Возможностях участия кредитных организаций в реализации проектов малой энергетики

Работа добавлена: 2017-01-19

Возможностях участия кредитных организаций в реализации проектов малой энергетики на http://mirrorref.ru

Возможностях участия кредитных организаций в реализации проектов малой энергетики

Ларина Л.И. председатель Правления ЗАО «Газэнергопромбанк»

Ежегодный международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи»

Уважаемые участники Конгресса!

В своем выступлении я хотела бы остановиться на вопросах, связанных с развитием малой энергетики. Считаю важным определить те моменты, которые мешают ее развитию и постараться оценить роль банковских структур в реализации проектов по повышению энергоэффективности и энергосбережению.

Вводные положения и базовые определения

Довольно распространенная точка зрения, что «малая» энергетика является синонимом «изолированной», «автономной» энергетики, обеспечивающей потребности в электричестве там, где отсутствуют централизованные сети. Еще она ассоциируется с так называемой «альтернативной» энергетикой — ветряными, солнечными, приливными и другими станциями. В принципе альтернативную генерацию тоже можно отнести к малой энергетике, но ее доля в этом секторе в России на сегодняшний день ничтожно мала. Это инновации будущего. Специалисты определяют малую энергетику как энергетику с низкой установленной мощностью генерирующих станций — это установки с мощностью до 10-25 МВт, работающие на 2-х основных видах топлива — дизельном топливе и газе. В настоящее время малая энергетика занимает примерно 7-8% в общей структуре электроэнергетики России.

Среди основных преимуществ малой энергетики:

  • близость к потребителю энергии,
  • повышение надежности энергоснабжения в случае аварий,
  • удешевление потребляемой энергии (сокращение затрат на топливо и отсутствие потерь, связанных с транспортировкой энергии, которые в тарифах большой энергетики составляют существенную часть),
  • значительно меньшие сроки строительства и окупаемости по сравнению с крупными ГЭС или ТЭЦ.

Все, что сейчас происходит с микроэнергетикой, очень напоминает историю становления и развития мобильной связи. В свое время и энергетика, и телефония традиционно были основаны на эксплуатации дорогостоящей и протяженной инфраструктуры, что автоматически превращало производителей в естественных монополистов. Но, как и в случае с телекоммуникациями, подобное обстоятельство только вредило развитию энергетики. Поэтому бурное развитие микроэнергетики фактически означает, что естественная монополия, представляющая собой систему энергостанций, линий электропередач и теплотрасс, сегодня больше уже не является единственным возможным источником производства энергии.

Но неверно считать малую энергетику и полной альтернативой централизованной энергетике, что является весьма расхожим заблуждением. Безусловно, центральные электростанции останутся главным источником электроэнергии в ближайшем будущем. Но ресурсы малой энергетики, тем не менее, могут дополнять централизованное электроснабжение увеличением выработки электричества для конечного потребителя.

Почему, на мой взгляд, эти вопросы столь актуальны сегодня и для России? Среди факторов, определяющих резкий рост рынка автономных источников тепла и электроэнергии в России, я бы выделила прежде всего:

  • реформу ЖКХ (особенно критическое состояние систем отопления);
  • серьезный износ основных фондов РАО ЕЭС (по оценкам специалистов, от 60 до 70% генерирующих мощностей большой энергетики выработали установленный срок эксплуатации);
  • курс на ускоренное развитие газификации, естественным продолжением и дополнением к которой могла бы стать малая энергетика;
  • планируемое вступление России в ВТО, которое поставит во главу угла вопросы энергосбережения.

Сегодня малая энергетика развивается как способ повышения энергоэффективности промышленных и коммунальных предприятий. Вместе с ростом тарифов одно из традиционных конкурентных преимуществ отечественной индустрии — относительно низкие цены на энергию — постепенно уходит в прошлое. Экономика страны быстро интегрируется в мировой рынок, что делает невозможным поддержание в течение длительного времени значительной разности цен на энергию между внутренним и внешним рынками. В то же время без накопления инвестиционного потенциала в энергетике эта разность очень скоро превратится в фактор, сдерживающий развитие национального хозяйства.

Несмотря на заявления властей о том, что в ближайшие 3 года рост энерготарифов не будет превышать роста инфляции, большинство специалистов уверено в том, что цены на энергию обгонят инфляцию. По их мнению, как тепло, так и электроэнергия в ближайшие годы могут подорожать в 2-3 раза.

Российская энергетика находится на пороге коренных изменений:

ожидается, что с осени начнет работу новый оптовый рынок электроэнергии,

будут внесены изменения на законодательном уровне, в т.ч. введен в действие Закон о мало энергетике,

с 1 января 2007 года начнется постепенная 5-15% либерализация торговли электроэнергией. С выходом постановления откроются новые перспективы для развития малой энергетики, т.к. либерализация цен, выведенных из-под регулируемых тарифов, простимулирует нормальное ценообразование и даст инвестиционный сигнал экономике.

Таким образом, повышение энергоэффективности становится одной из важнейших задач как для промышленности, так и для системы ЖКХ. Особенно если учесть, что в ряде отраслей доля энергозатрат составляет от 15 до 40% себестоимости продукции (без учета стоимости сырья и материалов), а в отдельных случаях достигает 75%.

Малая энергетика как самостоятельный бизнес

Малая энергетика сегодня — это новый и быстро растущий сектор экономики, способный привлекать серьезные инвестиции. Проекты в области мини-энергетики (в отличие от большой) быстро окупаются. Малые ТЭЦ и ТЭС сегодня дают достаточно дешевую энергию и тепло, практически не зависят от внешних изношенных сетей, так как оборудование устанавливается непосредственно у потребителя, сводя затраты по транспортировке тепла и электроэнергии к минимуму. Они способны кардинально улучшать качество тепло- и электроснабжения в стране.

Уверена, что развитие этого направления энергетики является государственной задачей с точки зрения экономики и для решения социальных проблем. Но здесь, как и во многих других сферах, реакция властей значительно отстает от нужд бизнеса. Для создания благоприятного инвестиционного климата в этой области необходимо в первую очередь решить проблему дискриминационного подключения объектов малой энергетики к централизованной системе энергоснабжения.

