Главная -> Экология

Из металлургов — в энергетики. Переработка и вывоз строительного мусора

С. С. Белобородов

Принятие пакета законов «Об электроэнергетике»

При обсуждении базовых вопросов реформирования электроэнергетики в 2000-2003 годах неоднократно поднимался вопрос о необходимости координирования реформы в электроэнергетике с преобразованиями в теплоэнергетике, так как значительная часть электрической энергии в Российской Федерации вырабатывается на базе ТЭЦ.

Пакет законов «Об электроэнергетики» был утвержден в 2003 году. Одобрение пакета законов «Об электроэнергетики» Советом Федерации РФ и Государственной Думой РФ было увязано с необходимостью подготовки пакета законопроектов «О теплоснабжении».

Обсуждение вопросов подготовки пакета законопроектов «О теплоснабжении» продолжается до сих пор.

Структурные преобразования в электроэнергетике

В процессе реструктуризации холдинга РАО «ЕЭС России» из региональных энергосистем были выделены генерирующие мощности, магистральные и распределительные электрические сети, тепловые сети, сбытовые компании.

Генерирующие станции, предназначенные для выработки электрической энергии (ТЭС), передаются в создаваемые оптовые генерирующие компании (ОГК).

На базе ТЭЦ АО-энерго были созданы территориальные генерирующие компании (ТГК), основным видом деятельности которых является производство электрической и тепловой энергии.

Таким образом, в 2005-2006 годах созданы крупные участники рынка, конкурентоспособность которых напрямую зависит от эффективности реализации тепловой энергии, заинтересованные в формировании понятных правил работы на рынке тепла.

Плюсы и минусы от задержки принятия пакета законов «О теплоснабжении»

На первых этапах реформа электроэнергетики была сконцентрирована на преобразованиях оптового рынка электрической энергии и мощности (сектор свободной торговли, сектор отклонений, балансирующий рынок), создании инфраструктуры рынка (СО, ФСК, НП «АТС»). Субъектный состав оптового рынка включает АЭС, ГЭС, ГРЭС и АО-энерго. В 2006 году на оптовом рынке появились новые субъекты - ТГК и ОГК.

За исключением часового планирования производства электрической энергии и внедрения систем коммерческого учета (АСКУЭ), преобразования на первых этапах не затронули вопросы производства и сбыта тепловой энергии ТЭЦ.

Вопросы, связанные с тепловой энергией, показали свою значимость (приоритетность) только при анализе инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей. Нерешенность вопроса с долгосрочными гарантиями сбыта тепловой энергии (в дополнение к нерешенному вопросу поставок топлива) практически привела к срыву проведения первого международного тендера на строительства второго блока Северо-Западной ТЭЦ, в результате выхода из тендерного процесса большинства участников.

Отказ от рассмотрения вопросов теплоснабжения на шесть лет отложил принятие действий по решению основных проблем в системе централизованного теплоснабжения (в том числе ухудшение эффективности использования топлива, рост перекрестного субсидирования).

Единственным плюсом от задержки принятия законов «О теплоснабжении» является возможность при разработке программы реформирования теплоснабжения учесть опыт реформирования электроэнергетики, инвестиционных проектов в электроэнергетике.

Надежность теплоснабжения потребителей.

Преобразования в России с 1991 года на фоне падения объемов промышленного производства и череды теплых зим вывели вопросы надежности электро и теплоэнергетики за рамки практической деятельности.

Предполагалось, что при провидении рыночных преобразований ответственность за надежность электро и теплоснабжения каждого отдельного потребителя будет обеспечена договорными отношениями с производителем электрической и тепловой энергии. К сожалению, двусторонний договор между двумя субъектами рынка не может обеспечить общесистемную надежность, так как в системе централизованного теплоснабжения и электроснабжения существенное влияние на исполнение обязательств по двусторонним договорам оказывает значительное количество третьих лиц. Поэтому необходима разработка принципов (правил) функционирования системы теплоснабжения, обеспечивающих общесистемную надежность.

Большинство положений, разработанных государственным энергетическим надзором РФ, потеряли статус обязательных. С середины 80х прекращена разработка перспективных схем развития электро и теплоснабжения городов. В конце 90х институт, специализировавшийся на разработке схем теплоснабжения малых и средних городов, прекратил свое существование.

До сих пор происходит эксплуатация ресурса надежности электро и теплоснабжения потребителей, заложенного еще во времена СССР.

