// Совершенствование управления электропотреблением и вузовская подготовка. Материалы очередной ежегодной Международной научно-технической конференции "Энергосбережение. Энергооборудование. Энергопотребление" и семинара "Третья научная картина мира и проблемы электрики" (Калининград, Калининградский государственный технический университет, 8–10 февраля 2006 г.). Томск: Изд-во Том. ун-та. – 2006. – С. 7-18.

 

Заметки о калининградской энергетике

Б.И.Кудрин

Московский энергетический институт (технический университет)

Гнатюк В.И.

Калининградский государственный технический университет

 

Подводя итоги осенне-зимнего сезона 2005–2006 гг. ("Эксперт", 20–30 апреля 2006 г.), Председатель правления РАО "ЕЭС России" А.Б. Чубайс сделал вывод:

"Калининградская ТЭЦ-2. Если вы знаете, блок мы ввели 28 октября. В январе холод невероятный стоял по всей стране, а для Калининграда это было ещё тяжелее. К сожалению, возникла проблема с газом: ТЭЦ-2 в год нужно было 600 миллионов кубов газа, а реально мы получили только 400. Таким образом, станция работала с декабря не тремя турбинами, а двумя: одна паровая, одна газовая. Вместо 450 мегаватт выдавали до 200 мегаватт мощности. Так вот, абсолютно ответственно говорю: эти 200 мегаватт были востребованы в полном объёме – настолько, что если бы их не было или если бы мы ввели станцию не 28 октября, а через четыре месяца, 28 февраля, в Калининграде пришлось бы вводить ограничения на 200 мегаватт. Что это значит? Калининград сегодня вышел примерно на 600 мегаватт потребления. Из 600 мегаватт ввести ограничения на 200 мегаватт абсолютно точно означает, что ты неизбежно зацепишь больницы, детские дома, ты попадаешь почти наверняка в насосные, попадаешь в котельные. А попади при температуре минус тридцать хоть в одну котельную – получаешь мгновенно размороженные дома и районы. Мы точно получили бы там техногенную катастрофу. Проскочили почти на волоске".

Действительно, Калининградская ТЭЦ-2 – важнейший стратегический объект, главная генерирующая станция региона, обеспечивающая энергетическую самостоятельность и безопасность созданной Особой экономической зоны. Началом строительства ТЭЦ-2 считают 1990 г., когда Постановлением Совмина РСФСР от 23.04.1990 г. № 126 определена мощность 540 МВт с тремя энергоблоками по 180 МВт. В 1991 г. определены границы земельного участка. В 1994 г. было принято решение об увеличении мощности ТЭЦ-2 до 900 МВт с применением парогазовой установки. В соответствии с "Федеральной целевой программой развития Калининградской области на период до 2010 года" с 2002 г. возобновлено активное строительство, и направив в 2005 г. на окончание строительства 5,3 млрд руб. инвестиционных средств, 28 октября состоялся пуск первого энергоблока в опытно-промышленную эксплуатацию, ориентируясь на следующие общие характеристики станции.

Калининградская ТЭЦ-2 спроектирована на базе современной парогазовой технологии со сбросом отработанных газов газовых турбин в котлы-утилизаторы. Она состоит из двух энергоблоков ПГУ-450 общей электрической мощностью 900 МВт, тепловой – 680 Гкал/ч. В качестве основного и резервного топлива использует природный газ с годовым расходом 1200 млн. м3. Система контроля и управления (АСУТП) выполнена на базе програмно-технических средств TELEPERM XP-R (ТПТС51). Энергоблок ПГУ-450 состоит из двух газовых турбин ГТЭ-160 производства СП "Интертурбо" (АО "ЛМЗ" – фирма "Siemens"); одной паровой турбины Т-150-7,7 производства "ЛМЗ"; двух котлов-утилизаторов П-96 производства АО "Подольский машиностроительный завод"; двух турбогенераторов ТЗФГ-160-2УЗ производства АО "Электросила"; трёх трансформаторов ТДЦ-200000/110У1 и трёх ТДЦ-250000/330У1 производства АО "Запорожтрансформатор".

