Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ выполнения действующих программ развития ТЭК и предложения по совершенствованию из разработки 13
2. Основные направления развития ТЭК регионов и повышения надежности энергоснабжения 27
2.1. Топливоснабжение 31
2.1.1. Местные месторождения угля 33
2.1.2. Местные месторождения природного газа 34
2.1.3. Нефтяные и нефтегазовые месторождения малой мощности 35
2.2. Теплоснабжение 38
2.2.1. Проблемы существующей системы теплоснабжения . 38
2.2.2. Состояние теплоиспользования в жилищно-коммунальном секторе 41
2.2.3. Направления реконструкции систем теплоснабжения 45
2.3. Электроснабжение 48
2.4. Газификация населенных пунктов 54
2.5. Энергосбережение 58
2.5.1. Основные направления энергосбережения в регионах 58
2.5.2. Возможности энергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве 60
3. STRONG Обоснование коммерческой эффективности проектов энергоснабжения
малых городов и населенных пунктов STRONG 64
3.1. Анализ коммерческой эффективности проектов теплоснабжения 68
3.1.1. Реконструкция централизованных систем теплоснабжения 70
3.1.2. Создание децентрализованных систем теплоснабжения 71
3.1.3. Пофакторный анализ вариантов децентрализованного теплоснабжения 74
3.2. Сравнение коммерческой эффективности проектов децентрализованного тепло-электроснабжения 80
3.3. Коммерческая эффективность газификации населенных пунктов 86
3.4. Эффективность энергосбережения в системах теплоснабжения городов и населенных пунктах. 101
3.5. Эффективность внедрения котлов на твердом топливе в системы децентрализованного теплоснабжения 111
4. Организационные механизмы реализации региональных энергетических программ 114
Заключение 121
Литература
- Местные месторождения природного газа
- Состояние теплоиспользования в жилищно-коммунальном секторе
- Реконструкция централизованных систем теплоснабжения
- Сравнение коммерческой эффективности проектов децентрализованного тепло-электроснабжения
Местные месторождения природного газа
На основании полученных данных можно сказать, что программы выполняются неудовлетворительно. Их анализ позволяет выделить основные причины невыполнения программ, которые представлены ниже.
1. Главная причина - отсутствие финансирования. Объемы финансирования закладывались в программы без принятия решений по бюджетному финансированию, о выделении кредитов, без соглашений с конкретными инвестиционными компаниями. Поэтому объемы финансирования выглядят как пожелания к финансирующим органам и надежда привлечь зарубежных или отечественных инвесторов к участию в проектах (около 70% средств предполагалось получить из внебюджетных источников, причем эти источники не определены).
2. При разработке программ предполагалось, что начатые ранее проекты (до момента составления программ) будут продолжены и завершены в намечавшиеся ранее сроки. Действительно, только эти проекты и продолжали выполняться в 1996-1999 гг. Однако бюджетное финансирование было резко сокращено по сравнению с принятыми ранее решениями, поэтому выполнение одних проектов растянулось на более длительный период, других - было приостановлено (строительство Калмыцкой ВЭС, парогазовой электростанции в г.Элиста, Краснодарской и Харанорской ГРЭС, расширение Читинской ТЭЦ-1 и др.).
3. Проекты, представленные в программах, не имеют документации и бизнес-планов. Поэтому на новые проекты, предполагавшие привлечение акционерного капитала, инвесторов не нашлось. Примером является строительство Новороссийской ТЭЦ (300 МВт), Чагоянской ГЭС (125 МВт) в Амурской области, Томской ТЭЦ-3 (700 МВт), Омской ТЭЦ-6 (ПТУ - 450 МВт) и др. Не проработано техническое решение проекта добычи 6 млрд.м3 метана из угольных пластов Кемеровской области. Вместе с тем, некоторые проекты в связи с улучшением конъюнктуры нефтяного рынка начали осуществляться. В частности, с 1999 г. нефтяные компании активно включились в реконструкцию нефтеперерабатывающих заводов (например, НК «Роснефть» стала вкладывать средства в реконструкцию Краснодарского НПЗ и НПЗ Комсомольска-на-Амуре).
4. Реализация некоторых проектов впоследствии признана экономически неэффективной (строительство Брянской ГРЭС). Из-за ошибок в проекте было законсервировано строительство мини-НПЗ с годовой мощностью 300 тыс.т в г.Мирный (Якутия).
Неэффективными оказались проекты строительства шахт «Чульмаканская» и «Денисовская» в Якутии, реконструкции шахты «Долинская» в Сахалинской области и Холбольджинского угольного разреза в Бурятии.