Вопросы надежности теплоснабжения и электроснабжения потребителей из плоскости теоретических рассуждений перешли в практическую плоскость в январе 2006 года.

Основные риски надежности теплоснабжения потребителей:

· Отсутствие диверсификации топлива (ориентация на один вид топлива);
· Отсутствие резервного топлива на станциях и котельных;
· Отсутствие резервных генераторов в котельных;
· Наличие инфраструктурных (в том числе сетевых) ограничений.

К сожалению, в большинстве регионов Российской Федерации отсутствует подход к анализу топливообеспечения, электро и теплоснабжения потребителей с точки зрения единого топливо - энергетический баланса. Инвестиционные программы и программы развития принимаются раздельно по отраслевому принципу, а также ведомственной принадлежности.

Эффективность использования бюджетных и тарифных средств для целей повышения надежности электро и теплоснабжения потребителей должна являться основным критерием согласования региональных инвестиционных программ.

Таким образом, определение базовых положений законопроекта «О теплоснабжении» требует комплексного (системного) подхода к решению поставленных задач:

· обеспечения надежности теплоснабжения;
· создания условий инвестиционной привлекательности теплоэнергетики;
· повышения эффективности теплоэнергетики;
· ограничения роста (снижения) тарифной нагрузки на промышленность и ЖКХ .

Перечень базовых положений, которые должны быть отражены в законе «О теплоснабжении»:

I. Вопросы ценообразования (тарифов) на теплоэнергию.

1. Двухставочные тарифы на тепловую энергию

Установление раздельно ставки за тепловую мощность и ставки за тепловую энергию. Ставка за тепловую мощность должна обеспечивать окупаемость условно-постоянных затрат, относимых на теплоснабжение потребителей. Ставка за тепловую энергию должна обеспечивать компенсацию условно-переменных затрат, в том числе затрат на топливо.

Позволит решить вопросы эффективной загрузки, оплаты пиковой (резервной) мощности.

2. Территориальные (зональные) тарифы на тепловую энергию

Возможность установления тарифов, дифференцированных по территории, с целью учета местных (локальных) особенностей теплоснабжения потребителей, включая особенности снабжения промышленных потребителей.

Позволит ограничить рост стоимости тепловой энергии для ЖКХ, населения и бюджетных потребителей из-за вероятности потери промышленной нагрузки.

3. Вопросы перекрестного субсидирования между потребителями тепловой энергии

Снижение нагрузки перекрестного субсидирования на промышленных потребителей, являющейся одной из основных причин их отказа от централизованного теплоснабжения и переходу на собственные источники теплоэнергии.

4. Долгосрочные тарифы на тепловую энергию

Для обеспечения эффективности инвестиционных проектов по модернизации оборудования тепловой генерации и систем теплоснабжения, а также для строительства новых объектов необходимо иметь горизонт планирования 5-10 лет.

Возможность прогнозирования на длительный период затрат на тепловую энергию является важным условием привлечения инвестиций в промышленность и строительство. Позволит снизить стоимость привлекаемых инвестиционных ресурсов.

II. Вопросы долгосрочного планирования сбыта теплоэнергии.

5. Прямые долгосрочные контракты на тепловую энергию между производителями и потребителями теплоэнергии.

Законодательное обеспечение возможности заключения долгосрочных прямых договоров. При строительстве новых объектов теплогенерации (включая ТЭЦ) и новых промышленных потребителей тепловой энергии должна быть обеспечена опция определения стоимости тепловой энергии на основании договора.

Возможность заключения прямых долгосрочных договоров повысит инвестиционную привлекательность теплоэнергетики.

Позволит концентрировать усилия на инвестиционных процессах в профильных видах бизнеса.

III. Вопросы доступа к инфраструктуре.

6. Недискриминационный доступ производителей тепловой энергии к тепломагистралям.

Снимает барьеры по доступу производителей тепловой энергии к инфраструктуре.

Позволит ограничить рост (снизить) тарифов на тепловую энергию для конечных потребителей, повысить инвестиционную привлекательность теплоэнергетики.

7. Разработка схем теплоснабжения городов.

Позволит планировать производство и потребление тепловой энергии на территории городов, анализировать надежность (риски) системы теплоснабжения, оптимизировать инвестиционные программы по строительству генерирующих объектов и сетевого хозяйства.

