|
| |
|
Главная -> Экология
Роль государственных органов регулирования в тарифной политике. Переработка и вывоз строительного мусораВведение. Природный газ в России является одним из самых востребованных продуктов экспорта. В связи с этим предпринимаются попытки снижения внутреннего потребления этого ресурса, прежде всего – в энергетике. В качестве экономии предлагается заменить тепловые электростанции на природном газе атомной энергетикой. При этом вариант замещения газовой энергетики на атомную обычно преподносят как единственно возможный. Между тем, одной из реальных альтернатив является повышение эффективности использования газа в самой теплоэнергетике. В докладе Гринпис России «Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии» сравниваются два возможных пути снижения потребления природного газа в энергетике: «атомный» (за счет строительства атомных энергоблоков) и «парогазовый» (за счет модернизации действующих ТЭС, использующих природный газ). Настоящая записка подготовлена на основе положений и выводов доклада. 1. Существующая ситуация с энергетическими мощностями и производством электроэнергии Всего в стране производится электроэнергии – 930 млрд. кВт-часов (2004 г.) Тепловые станции (ТЭС) имеют установленную мощность 148 ГВт, дающую около 610 млрд. кВт-часов или 65% от всей электроэнергии, производимой в стране. Из них газовые, имеющие около 90-100 ГВт (цифра требует уточнения), потребляют 170 млрд. м3 газа и производят, по разным оценкам, порядка 380-430 млрд. кВт-часов (40-46% всей электроэнергии, производимой в России). АЭС имеют установленную мощность 23 ГВт, дающие около 150 млрд. кВт-часов или 16% всей электроэнергии, производимой в стране (см. также табл. 1). Табл. 1 Установленная мощность, ГВт (эл.) Производимая электроэнергия, (млрд. кВт-час в год) Доля производимой энергии в электрическом балансе Потребляемый/ замещаемый природный газ, млрд. м3 Вся электроэнергетика 190 930 100% ТЭС, всего 148 610 65% из них ТЭС на газе 90 – 100 (по разным оценкам) 380-430 (по разным оценкам) 40-46% (по разным оценкам) 170 АЭС 23 150 16% 40 2. Планы замещения использования природного газа в энергетике атомной энергетикой 2.1. Официальные планы по замещению газовой энергетики «Газовый» эквивалент существующих АЭС – замещение порядка 40 млрд. м3 природного газа в год при КПД замещаемой ТЭС приблизительно 34%. В связи с новыми планами планируется ввод до 2015 года – 10 ГВт (дополнительное замещение около 20 млрд. м3 или дополнительное производство приблизительно 60 млрд. кВт-часов) После 2015 года предполагается выход на ввод 2 ГВт мощностей ежегодно. Таким образом к 2020 году планируется ввести порядка 20 ГВт (дополнительное замещение около 40 млрд м3 газа или дополнительное производство приблизительно 120 млрд кВт-часов). Для сравнения: только в РАО «ЕЭС России» для получения электроэнергии и тепла сжигается 140 млрд. м3 газа в год. В лучшем случае дополнительные мощности атомной энергетики смогут покрыть менее трети растущей нехватки электроэнергии, связанной с ростом потребления электроэнергии и не обеспечить при этом замену газовой энергетики. (Рост потребления почти на 435 млрд. кВт-часов или 50% с 930 млрд. кВт-час в 2004 г. до 1365 кВт-час к 2020 г.) См. также табл. 2. Табл. 2 2004 2015 2020 Ввод новых установленных мощностей АЭС по отношению к 2004 г., ГВт. 0 10 20 Дополнительное замещение природного газа по отношению к 2004 г., млрд. м3 0 20 40 Дополнительно вырабатываемая электроэнергия по отношению к 2004 г., млрд. кВт-час 0 60 120 Рост энергопотребления к 2020 г. по отношению к 2004 г., млрд. кВт-час 0 275 435 В этом случае ни о какой экономии газа речи быть не может. При этом плановые объемы новых атомных мощностей не позволяют полностью покрыть объемы нарастающего дефицита электроэнергии. В условиях роста потребности в электроэнергии замещение действующих ТЭС на газе с целью экономии газа только обострит кризис дефицита электроэнергии внутри страны. В лучшем случае можно предположить, что атомная энергетика позволит несколько сдержать рост потребления газа. 2.2. Факторы, снижающие плановые показатели развития атомной энергетики Ниже приведены некоторые факторы, которые значительно снижают плановые показатели развития атомной энергетики и соответственно планируемые объемы замещаемого газа и производимой энергии. 