|
| |
|
Главная -> Экология
Запасы нефтяных гигантов иссякаю. Переработка и вывоз строительного мусораА.А. Салихов, главный инженер ОАО «Башкирэнерго» (г. Уфа) Трата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматривать ся как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать газотурбинную установку или газопоршневой агрегат в качестве надстройки. Энергопроблемы Вечный российский вопрос «Что делать?» се годня довольно остро стоит перед спецалиста ми электроэнергетической, энергомашиност роительной отраслей и коммунального хозяйст ва страны. Во всем мире топливно-энергетический комплекс и, в частности, электроэнергетическая от расль, считаются достаточно привлекательны ми для вложения капитала и привлечения инве стиций. Однако, при сегодняшнем многообра зии точек зрения о путях обновления и развития электроэнергетики и коммунального хозяйства непрофессионалам инвесторам, желающим вложить средства, очень трудно определиться, какое направление наиболее эффективно и га рантированно обеспечивает быстрый возврат средств. Но, к сожалению, в большинстве случаев ре шения принимаются без учета объективных за конов природы, физики и термодинамики, эко номики и даже мнений специалистов. В резуль тате они оказываются субъективными и, следо вательно, крайне редко бывают оптимальными. Везде и всюду говорят, как заклинания, об изношенности основных фондов в электроэнер гетической отрасли и коммунальном хозяйстве, о том, что как воздух нужны инвестиции для об новления и т.д., не очень вникая в суть энерго проблем. В настоящее время в «большой» энергетике действительно наблюдается лавинообразный процесс старения оборудования. Однако можно смело утверждать, что в коммунальной энергетике проблем еще больше. И от их решения за висит не только энергетическая, но и нацио нальная безопасность страны. В топливном балансе страны при выработке электроэнергии доля газа сегодня составляет 65%, а в коммунальном хозяйстве 600 млн Гкал тепла в год производят 68 тыс. котельных, как правило, работающих на газе. И пока цена газа будет самой низкой, какие бы форумы ни соби рали угольщики или нефтепереработчики, и как бы ни пытались включить административный ресурс, рыночный механизм будет делать свое дело - все потребители топлива попытаются максимально использовать газ. С другой сторо ны, газ не только самое дешевое, но и самое чистое сырье, поэтому даже при сегодняшних (и будущих в перспективе) требованиях экологов газ еще долго будет превалировать и его доля будет только расти. Эффективность использования газа А насколько эффективно используется потенциал газа в энергетике и коммунальном хозяйстве? Если ответить на поставленный вопрос с точ ки зрения котельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительный. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94%. Если котельные агрегаты коммунального хозяй ства также поддерживаются на хорошем уров не, КПД их может быть не хуже этого показате ля. А сторонники и лобби так называемых «крышных» котельных (как правило, очень со временных, автоматизированных и т.д.) могут привести КПД 100% и более. А если еще вспомнить о потерях тепла при транспортировке по магистральным и межквар тальным трубопроводам, да еще учесть объем работ по их содержанию, то, на первый взгляд, кажется очевидным, что абсолютно правы про тивники централизованного теплоснабжения, утверждающие, что при техперевооружении и обновлении коммунального хозяйств «крыш- ным» и местным котельным нет альтернативы. Однако, прежде чем сделать такой вывод, уместно задать вопрос: почему же тогда во многих промышленно развитых (и не только) странах в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топ ках котлов!!? Кстати, это одна из причин, поче му сегодня многие западные фирмы, специали зирующиеся в этом направлении и теряя свой рынок на Западе, усиленно начали освоение нашего рынка и всеми правдами и неправдами проталкивают свое оборудование, на самом деле прекрасное, на базе микропроцессорной техники и способное работать без вмешатель ства персонала. Вот тут-то стоит вспомнить, что газ у нас сжи гается не только для выработки тепла для ком мунальных нужд. Его еще больше сжигается в топках котлов электростанций с КПД до 94%. Что же еще надо? А надо помнить, что на ТЭС газ, как правило, в первую очередь сжигается для выработки электроэнергии и тут вполне за конно встает вопрос: какая же доля тепла от сго рания газа на ТЭС в конечном итоге превраща ется в желаемую продукцию - электрическую энергию? Известно, КПД конденсационного цикла на наших ТЭС составляет всего от 23 до, максимум, 37%! Существующая паротурбинная тех нология такова, что остальное тепло просто вы брасывается в окружающую среду. Это не про сто расточительство, это еще и тепловое загрязнение окружающей среды. Но