8. Доступ частных инвестиций к строительству магистральных теплопроводов

Развитие инфраструктуры для доступа эффективной тепловой генерации к потребителю.

IV. Критерии выбора инвестиционных проектов в сфере электро и теплоэнергетике.

9. Эффективность использования бюджетных и тарифных средств

Координация инвестиционных программ муниципалитетов и АО-энерго позволит снизить тарифную нагрузку на потребителей.

10. Эффективность использования топлива, реализуемого по регулируемым государством ценам

Повышение эффективности использования топлива позволит снизит тарифную нагрузку на потребителей.

V. Инструменты государственного регулирования оптимизации энергетического баланса.

11. Тарифно-Балансовые решения органов государственной власти

Решения, принимаемые уполномоченными органами федеральной и региональной власти, в основном определяют загрузку электрических и тепловых мощностей в течение года. При изменении принципа формирования энергетического баланса от локального максимума по отдельной генерации к максимуму по территории, произойдет оптимизация объемов производства энергокомпаний, инвестиционных программ, повышение эффективности использования топлива.

Т. Жирош.

Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР) предоставит кредит на сумму 150 млн. долларов ЗАО “Экоэнергия” — проектной компании, владельцем которой является корпорация “Индустриальный Союз Донбасса” (ИСД). Кредит будет направлен на реализацию энергетического проекта на Алчевском металлургическом комбинате (АМК).

Запуск когенерационной установки на АМК позволит предприятию обрести энергетическую независимость, а после намеченного на 2009 год запуска третьего блока ИСД намерен заняться экспортом электроэнергии.

Решение о запуске когенерационной установки на АМК руководство ИСД приняло еще в мае 2006 года. В целом общая стоимость энергетического проекта на АМК оценивается в 383 млн. долларов. Ранее согласие на предоставление части этой суммы — 120 млн. долларов — в виде кредита дал “Японский Банк Международного сотрудничества” (JBIC). На этой неделе данный проект получил продолжение в виде подписания кредитного договора между ИСД и ЕБРР на сумму 150 млн. долларов. Обязательства относительно синдицирования части этого кредита в сумме 50 млн. долларов взял на себя Calyon Bank. Остальную часть суммы — 113 млн. долларов инвестирует в проект сама корпорация.

“На сегодняшний день мы практически закончили процедуру по обеспечению финансирования этого проекта. Проект предусматривается реализовывать в течении двух лет, по графику в конце следующего года мы должны запустить первый блок на 150 МВт и через 6 месяцев — второй блок. Это будет крупнейший в стране энергосберегающий проект. С одной стороны, он дает возможность обеспечить независимость в поставках электроэнергии для АМК. В целом этот проект был рассчитан на энергосберегающие технологии, он дает возможность полностью обеспечивать наше предприятие с учетом роста производства и даже часть реализовывать на рынке. С другой стороны, мы резко улучшим экологические параметры. Мы суммарно уменьшим объемы выбросов на тонну продукции более чем в четыре раза. В пять раз мы уменьшим удельные расходы на тонну выпускаемой стали, при этом с учетом увеличения производства мы значительно улучшим экологические показатели”, — рассказал председатель совета директоров корпорации ИСД Сергей Тарута.

Установка предусматривает выработку электроэнергии путем использования газообразных отходов производственного процесса и, таким образом, значительно уменьшит выбросы парниковых газов в Украине. В соответствии с предварительными оценками, в результате этой инвестиции на первых четырех лет эксплуатации АМК уменьшит ежегодный объем выбросов углерода на 7 млн. тонн, что соответствует ежегодному объему выбросов промышленного города, подобного Манчестеру.

По мнению Сергею Таруты, запуск данного проекта говорит о том, что на сегодняшний день ИСД является прозрачной компании с точки зрения западного подхода к ведению бизнеса. “Мы консолидировали учет всей нашей деятельности. В течение 2-х лет мы имеем западный кредит, который выдавался консолидировано. Видя наши результаты, видя нашу стратегию, такой уважаемый банк как ЕБРР после четырех месяцев работы окончательно завершил подписание соглашения. То же самое мы сделали и с JBIC”, — подвел итог кредитного соглашения Сергей Тарута.

Мощность установки в целом составит 303 МВт. Она будет использовать газообразные отходы комбината и коксовые газы. Ожидается, что когенерационная установка ежегодно будет производить количество электроэнергии, эквивалентное потребностям Полтавской или Житомирской области.