1. При расчетах роста атомной энергетики не учитывается вывод старых блоков – 3,7-5,6 ГВт к 2020 году (по разным оценкам) и еще приблизительно 10 ГВт к 2030 году - объем мощностей, срок эксплуатации которых превысит к 2030 году 45 лет. Это означает, что к 2020 году плановые показатели по замещению газа или производству дополнительной энергии будут ниже приблизительно на 20-30%. 2. Средств на вывод из эксплуатации энергоблоков катастрофически не хватает уже сейчас, когда из эксплуатации выведены 4 небольших реактора общей мощностью около 1 ГВт (дефицит 6,5 млрд. рублей). При этом финансирование вывода из эксплуатации всего 1 ГВт обеспечивается за счет отчислений из выручки, получаемой от работы 23 ГВт мощностей. Можно предположить, что после 2015 года, когда строительство АЭС должно выйти на самофинансирование (за счет тарифа АЭС), средств на ввод 2 энергоблоков в год будет явно не доставать, в том числе в связи с массовым выводом из эксплуатации старых энергоблоков, а также необходимостью решения растущей проблемы радиоактивных отходов. 3. При расчете замены газа за счет атомных станций принимается, что заменяемые газовые ТЭС имеют КПД 34%, что не корректно по отношению ПГУ-ТЭС с КПД 50%. При расчете замены ПГУ-ТЭС атомными станциями потенциал замещения снижается на 30%. 4. Замене в первую очередь подлежат так называемые конденсационные ТЭС (КЭС), которые производят только электроэнергию. Но потенциал такого замещения по европейской части России, где предполагается основное строительство новых АЭС, составляет 30 млрд. м3 природного газа. Замещение такого объема газа потребует ввод только 15 ГВт атомных мощностей. После исчерпания этого потенциала (вводиться будет около 40-50 ГВт к 2030 г., см. выше) замещению будут подвергаться ТЭЦ, производящие как электроэнергию, так и тепло см. следующий пункт. 5. Атомные станции в подавляющем большинстве случаев не дают тепло, а только электроэнергию. Такова технология, которая не позволяет ставить в черте или вблизи такого города как, например, Москва атомную станцию для того, чтобы обеспечивать город теплом. Это означает, что атомный сценарий на каком-то этапе, после замены КЭС подразумевает строительство в массовом порядке обычных котельных, на которых будет сжигаться тот же газ. 6. Уран для атомных станций существующего дизайна (тепловые реакторы) кончится гораздо быстрее, чем газ, запасы которого обеспечат выживание энергетики в течение нескольких десятилетий. Дефицит урана Россия и мир начнет испытывать уже при жизни этого поколения. В качестве альтернативы руководство атомной отрасли предлагает переход на «бесконечное» плутониевое топливо. Это крайне опасный и дорогой вид энергетики, требующий отдельного рассмотрения. 7. В случае осуществления планов атомного строительства, снижение потребления газа в общем энергетическом балансе составит, в соответствии с Энергетической стратегией, к 2020 году 4% (снижение с 50% до 46%). При этом снижение планируется не только за счет атомной, но и угольной энергетики. Доля атомной энергетики в общем энергобалансе увеличится с 4,5% до 6,4%, в электрическом с 16% до 22-25%. Таким образом, к 2020 году проблема ухода от сжигания газа за счет АЭС кардинальным образом не решится. Тем более, что в абсолютном выражении объемы сжигаемого газа останутся такими же или станут еще больше. 8. Низкие показатели маневренности АЭС требуют их работы в базовом режиме, с высоким коэффициентом использования установленной мощности, составляющем в настоящее время около 75%. Увеличение доли атомной энергии в условиях неравномерного графика потребления приведет к необходимости содержания больших объемов резервных мощностей, производящих энергию лишь несколько часов в сутки, для покрытия дневных максимумов нагрузки, и работающих на холостом ходу в остальное время суток. 