Доклад (несостоявшийся)

         Российская энергетика сегодня находится на переломном пути развития  и от того какой путь мы сейчас выберем, 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 превалирование интересов одних переделов над другими, по всей цепочке инфляционной эвольвенты от  первичных энергоресурсов до вторичных. Из под влиянии двух полезных законов по энергоэффективности и теплоснабжению, практически выведено газоснабжение. А рассматривать эти переделы, без увязки в едином комплексе, совершенно непродуктивно.

   Вот и на последнем совещании, по итогам года реализации «Закона о теплоснабжении»,  которое прошло   в Совете Федерации, практически единодушно звучало мнение о тревожных тенденциях связанных с продолжающейся малой  котельнизацией и децентрализацией систем теплоснабжения России. Под «соусом» различных программ, по синхронизации с газификацией, идет практически процесс продажи нам малых импортных котельных, с очень коротким жизненным циклом и низким среднеэксплуатационным КПД. А самое    главное, дробя тепловую нагрузку, мы тем самым закрываем себе путь к когенерационным технологиям, в которых лежит основной потенциал энергоэффективности.  Для того чтобы это понять, необходимо освежить в памяти  законы термодинамики. Кроме того, децентрализация утяжеляет транспортную составляющую по газу

наряду с ростом    условно-постоянных  затрат на единицу энергоресурса.

  Разница между надбавкой газораспределительной организации 3 и 4 группой потребления, к которым у нас относятся большинство котельных нашей области  составляет свыше 200 руб, а это практически 5% в общей структуре цены по топливной составляющей. Попробуйте техническими решениями, за счет увеличения КПД, обеспечить эту экономию. Это очень непросто. Иллюзией является, в условиях перекрестного субсидирования тарифов на газ для населения, 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. . Мы просчитали, что обьективно, 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.

Путин В.В. на одном из совещаний посвященных энергетическому машиностроению,   призвал , что в первую очередь мы должны  поддерживать Российского энергомашиностроителя».

 Для Калуги это особенно актуально, так как у нас находится Калужский  турбинный завод. При этом, мы имеем самую энергодефицитную область в России, с точки зрения выработки электроэнергии на своей территории.

   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 млрд.руб.   Покупка электроэнергии (как вторичного энергоресурса) составила 4,5 млрд.квт.час. Затраты на покупку электроэнергии составили порядка 16 млрд.руб.  Итого затраты на покупку газа и электроэнергии составили около 22 млрд.руб.

В структуре покупки  затраты на транспорт ,  сбыт и инфраструктурные платежи по электроэнергии составили 12,6 млрд.руб., т.е.80% и лишь 20% это генерация. Мы подводим вас к тому 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   руб с кВт.час получает выгоду. Кроме того необходимо учесть, что в цене замещенной электроэнергии с ФОРЭМ вы не оплачиваете вторично транспорт газа.  

  Если смоделировать ,  что хотя бы 40% или 2 млрд.квт.час от сложившегося годового потребления  электроэнергии, мы сможем эффективно выработать в  комбинированном режиме по месту потребления, то валовый региональный продукт увеличится в ценах 2010 года  порядка на 6 млрд.руб., с учетом коэффициента полезного использования топлива и распределится между потребителем и производителем. Обьем инвестиций на создание мощностей (порядка 250 МВт) оценивается на уровне 7,5 млрд.руб., 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, лежит даже не в увеличения  коэффициента полезного использования топлива,  а в отсутствии транспортной составляющей, потерь и инфраструктурных платежей по замещенной электроэнергии. А транспортировка дополнительного обьема  газа для выработки этого обьема  электроэнергии в 7 с лишним раз дешевле её транспортировки с внешнего рынка.

 Коэффициент трудоемкости, транспортной составляющей по электроэнергии, в России обьективно выше, чем в ряде стран Европы. Это обьясняется большой территорией страны и низкой плотностью населения и концентрации производств .Для сравнения Россия транспортирует в год 1000

ТВт .час или 1 петаватт 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 тераватт.час потребления приходится 7500 км сетей, то есть этот коэффициент 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.

