Российская энергетика находится сегодня на переломном этапе развития. От того, какой путь будет выбран, зависит практически вся новая энергетическая архитектура и стратегия на ближайшие тридцать лет.

К сожалению, эффективность принятия решений, которые должны носить комплексный, сбалансированный характер, упирается в ведомственную разобщенность и преобладание интересов одних переделов над другими. Из-под влияния двух полезных законов по энергоэффективности и теплоснабжению практически выведено газоснабжение. А рассматривать эти переделы без увязки в едином комплексе совершенно непродуктивно.

Меньше – не лучше

Разница между надбавкой газораспределительной организации 3-й и 4-й групп потребления, к которым у нас относят большинство котельных Калужской области, составляет свыше 200 рублей, а это практически 5% в общей структуре цены по топливной составляющей. Попробуйте техническими решениями, за счет увеличения КПД, обеспечить эту экономию. Это очень непросто. В условиях перекрестного субсидирования тарифов на газ для населения иллюзией является и выгода от поквартирных индивидуальных котлов. Цена транспортной составляющей по газу для этих котлов по трудоемкости как минимум в 2 раза выше, чем для крупного теплоисточника, а это около 1000 руб./тыс.м3.

Объективно особенно большой рост тарифа начинается на котельных с мощностью менее 3 МВт. Тариф практически удваивается. Большой потенциал энергоэффективности лежит и в изменении температурных графиков и внедрения ИТП вместо ЦТП в централизованных системах теплоснабжения.

Цена вопроса

Чтобы понять логику получения выгод для региональной экономики от когенерации, в условиях существующего нормативного окружения, приведем несколько цифр по структуре покупки энергоресурсов в 2010 году. Область закупила природного газа (как первичного энергоресурса) порядка 1,7 млрд. м3 на сумму около 6,0 млрд. руб. Покупка электроэнергии (как вторичного энергоресурса) составила 4,5 млрд. квт. час. Затраты на покупку электроэнергии составили порядка 16,0 млрд. руб.

Итого — затраты на покупку газа и электроэнергии составили около 22,0 млрд. руб. В структуре покупки затраты на транспорт, сбыт и инфраструктурные платежи по электроэнергии составили 12,6 млрд. рублей, т.е. 80%, и лишь 20% — это генерация.

Мы говорим о том, что из 3,60 коп. сложившейся покупки с внешнего рынка при организации выработки электроэнергии в когенерации по месту потребления, без выхода во внешнюю сеть, предприятие 2,7 рубля с кВт/часа получает выгоду. Кроме того, необходимо учесть, что в цене замещенной электроэнергии с ФОРЭМ вы не оплачиваете вторично транспорт газа.

Если смоделировать, что 40%, или 2,0 млрд. кВт/часов, от сложившегося годового потребления электроэнергии мы сможем эффективно выработать в комбинированном режиме по месту потребления, то валовой региональный продукт (ВРП) увеличится в ценах 2010 года порядка на 6,0 млрд. рублей (с учетом коэффициента полезного использования топлива) и распределится между потребителем и производителем. Объём инвестиций на создание мощностей (порядка 250 МВт) оценивается на уровне 7,5 млрд. рублей, которые окупятся по простому сроку окупаемости не более чем за 3-5 лет.

Необходимо понимать, что самый главный эффект от выработки электроэнергии по месту потребления заключается даже не в увеличении коэффициента полезного использования топлива, а в отсутствии транспортной составляющей, потерь и инфраструктурных платежей по замещенной электроэнергии. А транспортировка дополнительного объёма газа для выработки этого объёма электроэнергии в 7 с лишним раз дешевле её транспортировки с внешнего рынка.

Коэффициент трудоемкости

Коэффициент трудоемкости транспортной составляющей по электроэнергии в России объективно выше, чем в ряде стран Европы. Это объясняется большой территорией страны и низкой плотностью населения и концентрации производств. Для сравнения, Россия транспортирует в год 1000 ТВт/час, или 1 пета Вт, электроэнергии по сетям протяженностью 5 млн. км, а Германия — 570 ТВт/час по сетям протяженностью 1,5 млн.км. Протяженность сетей на 1 ТВт в России составляет 5000 км, а в Германии 2360 км. То есть коэффициент трудоемкости транспортной составляющей в России, на единицу энергоресурса, в 2 с лишним раза выше, чем в Германии. В Калужской области на 1 ТВт/час потребления приходится 7500 км сетей, то есть этот коэффициент в 1,5 раза выше, чем в среднем по России (протяженность сетей - 34000 км, годовое потребление — 4,5 млрд. кВт/час.), и мы его продолжаем утяжелять.

Анализ сделан без учета структуры сетей по уровням напряжения, но если учесть и этот фактор, то цифры будут еще более удручающими, так как доля сетей с низким напряжением у нас больше.

Еще раз хочется акцентировать, что этот эффект мы можем получить в валовом региональном продукте только при условии внедрения когенерации путем модернизации промышленных котельных в малые ТЭЦ, электрической мощностью не менее 500кВт и не более 25 МВт, без выхода во внешнюю сеть и при обязательной параллельной работе с внешней энергосистемой.

