//Электрика. – 2010. – № 1.– С. 3–8.

 

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ – ЭТО ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ

М. И. Божков, к. т. н., доцент, директор

НПЦ АПЭС, npcapaes@mail.ru

 

На протяжении 2009 г. в России заметно возросло внимание к проблеме энергосбережения и стратегии развития электроэнергетики. Президент РФ 15.07.2009 г. утвердил перечень поручений, предложив правительству сформулировать целостную систему управления процессом повышения энергоэффективности российской экономики. До 30.12.2009 г. должны быть подготовлены проект ФЗ "Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности" и предложения по малой энергетике. По существу, сделан выбор в сторону экономии энергоресурсов. В октябре 2009 г. президент Д. А. Медведев лозунгово назвал шесть направлений энергосбережения: Считай, экономь и плати. Новый свет. Энергоэффективный квартал. Малая комплексная энергетика. Энергоэффективность и социальный сектор. Инновационная энергетика. Всё это предполагает рассмотрение а) политики тарифов и б) планов электроэнергетики до 2030 г.

Глава Федеральной службы по тарифам сообщил (октябрь 2009 г.), что тарифы на электроэнергию для населения России в 1,5–1,7 раза ниже себестоимости собственно производства электроэнергии, которое составляет 0,5–1,5 руб./кВт (без учёта распределительной сети). Это означает, что с учётом инвестиционной составляющей, что она должна составить для населения 3–3,5 руб. при реальной по стране 2 руб. В Северной Европе 1 кВтч (в пересчёте) стоит 13 руб., в Москве предельная стоимость на 2010 г. определена в 3,5 рубля. ФСТ определила, что в 2010 г. рост тарифов в среднем для населения составит 10 %, для промышленности – 7,6 %. В 2011–2012 гг. рост регулируемых тарифов на электроэнергию для населения принят на уровне 10 %.

Для повышения энергоэффективности за счёт мероприятий по энергосбережению нужны капитальные вложения и время, которое появилось из-за кризисного падения энергопотребления на 8 %. Кратное повышение тарифов может убить всё. Пока все сводные показатели по энергоэффективности неудовлетворительные: на 1 доллар ВВП в Российской Федерации расходуется в 12 раз больше, чем в Японии и в 10 раз больше, чем в США; по душевому электропотреблению Россия отстаёт от Европы в два раза. Сюда же примыкает низкая экономичность наших блоков (угольный энергоблок: на Западе – КПД 45 %, РФ – 37 %).

Столь безрадостные результаты использования электроэнергии в стране вынуждают сделать однозначный вывод, что политика энергосбережения в РФ практически провалена.

Для запуска механизма интенсивного перехода страны на энергосбережение [1], надо создать такие условия (прежде всего – экономические), при которых энергосбережение стало бы фактором, определяющим оптимизацию производства и жизнедеятельности [2]. Правительство РФ постепенно создаёт такие условия путём ослабления государственного регулирования тарифов на электроэнергию. Но процесс идёт очень медленно. Основным рычагом любого правительства являются налоги в виде акцизов, начислений на заработную плату, на имущество, на добавленную стоимость производителей товаров и услуг. В любой из этих статей предприниматели (юридические и физические лица) занимаются оптимизацией, хотя государство их к этому не принуждает и, мягко говоря, не поощряет.

Если мы действительно хотим к 2020 году добиться экономии электроэнергии на 40 % потенциала относительно её выработки в 2008 году [1], то необходимо обложить налогом (в виде акциза на инвестиции в энергетику, страхование рисков, компенсацию малоимущим и др.) выработку электроэнергии на существующих ГЭС, АЭС, ГРЭС, КЭС, которые производят примерно 75 % от общей выработки. Величина этого налога должна определяться из расчёта повышения тарифа на отпускаемую электроэнергию примерно на 2 руб./кВтч. Для населения и коммунально-бытовых потребителей тарифы должны быть выше, чем в промышленности. В этом случае эффективность мероприятий по электросбережению резко повысится и приблизится к эффективности развитых стран ЕС*.

В материалах заседания Госсовета в Архангельске 2 июля 2009 г. отмечено, что до 40 % потенциала энергоэффективности заложено в сфере производства и транспорта энергоресурсов; 20 % – в жилищном фонде, 40 % – в промышленности и сфере услуг. Низкая стоимость электроэнергии является сдерживающим фактором не только для энергосбережения, но и для оптимального развития генерирующих компаний и бизнеса в целом [2].