 Как наглядный пример, блок- станция ОАО «Квадра» 42 МВт установленной электрической мощности на «Аромасинтез», которая является субьектом ФОРЭМ. Какие экономические выгоды Калужская область от этого обьекта получила? На наш взгляд никаких, кроме как 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 руб транспорт сбыт и инфраструктурные платежи, то есть 5 руб.за 1 квт.час. И как эта станция будет конкурировать на оптовом рынке электроэнергии, если цена на генерацию 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- субьектами 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.

  В сравнение, ТЭС ОАО «Кондровская бумажная компания», находящаяся не в самом хорошем техническом состоянии и работающая далеко в неоптимальном балансе. Установленный тариф на  теплоэнергию 635 руб/Гкал на 2011 г.      (самый низкий в Калужской области), себестомость 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.

     Еще хуже будет выглядеть   экономика ГТУ, которую строит ОАО «Калужская сбытовая компания», в  статусе блок-станции. У нее нет определенного теплового хвоста, и нет прямого потребителя электроэнергии. Вот такими станциями мы дискредитируем  когенерацию.

    Лучше бы ОАО «КСК» эти деньги направили на пополнение оборотных средств и эффективный энерготрейдинг в сбытовой деятельности. По   финансовой отчетности 2010 года ОАО «КСК»   дебиторская задолженность составляет около 1 млрд.руб. в которой 30% явно невостребованной. Это ярко показывает  социально-экономическую непреемлемость тарифов. Разница между дебиторской и кредиторской задолженность составляет свыше 400 млн.руб. Это, на наш взгляд, как раз отложенная маржа, часть которой должна быть трансформирована на потребителя. Около 760 млн.руб на начало года было кредитов ,  80 млн. руб оплачено процентов по ним ,которые   можно было сэкономить, не отвлекая  средства на непрофильную деятельность. Вообщем, финансовая отчетность гарантирующего поставщика нездоровая и эта проблема будет переложена,  в ближайшее время, на  потребителя.  Это говорит о том , что монополия развращает и это надо лечить только созданием конкурентной среды в сбыте.

  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 обьема 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 проектируется практически удвоение потребления электроэнергии до 2015 года, вот этот прирост и необходимо, безболезненно для электросетевого комплекса, заместить собственной выработкой электроэнергии в комбинированном цикле. При этом мы доходную и затратную базу электросетевого комплекса, инфраструктуру которого несомненно необходимо сохранять и обновлять, оставим на достигнутом уровне. И самое главное, мы сэкономим на модернизации электросетевого комплекса, которая связана  увеличением  пропускной способности сетей, а это порядка 1,5-2млрд. руб /год, которые мы как потребители оплачиваем в тарифе. В другом случае, этот процесс  будет развиваться несбалансированно и мы как потребители будем нести, и в дальнейшем, 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 (об этом и законодатель говорит) и с уровнем потребления электроэнергии этим предприятием  не менее 3 МВт.  Это в первую очередь котельные предприятий г.Калуги, г.  Обнинска, Людиново, Кондрово.

  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.

 Что бы все эти доводы узаконить, необходима комплексная технологичная региональная программа  перспективного развития ТЭК области, подчиненная главной задаче максимального обеспечения области собственной дешевой электроэнергией,  с рассмотрением всех альтернативных  вариантов и выбором наиболее  экономически эффективного, обеспечивающего наибольший прирост ВРП  и учитывающая 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 субьектов пускать в эту инфраструктуру недопустимо.

    Подтверждением недопустимости этого служат ряд примеров по муниципалитетам области, куда входят эти субьекты 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 будет несвершившиеся ожидания и переложения этих проблем на потребителей. 

   Сейчас активизируется процесс проведение энергоаудитов и что бы эту работу не дискредитировать, необходимо власти не монополизировать ее на уровне аффилированных структур. Тревожные сигналы по этому поводу от предприятий уже поступают.

 

 

 

 

 