Технико-экономические показатели энергоблоков: среднегодовой коэффициент использования топлива 76 %; коэффициент полезного действия (брутто) в конденсационном режиме 51 %; расход электроэнергии на собственные нужды 2,22 % среднегодовой удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию 155,0 кг/Гкал. Действующие на настоящее время в Калининграде теплогенерирующие предприятия имели в 2005 г. удельные расходы до 272,0 кг/Гкал.); срок окупаемости капиталовложений от начала эксплуатации 4,5 года.

Обеспечение области электроэнергией до ввода ТЭЦ-2 осуществлялось за счёт перетоков из объединённой энергосистемы Северо-Запада России через Белоруссию и закупок в Литве. Общее электропотребление в 2006 г., согласно прогнозу, превзойдёт 4 млрд кВтч при собственном производстве 235 млрд. С пуском блока 450 МВт дефицит сократится на 70 % и составит около 1100 млн кВтч. РАО "ЕЭС России" считает, что полностью решить проблему электроснабжения региона можно путём сооружения второго энергоблока с увеличением проектной мощности ТЭЦ-2 до 900 МВт.

Калининградская ТЭЦ-2 – стержневой инфраструктурный объект, по выражению губернатора Г. Бооса, одно "из абсолютно необходимых условий для привлечения крупных инвестиций в рамках Закона об Особой энергетической зоне региона". Современная высокотехнологичность ТЭЦ-2 позволит развивает крупные промышленные производства, обеспечит комфортность населения и сферы услуг, решая проблему электроснабжения региона на перспективу.

Казалось бы, вопрос о стратегии развития энергетики решён на обозримую перспективу 10–15 лет: это один гигант, на функционирование которого будет опираться энергетическая безопасность Калининградской области. Однако ряд факторов и путей развития энергетики не укладывается в концепцию одного источника (даже состоящего из нескольких независимо работающих блоков), что мы и рассматриваем сегодня на конференции.

Прежде всего, возникает вопрос, связанный с тем, что станция располагается в 15 км юго-западнее Калининград на территории 85 га. Это порождает ряд серьезных проблем, которые необходимо решать в ближайшее время всем органам власти и потенциальным инвесторам. Речь пойдет о возможности передачи произведенной на ТЭЦ-2 энергии непосредственно потребителям. Это относится и к электрической, и к тепловой энергии.

В первом случае, по мнению С. Шерстюка (Ассоциация "Энергетика"), дело в том, что мощность трансформаторных ПС 110 кВ, которые снабжают электроэнергией Калининград, полностью исчерпана. Число строящихся в городе объектов значительно превышает рост энергетических мощностей, которые должны вводиться. Чтобы удовлетворить весь спрос на электроэнергию, необходима реконструкция существующих трансформаторных ПС 110 кВ, с заменой на них трансформаторов на более мощные, а также строительство как минимум , пяти новых ПС 110 кВ ("Университетская", "Васильковская", "Менделеевская", "Чкаловская - 2", "Восточная"). Согласно требований СНиП и градостроительного кодекса, подстанции, которые будут строить в городской черте, должны быть закрытого типа с кабельными вводами 110 кВ. Это существенно повышает стоимость электроснабжения потребителей и не учтено обоснованием ТЭЦ-2. Одновременно отмечено, что вызывают сомнение факты взимания финансовых средств с компаний-дольщиков, определяемых по цене 1 кВт заявленной мощности от 300 до 800 долл. США. Журнал "Электрика2 неоднократно указывал, что субъект электроэнергетики обязан подвести электроэнергию до границы раздела "потребитель–субъект электроэнергетики". Взимание ими средств с потребителя на строительство сооружений и сетей электроэнергетики противоречит Гражданскому Кодексу РФ.