3. Альтернативные сценарии снижения газопотребления и наращивания электрических мощностей Необходимость рассмотрения альтернативных сценариев возникает из-за планируемых больших объемов бюджетных инвестиций в атомную отрасль. В условиях надвигающегося энергетического кризиса остро встает вопрос о возможности более эффективного расходования бюджетных средств. 3.1. Эффективность газовых ТЭС Средний электрический КПД российских тепловых станций на газе крайне низок – около 30% (для РАО «ЕЭС России» с учетом работы ТЭЦ в теплофикационном режиме и пиковых котельных). Существуют новые, так называемые парогазовые (ПГУ) технологии, благодаря которым можно увеличить электрический КПД станций в 1,5-2 раза - до 47-58%. При этом ПГУ-ТЭС продолжают работать в теплофикационном режиме. Реновация (замена) всех газовых ТЭС РАО «ЕЭС России» (ввод порядка 60 гигаватт установленной мощности ПГУ-ТЭС), позволила бы экономить свыше 50 млрд. кубометров газа в год при той же выработке электроэнергии. К сожалению, принятая в России Энергетическая стратегия предполагает перевод к 2020 году на новые технологии сжигания только треть или в лучшем случае около половины всех газовых ТЭС. Это означает, что в стране к 2020 году каждый год будет впустую, из-за низкой эффективности генерирующих установок, сжигаться до 35 млрд. м3 природного газа (только по РАО «ЕЭС России»). 3.2. Сравнение стоимости «атомного» и «парогазового» сценариев Если принять во внимание только капитальные вложения в строительство новых мощностей, то стоимость экономии 1 млрд. м3 природного газа при «атомном» сценарии как минимум на 23% дороже, чем при парогазовом (685 млн. долларов против 558 соответственно). Учет стоимости вывода атомных станций из эксплуатации, а также значительное удорожание в процессе строительства атомных энергоблоков делает этот разрыв еще больше. Расчет делался исходя из того, что для замещения/экономии 1 млрд. м3 газа необходимо 0,57 ГВт атомных мощностей или ввод 1,08 ГВт ПГУ-ТЭС, которая замещает 1,08 ГВт ТЭС с низкоэффективной паротурбинной технологией При этом каждый атомный гигаватт будет в 2,4-3,5 раза дороже газового (1230-1800 миллионов долларов за ГВт установленной мощности против 515 миллионов долларов соответственно). Иными словами, при тех же инвестициях газовая энергетика обеспечит больший объем мощностей (см. табл. 3, 4). С точки зрения сторонников «атомного» сценария, внедрение парогазовых ТЭС не имеет преимущества, так как эксплуатационные расходы в атомной энергетике ниже, чем в тепловой включая газовую, и расчет стоимости экономии природного газа, с точки зрения капитальных вложений и временного фактора, не представляется корректным. Оставляя в стороне спорность тезиса о низкой эксплуатационной составляющей атомной энергетики (что, кстати, подтверждают многочисленные схемы субсидирования в атомной энергетике) необходимо отметить принципиальную ошибку, совершаемую обычно при сравнении сценариев развития энергетики за счет атомных и тепловых станций на газе. Как уже отмечалось, основной резерв развития энергетики на природном газе заключается в крайней неэффективности технологий его использования, применяемых в настоящее время. Модернизация тепловых станций, с заменой оборудования на парогазовое, позволит в 1,5 – 1,7 раз повысить энергоотдачу от каждой единицы сжигаемого природного газа. Таким образом, дополнительные к современному уровню 50-70% электроэнергии на природном газе, получаемые за счет замещения паротурбинной технологии на парогазовую, производятся как-бы «из воздуха», без роста топливной составляющей в эксплуатационных расходах по отношению к современному уровню. Отсутствие этой дополнительной топливной составляющей, занимающей львиную долю расходов ТЭЦ, обычно остается незамеченным при сравнении «атомного» и «газового» сценариев. Опасность увлечения атомной энергетикой в современных условиях заключается, прежде всего, в оттягивании на атомные проекты огромных средств. В этих условиях средств на модернизацию тепловой энергетики, скорее всего, не останется и она сохранится в общем