Медленное освоение ряда проектов по увеличению производства угля связано с отсутствием рынка сбыта продукции (завершение строительства Мугунского угольного разреза в Иркутской области, расширение разреза Тал-Юрях (III очередь), строительство разреза «Поисковый» в Приморском крае, на котором из-за низкого качества углей в 1998-1999 гг. добычи угля не было).
5. Существенные недоработки формирования самих программ. В них нет не только технико-экономических показателей проектов, но часто формулировки даны в настолько общей форме, что непонятна сущность проекта. Так, в Республике Хакасия и Красноярском крае на период 1997-2005 гг. предусмотрены капиталовложения в Саяно Шушенскую ГЭС, отличающиеся более чем в 10 раз, даже без указания, для чего они предусматриваются. Аналогично, в Республике Калмыкия капиталовложения предусмотрены на «развитие нефтеперерабатывающего комплекса». 6. Анализ выполнения программ показывает, что с увеличением доли федерального бюджета в финансировании проектов выполнение программ ухудшается (средства из федерального бюджета практически не выделяются). Лучше других осуществляются проекты, непосредственно связанные с жизнеобеспечением населения и изначально ориентированные не на федеральный бюджет, а на средства региональных бюджетов. К ним относятся проекты газификации, которые по результатам отчета за период 1996-1998 гг. были выполнены в среднем на 54% от намеченного на этот период физического объема работ.
7. Экономическая ситуация в стране нестабильна, меняются и возможности финансирования программ из бюджетов разных уровней. В соответствии с реальным финансированием необходимо осуществлять мониторинг программ, включая их коррекцию в соответствии с фактическим состоянием. Никаких упоминаний по этому поводу в программах нет. В мировой практике повсеместно используются программные средства управления проектами, которые следует внедрять в практику реализации программ развития ТЭК регионов.
8. На региональном уровне нет организационной структуры, которая была бы ответственна за выполнение программы. Формальное утверждение программ на уровне глав администраций не является достаточным, поскольку источники финансирования не подведомственны региональной администрации. Для выполнения программ необходимо организовать специальные инвестиционные компании на уровне субъектов РФ. Их функции - консолидация выделяемых на программы средств, привлечение акционеров, разработка бизнес-планов, строительство и выполнение всех свойственных инвестиционным компаниям функций.
Состояние теплоиспользования в жилищно-коммунальном секторе
Причем, в регионах с относительно небольшим расходом топлива цены значительно выше средних по стране. Так, в Мурманской области цены на уголь достигают 1000 руб./т (2.5 тыс.руб. в ценах полезной энергии). Причины такого положения известны: рынок сбыта поделен многочисленными перекупщиками топлива. Добиться снижения потребительских цен возможно, если на уровне субъектов РФ организовать централизованную поставку топлива в регион с последующей поставкой его потребителям в соответствии с предварительными заявками. Иными словами, обеспечение региона энергоресурсами должно осуществляться на основе контрактов, заключаемых администрацией субъектов РФ с топливоснабжающими компаниями и с потребителями топлива, функционирующими на территории субъекта федерации. Для этого администрации придется возродить службы, отвечающие за топливоснабжение, и работать с производителями и потребителями топлива на контрактных условиях. Потребители в этом случае будут иметь дело не с перепродавцами, а только с администрацией.
Надежность топливоснабжения может быть в некоторых регионах повышена путем разработки местных источников топлива при условии работы их на нужды региона. Как правило, это будут низкорентабельные месторождения, поскольку высокорентабельные уже осваиваются. Разработка таких месторождений, как будет показано ниже, может быть экономически оправданной, если они будут привязаны к конкретным потребителям и войдут в единый хозяйственный комплекс, включающий все стадии: от добычи топлива до производства и продажи тепла и (или) электроэнергии (следует отметить, что тенденция слияния нефтегазового и электроэнергетического бизнеса, даже в крупных фирмах, распространяется во многих энергоемких регионах мира). В этом случае котельные и электростанции будут получать топливо по себестоимости, которая может быть значительно ниже потребительских цен в регионе. Изложенный подход можно было использовать в Дальневосточном регионе и избежать закрытия «нерентабельных» угольных месторождений, а возможно и предотвратить энергетический кризис в регионе зимой 2000 г.