По сравнению с передачей электроэнергии от ТЭЦ-2 более сложен вопрос с передачей тепловой энергии. В более общей постановке речь идёт о теплоснабжении региона в целом. На начало ХХI в. ежегодный расход энергоресурсов области превысил 1600 тыс. тут около 50 % (780 тыс. тут) пошло на выработку тепловой энергии (перечень теплоснабжающих организаций Калининградской области приведён в табл. 1).

1.Перечень теплоснабжающих организаций

№

Расположене

Наименование

1

Калининград

МУП "Теплосеть"

МУП ЖКХ п. Чкаловск ОАО "Кварц"

МУ ЖКХ"Прибрежный"

ЗАО "Калининградский рыбокон-

Сервный комбинат"

2

Советский г.о.

МП "Советсктеплосети"

3

Зеленоградск

МУП "Зленоградсктеплоэнергетика"

4

Гусев

МУП "Гусевтеплосеть"

5

Черняховск

МУП "ППОКиТС"

МУП "КПД"

6

Неман

МУ ЖХ "Неманский район"

7

Нестеров

МП ЖКХ

8

Озерск

МП ЖКХ

9

Полесск

МУП РСР ЖКУ Полесск

10

Правдинск

МУП "Правдинское ЖЭУ"

11

Гурьевск

МУП ЖКХ "Комунальник"

12

Гварейск

МУП "Энергетика"

МУП ЖКХ п. Знаменск

МУП ЖКХ п. Озерки

13

Светлогорск

МУП "Светлогорсктеплосеть"

14

Пионерский

МУП "теплосеть"

15

Светлый

УМП "Светловская теплосеть"

МУП ЖКХ п. Взморье

16

Багратионовск

пос. Нивенское

МУП ЖКХ г. Багратионовск

МУП "ЖКХ"

17

Ладушкин

МП ЖКХ "г. Ладушкин"

18

Мамоново

МУП ЖКХ "г. Мамоново"

19

Янтарный

МУП ЖКХ пос. Янтарный

20

Краснознаменск

МП ЖКХ г. Краснознаменск

21

Славск

ММП  "Чистота полюс"

22

Балтийск

МУП "Тепловые сети"

 

Важность проблемы обеспечения углеводородным сырьём определяется объёмом выработки тепла на всех котельных региона, которая составляет 4 млн 380 тыс. Гкал и обеспечивается природным газом на 50 %; мазутом – 26,5 %; углём – 20 %; дизельным топливом – 2 %; другие виды топлива, включая биотопливо, 1,5 %. Потребление угля всеми структурами (с учётом Балтфлота, пограничников, таможенников) составляет 500 тыс. т/год; жидкое топливо 500 тыс. т. (включая мазут, дизельное топливо, все виды бензина и моторных масел); природный газ – 560 млн м3.

Существует вопрос об обеспечении газом, определяемым потребностями ТЭЦ-2 и планами газификации области. Межведомственная рабочая группа Минпромэнерго РФ определила (2004) необходимость поставки в область, начиная с 2006 г., в объёме не менее 1200 млн м3/год. Технически ОАО "Газпром" определяет эту величину объёмом 1050 млн м3, а 1200 млн м3 – не ранее 2007 г. Администрация Калининградской области считала потребности региона в природном газе на 2006 г. 1400 (утверждено Минэкономразвития 1200 млн м3), а к 2010 г. до 25 млн м3.

2. Перечень ценологически необходимых генерирующих источников

Калининградская ГРЭС-2

г. Светлый, ОАО "Янтарьэнерго", установленная

мощность 11,8 МВт

Гусевская ТЭЦ-5

Г. Гусев, ОАО "Янтарьэнего", 15,5 МВт

Советская ТЭЦ-10

Г. Советск, АООТ "Советский ЦБЗ", 36 МВт

Калининградская ТЭЦ-9

Г. Калининград, СП ЗАО "Цепрусс", 18 МВт

Калининградская ТЭЦ-8

Г. Калининград, МП ЗАО "Дарита", 12 МВт

Правдинская ГЭС-3

Г. Првдинск, ОАО "Янтарьэнерго", 1,14 Мвт

Озерская ГЭС

Г. Озерск, ОАО "Янтарьэнерго", 0,5 МВт

Куликовский парк ВЭУ

П. Куликово, ОАО "Янтарьэнерго", 2 МВт

Калининградская ТЭЦ-1

Г. Калининград, ОАО "Янтарьэнерго", генерирующие источники демонтированы

Около 10 тыс. дизельных и

бензиновых микроэлектростанций

Единичная установленная мощность от 0,5 до 500 кВт с суммарной мощностью порядка 60МВт