балансе в виде морально и физически изношенных мощностей образца середины прошлого века, с бесконечно продлеваемыми сроками эксплуатации. Эффект от вложения в атомную энергетику, при таком развитии событий будет полностью нивелирован соседством тепловых станций, неэффективно потребляющих огромные объемы природного газа. 3.3. Сравнение сроков осуществления «атомного» и «парогазового» сценариев РАО «ЕЭС России» планирует ввод 20 ГВт новых мощностей в ближайшие 5-7 лет или 3-4 ГВт каждый год. Росатом к 2015 году планирует ввод 10 ГВт (1 ГВт в год) и после 2015 года, возможно, выйдет на уровень ввода 2 ГВт атомных энергоблоков в год. Атомная энергетика просто не будет успевать замещать мощности ТЭС на газе (необходимость замены порядка 60 ГВт только по РАО «ЕЭС России»). Необходимо отметить, что износ действующих мощностей в газовой энергетике составляет 57%. 4. Выводы В краткосрочной перспективе необходима смена политики правительства, по которой максимум бюджетных средств направляется в атомную энергетику, а газовая энергетика – не получает масштабной поддержки. Правительство должно изыскать средства для замены всех действующих газовых ТЭС на паротурбинной технологии на ТЭС с ПГУ и прекращения неэффективного сжигания природного газа. (По оценкам, сделанным на основе открытых источников, на сегодня из 90-100 ГВт ТЭС на газе только 2 ГВт имеют новые ПГУ технологии с электрическим КПД около 50%). Варианты реновации газовых ТЭС. Необходимо отметить, что в обоих предлагаемых вариантах модернизации газовой энергетики речь не ведется о необходимости добычи и сжигания дополнительных объемов газа. Речь идет о рационализации использования СУЩЕСВУЮЩИХ объемов природного газа в газовой энергетике, которая останется доминирующей в ближайшие десятилетия. Оба варианта модернизации газовой энергетики приводятся в сравнении с планами развития атомной энергетики, соответствующими официальным стратегиям. Оба варианта рассчитаны исходя из коэффициента использования установленной мощности, равном АЭС. Это сделано для сравнимости этих вариантов с «атомным». В противном случае затраты на «атомный» вариант должны быть увеличены с учетом необходимости содержания пиковых резервных мощностей ТЭС. 1 вариант - сохранением объемов производимой электроэнергии на существующем уровне и экономией 55-65 млрд. м3 природного газа. Этот вариант потребует ввода порядка 60-70 ГВт высокоэффективных газовых ТЭС. Стоимость варианта (капитальные вложения в строительство мощностей) – порядка 30 млрд. долларов. В таблице 3 приведены также сравнительные данные относительно стоимости разработки новых газовых месторождений. Удельная себестоимость разработки Штокмановского месторождения оказывается сравнимой или даже дороже, чем экономия газа за счет модернизации энергетики. Табл. 3 «Атомный» сценарий «Парогазовый» сценарий Разработка Штокмановского газового месторождения Замещение морально и физически изношенных мощностей на природном газе к 2020 г., ГВт. 20 60-70 Ввод новых мощностей, ГВт/год 1,5 4,6 – 5,4 Дополнительное замещение, экономия и добыча природного газа к 2020 г., млрд. м3 в год 40 55-65 22,5 Удельные капитальные вложения в замещение, экономию и добычу, млн. долл. США/1 млрд. м3 в год. 685 558 450-580 Общие капитальные вложения в строительство новых мощностей до 2020 г. и инвестиции в разработку Штокмановского месторождения, млрд. долларов США 24,6 30,9-36,1 10-13 Удельные капитальные вложения в строительство новых мощностей, млн. долларов США/кВт 1230 515 2 вариант - увеличением объемов производимой энергии, но с сохранением существующего уровня газопотребления. Этот вариант потребует ввода порядка 120 ГВт ПГУ-ТЭС. Стоимость варианта (капитальные вложения в строительство мощностей) – порядка 60 млрд. долларов. В результате при сжигании такого же количества газа как сжигается сегодня – порядка 160-170 млрд. м3 - будет получено дополнительно 300-350 млрд. кВт-часов. При этом будут замещены все изношенные мощности газовой энергетики. См. табл. 4. Табл. 4 «Атомный» сценарий «Парогазовый» сценарий Ввод новых установленных