Опыт работы в сфере оптимизации электропотребления показывает, что любые мероприятия по экономии электроэнергии требуют определённых затрат, которые должны окупаться (с учётом дисконтирования) за определённый срок (payback period) с оценкой рисков, издержек на амортизацию, ремонт и обслуживание. Например, даже повсеместный переход на энергосберегающие лампы, ставший для Москвы обязательным, потребует затрат на создание разветвлённой сети приёма и утилизации отслужившего экологически небезопасного оборудования.

Многими – от депутатов Госдумы РФ до рядовых электриков – выражается озабоченность, что наша экономика энергорасточительна и по энергоэффективности отстаёт от развитых стран в 3,5 раза. По оценке О. Баумгартнера – генерального директора компании Enel (совладельца ОГК-5), тарифы в России в 3–4 раза ниже, чем в Европе. Учитывая, что затраты на мероприятия по энергосбережению в России соизмеримы с европейскими, можно утверждать, что у нас и стимулирование энергосбережения в 3–4 раза ниже, чем в Европе.

На территории России расположено более 600 электростанций суммарной мощностью 215 ГВт, входящих в состав 14 территориальных и шести объединённых генерирующих компаний (ТГК и ОГК). Из них 10 % – гигантские, мощностью более 1000 МВт, 40 % – крупные, от 100 до 1000 МВт и 50 % – средние, 10–1000 МВт. Малых электростанций мощностью до 10 МВт в энергосистеме страны, к сожалению, практически нет. Да и ысокоэффективных парогазовых установок (ПГУ) до сих пор меньше, чем гигантских АЭС.

Существующая структура энергосистемы страны никак не накладывается на соотношение "крупное–мелкое", присущее оптимальным системам [3, 4]. Суммарная выработка электроэнергии на мелких – ничтожно мала. Не как повод задуматься, а как курьёз воспринимается вопрос (см. сайт kudrinbi.ru) – "Построили Саяно-Шушенскую ГЭС на 6 млн кВт – хорошо! А где 1 млн электростанций по 6 кВт каждая?"

Возникает вопрос, почему так происходит? Ответ кроется, во-первых, в регулируемых низких тарифах, во-вторых, в законодательной базе в части налоговой политики и развития альтернативной "малой" энергетики, которая лишь в последнее время попала в поле зрения законодательной власти. По этому поводу Президент РФ дал ряд прямых указаний.

В настоящее время ТГК выживают за счёт низкой капитализации генерирующих мощностей, построенных ещё в СССР, а средств им хватает только на ремонт и обслуживание [2]. "Налоговые сборы" от применения тарифов на технологическое присоединение мощности чрезвычайно велики (потребовалось прямое вмешательство В. В. Путина, чтобы говорить о приемлемой цифре). Они планировались в объёме 64 млрд руб. на три года, что составило 12 % от необходимых инвестиций в госкомпании (МРСК, ФСК, РусГидро и др.). Здесь необходимо сказать о путанице с названиями. Приписываемый А. Чубайсу план ГОЭЛРО-2 не может считаться таковым, потому что план электрификации предусматривает увязку электроэнергетики с другими отраслями, включая ЖКХ и сельское хозяйство (пример: Кузнецк и Магнитка, Сталинградский тракторный, Ростсельмаш).

Фактически ГОЭЛРО, принятый в 1920 г. на VIII Всероссийском Съезде Советов (с годовой выработкой 8,8 млрд кВтч) был, в основном, выполнен к 1931 г. После этого ЦК ВКП(б) был принят "второй" план ГОЭЛРО, выполненный в металлургии к 1940 г [4]. Особенностью тех планов электрификации было наличие концепции, все положения которой безнадёжно устарели к настоящему времени. Речь в ГОЭЛРО шла о строительстве социалистического хозяйства по единому государственному плану, который сегодня невозможен; об индустриализации (которая закончена и осуществляется переход к информационному обществу) при опережающем развитии тяжёлой промышленности (что сейчас невозможно представить); о концентрации моногородов (завод плюс ТЭЦ), об электропотреблении, опережающем выпуск продукции (т. е. закладывался рост энергоёмкости).