 

Рассматривая сложившееся положение с обеспечением газом (см., в частности, интервью А.Чубайса, приведённое вначале), оценивая перспективу строительства Балтийского трубопровода, учитывая неминуемый рост цен на газ, очевидно, что необходимо прорабатывать альтернативные варианты, которые решают проблему энергообеспечения малых и средних поселений (потребителей), опираясь на ценологическое многообразие генерирующих источников и соотношение "крупное-мелкое". Прежде всего, речь идёт об использовании нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, включая биотопливо; о повышении эффективности применения угля; о ветре, солнце и геотермальных источниках, малых ГЭС и, наконец, об энергосбережении.

Говоря о проблеме энергоснабжения и об энергосбережении, Г.В. Медведев, обращаясь к Администрации области (2006), указал, что потери в ОАО "Янтарьэнерго" сейчас достигают около 20 %, в то время как общие потери электроэнергии в 1996 г. составляли 9,7 % (технические и коммерческие). Следовательно, прогнозируя расход электроэнергии по региону на 2010 г. близким к 5500 млн кВтч, к 2015 г. – до 10 млрд кВтч, необходимо существенно снизить потери.

Строительство ТЭЦ-2 объективно их увеличит, имея в виду собственные нужды и потери на передачу.

В 2003 г. вклад биомассы в общий энергобаланс стран ЕС составил 3,6 %, тогда как вклад всех остальных НВИЭ – всего лишь 3,4 %. К 2010 г. этот вклад увеличится до 12 %, а к 2040 г. вклад биомассы в мировом энергобалансе будет составлять ~ 24 %. Приоритетными направлениями в Калининградской области, по утверждению проф. В.В.Селина (КГТУ), в использовании биомассы являются: создание автономных теплоэнергетических комплексов (АТК), рассредоточенных по территории региона для получения биогаза, тепловой и электрической энергии, а также экологически чистых удобрений за счёт использования отходов деревообработки, санитарных рубок древесины, отходов растениеводства, животноводства, птицеводства; создание комплексных районных тепловых станций (КРТС) в крупных городах области, где для выработки тепловой и электрической энергии в качестве основного топлива должны использоваться твёрдые бытовые отходы (ТБО), а в качестве резервного – природное топливо. Объёмы ТБО таковы, что их сжигание позволяет удовлетворить 15–20 % от общего годового теплопотребления (в понятие "биотопливо" не следует включать торф: промышленная разработка торфяников разрушает веками созданные природные ландшафты).

В Калининградской области и г. Калининграде имеется 1010 котельных, использующих в качестве топлива каменный уголь. В основном эти котельные обеспечивают отопление и горячее водоснабжение населения. Бóльшую часть из них (974 котельные) можно отнести к категории малых и средних – мощностью до 10 Гкал/час. Как правило, в этих котельных установлены водогрейные котлы, оснащённые слоевыми топками с ручной загрузкой топлива. Их КПД в среднем составляет 18–30 %. Эксплуатация требует значительных затрат, тяжёлого физического труда, а ремонтные расходы значительны.

Обобщая опыт проведения более 300 модернизаций котельных, П. Ершов (Балтийская угольная компания) показывает, что уголь можно сжигать эффективно, КПД брутто не ниже 80 %, выбросы вредных веществ в атмосферу соответствуют Европейским нормам EURO-II, а по некоторым показателям (пыль, содержание CO) EURO-III. С 2000 г. в области модернизированы котельная в п. Кострово (установлен угольный котёл мощностью 750 кВт), посёлках Ясное, Крылово, г. Гвардейске, г. Черняховске. Мощность котлов варьируется от 0,75 до 6,0 МВт. Расход электроэнергии на единицу вырабатываемого тепла ниже на 10–12 %, чем на аналогичных действующих котельных. Затраты на замену котлоагрегата окупаются за 2,5–3 года.