Если цена 1 т угля калорийностью 3500 ккал/кг для потребителя составляет 500 руб., то для местного угля калорийностью 1800 ккал/кг предельное значение себестоимости составит около 200 руб. Это достаточно высокие значения, если учесть, что фактическая себестоимость добычи обычно не превышает 100 руб./т. Перспективным направлением использования низкокачественных углей является сжигание их в котлах с топками кипящего слоя (КС) [8, 19, 23, 29, 42, 108], которые могут быть установлены в системах теплоснабжения. Особенностью их использования в жилой застройке являются низкие токсичные выбросы, в частности NOx, как следствие низкотемпературного сжигания угля. Такие котлы могут устанавливаться вместо газовых. В этом случае высвободившийся газ может использоваться для газификации населенных пунктов. В котлах с топками КС вместе с углем могут сжигаться и твердые бытовые отходы. Для миллионного города они могут сократить расход традиционных видов топлива на 60-80 тыс.т у.т. в год. Среди местных источников топлива наиболее распространенным видом топлива является биомасса, представленная в городах бытовыми отходами, в сельской местности - отходами животноводства, растениеводства, лесозаготовок. Особенность состоит в том, что биогаз является попутным продуктом переработки отходов, и его прогнозная количественная оценка зависит от того, насколько жесткими будут ограничения на загрязнения водоемов и земельных угодий.
Местные месторождения природного газа.
В таблице 2.2 приведены характеристики газовых месторождений для двух субъектов РФ: Волгоградской и Саратовской областей (по данным ООО «Объединенная нефтегазовая компания»). Стоимостные данные недостаточно представительны, поскольку не учитывают затраты на транспорт газа до потребителей. Несмотря на то, что по некоторым месторождениям себестоимость добычи газа выше, чем на крупных промыслах в газовой промышленности, небольшие расстояния до потребителей позволяют ожидать, что себестоимость газа у потребителя может быть в 2-4 раза ниже цены газа в регионе. Поэтому при создании единых комплексов: добыча газа -производство энергии - поставка ее потребителям, добыча такого газа для местных нужд будет иметь высокие экономические показатели.
Данные таблицы 2.2 показывают, что разработка местных месторождений природного газа может рассматриваться одним из факторов повышения надежности топливоснабжения.
Газ, высвободившийся в результате разработки местных месторождений, может быть использован для дальнейшего развития газификации в регионе. Таблица 2.2
Характеристики газовых месторождений Поволжья Наименование месторождений Запасы Дебит,млн.м3 /год Себестоимость добычи, руб./тыс. м3 Удельные кап. вложения, руб./тыс.м3 в год Потребление газа вЖКХ,млн. м % газа из малыхме-сторождений млрд.м3 лет Волгоградская обл.: 102 2000 5 1. Щербаковское 1.4 48 29.2 45.6 860 2.Южно-Кисловское 1.85 26 73.0 103 970 Саратовская обл.: 317 2400 13 1. Павловское 2.0 31 65.7 54.3 610 2. Восточно-Рыбушинское 1.4 26 54.8 59.2 550 3. Краснокутское 0.8 15 54.8 69.2 370 4. Ждановское 1.8 33 54.8 72 920 5. Коптевское 1.75 29 61.3 77.3 820 6. Спортивное 0.37 15 25.6 128.5 790 2.1.3. Нефтяные и нефтегазовые месторождения малой мощности.
Образование хозяйственных комплексов для экономически эффективного вовлечения малых топливных месторождений для решения региональных энергетических проблем применимо и для нефтяных месторождений. При этом рядом с этими месторождениями могут устанавливаться небольшие нефтеперегонные установки (мини-НПЗ), которые будут производить продукты в объемах, представленных в таблице 2.3 (по данным ООО «Объединенная нефтегазовая компания»).
Реконструкция централизованных систем теплоснабжения
За рубежом, особенно в энергодефицитных странах, большое внимание уделяется нетрадиционной энергетике [47, 54, 109]. Электростанции на возобновляемых источниках (гео-ТЭС и малые ГЭС) имеют значение для небольшого числа субъектов РФ, а их эффективность определяется мощностью энергоисточника и удаленностью от потребителя. Утвержденные запасы пароводяной смеси Курильско-Камчатской зоны достаточны для работы гео-ТЭС мощностью 200 МВт. Перспективными районами являются также Южный и Сибирский федеральные округа.