Сегодня практика такова, что, несмотря на существование определенной законодательной базы, энергосети при подключении объектов малой энергетики выставляют им непомерные требования — выдаются такие техусловия, что выполнить их практически невозможно. Энергетические компании ведут себя таким образом, потому что не хотят иметь конкурентов — им выгодно оставлять у себя покупателей электроэнергии, но, с другой стороны, они сами часто не могут обеспечить надлежащий уровень электроснабжения.

Бороться с волюнтаризмом большой энергетики можно лишь одним способом — более четко прописать в законе условия подключения независимых производителей энергии к централизованной сети. Что, в свою очередь, позволит малой энергетике не просто стать одним из способов повышения энергоэффективности компаний, но превратиться в перспективный самостоятельный бизнес.

При правильном подходе, реализация проектов, связанных с развитием малой энергетики, обеспечивает соблюдение интересов и федеральных и местных властей, и отечественных и зарубежных производителей энергетического оборудования, и строительно-монтажных организаций, и научных коллективов, и финансовых структур. А это уже хорошая основа для прочного и взаимовыгодного сотрудничества.

Для инвесторов и банкиров крайне важным преимуществом объектов малой энергетики по сравнению с крупными энергетическими мощностями является значительное (более чем в 3 раза) сокращение продолжительности инвестиционного цикла.

Во всем мире электроэнергетическая отрасль считается достаточно привлекательной для вложения капитала и привлечения инвестиций. Однако при сегодняшнем многообразии точек зрения о путях обновления и развития электроэнергетики и коммунального хозяйства инвесторам, желающим вложить средства, очень трудно определиться, какое направление наиболее эффективно и гарантированно обеспечивает быстрый возврат средств.

Каковы же приоритеты в развитии малой энергетики. На мой взгляд, можно выделить 3 основных направления:

1. Строительство сравнительно маломощных электростанций будет в первую очередь вестись в местах, где уже наблюдается острый дефицит генерирующих мощностей или он в ближайшие годы возникнет, но протянуть туда дополнительные линии электропередач или магистральных газопроводов нецелесообразно либо невозможно. Справочно. Сейчас в России около 10 млн. человек живут без централизованного энергоснабжения, примерно 50-70% территории страны не охвачено им — прежде всего регионы Сибири и зауральского севера, малообжитые и труднодоступные местности.

2. Крупные города. ПО сути, любые города обязательно должны иметь собственные генерирующие независимые энергомощности хотя бы как резервные источники питания для социально значимых и стратегически важных объектов — больниц, роддомов, школ, военных частей и т.д. на случаи аварий или перебоев с центральным энергоснабжением. (вспомним блэк-аут в Москве в мае 2005 года).

3. Российские предприятия также постепенно переходят на локальные источники энергии. Собственные источники энергии дают возможность российским предприятиям не зависеть от монополистов, зачастую стремящихся переложить на потребителя свои затраты — включая потери в сети, льготы для населения и многое другое.

Казалось бы, по сравнению с агрегатами, используемыми в большой энергетике, машины малой энергетики не способны работать с высокой эффективностью, а значит, давать экономическую отдачу. Однако, как утверждает большинство руководителей предприятий, обзаведшихся генерирующими мощностями, производство собственной электроэнергии и тепла им обходится дешевле, чем покупка у энергокомпаний. И дело здесь не только в сохраняющейся практике перекрестного субсидирования и низкой эффективности большой энергетики, но прежде всего — в более рациональном использовании отходов, имеющихся у предприятий. При производстве электроэнергии на мощностях РАО, по меньшей мере половину ее себестоимости составляют расходы на топливо. Если же использовать избыточную энергию пара, которая в противном случае терялась бы, то для производства электроэнергии, не требуется дополнительного топлива, а значит, нет издержек на его покупку.

Кроме того, коэффициент использования топлива на современных мини-ТЭЦ почти в 1,5 раза выше, чем в тех энергосистемах, где энергия вырабатывается на морально и физически устаревшем оборудовании. Более того, сейчас в мировой энергетике наметился тренд на уменьшение единичной мощности проектируемых энергоблоков. Современные технологии позволяют добиваться максимальной эффективности энергоустановок не за счет увеличения их размеров, а благодаря применению новых конструкторских и научных разработок.

Решать проблемы малой энергетики своими силами начали многие крупные российские предприятия — металлургические, машиностроительные, нефтяные и др. компании вводят собственные генерирующие мощности.

1. Типичным примером является реализация программы по снижению потребления сторонней энергии на предприятиях, входящих в корпорацию «Илим Палп». Как известно, в процессе деревопереработки образуются отходы, которые вполне можно использовать как топливо. Установка отопительных котлов для сжигания коры и опилок на Усть-Илимском лесопромышленном комплексе позволила полностью отказаться от закупок теплоэнергии.

2. За счет ввода в строй в 2002 году газовой утилизационной бескомпрессорной турбины, работающей на доменном газе, «Северстали» удалось значительно снизить объем покупной электроэнергии. Сейчас на металлургическом комбинате доля собственной электроэнергии в общей структуре потребления составляет порядка 35%, а через несколько лет составит до 50%.

3. Но даже этот показатель выглядит скромно по сравнению с тем, чего удалось добиться уральским металлургическим предприятиям. «Мечел» обеспечен электроэнергией своего производства на 80-85%, а Магнитогорский металлургический комбинат — практически полностью.

4. Старейшей из газопоршневых мини-ТЭЦ в нашей стране можно считать энергоблок «Мострансгаза», функционирующий в режиме тригенерации. Автономный энергетический блок, используя природный газ, обеспечивает электрической, тепловой и охлаждающей энергией в течение всего года Деловой центр «Мострансгаза» площадью 105 тыс.м2 вот уже более 9 лет.