Генеральный директор

ООО «ГЛАВК»                                                                В.И.Житов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.  Существующая схема энергопотоков 2010год.
Добыча газа Обьем-1700 млн.м3. Платежи за добычу-2 млрд.руб. Ср.цена для потр.-1176 руб/ тыс.м3	Генерация электроэнергии  Обьем-4,5 млрд.квт.час. Платежи за генерацию-3,6 млрд.руб. Ср.цена для потр.-800 руб/МВт.ч.
Транспортировка по магистральным газопроводам; Обьем-1700 млн.м3 Платежи за трансп.-2,4 млрд.руб. Ср.цена за трансп.-1432 руб/тыс.м3	Транспортировка по сетям ФСК. Обьем- 4,5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-3,9  млрд.руб. Ср.цена трансп.-880 руб/МВт.ч .
Транспортировка по региональным газопроводам: Обьем-1700 млн.м3 Платежи за трансп.-1,4 млрд.руб. Ср.цена за трансп.-823 руб/тыс.м3	Транспортировка по региональным электросетям: Обьем-4, 5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-8 млрд.руб Ср.цена за трансп.-1770 руб/МВт.ч.
Сбытовая составляющая с учетом штрафных санкций за отклонение за отклонение от лимитных обьемов и обьема коммерческого газа. Обьем -1700 млн.мз Платежи за сбыт-0,3 млрд.руб. Ср.цена на сбыт-176 руб/тыс.м3.	Сбытовая составляющая с учетом нерегулируемого рынка и штрафных санкций. Обьем-4,5 млрд.квт.час Платежи- 0,7 млрд.руб. Ср.цена на сбыт 155 руб/МВт.ч.
Итого платежи по газу-6,1 млрд.руб. В т.ч. федеральная- 4,4 млрд.руб.           региональная-1,7 млрд.руб.   Средняя цена на газ-3,59 руб/м3.	Итого платежи за эл.энергию- 16,2 В.т.ч. федеральная- 7,5 млрд.руб         региональная- 8,7 млрд.руб. Средняя цена электр.-3,6 руб.квт.час
Водоснабжение и канализация.Обьем  95 млн.м3.Платежи- 2,5 млрд.руб. Ср.цена на ВК- 26 руб.м3. Потребление эл.энергии-260 млн.квт.час.  Платежи за эл.энергию- 0,9 млрд.руб.
Выработка теплоэнергии-  8000 тыс.Гкал. Платежи за теплоэн. -   8,1 млрд.руб.     Обьем потребления газа- 1250 млн.м3.Платежи за газ – 4,5 млрд.руб.  Обьем потребления воды – 16 млн.м3  Платежи за воду- 0,4 млрд.руб. Обьем потребления эл.энергии-240 млн.квт.час. Платеж за электроэн. на т/э-0,9млрд.руб.Средняя цена.-1012 руб/Гкал.

 

 

 

 

 