В 2002 г. состоялся пуск первого в России ветропарка суммарной мощностью 5,1 МВт (всего 21 установка). Обратим внимание на концентрацию "ветряков" – они все установлены в одном месте. Нарушается ценологический принцип рассредоточения, который был основой довоенной энергетики. Тогда, на территории современной Калининградской обл. функционировало свыше 30 небольших ГЭС, которые чаще всего технико-технологически совмещались с водяными мельницами. Суммарная установленная мощность гидросилового оборудования – до 20 МВт. Сейчас они в абсолютном большинстве не действуют и заброшены. По оценке российских специалистов и экспертного бюро Евросоюза "TACIS", технический гидропотенциал области оценивается в 25 МВт.

Возвращаясь к проблеме электроэнергетической безопасности, следует иметь в виду, что ОАО "Янтарьэнерго"является по сути сетевой компанией. Суммарная установленная мощность собственных электростанций 137,1 МВт, включает две тепловых станции (80,6 % всей генерации), три малых ГЭС – 1,8 МВт при среднемноголетней годовой выработке 7,7 млн кВтч (11,7 %), ветроэлектростанции (7,7 %). За счёт ВИЭ вырабатывается в год свыше 20 млн кВт.

В соответствии с программой развития ветроэнергетики РАО "ЕЭС России" участвует в разработке ТЭО и экологической оценке строительства ветроэлектростанции мощностью 50 МВт морского базирования. В стадии становления находится учебный центр ветрожэнергетики РАО "ЕЭС России". В ближайшее время запланировано на базе Калининградского технического университета и ОАО "Янтарьэнерго" организовать курсы повышения квалификации специалистов в области малой и нетрадиционной энергетики с выдачей соответствующих свидетельств. В.М. Тихонов (КГТУ) указывает на недостаточный уровень подготовки энергетиков области и напоминает, что специалисты КГТУ за последние 25 лет разработали ряд эффективных мероприятий по энергосбережению, позволяющих экономить до 20 % органического топлива. Закономерен вывод о необходимости профессиональной подготовки всех ИТР с выдачей диплома.

Необходимо более пристальное внимание к дальнейшему развитию малой гидроэнергетики и использованию геотермальных ресурсов. Ближайший реально реализуемый проект – реконструкция Правдинсклй ГЭС-4. Она была выведена из эксплуатации в 1976 г. по причине полного износа гидросилового оборудования. В настоящее время после проведения соответствующих работ со стороны ОАО "Янтарьэнерго" она законсервирована. Предполагаемая мощность станции повле реконструкции около 3 МВт. Нуждается в реконструкции и действующая ГЭС-3. Сейчас там задействован только один агрегат (1,14 МВт), а после реконструкции добавятся ещё 2×3,1 МВт. И суммарная мощность ГЭС-3 тогда составит 7,34 МВт.

Ещё в 1986 г. институтом ВНИИМорГео были оценены потенциальные возможности геотермальных ресурсов области и сделан вывод о перспективности использования тепла геотермальных вод для организации локальных теплоэнергетических систем на основе новейших технологий. А строительство здесь серии бинарных электрических станций позволит создать не только локальную систему тепло- и электроснабжения, но и эффективно и экологически чисто решить многие экономические, социальные и научно-технические проблемы.

Российское АО "Наука" выступило с предложением реализовать пилотный проект по использованию геотермального тепла применительно к г. Светлый. Заказчиком выступает ОАО "Янтарьэнерго". Общая стоимость проекта 19-23 млн долл. Окупаемость 5 лет.