Последующие решения 1960 г. (на 20 лет вперёд), 1980 г. (до 2000 г.) не затрагивали концепцию, а сводились к рассмотрению электроэнергетики в части размещения электростанций. В частности, в 1970 г. ставилась задача – к 1990 г. выйти на уровень 3 трлн кВтч (в реальности вышли на 1 трлн кВтч, который в основном и сохранялся до 2000 г.). Важно, что до сих пор, к сожалению, нет новой концепции электрификации России (включая глубинку, а не только города и крупные предприятия) [5, 6]. Предложение о 3 трлн кВтч выработки через 20 лет – очередная утопия, отрицаемая ценологической теорией [4]. Нереально и громадьё планов Росатома построить, например, 30 энергоблоков в ближайшие 15 лет (не занимаясь толком миниАЭС). Обратим внимание на нулевой результат Постановления ЦК КПСС и Совмина СССР 1986 г. "О коренном улучшении использования сырьевых, топливно-энергетических и других материальных ресурсов в 1986–1990 гг. и в период до 2000 г.".

Авария на Саяно-Шушенской ГЭС обострила состояние с инвестициями даже в РусГидро*, где себестоимость выработки электроэнергии на порядок ниже, чем в ТГК, эксплуатирующих тепловые электростанции.

На сайте "Атомстройэкспорт" размещена диаграмма затрат на выработку электроэнергии на ТЭС с различными видами топлива (по оценкам ОЭСР 2005 г.*). Если перевести доллары США по курсу 32 руб./$ и учесть 13%-ную годовую инфляцию, получим себестоимость выработки электроэнергии, руб./кВтч:

На ТЭС, построенных в 2009–2010 гг.:

  на нефти

4,32

  на газе

3,17

  на угле

2,3

На АЭС

2,36

Это уже выше цены электроэнергии, отпускаемой потребителям на всех иерархических уровнях. Если прибавить затраты электросетевых компаний по многократной трансформации, передаче и распределению электроэнергии, затраты на компенсацию 10 % потерь, то получатся значения стоимости электроэнергии в пределах 5 руб./кВтч. Естественно, что только государство может позволить себе инвестиции в заведомо убыточные предприятия.

Ещё хуже ситуация на рынке инвестиций в малую энергетику, так как государство продолжает политику "гигантизма" [3], а частные инвесторы не находят выгодным инвестировать в малую энергетику, хотя энтузиасты внедрения альтернативной малой энергетики находятся.

В таблице приведены примеры расчёта себестоимости выработки электроэнергии на ДЭС, где учтены данные, полученные в процессе эксплуатации ДЭС данного типа: затраты на инфраструктуру (топливное хозяйство, помещения, противопожарные средства) – 20 % от стоимости ДЭС; заработная плата – 150 тыс. руб./год на одну ДЭС; число часов использования максимальной нагрузки Тм=3000 ч/год. Примерно такие же результаты получены по немецким ДЭС.

                                                                          Расчёт себестоимости выработки электроэнергии на ДЭС фирмы Vilsen

Показатель

Тип ДЭС

Р250Н2

Р350Р3

Р400Р1

Р500Р3

Мощность, кВт

250

350

400

500

Стоимость, тыс. руб

2400

2800

3100

3380

Капитальные затраты в инфраструктуру, тыс. руб.

480

560

620

676

Расход топлива, л/ч, при kз=0,75

55

77

85

106

Удельная стоимость 1 кВт, тыс. руб.

9,6

8,0

7,8

6,8

Выработка электроэнергии, тыс. кВтч

562,5

787,5

900

1125

Стоимость топлива, руб./л

15

15

15

15

Издержки на топливо, тыс. руб./год

2475

3465

3825

4770

Приведённые затраты*, тыс. руб./год

3367,8

4506,6

4978,2

6027,4

Удельная стоимость выработки 1 кВтч, руб.

5,99

5,72

5,53

5,36

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

*При Кн=0,15; Кам+Кро=0,16

 

Например, в Санкт-Петербурге уже работают фирмы, специализирующиеся на услугах по электроснабжению строительных объектов (предоставление в аренду дизельных электростанций (ДЭС) с полным циклом обслуживания). Эти фирмы имеют широкий спектр импортных ДЭС, они быстро реагируют на запросы потребителей, обеспечивают электроэнергией ряд новых малых предприятий, но они не могут широко конкурировать с энергосистемой: а) у них выше себестоимость 1 кВтч, б) нет правовых решений по взаимообмену электроэнергией между такими фирмами и ЭЭС. Рассмотрим несколько примеров расчёта себестоимости выработки электроэнергии на ДЭС.