Ориентируемся на местности

Наглядный пример - блок-станция ОАО .Квадра., 42 МВт установленной электрической мощности на .Аромасинтез., которая является

субьектом ФОРЭМ. Какие экономические выгоды Калужская область от этого объекта получила? На наш взгляд, никаких, кроме дополнительной нагрузки на инфраструктуру и экологию.

Установленный тариф на теплоэнергию — 1064 руб./Гкал без НДС, при среднем установленном 1100 руб./Гкал на отопительных котельных региона. Тариф на генерацию - 2,09 руб./кВт/час плюс 3 рубля транспорт, сбыт и инфраструктурные платежи, то есть 5 рублей за 1 кВт/час. И как эта станция будет конкурировать на оптовом рынке электроэнергии, если цена на генерацию в крупных эффективных тепловых станциях колеблется от 30 до 80 коп./кВт/час? Тариф на генерацию по этой станции самый высокий в сравнении со всеми генераторами России - субъектами ФОРЭМ.

При этом мы практически ликвидировали большую котельную завода .Калугаприбор., которая могла бы принести региональной экономике вышеобозначенные выгоды, передав тепловой хвост этой котельной. Мы не понимаем, как инвестор будет окупать свои инвестиции на этой станции. То есть проект чисто политический.

Для сравнения, ТЭС ОАО .Кондровская бумажная компания., находящаяся не в самом хорошем техническом состоянии и работающая далеко не в оптимальном балансе. Установленный тариф на теплоэнергию — 635 руб./Гкал на 2011 г. (самый низкий в Калужской области!), себестоимость выработки электроэнергии на собственное потребление - не более 1 руб/кВт/час. И положительный вклад ее в ВРП области составляет порядка 300 млн. руб. от сложившихся внешних средних тарифов на электроэнергию и теплоэнергию. Это факт, который не требует комментариев. Кроме того, потенциал энергоэффективности этой ТЭС далеко не исчерпан.

В поисках компромисса

Теперь о конфликте интересов электросетевого комплекса и когенерационной выработки по месту потребления. Конечно же, этот процесс при сегодняшней методике ценообразования затрагивает доходную часть транспорта и сбыта электроэнергии. Так как доходная часть этих переделов формируется от объема энергоресурсов, а не как абонентная плата - в зависимости от единиц оборудования и трудоемкости их обслуживания. И эту проблему необходимо решать в рамках сбалансированной программы схем теплоснабжения, увязанных со схемами газо/электроснабжения. Учитывая то, что у нас в проекте до 2015 года заложено удвоение потребления электроэнергии, этот прирост необходимо, безболезненно для электросетевого комплекса, заместить собственной выработкой электроэнергии в комбинированном цикле. При этом мы доходную и затратную базу электросетевого комплекса, инфраструктуру которого необходимо сохранять и обновлять, оставим на достигнутом уровне. И самое главное, мы сэкономим на модернизации электросетевого комплекса. Она связана с увеличением пропускной способности сетей, а это порядка 1,5-2,0 млрд. рублей в год, которые мы, как потребители, оплачиваем в тарифе. В другом случае этот процесс будет развиваться несбалансированно, и мы, как потребители, будем нести тяжелую транспортную тарифную нагрузку по электроэнергии с внешнего рынка.

В области функционирует свыше 600 котельных — это идеальные стартовые условия для развития когенерации в конкурентной среде. Интерес для когенерации в первую очередь представляют, как мы говорили выше, производственно-отопительные котельные с присоединенной отопительной нагрузкой не менее 5 МВт и с уровнем потребления электроэнергии этим предприятием не менее 3 МВт. Это в первую очередь котельные предприятий Калуги, Обнинска, Людинова, Кондрова.

Могут рассматриваться варианты групповых потребителей электроэнергии, находящихся рядом, допустим, КЗТА и КЭМЗ, увязанных в единый топливно-энергетический баланс. В этом случае можно получить так называемый синергетический эффект.

В интересах региона

Чтобы все эти доводы узаконить, необходима комплексная технологичная региональная программа перспективного развития ТЭК области, подчиненная главной задаче — максимально обеспечить область собственной дешевой электроэнергией. Для этого надо рассмотреть все альтернативные варианты и выбрать наиболее экономически эффективные, обеспечивающие наибольший прирост ВРП и учитывающие интересы всех участников этого процесса. Эта программа станет основой для разработки инвестиционных программ с целью привлечения инвесторов. Без разработки такой программы и определения понятного алгоритма перспективы сбалансированного развития ТЭК области никого из внешних субъектов пускать в эту инфраструктуру недопустимо. Подтверждением недопустимости этого служит ряд примеров по муниципалитетам области, куда входят эти субъекты по непрозрачным схемам. Все их планы и заявления говорят о том, что они совершенно не понимают, как формируется экономика проектов по когенерации. Результатом таких проектов будут неоправданные ожидания и перекладывание проблем на потребителей. Сейчас активизируется процесс проведения энергоаудитов. Чтобы не дискредитировать эту работу, власти необходимо не монополизировать ее на уровне аффилированных структур. Тревожные сигналы по этому поводу от предприятий уже поступают.

В.И.Житов 

ООО «ГЛАВК»