции в ТЭК. Несмотря на то, что прогнозы ЦМАКП и ИНЭИ РАН делались на разный период и для разной динамики цен на энергоносители (расчеты ИНЭИ предполагают более быстрый рост цен), результаты расчетов обеих организаций говорят о том, что в принципе сценарий конкурентных цен на энергоносители является экономически приемлемым, а для уменьшения его негативных последствий в отдельных секторах экономики необходимо повышать эффективность использования факторов производства - производительности труда и энергоэффективности.

Рассмотренные макроэкономические эффекты являются следствием высокой энергоемкости и газоемкости экономики России. Поэтому, в любом случае, необходима переориентация энергопотребляющих секторов на экономически рациональное использование энергоресурсов, экономики других стран раньше решили эту проблему.

Политика искусственного сдерживания цен на электроэнергию и газ ради сдерживания инфляции (базовый сценарий) имеет обратную сторону. При такой ценовой политике невозможно не только строить новые, но и модернизировать действующие энергетические мощности, испытывающие инвестиционный голод. Несомненно, компании имеют резервы для сокращения затрат за счет повышения качества управления, но в условиях опережающего роста спроса на электроэнергию, удовлетворить его можно только за счет аккумулирования в энергетике большого инвестиционного потенциала. К тому же, изношенные фонды энергетики таят угрозу техногенных аварий. Деваться некуда, выбирать придется из двух вариантов временного ограничения темпов роста ВВП: либо за счет ускорения инфляции менее одного процентного пункта при активном инвестировании в энергетику, либо за счет дефицита энергомощностей при более низком уровне инфляции. Первый вариант предпочтительнее, в то время как второй вариант сдерживания инфляции загоняет все проблемы вглубь, что неизбежно скажется через несколько лет, когда все равно придется реализовывать первый вариант, но в гораздо менее благоприятных условиях.

Рост цен на энергоносители помимо всего прочего станет стимулом для более широкого применения угля в электроэнергетике. Влияние развития собственно угольной энергетики на макроэкономическую ситуацию сложно отделить от последствий повышения цен на газ и электроэнергию, поскольку это является необходимым импульсом для ее развития. Угольные компании, которые видят ситуацию изнутри, говорят о существенном мультипликативном эффекте от развития угольной генерации для смежных отраслей, включая машиностроение, стройкомплекс и транспорт, а также для социальной сферы, проблемы в которой известны всем. В.П. Пономарев: В 2008 г. заканчиваются последние транши из бюджета по социальной поддержке угольщиков. В этой ситуации, если начнет расти угольный рынок, для угольных регионов появится возможность самостоятельно решать свои социальные проблемы.

Вариант конкурентных цен топлива создает необходимые условия для начала Второй угольной волны .

Ковынев Е.Н., Кулагин Р.Н.,
Кандидаты технических наук
Косулин Г.А., Панасов Б.В.,
инженер по информационным технологиям Шеломенцев Д.А.
ЗАО «НПО «Ветротехника»

При современных темпах удорожания топливных ресурсов Земли проблема использования возобновляемых источников энергии становится все более актуальной и характеризует энергетическую и экономическую независимости государства.

Из возобновляемых источников энергии наиболее эффективной является ветроэнергия, хотя ее использование связано с определенными климатическими условиями. Ветер является одним из наиболее мощных энергетических источников и может быть утилизирован в народном хозяйстве в значительно больших масштабах, чем в настоящее время. Потенциальные возможности использования энергии ветра практически неограниченны в большинстве зон. Однако эти возможности постоянно меняются в зависимости от совершенствования технических средств.

В настоящее время в мире функционирует более 40000 ветроэлектрических агрегатов, суммарная мощность которых превышает 73900 МВт (по данным Всемирной Ветроэнергетической Ассоциации WWEA а 2006 год). Мировыми лидерами являются компании: Vestas (Дания), General Electric (США), Nordex (Германия).

Диапазон мощностей современных ветроэлектрических станций (ВЭС) имеет пределы от сотен ватт до нескольких мегаватт.

Мировая практика показывает, что темпы роста количества ветроэлектростанций увеличиваются ежегодно на 20-30 %. По мнению аналитиков, и в течение ближайших нескольких лет суммарная по миру мощность ветряных электростанций будет увеличиваться с указанной скоростью; этот рост будет происходить за счет реализации новых проектов. Эффективное использование ВЭС наиболее привлекательно, так как не нарушается природный баланс энергии на планете и одновременно используется безотходная, экологически чистая технология производства энергии для различных целей: заряд аккумуляторов и накопление электроэнергии, энергоснабжение различных объектов и удаленных муниципальных образований (освещение улиц, отопление зданий, домов, ферм, электрификация полевых станов и зернохранилищ, пастбищ, пасек и др.), а также подача электроэнергии в сети централизованного электроснабжения.