Пуск первого блока ТЭЦ-2 и ожидаемый пуск второго мощностью также 451 МВт на уровне 2008 г. порождает ряд вопросов. Прежде всего, поскольку годовая выработка продукции на ТЭЦ-2 превысит потребности региона в электроэнергии, то ещё на стадии её проектирования в расчёт принимали возможность экспорта электроэнергии в страны Балтии и Европу (не следует забывать, что электроэнергия РАО "ЕЭС России" на внешнем рынке конкурирует с российским же газом – именно по этой причине рынок Финляндии был потерян для Газпрома). Каково предполагаемое соотношение тарифов (стоимости) на электроэнергию, выработанную будущей ТЭЦ-2 и получаемую транзитом от Северо-Западного кольца энергосистемы РАО "ЕЭС России"? Кто заставит Калининградскую региональную энергетическую компанию покупать электроэнергию от этой станции в условиях, когда после реструктуризации генерирующие источники будут отделены и станут экономически независимыми? Почему задействован вариант, когда загрузка станции стала возможной на 200–300 МВт? Почему научная, энергетическая общественность страны, да и население региона не могут ознакомиться с экономическим обоснованием строительства ТЭЦ-2? Имеется ли достоверная информация о потребностях в электроэнергии на территориях окружающих государств в настоящее время и в обозримом будущем (речь идёт о "лишних" 300–400 МВт построенной ТЭЦ-2)? Каковы будут их тарифная политика и просто политика в отношении нас? Действительно ли они так уж нуждаются в нашей "дешёвой" энергии?

Как вообще мыслится (технически и организационно) экспорт электроэнергии, производимой на ТЭЦ-2, в условиях грядущего отделения государств Балтии от энергосистемы РАО "ЕЭС России" и перехода на европейские стандарты генерирования и транспортирования электроэнергии (в Литве идёт подобная модернизация электроэнергетической структуры)? Учтены ли в бизнес-плане ТЭЦ-2 необходимые капитальные вложения для модернизации калининградской энергосистемы под стандарты Евросоюза?

Как повлияет на процесс водоснабжения собственно Калининграда ввод в строй на полную мощность ТЭЦ-2? В городе обостряется положение с нехваткой питьевой воды. Вместе с тем, потребности тепловой электростанции в воде на собственные нужды велики, а водозабор-то будут осуществлять, по сути, всё из того же источника (р. Преголи).

И главный вопрос: если ТЭЦ-2 полностью закрывает потребности региона в электроэнергии, то какова судьба существующих источников? Ликвидация (закрытие)? Сегодня необходима стратегия электрообеспечения Калиниградского региона. Существует множество подходов, моделей, проектов, которые учитывают неопределённость исходной информации и нечёткость логики, оценивают полный период проектирования и строительства и период промышленной эксплуатации, сравнивают с объектами-аналогами, ранжируют предложения с требуемым объёмом финансирования по параметрам привлекательности (включая индекс прибыльности), наконец, увязывают электро- и теплоснабжение.

Обратимся к ценологической теории, которая устанавливает объективные закономерности, заключающиеся в количественных гиперболических Н-ограничениях на разнообразие видов установленного оборудования по повторяемости (видовая форма) и на соотношение "крупное-среднее-мелкое" по выделенному параметру (электрической нагрузке, расходу энергии, трудозатратам и др. (ранговое Н-распределение). Здесь речь идёт о негауссовой статистике, о новом классе случайности, когда наряду с представлениями Ньютона–Максвелла для классической и Эйнштейна–Бора для вероятностной научных картин мира, могут быть получены результаты для реальных процессов и явлений, где не действуют центральная предельная теорема и закон больших чисел.

Закономерность приведена по электропотреблению для Хакасии, Ростова-на-Дону, Москвы, Петербурга, по другим регионам; по предприятиям чёрной металлургии с 70-х годов. для ФПС Калининградского региона по электрооборудованию.