Роль банковских структур

Однако далеко не все предприятия могут решить эти проблемы самостоятельно, и чаще всего возникает необходимость в налаживании взаимодействия предприятий, банков и местных властей. В таких случаях более целесообразным и удобным способом реализации проектов малой энергетики становятся различные кредитные линии и лизинговые схемы с участием наших зарубежных партнеров. На практике именно банки по своей природе фокусируют усилия по созданию такого рода двусторонних и многосторонних проектов и накапливают соответствующий опыт и знания. Безусловно, при прочих равных условиях в любой стране предпочтение отдается отечественным производителям, и опыт Газпрома, создавшего российский национальный центр по газотранспортному и газотурбинному машиностроению и вложившего в его развитие солидные средства, — положительный пример прихода мощной энергетической компании на этот рынок. В результате сегодня мы имеем вполне конкурентоспособные газотурбинные электростанции малой и средней мощности, разработанные и выпускаемые пермским НПО «Искра» по техническому заданию Газпрома.

В то же время необходимо использовать технологии энергосбережения, накопленные за последние десятилетия в странах Европейского союза. Кстати, малая энергетика в странах Евросоюза получает существенные налоговые льготы или поддерживается прямыми платежами из бюджета, а производители традиционных видов энергии платят «экологические платежи», идущие на дотацию перспективных видов энергоустановок. Недавний саммит Россия — ЕС (Сочи, 25 мая 2006 г.) показал, что в развитии Энергодиалога Россия — ЕС есть значительные перспективы. Наша нынешняя задача — наполнить конкретным содержанием потенциал сотрудничества со странами Европейского союза не только на уровне мегапроектов типа Североевропейского газопровода, но и на уровне малого и среднего бизнеса. Преимущества такого рода международного сотрудничества заключаются прежде всего в сбалансированности интересов сторон, удобных и надежных финансовых схемах, в комплексном наборе (пакете) финансовых услуг, относительно низких ставках в привлечении кредитных ресурсов. Весьма удобны для предприятий и лизинговые схемы на 5-7 лет, которые в среднем на 10% дешевле кредитов из-за ускоренной амортизации расходов и возможности включения их в себестоимость. Крупные банки и экспортно-кредитные агентства Германии, Италии, Нидерландов, Чехии, а также Европейский банк реконструкции и развития активно кредитуют российские проекты по повышению энергоэффективности и энергосбережению.

На примере «Газэнергопромбанка»

Несмотря на кажущуюся простоту процессов производства и потребления тепла, опыт показывает, что у нас крайне мало специалистов, достаточно глубоко разбирающихся в вопросах выработки и потребления электрической и тепловой энергии. Поэтому в большинстве случаев решения принимаются без учета объективных законов природы, физики и экономики.

Поэтому, рассматривая в банке инвестиционные проекты, связанные малой энергетикой, мы на самом раннем этапе оцениваем все, начиная с самой концепции объекта:

1. Приоритеты, величины нагрузок (их суточный, месячный, годовой график), т.к. схема привязки энергетических модулей к тепловым, электрическим и газовым сетям зависит от особенностей существующих котельных и планируемых режимов эксплуатации ГПА.

2. Оцениваем реальный верхний предел себестоимости электроэнергии.

3. При выборе поставщика оборудования важно знать, есть ли у него сервисная служба в данном регионе. Необходимо заранее решить, где и как будет обучен ремонтный персонал. Наличие собственной ремонтно-эксплуатационной службы значительно облегчает и удешевляет не только эксплуатацию, но и проведение регламентного и аварийного ремонта.

4. Кроме того, станция, спроектированная, смонтированная «под ключ» и введенная в строй проверенными проектно-монтажной и пусконаладочной организациями, надежнее и легче в эксплуатации, чем построенная «по частям».

В настоящее время большинство клиентов нашего банка, реализуя проекты в области малой энергетики, предпочитают оборудование зарубежных производителей. И для того чтобы снизить риски неплатежей и неисполнения обязательств, нашим клиентам проще всего работать по документарным формам расчетов с использованием инструментов торгового финансирования. При этом они получают ряд преимуществ:

  • прежде всего высокую рентабельность внешнеторговой сделки за счет существенного снижения затрат на кредитование в иностранной валюте — до 10% годовых,
  • а также дополнительную экономию оборотных средств, необходимую для финансирования сделки.

При таких схемах отсутствует кредитный риск авансового платежа и существует возможность контроля валютного риска, так как дата платежа определена в момент получения товара. Кроме того, деньги на счет поставщика перечисляются только после получения предприятием-импортером отгрузочных документов, что, безусловно, снижает риск неисполнения сделки. Как правило, для импортера предусматривается получение отсрочки платежа на срок от 3 месяцев до 3 лет. Преимуществом является и то, что аккредитивы и гарантии подтверждаются первоклассными мировыми банками.

Пока западные кредиторы очень осторожны и не всегда готовы осуществлять сделки по финансированию торговых и производственных проектов в России самостоятельно, особенно на региональном уровне. Поэтому Газэнергопромбанк часто выступает и консультантом, и посредником для отечественных компаний, которые заинтересованы в «дешевых» и «длинных» ресурсах.

В настоящее время Газэнергопромбанк финансирует импортные поставки практически из любой страны мира. Причем банк берет на себя весь анализ проекта, сопровождает сделки, открывает документарный аккредитив или выпускает гарантии, которые позволяют получить финансирование от иностранного банка. И самое главное — разработанные программы финансирования отвечают реальным кредитным потребностям клиентов.

В заключении хотелось бы отметить, что малая энергетика — это новый и быстро растущий сектор экономики, для развития которого требуются серьезные инвестиции. Проекты в области малой энергетики окупаются зачастую быстрее, чем за 5 лет. При использовании современного оборудования можно получать достаточно дешевую энергию и тепло, и при этом потребитель практически не зависит от внешних, сильно изношенных сетей, так как оборудование устанавливается непосредственно у него, сводя затраты по транспортировке тепла и электроэнергии к минимуму. Малая энергетика способна кардинально улучшить качество энергоснабжения.

Подчеркну еще раз, что малая энергетика является не альтернативой, а лишь дополнением к большой энергетике. Только дополняемое сосуществование 2-х энергетик обеспечит большую энергетическую безопасность и повысит эффективность развития энергетических систем.

Очень надеюсь, что по мнения и рекомендации участников Конгресса будут учтены при формировании государственной политики в области малой энергетики и будут способствовать активизации принятия Закона о малой энергетике.