В настоящее время доля ветроэнергетики в энергобалансе Европы составляет примерно 5,5 %, а к 2010 году должна достигнуть 12%. По оценкам промышленных экспертов, многие страны, включая США, Канаду, Великобританию, Германию, Австрию и Данию, легко могли бы обеспечивать 20-40% своих потребностей в электроэнергии за счет ветряных турбин. В этих странах развитию ветроэнергетики уделяется особое внимание, причем на государственном уровне с инвестициями, позитивной банковской и налоговой политикой, поощряющей это важное направление энергопроизводства.

Технический потенциал ветровой энергии России оценивается свыше 50000 миллиардов кВт ч/год. Экономический потенциал составляет примерно 260 миллиардов кВтч/год, то есть около 30% производства электроэнергии всеми электростанциями России. Однако в России возможности ветроэнергетики до настоящего времени остаются практически не реализованными, ввиду инерционного отношения, субъективных оценок приоритетов невозобновляемого добываемого ископаемого топлива в экстенсивном режиме. Консервативное отношение к современным реалиям и перспективному развитию топливно-энергетического комплекса практически тормозит эффективное внедрение ветроэнергетики, особенно в Северных районах России, а также в степной зоне Южного Федерального Округа, и в частности в Волгоградской области.

В нашем регионе в свое время делались попытки эксплуатации ВЭС мощностью 4 кВт Астраханского завода «Ветроэнергомаш». Такие ВЭС способны вырабатывать электроэнергию только при номинальной скорости ветра. Например: на базе отдыха «Бакалда», в Суровикинском районе (АЗС «Лукойл» на автотрассе Волгоград – Ростов), в Городищенском районе (автотрасса «Волгоград – Москва») и другие.

Недостаточное внимание к возобновляемым источникам электроэнергии в условиях роста тарифов в Волгоградской области не способствует объективной оценке преимущества ВЭС и ускорению их внедрения.

Следует отметить, что первые попытки использования зарубежных ветроэлектростанций также не дали ожидаемого результата. Примерами этому может служить опыт эксплуатации трех немецких ветроэлектростанций (Дубовский район, г. Волгоград, молочный завод №3). Из-за высокой стоимости этих ветроагрегатов и сервисного обслуживания их использование оказалось малоэффективным, так как сервисное обслуживание ВЭС иностранными специалистами требует на 1 человека 1200 Евро в сутки.

С другой стороны, эксплуатация ветроустановок Астраханского завода в пределах Волгоградской области показала необходимость модернизации их механической части и электрической системы для обеспечения автономного и стабильного электроснабжения объектов в период штиля.

С целью эффективного использования энергии ветра в г. Волгограде было создано специализированное научно-производственное объединение ЗАО «НПО «Ветротехника».

ЗАО «НПО «Ветротехника» разрабатывает автономные ветроэлектрические станции А-ВЭС-ВТ мощностью от 1 кВт до 2 МВт, предназначенные для электроснабжения частных хозяйств и промышленных предприятий. Компоновка А-ВЭС-ВТ представлена на рисунке 1.

Рисунок 1

Ветроэлектрическую станцию можно разделить на две основные части: ветроэлектроагрегат (ВЭА) и электрическую систему (СЭ). В состав СЭ входят следующие элементы:

- выпрямитель 1;

- аккумуляторная батарея 2 (АБ);

- трёхфазный инвертор напряжения 3 (500/380 В);

- анемометр с цифровым выходом 4;

- контроллер типа «Zelio»;

- щитовые приборы;

- магнитные пускатели.

Базовая модель А-ВЭС-ВТ работает по принципу накопления электроэнергии в аккумуляторной батарее (АБ), вырабатываемой генератором и выпрямляемой выпрямителем, с последующим преобразованием инвертором постоянного тока в переменный 380/220 В, частотой 50 Гц. Это позволяет исключить «провалы» выходного напряжения при колебании скорости ветра, резервировать электрическую энергию с дальнейшим ее использованием в период безветрия, а также предоставлять потребителю нормированную по напряжению и частоте электрическую энергию независимо от текущей скорости ветра. Управление режимами работы А-ВЭС-ВТ (пуск, торможение, заряд АБ) осуществляется автоматически с помощью микропроцессорной системы и сигналов датчика скорости ветра (анемометра). Основные технические характеристики А-ВЭС-ВТ сведены в таблицу 1.

Таблица 1 – Основные технические характеристики А-ВЭС-ВТ

ВЭС/параметр

Мощность генератора, кВт

Энергоемкость АБ, кВт ч

Диаметр ветроколеса, м

Высота башни, м

А-ВЭС-ВТ-4-20

А-ВЭС-ВТ-8-39

А-ВЭС-ВТ-16-84

А-ВЭС-ВТ-30-150

150

А-ВЭС-ВТ-60-300

300

А-ВЭС-ВТ-100-500

100

500

А-ВЭС-ВТ-200-1000

200

1000

А-ВЭС-ВТ-315-1600

315

1600

А-ВЭС-ВТ-500-2500

500

2500

Примечание:

минимальная (стартовая) скорость ветра – 3 м/с;

максимальная рабочая скорость ветра – 25 м/с;

номинальная рабочая скорость ветра – 8 10 м/с.