К малым ГЭС принято относить электростанции не превышающие 30 МВт. По данным Минэнерго РФ их общий потенциал составляет порядка 200 млрд.кВт.ч в год. Ареал возможного распространения малых ГЭС более обширен. Наиболее перспективны районы Восточной Сибири, Дальнего Востока и Северного Кавказа. Среди объектов, предлагаемых к внедрению до 2010 г. в региональных программах: каскад малых ГЭС на р.Быстрой общей мощностью 45.2 МВт, каскад Зеленчукских ГЭС мощностью 80 МВт для электроснабжения труднодоступных горных районов в Карачаево-Черкессии, Ачалукская ГЭС мощностью 8 МВт в Ингушетии, каскад ГЭС нар.Малка, мощностью 35
В северных и приравненных к ним районах страны основой энергетики являются энергоисточники, использующие в больших объемах привозное жидкое топливо и уголь. Топливо перевозится на расстояния, измеряемые тысячами километров с многократными перегрузками, осложненными климатическими условиями и сезонным характером завоза. В результате цена топлива в этих районах возрастет в несколько раз и негативно повлияет на социально-экономическое развитие северных территорий.
Государственным органам приходится постоянно отслеживать завоз топлива, который осложняется частной собственностью на добываемое топливо. В Федеральном бюджете северный завоз является заметной расходной статьей.
Наиболее значительные потребители энергии расположены по берегам морских заливов и крупных рек. В этой связи перспективными являются предложения по энергообеспечению потребителей от плавучих атомных электростанций малой мощности. Они позволяют: - ослабить зависимость от завоза органического топлива, подверженного влиянию цен, политической и экономической ситуации в стране, сократить объемы завозимого топлива, - повысить надежность энергоснабжения, - создать условия для рентабельного развития производства, прежде всего обеспечивающего нужды населения (пищевая промышленность, выращивание овощей в теплицах), - уменьшить загрязняющие выбросы от сжигания органического топлива.
По данным «Росэнергоатома» наибольшей степенью готовности к широкому применению являются проекты плавучих АТЭС малой мощности [24] на базе хорошо себя зарекомендовавших энергетических установок для ледокольного флота. Преимущество плавучих электростанций по сравнению со стационарными состоит в высоком качестве изготовления и капитального ремонта в заводских условиях, сокращение сроков строительства и финансовых затрат, возможность базирования в любом прибрежном районе, упрощается снятие с эксплуатации. Экономические показатели установки характеризуются следующими ориентировочными данными: - проектная мощность при номинальном теплофикационном режиме составляет 70 МВт электрической и 50 Гкал/час тепловой энергии, - капитальные затраты, отнесенные на 1 МВт электрической мощности составят около 1.8 млн.долл. Для обеспечения такой выработки энергии при раздельной схеме энергоснабжения необходимо завезти 230 тыс.т у.т. При средней цене топлива на месте потребления 100-150 долл./т у.т., только за счет топливной составляющей затраты на создание плавучих АТЭС окупятся за 5-7 лет.
Фактический срок окупаемости будет еще ниже благодаря сопутствующему развитию производства и улучшению социальной сферы.
При такой высокой эффективности использования плавучих АТЭС государство должно изыскать средства для финансирования таких энергоустановок. Региональные администрации также должны приложить усилия к реализации таких процессов, что будет способствовать экономическому и социальному развитию северных территорий.
Ведутся работы по следующим проектам. Проект «Севмаш» в г.Северодвинск Архангельской области. Минатом РФ принял решение о начале строительства. 30.11.2000 г. был подписан приказ №739 «О реализации Проекта строительства головной атомной теплоэлектростанции малой мощности на базе плавучего энергетического блока с реакторными установками КЛТ-40С в г.Северодвинске Архангельской области». Срок окончания составляет 5 лет, с учетом монтажа, пуско-наладочных работ и опытно-промышленной эксплуатации в течение одного года. Для разработки ТЭО был использован проект «Певек» г.Певек Чукотского АО. Проект был включен в ФЦП «Топливо и энергия» [82], разработано обоснование инвестиций, которое прошло необходимые экспертизы. Однако, в связи с высокими рисками неплатежей за отпущенную энергию, до нормализации финансово-экономического состояния в Чаун-Бидибинском энергоузле работы по проекту «Певек» приостановлены. Кроме того, разработана и подписана декларация о намерениях по проекту «Вилючинск» г.Вилючинск Камчатской области.
Сравнение коммерческой эффективности проектов децентрализованного тепло-электроснабжения
Как указывалось выше (раздел 2.5.2), в жилищно-коммунальном хозяйстве регионов основными объектами энергосбережения являются генерация, транспорт и потребление энергии.
Одним из способов снижения потерь тепла в тепловых сетях может стать создание систем децентрализованного теплоснабжения. Эффективность проектов внедрения таких систем была представлены выше в разделе 3.1.2.