Человечеству в последнее время постоянно не хватает энергии. С другой стороны, оно в буквальном смысле купается в ней. Так, например, для удовлетворения своих энергетических потребностей человечеству достаточно утилизировать всего 5% КПД солнечной энергии, падающей на 0,13% поверхности земного шара. И, тем не менее, энергии не хватает. Именно поэтому производство энергии является серьезным бизнесом.

В последнее время мы наблюдаем взрывной интерес к проблематике малой энергетики во всем мире: использование установок малой энергетики как дополнение к централизованному энергоснабжению становится все более массовым и популярным, хотя по сравнению с нашими европейскими партнерами мы здесь далеко позади: ее доля в общей выработке электричества в России колеблется в районе всего 1% против, например, 25% в Италии или 60% в Швеции.

Микроэнергетика — раздел энергетики, связанной с производством энергии при помощи компактных маломощных (от нескольких ватт до киловатт) источников различной природы: солнечные батареи, ветрогенераторы, водородные элементы и газовые микротурбины, т.е. маломощные генераторы электричества. Однако с учетом технических и экономических аспектов современной энергетики термин «микроэнергетика» необходимо трактовать более широко, рассматривая не только проблемы генерации электричества, но также и проблемы генерации тепла (когенерация) и холода (тригенерация).

Когенерация представляет собой высокоэффективное использование первичного источника энергии — газа, для получения двух форм полезной энергии — тепловой и электрической. Главное преимущество когенератора перед обычными теплоэлектростанциями состоит в том, что преобразование энергии здесь происходит с большей эффективностью. Иными словами, система когенерации позволяет использовать то тепло, которое обычно просто теряется. При этом снижается потребность в покупной энергии на величину вырабатываемых тепловой и электрической энергии, что способствует уменьшению производственных расходов. Применение когенератора сокращает расходы на энергообеспечение приблизительно на 100$/кВт установленной электрической мощности когенератора.

Когенераторные установки более экологичны (требуется меньше топлива для производства такого же количества энергии) и более экономичны при удачной разработке проекта (инвестиции на закупку и монтаж КУ постепенно окупятся за счет производства более дешевой электроэнергии).

Едва общество привыкло к понятию когенерация и конструкторы начали оснащать котельные когенерационными установками, появилось новое понятие, к которому мы еще не совсем привыкли — тригенерация. B переводе это значит комбинированное производство электричества, тепла и холода. С технологической точки зрения имеется в виду соединение когенерационной установки с абсорбционной охладительной установкой.

Это является выгодным с точки зрения эксплуатации когенерационной установки, т.к. дает возможность утилизации тепла и летом, вне отопительного сезона, и этим продлить время работы установки в течение всего года. Именно снижение возможности утилизации тепла когенерационных установок летом вело к внедрению установок с более низкой мощностью. Если удастся изменить тепло на холод, то ничего не мешает тому, чтобы установки работали на полную мощность и летом. Произведeнный холод может использоваться в системах кондиционирования — в банках, гостиницах, торговых центрах, больницах, стадионах и т.п.

Проблема исторического кризиса энергоэффективности отечественной экономики имеет относительно экономное решение. Как в промышленности, так и в коммунальном секторе есть масса узких мест, ликвидация которых, при сравнительно низких объемах вложений, способна обеспечить весьма высокую отдачу. В частности, за счет потенциала малой энергетики. По данным бывшего Минэнерго РФ, сейчас на децентрализованных котельных в России производится почти 30% тепловой энергии. По мнению специалистов, как минимум две трети из них могут быть использованы не только для выработки тепла, но при определенном дооснащении и для производства электроэнергии. При этом, в отличие от большой энергетики, строительство установок малой мощности (0,5-25 МВт) не требует сверхвысоких капитальных вложений, имеет относительно небольшой срок ввода в эксплуатацию, а расходы на их строительство порой окупаются за 2-4 года.

При выработке электроэнергии доля газа в топливном балансе страны сегодня составляет 65 процентов, а в коммунальном хозяйстве — 600 млн. Гкал тепла в год производят 68 тысяч котельных, как правило, работающих на газе. И пока цена газа будет самой низкой, какие бы форумы ни собирали угольщики или нефтепереработчики, как бы ни пытались включить административный ресурс, рыночный механизм будет делать свое дело — все потребители топлива попытаются максимально использовать газ. С другой стороны, газ не только самое дешевое, но и самое чистое сырье, поэтому даже при сегодняшних (и будущих в перспективе) требованиях экологов газ еще долго будет превалировать и его доля будет только расти.

Другой вопрос: насколько эффективно используется потенциал этого невозобновляемого, очень ценного качественного сырья в энергетике и коммунальном хозяйстве? Если ответить на поставленный вопрос с точки зрения котельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительный. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94 процентов. Если котельные агрегаты коммунального хозяйства также поддерживаются на хорошем, уровне, то КПД их может быть не хуже этого показателя. А сторонники и лобби так называемых крышных котельных (как правило, очень современных, автоматизированных и т. д.) могут привести такой непробиваемый аргумент: на их оборудовании КПД может составить более 100 процентов. И это в самом деле может быть.

А если еще вспомнить о потерях тепла при транспортировке по магистральным и межквартальным трубопроводам, да еще учесть объем работ по их строительству и содержанию, то вроде бы становится очевидным, что при техперевооружении и обновлении коммунального хозяйства «крышным» и местным котельным нет альтернативы. Почему же тогда во многих промышленно развитых (и не только) странах в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов?

Вот тут-то стоит вспомнить, что газ у нас сжигается не только для выработки тепла для коммунальных нужд. Еще больше его сжигается в топках котлов электростанций. Известно, что КПД конденсационного цикла на наших ТЭС составляет всего от 23 до максимум. 40 процентов. Существующая паротурбинная технология такова, что остальное тепло просто выбрасывается. Это не только расточительство, это еще и тепловое загрязнение окружающей среды.