Особенностями А-ВЭС-ВТ являются:

v инновационные технические решения, защищенные патентами, к которым относятся способ параметрической стабилизации частоты вращения ветроколеса и способ инвертирования постоянного напряжения аккумуляторной батареи, обеспечивающие высокие показатели электроэнергии, подаваемой потребителю;

v возможность применения А-ВЭС-ВТ для подачи электроэнергии в сети централизованного электроснабжения;

v применение, в основном, отечественной серийной комплектации;

v сравнительно низкая стоимость обслуживания и эксплуатации оборудования;

v техническое сопровождение поставляемой продукции и обучение обслуживающего персонала заказчика.

С целью оптимизации выработки электроэнергии расчет необходимой емкости АБ, назначение мощности электрогенератора и габаритных параметров ветроэлектростанции производятся с учетом ветровой характеристики района эксплуатации А-ВЭС, максимальной потребляемой мощности и годового характера ее изменения. Это дает возможность существенно увеличить коэффициент использования А-ВЭС. Может решаться и обратная задача: исходя из финансовых возможностей заказчика, выбирается необходимая установленная мощность А-ВЭС и подбирается район ее эксплуатации с максимальным коэффициентом использования.

Опыт разработки и эксплуатации автономной ВЭС мощностью 50 кВт в условиях севера показал, что наиболее важными вопросами являются: обеспечение необходимой прочности сварных швов элементов металлоконструкции и защитно-декоративных покрытий, обеспечение надежности передачи электроэнергии через токоприемное устройство, торможение ветроколеса при буревой скорости ветра, повышение долговечности ветроколес, применение необслуживаемых аккумуляторных батарей и получение синусоидальной формы выходного напряжения с помощью инвертора.

В настоящее время ЗАО «НПО «Ветротехника» осуществляет авторский надзор за пилотным образцом А-ВЭС-50 на Полярном Урале и работает по договорам в районах Крайнего Севера (полуостров Ямал — А-ВЭС-ВТ-30). Планируется установка А-ВЭС-ВТ на Таймыре, Курильских островах, в Якутии. Кроме того, ЗАО «НПО «Ветротехника» ведёт переговоры на международном уровне с заинтересованными партнёрами Китая, Тайваня, Мальты, а также с Казахстаном, Арменией и Республикой Беларусь.

Однако, несмотря на современный уровень изготовления и апробации автономных ВЭС волгоградского производства – местный рынок практически находится в застое, несмотря на повышенный интерес к нашей ветротехнике в сельском хозяйстве.

В связи с этим, для эффективного внедрения А-ВЭС-ВТ в Волгоградской области, особенно в сельской местности, необходима упрощенная система кредитования потенциальных заказчиков для реализации национальных программ развития и освоения альтернативных источников электроэнергии. Такими заказчиками на наш взгляд могут быть частные коттеджи, базы отдыха, крестьянские и фермерские хозяйства и промышленные предприятия. Необходимо отметить, что применение А-ВЭС-ВТ на промышленных предприятиях позволяет резервировать электроэнергию, а затем использовать ее для питания оборудования в пиковых режимах энергопотребления.

Кроме того, применение А-ВЭС-ВТ на опасных объектах нефтегазодобывающего и нефтехимического комплексов, может обеспечить непрерывность технологического процесса производства с обязательным электроснабжением по 1 категории от трех источников (ЛЭП, дизель-генератор, автономная А-ВЭС-ВТ). В перспективе А-ВЭС-ВТ- приоритетны и быстроокупаемы на нефтепромыслах для энергоснабжения кустов и малодебитных нефтяных скважин, что позволит продлить их рентабельную эксплуатацию с высокими технико-экономическими показателями.

Перспективной задачей ЗАО «НПО «Ветротехника» является создание локальных сетей, объединяющих группу А-ВЭС в единый энергокомплекс, мощностью в несколько мегаватт. Первоочередными объектами для размещения подобного комплекса могут быть следующие промышленные площадки Волгоградской области: Ергенинские горы в Кировском районе г. Волгограда, поселок Гумрак, Палассовский район, а также другие регионы страны, обладающие высоким ветроэнергетическим потенциалом.

Вывоз строительного мусора контейнерами и газелями: ознакомиться, быстро и качественно

Энергетический анализ - основа ц.
Голая россия.
Водосчетчики.
Номер.
Нефть может достичь $175 из-за политических причин.

Главная страница -> Переработка мусора

Реклама