Потери тепла в помещениях можно снизить путем установки стеклопакетов, современной водоразборной арматуры, счетчиков воды, регуляторов расхода тепла. В расчетах коммерческой эффективности энергосбережения в зданиях принято: - удельные капиталовложения в стеклопакеты составляют 13 долл./м2 жилой площади (стоимость стеклопакета принята 200 долл., одно окно приходится на 15 м2 здания), возможное снижение потерь тепла - 0.12 Гкал/м2 в год; - количество вентилей для ручного регулирования температуры в помещениях определяется числом окон в помещении (в среднем 1 на 15м2), а затраты на 1 кран с установкой принимаются 5 долл./шт. (в современных ценах около 150 руб.). В пересчете на 1 м2 зданий это составит 0.3 долл./м2, возможное снижение потерь тепла - 0.03 Гкал/м2 в год; - на квартиру требуется 2 крана и одно душевое устройство; с учетом установки современной качественной запорной арматуры затраты составят порядка 3 долл./м2 жилой площади, возможное снижение потерь тепла - 0.021 Гкал/м2 в год.
Снижение потребляемой тепловой мощности позволяет уменьшить установочную тепловую мощность котельных. Соответствующий расчет представлен в таблице 3.9. Снижение капиталовложений в теплогенерирующее оборудование по сравнению с вариантом без энергосбережения составит до 70%, и для 50-тысячного города уменьшаться с 94 до 28 млн.руб.
Капиталовложения в энергосбережение более значительны (таблица 3.10) и для приведенных выше коммерческих цен составляют для города с населением 50 тыс.чел. более 470 млн.руб., т.е. более чем в 15 раз превысят затраты в теплогенерирующие мощности.
Результаты расчетов коммерческой эффективности для населенного пункта численностью населения 50 тыс.чел. (Приложение 2, табл.20) показывают, что большие затраты в энергосбережение вдвое увеличивают срок окупаемости суммарных по проекту капиталовложений (13 лет) по сравнению с проектом децентрализованного теплоснабжения без энергосберегающих мероприятий. Более того, даже на 15-летнем горизонте планирования варианты по чистому доходу при увеличении цены газа до 1200 руб./тыс.м3 не уравниваются (рис.3.13). Причина состоит в том, что стоимость оборудования, используемого для энергосбережения, близка к мировому уровню цен, в то же время внутренние цены на топливо значительно ниже мировых; хотя уровень цен на топливо будет повышаться, дисбаланс в еще сохранится. Хотя удвоение цены газа уже существенно повлияет на сроки окупаемости, они сократятся в 2 раза.
Годы с начала реализации проекта установка и подсоединение генераторов теплоты к внугридомовым сетям то же, с дополнительными мерами по экономии тепла Цифры на графике - цена на газ, руб./тыс.м Рис.3.13. Сравнение коммерческой эффективности вариантов капиталовложений в систему децентрализованного теплоснабжения Численность населения - 50000 чел. 107 Эффективность энергосбережения для инвестора может быть повышена, если привлечь средства населения для частичного финансирования мероприятий по энергосбережению. Если 40% затрат возьмет на себя население, то чистый доход в варианте с энергосбережением превысит базовый уже через 6-8 лет (рис.3.14). Основанием для привлечения средств населения может быть улучшение бытовых условий: регулируемая температура в помещениях, отсутствие сквозняков, улучшенный дизайн. Привлечение средств может быть простимулировано повышенной платой за теплоснабжение тех квартир, жильцы которых не приняли участие в финансировании мер по энергосбережению (исключая население с низким уровнем дохода). Более быстрый рост чистого дохода для варианта с энергосбережением приведет к тому, что через 9-10 лет от начала строительства он начнет превышать базовый вариант, ограниченный только реконструкцией системы теплоснабжения.
Другой подход основывается на создании в регионе хозяйственного комплекса, обеспечивающего эффективное энергоснабжение потребителей. Такой комплекс мог бы включать производственную базу для строительства и обслуживания основных объектов энергоснабжения: газификация региона, сооружение теплогенераторов и подключение к ним потребителей, производство и установка стеклопакетов и несложных деталей. В такой комплекс могли бы войти также существующие в регионе производственные мощности для изготовления котельного оборудования, теплосчетчиков и пр. Особенность такого хозяйственного комплекса состоит в том, что он монополизирует рынок сбыта своей продукции путем создания наиболее приемлемых для администрации и населения формы оказания услуг. Сокращение циклов купли-продажи значительно удешевляет сами услуги и позволяет окупить большую часть затрат стоимостью сэкономленных энергоносителей.