В 2008 году нами проведён анализ функционирования одной из Тиксинских РЭС, эксплуатирующих две электростанции ДЭС-3200 (4 ДГ-72М по 800 кВт) и ДЭС-3150 (1 ДГ-72 М 800 кВт и 3 ДГ-73М 630 кВт), 10 км ВЛ 6 кВ, 28 км КЛ 6 кВ, 25 км КЛ 0,4 кВ и линию связи с СахаЭнерго (10 км ВЛ 35). Всё оборудование отечественное, практически с истекшим сроком амортизации, было установлено в 80-е годы прошлого века. Покажем результаты нашего анализа:

Баланс активной мощности, кВт:

   суммарная нагрузка, в т. ч.

      собственные нужды

 

2287

138 (5 % от генерируемой мощности)

Генерируемая активная мощность

коэффициент загрузки генераторов

2577

0,81

Потери

в линиях 6 кВ

 

45 (1,7 %)

в трансформаторах

59 (2,3 %)

в линии 0,4 кВ

186 (5,4 %)

Суммарные потери на передачу, трансформацию

и распределение электроэнергии

290 (11 %)

 

 

 

 

 

 

 

На рис. 1 приведено распределение затрат на выработку электроэнергии на электростанциях РЭС. Себестоимость выработки электроэнергии на двух электростанциях составила 6,84 руб./кВтч при стоимости дизтоплива 22,75 руб./л, причём затраты на ГСМ превышают 90 %. Если представить, что это не район Крайнего Севера, а стоимость дизтоплива равна 14 руб./л, то и тогда себестоимость выработки электроэнергии составит 4,26 руб./кВтч.

 

                                                                                                                                      а)

                                                                                                                                      б)

 

Рис. 1. Диаграммы затрат на производство и транспорт электроэнергии:

а – распределение затрат на выработку электроэнергии на электростанциях РЭС (на ДЭС-3200); б – распределение затрат на транспорт электроэнергии от электростанций до населения в радиусе пяти километров)

 

На рис. 2 представлена диаграмма распределения затрат на транспорт электроэнергии от электростанций до населения в радиусе пяти километров.

Рис. 2. Фактическое состояние электрификации России к 2009 г.: две трети территории – зона децентрализованного энергоснабжения источник – РНЦ "Курчатовский институт")

 

Себестоимость одной ступени трансформации, передачи по воздушным линиям 6 кВ и распределения электроэнергии по КЛ 0,4 кВ составила 1,09 руб./кВтч. Более 80 % от общих расходов составляют затраты на покрытие потерь электроэнергии. Примерно такое же соотношение расходов будет у всякой компании, на балансе которой находятся ТП-6(10)/0,4 кВ и распределительные сети 0,4 кВ. В городских условиях потери электроэнергии оплачивают предприятия, так как границы балансовой принадлежности (ГБП) устанавливаются энергоснабжающими организациями на третьем и выше иерархических уровнях [7]. В сельской местности электросети вынуждены продавать электроэнергию населению строго по счётчику, зато успешно отыгрываются на фермерах, садоводствах и агрофирмах. Они выдают, (например, садоводству на 600 участков) технические условия на строительство ВЛ 10 кВ, замену или установку камеры КСО в РУ-10 кВ РТП, строительство двух тупиковых КТП 10/400, монтаж сетей 0,4 кВ. Потом бесплатно принимают на свой баланс камеру КСО, ВЛ 10 кВ, две КТП 10/400 на сумму 1,8…2,2 млн руб. и устанавливают ГБП на шпильках трансформатора на стороне 0,4 кВ. Электроснабжение садоводства, таким образом, позволяет РЭС увеличить свою капитализацию, освободиться от основного бремени потерь в сетях 0,4 кВ и ещё включить в договор на пользование электроэнергией обязанность абонента по оплате потерь в трансформаторах.