Но, как известно, безвыходных ситуации не бывает. Выход, оказывается, есть, и он давно известен. Более того, в этом деле Советский Союз был первым, кто нашел эффективное решение проблемы, и до сих пор мы пользуемся его плодами. Оно заключается в широком применении ТЭЦ, где определенная часть пара не доходит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется потребителю. При этом КПД использования потенциала газа достигает 90 и более процентов. Почему же тогда вся электроэнергия не вырабатывается по такой схеме? Беда в том, что даже в нашей холодной стране нет потребителей для такого количества тепла. Положение еще более усугубляется тем, что в последнее время из-за несовершенства тарифов и непринятия необходимых мер со стороны государства и регулирующих органов даже этот рынок тепла для ТЭЦ существенно сужается из-за строительства собственных теплоисточников со стороны потребителей.

Энергосистема Республики Башкортостан, занимающая второе место после Москвы по количеству вырабатываемого тепла, всего 25, в лучшие годы — 30 процентов электроэнергии вырабатывает по когенерации (если по-другому — по теплофикационному циклу). Что же тогда говорить о других регионах?

Что же нужно предпринять, чтобы потенциал газа на наших ТЭС использовался не на 25-35%, а хотя бы на 80-90% процентов? Вернусь к проблемам коммунальной энергетики, где также в больших объемах сжигается газообразное топливо. В этой отрасли потребители тепла есть и всегда будут, несмотря ни на какие кризисные явления в экономике, так почему бы не вырабатывать электроэнергию на этом рынке тепла? Выгода от этого очевидна: полезной продукции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться столько же, сколько и раньше, но газа при этом сжигаться будет в полтора раза меньше, причем экологические и экономические потери сводятся к минимуму. Но для этого коммунальщики должны перейти на совершенно другой уровень технологий, они обязаны начать строить электростанции и вырабатывать не только тепловую, но и электрическую энергию.

Пусть не обижаются работники ЖКХ, но эта сфера сегодня, думается, не готова и не способна воспринять и реализовать идею повышения эффективности использования энергии. В существующих условиях легче доказывать необходимость повышения цен на энергоресурсы, чем заниматься новыми технологиями. Если удается покупать тепловую энергию у энергетиков по 60 рублей за Гкал и перепродавать конечным потребителям за 600 и более рублей, зачем же заниматься поиском инвестиций и внедрением новых технологий для снижения себестоимости продукции? Да и муниципалитетам при грядущей ликвидации дотаций населению выгоднее забыть об энергосбережении.

Тогда энергетики должны изменить свою психологию (отголоски гигантомании живы до сих пор) и, наступив на горло своего самолюбия, заняться так называемыми мелкими проблемами коммунальной энергетики. Профессионально они для этого давно подготовлены и способны на это.

Если до сих пор электроэнергия на ТЭС вырабатывалась только по паротурбинной технологии, то сегодня уже используются новые технологии, когда рабочим телом цикла является не только пар, а и непосредственно само топливо, в частности газ. Такой подход с успехом используется в газотурбинных установках и газопоршневых агрегатах, где коэффициент использования потенциала газа доходит до 80-90 процентов. Не вдаваясь в тонкости происходящих термодинамических процессов при производстве энергии по разным технологиям, важно отметить принципиальные отличия этих направлений. Выработка электроэнергии по традиционней паротурбинной технологии начинается при температуре рабочего тела порядка 500-550°С, а по технологии, где рабочим телом является само топливо, — уже при температурах порядка 1300-1500°С, а когда в котлах, сжигая газ (с температурой горения около 2000°С), получают сетевую воду с температурой 70-130°С, с точки зрения возможностей газа можно считать, что гора родила мышь.

Следует подчеркнуть, что рабочее тело — газы после ГТУ и ГПА — еще способно не только нагреть сетевую воду до 100-150°С, но и вырабатывать пар с температурой около 500-550°С. А вот как использовать энергию пара с температурой 30°С, как это сегодня имеет место на всех ТЭС с конденсаторами — это уже вопрос. В результате огромное количество тепла, высвобождаемое при конденсации этого пара, сейчас просто выбрасывается с циркуляционной (охлаждающей) водой. Чтобы свести такие потери к минимуму, во многих странах прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. С точки зрения термодинамики можно считать верхом безграмотности и расточительства то, что рядом с магистральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, вырастают самые современные автоматизированные котельные, сжигающие газообразное топливо.

На ситуацию влияют и наши парадоксальные тарифы. Пока реалии таковы, что технология сама по себе, тарифы сами по себе. А надо бы, чтобы передовые технологии способствовали снижению тарифов, а тарифы в свою очередь стимулировали внедрение новых технологий.

Разумеется, решение многих из названных проблем органически связано с капитальным строительством и, в частности, с его стоимостью. Когда говорят о ПГУ, то в голову сразу приходят блоки огромной мощности. Чтобы построить блок ПГУ-450 МВт, необходимо иметь инвестиции в размере от 250 до 500 млн. долларов США. Срок окупаемости этих блоков при нынешних тарифах составляет 15-20 лет. В прессе появилось сообщение, что удельная стоимость ПГУ-450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более 1600 долларов США. Следовательно, стоимость блока уже превышает 700 млн. долларов. Время строительства таких блоков составляет до десятка лет.

А сколько у нас в стране электростанций, которые, отработав расчетный ресурс, ждут своей участи: быть или не быть? Если такими темпами будет идти строительство новых станций, страна скоро вообще может остаться без генерирующих мощностей. Представляется весьма привлекательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: смонтировать несколько газовых турбин достаточной мощности, чтобы котлы-утилизаторы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие ресурс) газовые котлы. А остальная схема — паропроводы, паровая турбина, генератор, водоподготовка и электрическая часть — использовалась бы по их прямому назначению, не требуя новых капитальных затрат.

Мировой опыт показывает, что в этом случае удельная стоимость надстройки существующих ТЭС газотурбинными установками составит от 400 до 600 долларов на кВт. Первые надстройки ГТУ отопительных котельных обошлись меньше 400 долларов на кВт. Значит, последующие установки после начала их серийного производства и превращения этих проектов в типовые должны стать еще дешевле.

Самое замечательное в этой схеме заключается в том, что такая надстройка позволяет снизить температуру и давление пара для оставшейся части ТЭС практически без ущерба для кпд обновленной электростанции. А снижение давления и особенно температуры пара позволяет намного увеличить оставшийся ресурс работы старого оборудования.