2. Оптимизированная схема энергопотоков в ценах 2010год.(с учетом когенерации
Добыча газа Обьем-2050 млн.м3. Платежи за добычу-2,4 млрд.руб. Ср.цена для потр.-1176 руб/ тыс.м3	Генерация электроэнергии  Обьем-2,5 млрд.квт.час. Платежи за генерацию-2,0млрд.руб. Ср.цена для потр.-800 руб/МВт.ч.
Транспортировка по магистральным газопроводам; Обьем-2050 млн.м3 Платежи за трансп.-2,9 млрд.руб. Ср.цена за трансп.-1432 руб/тыс.м3	Транспортировка по сетям ФСК. Обьем-2,5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-2,2  млрд.руб. Ср.цена трансп.-880 руб/МВт.ч .
Транспортировка по региональным газопроводам: Обьем-2050 млн.м3 Платежи за трансп.-1,7млрд.руб. Ср.цена за трансп.-823 руб/тыс.м3	Транспортировка по региональным электросетям: Обьем- 2, 5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-4,4 млрд. руб Ср.цена за трансп.-1770 руб/МВт.ч.
Сбытовая составляющая с учетом штрафных санкций за отклонение за отклонение от лимитных обьемов и обьема коммерческого газа. Обьем -2050 млн.мз Платежи за сбыт-0,36 млрд.руб. Ср.цена на сбыт-176 руб/тыс.м3.	Сбытовая составляющая с учетом нерегулируемого рынка и штрафных санкций. Обьем-2,5 млрд.квт.час Платежи- 0,4 млрд.руб. Ср.цена на сбыт 155 руб/МВт.ч.
Итого платежи по газу-7,36 млрд.руб. В т.ч. федеральная- 5,3 млрд.руб.           региональная-2,06 млрд.руб.       Средняя цена за газ-3,6 руб.м3.	Итого платежи за эл.энерг.- 9,0 млрд.руб В.т.ч. федеральная- 4,2 млрд.руб         региональная- 4,8 млрд.руб. Средняя цена электр.-3,6 руб.квт.час
Водоснабжение и канализация.  Обьем  95 млн.м3Платежи- 1,75 млрд.руб. Ср.цена на ВК- 18 руб.м3Потребление эл.энергии-260 млн.квт.час.  Платежи за эл.энергию- 0,15 млрд.руб.
Выработка теплоэнергии-  8000 тыс.Гкал. Платежи за теплоэн.  -   7,0 млрд.руб.    Выработка эл.энергии-2,0 млрд.квт.час.    Платежи за электроэн.-  1,26 млрд.руб Обьем потребления газа-1600 млн.м3. в т.ч на теплоэнергию-1250 млн.м3 на электроэнергию-350 млн.м3. Платежи за газ- 5,76 млрд.руб. Обьем потребления воды – 16 млн.м3. Платежи за воду- 0,25 млрд.руб.  Обьем потребления эл.энергии на теплоэн.-240 млн.квт.час. Платежи за эл.энергию на т/э.- 0,15 млрд.руб.    Цена на эл.энергию-63 коп.квт.час.  Цена на теплоэнергию-875 руб.Гкал.
3. Оптимизированная схема энергопотоков в ценах 2010год.(c учетом тарифов и когенерации. )
Добыча газа: Обьем-2050 млн.м3. Платежи за добычу-2,4 млрд.руб. Ср.цена для потр.-1176 руб/ тыс.м3	Генерация электроэнергии  Обьем-2,5 млрд.квт.час. Платежи за генерацию-2,0млрд.руб. Ср.цена для потр.-800 руб/МВт.ч.
Транспортировка по магистральным газопроводам;Обьем-2050 млн.м3 Платежи за трансп.-2,9 млрд.руб. Ср.цена за трансп.-1432 руб/тыс.м3	Транспортировка по сетям ФСК. Обьем-2,5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-2,2  млрд.руб. Ср.цена трансп.-880 руб/МВт.ч .
Транспортировка по региональным газопроводам: Обьем-2050 млн.м3 Платежи за трансп.-0,3 млрд.руб. Ср.цена за трансп.-146 руб/тыс.м3	Транспортировка по региональным электросетям: Обьем- 2, 5 млрд.квт.час. Платежи за трансп.-0,8 млрд. руб Ср.цена за трансп.-1770 руб/МВт.ч.
Сбытовая составляющая с учетом штрафных санкций за отклонение за отклонение от лимитных обьемов и обьема коммерческого газа. Обьем -2050 млн.мз Платежи за сбыт-0,1 млрд.руб. Ср.цена на сбыт-48 руб/тыс.м3.	Сбытовая составляющая с учетом нерегулируемого рынка и штрафных санкций. Обьем-2,5 млрд.квт.час Платежи- 0,1 млрд.руб. Ср.цена на сбыт 4  руб/МВт.ч.
Итого платежи по газу-5,7 млрд.руб. В т.ч. федеральная- 5,3 млрд.руб.           региональная-0,4 млрд.руб.       Средняя цена за газ-2,8 руб.м3.	Итого платежи за эл.энерг.- 5,1 млрд.руб В.т.ч. федеральная- 4,2 млрд.руб         региональная- 0,9 млрд.руб. Средняя цена электр.-2,0 руб.квт.час
Водоснабжение и канализация.Обьем  95 млн.м3.Платежи- 1,75 млрд.руб. Ср.цена на ВК- 18 руб.м3.Потребление эл.энергии-260 млн.квт.час.  Платежи за эл.энергию на ВК- 0,15 млрд.руб.
Выработка теплоэнергии-  8000 тыс.Гкал. Платежи за теплоэн.       -   7,0 млрд.руб.     Выработка эл.энергии-2,0 млрд.квт.час.  Платежи за электроэнергию- 1,26 млрд.руб.  Обьем потребления газа-1600 млн.м3. в т.ч на теплоэнергию-1250 млн.м3. на электроэнергию-350 млн.м3. Платежи за газ- 5,76 млрд.руб Обьем потребления воды – 16 млн.м3         Платежи за воду- 0,25 млрд.руб.                           Обьем потребления эл.энергии-240 млн.квт.час. Платежи за эл.энергию- 0,15 млрд.руб.  Цена на эл.энергию-63 коп.квт.час. Цена на теплоэнергию-875 руб.Гкал.