А у садоводов цена электроэнергии получается в пять раз дороже тарифа. Во-первых, они должны разово внести плату за присоединение 600 кВт мощности (30 млн руб.), во-вторых, два миллиона подарить РЭС и, в-третьих, при сезонном потреблении (Тм=1000 ч) ежегодно дополнительно оплачивать примерно 120 тыс. руб. за потери в собственных сетях и трансформаторах. Если привести капитальные вложения к одному году эксплуатации, поделить общие затраты на 600 участков и добавить 2 руб. собственно тарифа, то получается стоимость электроэнергии для вновь подключаемых абонентов составляет 10 руб./кВтч. Причём только 20 % из них составляет тариф на электроэнергию, 2 % – оплата потерь и 78 % (т. е. 7,8 руб./кВтч) – это фактически "налог на право подключения к энергосистеме". Эту плату вполне можно назвать "налог на инновации", поскольку любое новое производство требует подключения мощности. Мне известны десятки примеров так и не запущенных в строй новых производств и не электрифицированных садоводств именно по этой причине, а там, где запуск в эксплуатацию состоялся, так только благодаря "перезачёту" мощности на "приемлемых условиях" между поставщиком и абонентом.

В заключение отмечу следующее:

1. Тарифы (налоги) за подключение технологической мощности необходимо срочно отменить (как идущие вразрез с инновационной и социальной политикой страны).

2. Ввести акцизный налог – 2 руб./кВтч на производство электроэнергии для существующих электростанций энергосистемы и освободить на 10 лет от этого налога все вновь строящиеся электростанции. Это привлечёт инвестиции в малую энергетику, приближенную к потребителям, начнётся бурное строительство новых высокоэффективных парогазовых, газотурбинных, газопоршневых генерирующих установок. Это станет и существенным стимулом к энергосбережению (как для потребителей электроэнергии, так и для субъектов электроэнергетики).

3. Предлагаемый налог на электроэнергию – как налог на соль, он будет самым справедливым и самым собираемым налогом. Такой налог будут платить олигархи и чиновники за электроподогрев воды в бассейнах в загородных домах, будут платить "челноки" и рыночные торговцы, будут платить все нелегальные бизнесмены, включая фирмы-однодневки. Для предприятий можно будет полностью отменить НДС, что позволит в целом снизить затраты для малого и среднего бизнеса (сейчас только на администрирование НДС во многих фирмах тратится больше средств, чем на оплату электроэнергии). С введением этого налога мы приблизимся к европейскому уровню мышления в области потребления энергоресурсов.

4. Удвоение платы за электроэнергию потребует перерасчёта значений экономической плотности тока в ПУЭ и, соответственно, увеличения рекомендуемых сечений проводов, что приведёт в дальнейшем к снижению потерь в сетях.

5. С развитием малой энергетики начнётся реальная конкуренция между независимыми малыми энергетическими компаниями и региональными монополистами.

Список литературы

1.                     О проекте Федерального закона "Об энергосбережении". Дискуссия / Под общ. ред. Ю. В. Матюниной. М. Технетика, 2009. 52 с.

2.                     Некрасов С. А. О необходимости вовлечения отечественного сектора производства малых энергомощностей для достижения целевых индикаторов Энергетической стратегии // Электрика. 2009. № 7.

3.                     Кудрин Б. И. О концепции государственного плана рыночной электрификации России // Электрика. 2009. № 8.

4.                     Кудрин Б. И. О государственном плане рыночной электрификации России / Доклад на открытом семинаре "Экономические проблемы энергетического комплекса". М.: Изд-во ИНП РАН, 2005. 204 с.

5. 80 лет развития энергетики: от плана ГОЭЛРО к реструктуризации РАО "ЕЭС России". Под общ. ред. А. Б. Чубайса. М.: АО "Информэнерго", 2000. 528 с.

6. Макаров А. А. Электроэнергетика России в период до 2030 г.: контуры желаемого будущего. М.: Институт энергетических исследований РАН. М., 2007. 181 с.

7. Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебно-справочное пособие. М.: Теплотехник, 2009. 698 с.



* От редакции. Имеются исследования (опирающиеся на предыдущий опыт страны) об отсутствии устойчивой корреляционной связи между ростом тарифов и величиной энергосбережения.

* ГОЭЛРО-2 трещит по швам // Интерфакс - главная - страница - бизнес - компании //www.ifx/ru

*