Следует добавить, что надстройка существующих ТЭС или котельных занимает меньше года. Абсолютные затраты на такую надстройку по карману отдельным предприятиям и даже частным лицам, так как вводимая мощность может колебаться от 1 до 100 МВт.

Если в отдаленной перспективе проблема стареющих ТЭС, сжигающих газ, может быть решена таким образом, то как быть с многочисленными коммунальными котельными?

Что же делать? На мой взгляд, при обновлении котельных коммунального хозяйства ни в коем случае нельзя менять старые котлы на котлы нового образца, пусть даже со 100-процентным КПД. В третьем тысячелетии при использовании газа как топлива при производстве электрической и тепловой энергии вода и пар как рабочее тело должны уступить место газу и продуктам его сгорания. Нужно рядом с этой котельной устанавливать или ГТУ, или ГПА в качестве надстройки. Конкретно, что устанавливать — ГТУ или ГПА — зависит от удельной стоимости оборудования и от количества отпускаемого котельной тепла.

У противников централизованного теплоснабжения на вооружении имеется «железный» аргумент: мол, при транспортировке тепла от источника до потребителя теряется до 20-30 процентов тепловой энергии. И, кроме того, это еще постоянное рытье дорог и улиц, и отлучение потребителей от горячей воды при проведении ремонтных работ на теплотрассах, и т. д. Что на это можно возразить? КОГЕНЕРАЦИЯ базируется на объективных законах природы, а они, как известно, не зависят ни от воли, ни от желаний человека. Потери тепла при транспортировке и частота ремонтов теплотрасс — это уже чисто человеческий фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ, поддержание каналов и теплосетевого хозяйства на должном уровне — все это находится во власти и в пределах возможностей человека.

Это первый контраргумент, а второй заключается в следующем. Даже при самом высоком уровне потерь в тепловых сетях (25-30%) они все же в два раза ниже, чем потери в конденсаторах тепловых электростанций.

И наконец, важно подчеркнуть, что КОГЕНЕРАЦИЯ и централизованное теплоснабжение — это не одно и то же. Имеющиеся сети помогают развитию когенерации, но было бы совершенно неразумно тянуть магистральные трубопроводы, чтобы доставить тепло нескольким домам за городом. А вот рядом с теми же домами электро- и теплоэнергия могут производиться комбинированным способом и без схемы централизованного теплоснабжения. Сегодня такие микроТЭЦ уже существуют. Значит, КОГЕНЕРАЦИЯ может развиваться и без схемы централизованного теплоснабжения, важно, чтобы газ не горел в топках котлов исключительно для выработки тепла.

Не отвергая важность строительства блоков ПГУ, следует подчеркнуть, что 100 ГТУ-ТЭЦ мощностью по 4,5 МВт потребуют, в раза 3-4 меньше капитальных вложений и примерно в два раза меньше эксплуатационных расходов при выработке электроэнергии, чем один блок ПГУ-450 МВт. 100 установок, разбросанных по региону, — это еще и отсутствие необходимости строительства новых линий и электроподстанций, доставляющих энергию потребителям от одного блока. Это, кроме всего прочего, высочайшая надежность и устойчивость энергосистемы и сетей. (11 сентября в США и чеченская война у нас, природные катаклизмы — все это заставляет не забывать об этом.) То же самое можно сказать и об экологии.

Предстоящая реформа электроэнергетической отрасли страны по проекту РАО «ЕЭС России» предусматривает делегирование некоторых важнейших функций энергообеспечения местной администрации. Проблемы обеспечения тепловой энергией потребителей всех рангов уж точно станут проблемами нуждающихся в ней: промышленных предприятий и региональных властей. При грамотной постановке дела местные власти могут оказаться в большом выигрыше. Сегодня наиболее эффективно функционирующие крупнейшие ГЭС и ГРЭС РАО. «ЕЭС России» практически оставляет за собой. Но энергии этих станций для покрытия всей потребности страны не хватит, поэтому ТЭЦ регионального значения еще долго будут работать. Тепловой рынок, как правило, на все 100 процентов — прерогатива региональных властей и крупных промпредприятий. Используя возможности теплового рынка и внедряя новые технологии, местные энергоисточники имеют намного больший шанс на вытеснение энергии, поставляемой из источников РАО «ЕЭС».

Да и частным лицам есть над чем задуматься. За рубежом солидные фирмы и бытовые потребители интересуются энергоустановками очень маленькой мощности. Так, в германском городе Гера организуется производство моторгенераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой — до 13,5 кВт. Коэффициент использования теплоты топлива — 93%. Для кого они предназначены? Подобные установки с большим успехом могут быть установлены в частных загородных домах и коттеджах.

С точки зрения рассматриваемой проблемы проводимая политика газификации сельскохозяйственных районов заслуживает всяческого одобрения. Во-первых, вытесняются многочисленные электрокотельные, которые по-варварски превращали электроэнергию в тепло, хотя, сжигая газ, получать только тепло — тоже не лучший вариант. Во-вторых, в перспективе эти сети открывают прямой путь развитию малой энергетики в сельской местности со всеми преимуществами комбинированного способа выработки электро- и теплоэнергии. Со временем собственная электростанция может стать столь же привычным атрибутом нашей повседневной жизни, как им сегодня стал автомобиль.

Надо быстрее переходить на путь, который ведет к максимальному энергосбережению. Уж слишком нерачительно используем энергоресурсы и за это дорого платим, что подтверждают постоянно растущие тарифы.

Положение когенераторов на российском рынке энергоснабжения

Применение когенераторов в центральной части крупных городов позволяет эффективно дополнять рынок энергоснабжения, без реконструкции старых перегруженных сетей. При этом значительно увеличивается качество электрической и тепловой энергий. Автономная работа когенератора позволяет обеспечить потребителей электроэнергией со стабильными параметрами по частоте и по напряжению, тепловой энергией со стабильными параметрами по температуре и качественной горячей водой. В качестве потенциальных объектов для применения когенерации в России выступают промышленные производства, заводы, нефтеперерабатывающие заводы, больницы, объекты жилищной сферы, собственные нужды газоперекачивающих станций, компрессорных станций, котельных и т.д. В результате внедрения комбинированных источников возможно решение проблемы обеспечения потребителей теплом и электроэнергией без дополнительного строительства мощных линий электропередачи и теплопроводов. Приближенность источников к потребителям позволит значительно снизить потери передачи энергии и улучшить ее качество, а значит, и повысить коэффициент использования энергии природного газа.