Подготовка проекта к внедрению осуществлена по заказу ИСД Институтом проблем экологии и энергосбережения (Киев). По словам Сергея Таруты, убедил их в необходимости запуска этого дорогостоящего проекта лично директор Института проблем экологии и энергосбережения Сергей Ермилов. Срок окупаемости данного кредита составляет приблизительно 5 лет. Но, тем не менее, в ИСД поняли, что дальнейшее развитие предприятий без улучшения развития экологии с учетом роста потребления электроэнергии очень осложнит обеспечение конкурентоспособности их продукции.

ИСД также заключил договоренности о продолжении сотрудничества по запускам других объектов, в частности, аналогичного проекта на заводе Dunafer (Венгрия) и на Днепровском меткомбинате им. Дзержинского.

Директор ЕБРР в Украине Камен Захариев отметил, что данное соглашение очень важно для ЕБРР, так как это крупнейший кредит, который когда-либо выдавался Европейским банком частной украинской компании. “Но игра стоит свеч. Потому что этот кредит важен и для компании, и для окружающей среды. А для нас важно, что этот проект входит в абсолютно новую стратегию ЕБРР, который поддерживает энергетическую независимость и безопасность Украины, а также энергосбережение. Трудно себе представить, что данное предприятие (АМК) выбрасывает в воздух объем энергии эквивалентный объему потребления Житомирской области. Потребление Житомирской области составляет 300 МВт”, — подчеркнул Камен Захариев.

Сергей Ермилов подчеркнул, что на сегодняшний день отечественные металлурги потребляют 20% электроэнергии в стране. В случае запуска подобных технологий большинством металлургических заводов этот показатель снизится до 4%. Он считает, что эти 4% будут вынуждены закрыть производство, так как их продукция станет неконкурентоспособной. Он добавил, что подобная технология до сих пор была неизвестна на территории стран СНГ. В Европе же подобная технология работает на итальянских заводах, однако с применением 50% природного газа, что экономически менее выгодно, чем на АМК.

По его информации, японские меткомбинаты, работающие по этой технологии, вырабатывают максимум 50 кВт-ч на тонну стали, тогда как украинские — 100. На эту технологию намереваются перейти также некоторые китайские и корейские заводы. Сергей Ермилов отметил, что внедрением подобных энергетических блоков на своих предприятиях уже заинтересовались такие крупные компании, как SCM и “Смарт-групп”. Однако в отличие от ИСД на их предприятиях запуск данного оборудования произойдет намного быстрее, чем на АМК, так как запуск когенерационной установки на АМК был первым опытом на Украине, а SCM и “Смарт-групп” уже пойдут по проторенному пути.

Комментируя перспективы внедрения когенерационных установок на украинских метпредприятиях, эксперты отмечают, что наши металлурги в скором времени могут переквалифицироваться на энергетиков. Данный вывод следует из заявления Сергея Таруты о намерениях в будущем экспортировать электроэнергию. Тарута уже твердо уверен, что на АМК к 2009 году будет введен в эксплуатацию и третий блок когенерационной установки. В таком случае установка АМК будет вырабатывать 2,4 млрд. кВт-ч, в то время как потребности АМК в электроэнергии составляют немногим более 1 млрд. кВт-ч. Остальной объем электроэнергии, утверждает Сергей Тарута, они будут экспортировать.

Эксперты отмечают, что перед подобным соблазном не устоит ни один олигарх. Не говоря уже об остальных преимуществах: улучшения качества, снижения себестоимости вырабатываемой продукции, а также улучшения экологических показателей. Поэтому следует ожидать, что в скором времени подобными новшествами обзаведутся как партнеры, так и конкуренты ИСД. Появление на украинских предприятиях данного модернизированного оборудования также амбициозно подчеркивает о появлении ряда преимуществ отечественных метпредприятий над предприятиями Европы.

С другой стороны, введение подобных установок на территории Украины нанесет удар по отечественным ТЭС. Сергей Ермилов уверен, что введение установки на АМК приведет к закрытию 3-4 ТЭС. Потребность в их содержании просто отпадет, так как одна ТЭС вырабатывает четверть объема электроэнергии, производимого когенерационной установкой.

Акции с погрузкой вывоз мусора контейнером. ссылка по вывозу строительного мусора .

От показаний счетчиков - до плат. Парламентские слушания. Нулевые домики энергично сразили. Принципы построения и работы аскуэ. Новая страница 2.

Главная -> Экология