Применительно к стратегии электрообеспечения Калининградского региона при окончательном выборе варианта развития на 2010–2020 гг. необходимы, во-первых, проверка на разнообразие оборудования и сетей на соответствие Н-критериям; во-вторых, ценологическое выстраивание ряда генерирующих мощностей. Упрощённо второе означает, что если решено строить одну электростанцию (блок) на 500–1000 МВт, то должны быть предусмотрены строительством десять электростанций по 50–100 МВт, сто электростанций по 10 МВт, тысяча – по 1 тыс. кВт и так далее, до десятков киловатт, вплоть до киловатта единичной мощности (что реализуется, кстати, на транспорте и в резервных источниках питания). Правильное выстраивание такой "пирамиды" вести не с создания гиганта, а с необходимого окружения – мелких и средних объектов (в нашем случае – электростанций). ТЭЦ-2 – первая (по определению) точка на кривой такого распределения – не соответствует реальной электропотребности региона. Она выше ценологически определённой истинной первой точки: её мощность – больше, чем требует теория. Калининград вступил на путь Владивостока, где Приморская ТЭЦ много лет лихорадила город. Другое дело, ограничиться предельной мощностью 450 МВт: в этом случае Н-кривая могла бы быть близкой к теоретической и стать основой стратегии развития электрообеспечения региона (для которого, заметим, Тасis в декабре 2000 г. рекомендована электростанция с двумя газовыми турбинами 125,7 МВт, пригодными для непрерывной длительной работы, и одной паровой турбины 66 МВт мощностью брутто 317,4 МВт при отдаче от станции 310 МВт, с возможностью кратковременного превышения примерно на 10 %.

Тогда вполне реален следующий вариант заполнения зон потребления, исходя из имеющихся региональных источников электроэнергии: вторая точка (зона) – Светловская ГРЭС-2; третья – Гусевская ТЭС, Советская ТЭЦ-7, Правдинский гидрокаскад; четвёртая – строительство на территории области ещё пяти-шести блочных ТЭЦ единичной мощностью порядка 10 тыс. кВт (подобные электростанции активно используют в Европе) с размещением их в центрах нагрузок; наконец пятая и последующие точки (зоны) – все мини- и микроэлектростанции мощностью от 0,5 до 5000 кВт. Светловская, Гусевская и Советская электростанции требуют модернизации, а Правдинский гидрокаскад – восстановления. Этот предлагаемый вариант (табл. 2) развития обеспечит региональную устойчивую энергосистему (кстати, примерно такая энергосистема была в Кёнигсберге перед войной).

Отметим ещё, проблему, заключающуюся в резком увеличении стоимости прокладки коммуникаций в старых городах (и мегаполисах) Это влечёт экономическую выгодность децентрализации электро- и теплоснабжения (например, крышные котельные). Проблема должна быть увязана с необходимостью реализовать огромное количество тепловой энергии от будущей ТЭЦ-2. Кто собирается финансировать строительство тепловых магистралей и модернизировать тепловое хозяйство старинного города (речь идёт о строительстве магистрального теплопровода длиной до 30 км для передачи 680 Гкал/ч)? Какова судьба значительного числа теплоисточников, ныне функционирующих на территории города, их хозяйства и персонала? Какова будет устойчивость теплоснабжения Калининграда при наличии всего одного источника с ограниченной надёжностью его инфраструктур? Ведь уже и без того частные интересы предприятий и граждан сделали достаточно частыми случаи строительства миникотельных и мини-ТЭЦ на 0,4 кВ на традиционных вторичных и возобновляемых источниках энергии.

Широко продекларированы экологические преимущества ТЭЦ-2. Но и здесь сравнение, судя по всему, осуществляли чисто арифметически по абсолютным кумулятивным выбросам. Однако все мелкие источники, рассредоточенные по обширной территории, имея большое совокупное значение выбросов, может нигде не превысить ПДК. И, напротив, одна крупная электростанция локально (на территории одно микрорайона) может создать практически невыносимые условия для жизни людей (судя по розе ветров, таким районом рискует стать пос. Борисово, который ныне считается одним из экологически чистых).