Положение когенераторов на рынке электрической энергии

Когенераторы хорошо вписываются в электрическую схему отдельных потребителей и в электрические сети города при параллельной работе с сетью. Когенераторы покрывают недостаток генерирующих мощностей в центре городов. Появление когенераторов позволяет разгрузить электрические сети центра города, обеспечить стабильное качество электроэнергии и делает возможным подключение новых потребителей соответствующей мощности.

Конкурентный анализ российского рынка энергоснабжения

Условия, выдвигаемые поставщиками электроэнергии и тепловой энергии для подключения к электрическим и тепловым сетям, часто ведут к значительным безвозвратным расходам и даже к пересмотру этих же подключений. Удельная стоимость подключения к энергетическим сетям уже достигла, а на ряде объектов превышает, удельную стоимость когенерационной установки с одинаковыми энергетическими параметрами. Существенная разница между капитальными затратами на энергоснабжение от сетей и энергоснабжение от собственного источника заключается в том, что капитальные затраты, связанные с приобретением когенератора, возмещаются, а капитальные затраты на подключение к сетям безвозвратно теряются при передаче вновь построенных подстанций на баланс энергетических компаний.

Капитальные затраты при применении когенератора компенсируются за счет низкой себестоимости энергии в целом. Обычно полное возмещение капитальных и эксплуатационных затрат происходит после эксплуатации когенератора в течение трех-четырех лет. Более того,энергоснабжение от когенератора позволяет снизить ежегодные расходы на электро- и теплоснабжение по сравнению с энергоснабжением от энергосистем примерно на 100$ за каждый кВт номинальной электрической мощности когенератора, в том случае, когда когенератор работает в базовом режиме генерации энергии (при 100% нагрузке круглогодично). Такое возможно, когда когенератор питает нагрузку в непрерывном цикле работы или, если он работает параллельно с сетью. Последнее решение является выгодным также для электро- и тепловых сетей. Электрическая сеть будет заинтересована в подключения когенераторов к своим сетям, так как при этом она приобретает дополнительную генерирующую мощность без капитальных вложений на строительство электростанции. В таком случае энергосистема закупает дешевую электроэнергию для её последовательной реализации по более выгодному тарифу. Тепловые сети получают возможность снизить производство тепла и закупают дешевое тепло для его реализации близлежащим потребителям посредством существующих тепловых сетей.

Микроэнергетика в России

Как хорошо известно — ситуация с энергообеспечением в России в последнее время становится все более тревожной. Прежде всего, нужно признать, что действующие генерирующие мощности катастрофически дряхлеют. Так, например, к 2005 году в результате старения выбытие генерирующих мощностей составит не менее 34% от существующего уровня, а к 2010 году — 53% (т.е. более половины!). Чтобы только заменять устаревающее оборудование нужно ежегодно вводить 10 млн. кВт генерирующих мощностей, а с учетом прогнозируемого роста потребления — не менее 15 млн. кВт в год. Ввод же одного миллиона кВт требует не менее 1 млрд. долл. США! Таким образом, для поддержания и развития своей энергетики Россия обязана тратить где-то около 15 млрд. долл. США в год!

Вызывает споры и нарекания структура используемых в энергетике России энергоносителей: 44-46% — природный газ, 19-20% — уголь, 4-6% — мазут, 18-20% — гидроресурсы, 12-14% — ядерная энергия. Многие специалисты считают, что одна из главных предпосылок кризисных явлений в топливно-энергетическом комплексе России — это невозможность поддерживать добычу природного газа на достигнутом высоком уровне и, как следствие этого — необходимость значительного сокращения его подачи в электроэнергетику. Другими словами, утверждается, что в российской энергетики явно преувеличена роль природного газа. Заметим, что если в ближайшие годы произойдет уменьшение его потребления в энергетике России на 30 млрд. м3. (что, кстати, и предсказывают ведущие эксперты), то это будет соответствовать падению объемов генерации электроэнергии на 22%! Как выход из создавшегося положения предлагается срочно увеличивать долю угля, что при замене указанного объема природного газа составит дополнительно 50-60 млн. тонн угля в год. Однако последнее означает не только необходимость перепрофилирования существующих газо-мазутных ТЭС на уголь, строительство новых угольных станций, организацию дополнительных транспортных потоков, но и резкое увеличение экологического давления на атмосферу и окружающую среду.

Другие специалисты считают, что тенденция увеличения газа правильная, но ситуацию могут спасти современные парогазовые установки, поскольку их КПД в 2 раза выше, чем КПД традиционных энергоустановок. Третья группа специалистов уповают на ядерную энергетику. Однако, при этом необходимо будет построить дополнительно 16 атомных блоков мощностью по 1 000 МВт. каждый. И все они забывают (или не хотят об этом говорить), что каждое из этих решений влечет за собой появление таких экологических и социальных проблем, отдаленные негативные последствия которых окажутся во много крат серьезнее, нежели текущие выгоды.

Имеются также существенные недостатки и в топологии энергетической системы России. Напомним, что только 30% ее территории покрыто едиными энергетическими сетями. Обеспечение же энергией остальной территории осуществляется либо за счет локальных региональных энергосетей, либо за счет отдельных генерирующих мощностей, как правило, дизельных электрогенераторов. Поэтому не удивительно, что цена 1 кВт.ч в некоторых удаленных районах достигает 4 долларов. Заметим, что существующая структура энергосистемы приводит также к серьезным перекосам в демографической структуре общества (например, появление мегаполисов), к возникновению целого ряда негативных социальных и экологических проблем. Аналогично (и даже хуже) обстоят дела и в других странах СНГ.