мощностей к 2020 г., ГВт. 20 120 Дополнительно получаемая электроэнергия на вводимых мощностях к 2020 г., млрд. кВт-час в год + 120 (с учетом, что АЭС не заменяют изношенные газовые мощности, и объем потребляемого газа в итоге сохраняется) + 300-350 (с учетом замены выбывающих мощностей и сохранения объемов потребления газа) Ввод новых мощностей, ГВт/год 1,5 9,2 Общие капитальные вложения в строительство новых мощностей до 2020 г., млрд. долларов США 24,6 (без учета стоимости сопутствующей инфраструктуры: могильники и др.) 61,8 Удельные капитальные вложения в строительство новых мощностей, долларов США/кВт 1230 515 Литература. И.В. Бабанин, В.А. Чупров. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии – М.: ОМННО «Совет Гринпис» В соответствии с последними планами Росатома. В соответствие с показателями Энергетической стратегии России до 2020 года. Greenpeace России
Ю. В. Сахарнов Уважаемые коллеги ! В последние 6-7 лет тарифная политика государственных органов в отрасли электроэнергетике вызывает много нареканий и вопросов как среди производителей энергии, так и потребителей из-за непоследовательности принятия решений. Почему так происходит? Каким образом государственное регулирование тарифов на электрическую энергию сделать объективным, однозначным, бесспорным и прогнозируемым? Чтобы ответить на поставленные вопросы, рассмотрим, что же произошло в отрасли электроэнергетики за рассматриваемый период времени. Так, Указами Президента Российской Федерации к началу 1993 года в России образовано РАО ЕЭС России и 70 территориальных акционерных обществ энергетики и электрификации. Административное реформирование отрасли не было подкреплено реальной структурной перестройкой. Сохраняется технологическая цельность региональных энергосистем, остается постоянной доля их участия в оптимизации функционирования Единой энергетической системы России, в значительной степени усложняются финансовые потоки. Все это позволяет утверждать, что затратный механизм экономики отрасли сохраняется. Административно, без всякого экономического обоснования, устанавливается два уровня энергосистем, которые фактически функционируют как единое целое: федеральный и региональный. При этом констатируется, что теперь у нас есть федеральный и региональные энергетические рынки. В сложившейся ситуации существование федерального уровня электроэнергетики объясняется необходимостью энергообеспечения потребителей 43 энергодефицитных региональных энергосистем. В свою очередь из 23 региональных энергосистем по Указу Президента Российской Федерации выводятся наиболее высокоэффективные электростанции и также искусственно последние включаются в состав РАО ЕЭС России . Таким приемом избыточные энергосистемы превращаются в энергодефицитные, поскольку вынуждены покупать у РАО ЕЭС России электроэнергию этих станций по тарифу энергорынка федерального уровня, который значительно выше реальной ее стоимости. Естественно, что по более высокой цене электроэнергию получают и местные потребители фактически энергоизбыточных систем. По инициативе производителей монополистов электрической энергии для вновь образованных коммерческих организаций определены принципы государственного регулирования тарифов, которые нашли свое отражение в федеральных законах О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации и О естественных монополиях . Во исполнение вышеупомянутых Федеральных Законов начали действовать Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации и 77 региональных энергетических комиссий, которые призваны жестко решать задачи государственного регулирования тарифов на электрическую энергию на федеральном и региональном уровнях соответственно. Регулирование экономических отношений между производителями и потребителями электрической энергии осуществляется путем выпуска целого ряда нормативно-методических документов федерального и регионального уровней, что и определило содержание действующей тарифной политики. Главной задачей действующей тарифной политики является утверждение экономически выгодных тарифов для