Наконец, что предполагают делать с существующими на территории области источниками электроэнергии, которые в настоящее время влачат жалкое существование (а это ни много, ни мало – примерно 200–250 МВт плюс градообразующая инфраструктура и люди)? Закрыть, повторив ошибки Минэнерго СССР в 60-е годы? Но как мыслится устойчивость региональной энергосистемы в особый период (стихийное бедствие, терроризм, война, в конце концов)? Очевидно, что огромная ТЭЦ-2, "сидящая" на газовой трубе, устойчивость калининградской энергосистемы никоим образом не повышает.

Энергетическая проблема Калининградской области имеет ещё одну очень важную составляющую: нынешнее состояние стационарной энергосистемы на территории Калининградского особого района (объединённой группировки береговых и сухопутных сил Балтийского флота, ВВС, ПВО, РВСН, Пограничной службы и МВД) является неудовлетворительным с оперативно-стратегической точки зрения. В угрожаемый период возникнет острый дефицит электроэнергии, что существенно дезорганизует управление войсками и силами флота в период подъёма соединений и частей по тревоге и их мобилизационного развёртывания. Угрожаемый период (по опыту локальных войн и конфликтов) может продлиться достаточно долго. Следовательно, развёртывание соединений и вывод их в полосу обороны (районы развёртывания или сосредоточения), даже без огневого воздействия эвентуального противника, будут происходить в условиях значительной дезорганизации местной инфраструктуры. На территории области находится и ряд объектов, электроснабжение которых имеет непосредственное оперативное значение, что следует учитывать при планировании электрообеспечения.

Какими видятся предложения по развитию Калининградской энергосистемы, учитывая, с одной стороны, теоретический вариант, с другой – сложившиеся реалии? Необходимо, модернизировав и восстановив существующие источники, построить на территории области, в центрах тепловых и электрических нагрузок ещё несколько блочных ТЭЦ единичной мощностью порядка 20 тыс. кВт (как мы уже упоминали выше, подобные электростанции активно используют в Европе). Кроме того, требуется строительство 40–50 малых электростанций по 1 тыс. кВт каждая (это могут быть, прежде всего, МГЭС, ВЭС и другие экологически чистые источники). Что касается микроэлектростанций на 0,4 кВт, то их закупят сами потребители электроэнергии (в настоящее время это, в основном, государственные предприятия и организации, частные компании, объекты МО, ФПС, МВД и др.). Число этих электростанций определят, в том числе, и потребности в индивидуальном резервировании объектов. В любом случае этот процесс осуществляется стихийно, но им следует управлять монетаристскими методами (региональными законами, налогами, бюджетом), учитывая, что рынок микроэлектростанций сейчас заполнен на 50–60 %.

Последствия гигантомании необходимо сгладить: строительство ТЭЦ-2 ограничить первой очередью 450 МВт. Вторая очередь – только при условии устойчивого экспортного спроса и решения газовой проблемы. Существующие же электростанции региона подлежат модернизации и ориентации на самое доступное топливо.

Начиная с плана ГОЭЛРО, электростанция базировалась на процедурах, ориентированных на промышленные, планы и участие региональных властей в этом процессе было минимальным. Сегодня роль региональных властей и отдельных предприятий в заказе генерирующих мощностей существенно возросла. Ранее действовавшая система имела очевидные преимущества для промышленности и электроэнергетической отрасли. Сегодня повышение заинтересованности и роли реальных потребителей заставляет разработчиков и поставщиков бороться за заказы, проводить системные анализы и, в конечном итоге, приводит к возможности перехода от бюджетных дотаций в электроэнергетику к самоокупаемости и коммерческой прибыльности в этой области. Созрела ситуация, когда крупные потребители электроэнергии и региональные власти могут создавать собственные генерирующие мощности или объединяются для создания крупных энергетических узлов, включающих источники и средства распределения, принадлежащие им на правах собственности.

Законодательным актом должны быть поддержаны проекты развития на территории области ветро-, гидро- и другой альтернативной энергетики, что вписывается в оптимальный вариант развития и является выигрышным с экологической точки зрения и обеспечит энергетическую безопасность Калининградской области.