Аналогичная ситуация и с генерацией и потреблением тепла. В России насчитывается около 700 ТЭЦ, 19 тыс. центральных тепловых пунктов и более 40 тыс. котельных, подающих тепло в жилые дома. И хотя общая протяженность теплосетей составляет 183,3 тыс. км магистральной горячей водой в России пользуются всего около 50 млн. человек, т.е. всего 35% населения. При этом более 50% теплосетей требуют серьезного капитального ремонта.

Существуют и другие хорошо известные специалистам недостатки и трудности развития энергетики России и стран СНГ, но, тем не менее, хотелось бы обратить внимание на два очень тревожных обстоятельства.

Прежде всего, хотелось бы указать на незначительную роль в российской энергетике малой энергетики и, в частности, ее раздела — микроэнергетики. Во-вторых, в российской энергетике практически сведена на нет роль альтернативных, экологически чистых источников энергии. Остановимся на этих обстоятельствах подробнее.

Не секрет, что структура энергопотребления в западных странах существенно отличается от России. Если, например, западные страны большое внимание уделяют проблеме автономного энергообеспечения различных объектов, то в России долгое время главное внимание уделялось централизованному энергоснабжению. Именно по этой причине в западных странах так хорошо развито производство малых генерирующих мощностей (от сотен ватт до мегаватт) и столь существенна роль малой энергетики в отличие от России. Правда, в последние годы и в России стали появляться производители оборудования малой энергетики. Однако, речь идет как правило о генерирующем оборудовании не менее нескольких мегаватт. Что же касается мини и особенно микроэнергетики, то на российском рынке таких производителей практически нет. Рассмотрим подробнее ситуацию с развитием микроэнергетики и альтернативных источников энергии в России.

В 2001 году согласно официальным данным в России на долю альтернативных источников энергии приходилось всего чуть более 0,16% общего энергопроизводства. Планируется, что к 2005 году доля этих источников энергии должна составить около 0,5% от общероссийского производства энергии, но эти планы вряд ли будут выполнены. С другой стороны, даже если эти цифры и будут достигнуты, то в относительных показателях это в 30 раз (а в абсолютных показателях более чем в 150 раз) меньше, чем в США. Если же проанализировать структуру производства альтернативой энергии, то картина станет еще более удручающей.

Так на 2001 год в России действовали:

  • 1 геотермальная станция мощностью 11 МВт;
  • 1500 ветрогенераторов мощностью от 0,1КВт до 16 КВт;
  • 50 микро и 300 малых гидростанций общей мощностью более 2 млрд КВт.ч;
  • 1 приливная станция мощностью 400 КВт;
  • солнечные батареи общей мощностью около 100 КВт;
  • солнечных коллекторов около 100 000 кв.м.;
  • 3000 тепловых насосов мощностью от 10 КВт до 8 МВт.

Заметим, что более половины указанных генерирующих мощностей были введены в строй еще в 70-80-е годы. Кроме того, обращает внимание мизерная доля солнечной энергии, полученной с помощью фотопреобразователей — всего 100 Квт (практически все эти мощности были введены в действие НПО “КВАНТ” в 70-е и 80-е годы). Ну и, наконец, в России полностью отсутствует правовая база для внедрения альтернативных источников энергии. Вместе с тем в последние годы Россия высказывает свое активное желание интегрироваться в мировое сообщество, в том числе и в мировую энергетическую систему. Следовательно, она будет просто вынуждена учитывать и следовать тенденциям развития последней. А как видно из вышесказанного одна из стратегических линий развития мировой энергетики — это явная ориентация на миниэнергетику и, в частности, на альтернативные источники энергии. Последние события с энергоснабжением отдельных регионов России, трудности и перебои с энергоснабжением даже в Москве и Московской области только подтверждают этот вывод.

Что есть на рынке

Сегодня в России достаточно технологических разработок и оборудования для строительства малых ТЭС и ТЭЦ. Одним из оптимальных вариантов для котельных являются паровые турбины малой и средней мощности. Часто в таких турбинах давление пара на выходе выше, чем требуется для нужд производства или коммунальной сферы. Его избыток «гасит» специальное редукторное (дроссельное) устройство. При этом на каждой тонне пара теряется от 40 до 50 кВт энергии. Установка турбины на перепаде давлений позволяет получать электроэнергию почти даром.

Такие турбины — мощностью от 400 кВт до 65 МВт — изготавливаются на Калужском турбинном заводе, входящем в концерн «Силовые машины», на Пролетарском заводе, Кировском заводе, предприятиях «Энергомашкорпорации» и ряде других. Стоимость 1 кВт, включая затраты на монтаж и наладочные работы, в зависимости от мощности турбины, составляет от 250 до 600 долларов.

При отсутствии паровой котельной или трудностях с отводом тепла от паротурбинной установки для получения электроэнергии используются двигатели внутреннего сгорания: газотурбогенераторы, а также электрогенераторы с поршневым приводом (на жидком дизельном топливе или на природном газе). При этом теплота дымовых газов с помощью котлов-утилизаторов также может применяться в производстве и для отопления.

В диапазоне малых мощностей (до 10 МВт) наибольший кпд по электричеству имеют установки с поршневым приводом. Известные дизельные и газопоршневые установки обладают большим ресурсом по сравнению с газотурбинными, а удельная стоимость капитальных вложений (на 1 кВт) — меньше. Такое оборудование, по своим эксплуатационным характеристикам пригодное для использования в энергетике, в России не производится.

Достоинствами газотурбинных установок специалисты считают их относительную компактность, а также неприхотливость в эксплуатации (по сравнению с газопоршневыми). Производство газотурбинного оборудования налажено на некоторых авиационных заводах (НПО «Сатурн», Завод им. В.Я. Климова). По сути, это авиационные двигатели, приспособленные для наземного базирования. Как отмечают специалисты, спрос на такие машины не очень велик и в основном обеспечивается «Газпромом». Остальные заказчики пока лишь присматриваются к конверсионным разработкам наших двигателестроителей.

Ежегодный международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи», «CITOGIC′2006-Томск», http://www.congress-gazprom.ru

Возможностях участия кредитных организаций в реализации проектов малой энергетики на http://mirrorref.ru

Похожие рефераты, которые будут Вам интерестны.