потребителей, которые способствовали бы хозяйственному развитию предприятий в условиях рынка. Однако в течение всего времени действия государственных регулирующих органов главная экономическая задача выполняется явно неудовлетворительно. И это несмотря на то, что в 1993-1999 годах Президентом Российской Федерации и Правительством Российской Федерации издано более 60 нормативно-методических документов, исполнение которых базируется на применении метода перекрестного субсидирования. В 1998 году метод перекрестного субсидирования подвергся острой критике и в борьбе с ним отменено порядка 20 государственных документов. Однако, анализ наших исследований показывает, что динамика формирования тарифов от этого существенно не изменилась, а метод перекрестного субсидирования продолжает монопольно действовать. В действительности причина малой эффективности действующей тарифной политики заключается в недостаточной разработке механизма реализации существующей законодательной базы и слабом учете новых схем финансовых потоков, которые возникли из-за задержки реальной структурной перестройки отрасли. Кроме того, на сегодняшний день отработана только одна сторона оперативной деятельности государственных органов регулирования - прием распределения тарифов на электрическую энергию по группам потребителей. Но не отработаны целевые и адресные стороны этой деятельности, которые несут векторную составляющую использования тарифов потребителями. Векторная составляющая тарифной политики в данном случае является локомотивом формирования рыночной экономики. В сложившейся ситуации использование метода перекрестного субсидирования вполне объективно, так как ясны его экономические корни, он может быть разнообразен по содержанию и чувствителен к ряду субъективных причин. В частности метод перекрестного субсидирования может учитывать географические особенности субъектов Российской Федерации, характер размещения минерально-сырьевых ресурсов на их территориях, которые исторически повлияли на формирование современной структуры распределения энергомощностей. Чувствителен метод к политическим и социально-экономическим процессам. Реально перекрестное субсидирование в электроэнергетике применяется во многих странах мира с рыночной экономикой, часто решая социальные задачи. Метод перекрестного субсидирования определенным образом может влиять на развитие всего спектра отраслей экономики, ускоряя рост производительных сил регионов. Однако важно при этом знать для каких целей данный прием используется и объективно владеть данным приемом. Отсюда и результат от использования перекрестного субсидирования может быть предсказуемым. Данные обстоятельства в итоге определяют эффективность государственной тарифной политики. К первоочередным задачам совершенствования метода перекрестного субсидирования относятся следующие: Исполнение в полном объеме программы мер по структурной перестройке отрасли электроэнергетики согласно Указа Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 года № 426 Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий . Обязательная привязка перекрестного субсидирования к реализации конкретных программ социально-экономического развития как на федеральном, так и на региональном уровнях. Без привязки метода к решению конкретных программ теряется его векторная составляющая и сам процесс применения перекрестного субсидирования становится хаотичным. Сегодня фактически мы наблюдаем это на практике. Наибольший опыт использования перекрестного субсидирования получен при установлении тарифов по группам потребителей. Однако, в этом вопросе остается нерешенным способ расчета экономически оправданной абонентной платы по уровням напряжений. В случае решения данной задачи будет найден и подход к структурной перестройке сетей среднего и низкого напряжения, которые сегодня крайне иррациональны. Иррациональность схем таких сетей объясняется в ряде случаев существованием крепостного права потребителей от конкретных энергоснабжающих организаций (так потребитель и производитель электрической энергии привязаны к одной административной территории). Существенно затрудняется объективность применения перекрестного субсидирования при взаимодействии оптового и региональных энергорынков при единой технологической структуре энергетической системы России. В данном случае необходимо законодательно разобраться с практикой работы электростанций - субъектов оптового рынка, когда электростанция продает электроэнергию своему территориальному потребителю по тарифу оптового рынка. Почему нельзя в этом случае использовать практику прямого заключения договоров между потребителями и производителями электроэнергии в соответствии с действующим Гражданским Кодексом Российской Федерации, и получать потребителю электроэнергию по ее реальной стоимости, которая значительно меньше. С целью объективного и эффективного использования перекрестного субсидирования в экономике регионов региональным энергетическим комиссиям необходимо расширить практику своей оперативной деятельности и перейти к целевому и адресному установлению тарифов на электрическую энергию для своих потребителей. Именно такой подход распределения наиболее дешевой электроэнергии по крупным потребителям может активно способствовать развитию рыночных отношений в различных отраслях экономики, а сами комиссии становятся мощным регулирующим инструментом на рынках товаров, активно участвуют в формировании местных бюджетов и реализации региональных социально-экономических программ. Региональным энергетическим комиссиям необходимо проводить более полный анализ хозяйственной деятельности АО-энерго и утверждать тарифы для каждого местного производителя электрической энергии, определяя при этом объем производимой им продукции, и таким образом активно участвовать в составлении экономически эффективного баланса электрической энергии (мощности) с учетом исполнения реальных заявок потребителей. Целевое и адресное установление тарифов для крупных и энергоемких предприятий должно опираться на утвержденный Главой Администрации (Правительства) Перечень такого рода предприятий. При составлении Перечня следует руководствоваться решением задач по максимальному поступлению финансовых средств в местный бюджет, решению задач по реализации региональных социально-экономических программ, развитию рыночных отношений в экономике. Такое отношение к энергоемким и крупным производствам обеспечивает их конкурентоспособность, а деятельность региональных энергетических комиссий становится экономически оправданной, объективной и прозрачной для потребителей. На основании вышеизложенного стратегия партнерства государственных органов по регулированию тарифов на электрическую энергию с общественными, неправительственными, межрегиональными организациями в сфере энергосберегающей политики должна базироваться на совместном решении поставленных выше задач. Решение поставленных задач способствует: установлению тарифов на электрическую и тепловую энергию, соответствующих реальным затратам на производство и транспорт энергии и ее реальной потребительской ценности. Такие тарифы обеспечивают действенные стимулы к энергосбережению как у потребителя, так и в отрасли электроэнергетике. Кроме того, появляется возможность финансировать программы по энергосбережению за счет тарифной составляющей как оптового, так и региональных энергорынков. реализации в отрасли существующих резервов роста энергоэффективности в таких сферах как повышение технического уровня электроэнергетики, развитие электрических сетей для оптимальной загрузки наиболее экономичного оборудования и снижения потерь на транспорт электроэнергии, развитие теплофикации, вытеснение органического топлива путем увеличения доли в энергетическом балансе дешевых источников энергии и другие. созданию механизма стимулирования энергоэффективности в отрасли путем разработки комплекса экономических, организационных и административных мер, обеспечивающих дальнейшее выявление резервов роста энергоэффективности и путей их реализации.
Глава мэа. Энергетика и энергоносители. Часть ii. глава 6. Более 160 долларов за тысячу куб. Новости углеродного рынка. Главная -> Экология 
|