выход, оказывается, есть, и он давно из вестен. Более того, можно с большой гордос тью констатировать, что в этом деле мы (Совет ский Союз) были первыми, кто нашел эффек тивное решение проблемы и до сих пор пользу емся его плодами. В чем же оно заключается? Это ТЭЦ, где определенная часть пара не дохо дит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется потребителю. При этом КПД использования потенциала газа уже достигает 90% и более. Почему же тогда вся электроэнергия не вы рабатывается по такой схеме? Беда в том, что даже в нашей холодной стране нет потребите лей для такого количества тепла, которое можно было бы вырабатывать по теплофикационному циклу, сведя к минимуму долю конденсацион ной выработки. Когенерация Если мы по охвату теплофикационными уста новками застыли на уровне 20-25 % и существу ющая паротурбинная технология не позволяет эту границу передвинуть в сторону увеличения, то страны Запада перевалили за 50% рубеж и имеют возможность продолжать увеличивать эту долю со всеми вытекающими отсюда последствиями. Так что же нам нужно предпри нять, чтобы потенциал газа на наших ТЭС ис пользовался не на 25-35%, но хотя бы на 80- 90%? Тем более, что Запад уже около тридцати лет идет по этому пути. Тут опять нужно вернуться к проблемам ком мунальной энергетики, где также в больших объемах сжигается газообразное топливо. В этой отрасли потребители тепла есть и все гда будут, несмотря ни на какие кризисные явления в экономике, так как в основном это на селение. Возникает вопрос, а почему бы не вы рабатывать электроэнергию на этом рынке тепла, и тем самым снизить долю конденсаци онной выработки с КПД 22-37% и увеличить долю электроэнергии по когенерации уже с КПД 80-90%? Выгода от этого очевидна: полезной продук ции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться столько же, сколько было раньше, но газа при этом сжигаться будет в пол тора раза меньше, причем тепловое и экологи ческое загрязнение окружающей среды сводит ся к минимуму. Но для этого коммунальщики должны перей ти на совершенно другой уровень технологий, они должны начать строить электростанции и вырабатывать не только тепловую, но и электри ческую энергию. Вопрос далеко не простой, как на первый взгляд может показаться. Пусть не обидятся представители ЖКХ, но эта сфера сегодня не готова и не способна воспринять и реа лизовать идею повышения эффективности использования энергии. Им в существующих усло виях легче доказывать необходимость повыше ния цен на энергоресурсы и их услуги (и это им удается), чем заниматься новыми технологиями. При этом, можно еще жаловаться на недофи нансирование со стороны бюджета. Да и муни ципалитетам при грядущей ликвидации дотаций населению выгоднее, оказывается, забыть об энергосбережении. К сожалению, специалисты «большой» энер гетики в вопросах энергообеспечения потреби телей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени. Монополизм, конечно, сыграл определенную роль в формировании и деформации мировоззрения энергетиков, а в кое-каких вопросах во обще вывернул наизнанку. Поэтому, сточки зре ния развития малого бизнеса, если у кого-то и зарождаются идеи и светлые мысли, то стоит только вспомнить, через какие муки ему пред стоит пройти, чтоб начать свое дело, - и все идеи и мысли тут же улетучиваются. Кризисная ситуация налицо. Поэтому потребители давно уже вынашивают идею о собственных источни ках энергии. Большинство просто пока не знают с чего начинать. И если дальше энергетики будут бездействовать, то в недалеком будущем их мощности просто будут постепенно вытеснены зарождающимися мощностями малой энерге тики. С этой точки зрения, как высококвалифицированным специалистам им пора бы уже вый ти из состояния бездействия и возглавить этот процесс. Сегодня уже можно признать, что общество постепенно перестает воспринимать область теплоэнергетики и газоснабжения как безого ворочную зону действия естественных монопо лий. Появляются инициативные группы, пред приятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к ре альным действиям. Технологии Надо отбросить старые подходы, когда счита лось, что, если тепловая мощность источника более 500 Гкал, - то это ТЭЦ, а если меньше, то ко тельная. С подобным разделением можно было согласиться в 30-60-е годы, когда электроэнер гия на ТЭС вырабатывалась только по паротур бинной технологии. Сегодня уже используются новые технологии, когда рабочим телом цикла является не только пар, а непосредственно само топливо, в частности, газ. Такой подход с успехом используется в газотурбинных установках (ГТУ) и газопоршневых агрегатах (ГПА). Достоинство последних, в отличие от паро турбинных, заключается в том, что процесс вы работки электроэнергии начинается при темпе ратурах более 1000 °С, а не при температуре 500-550 °С. Таким образом, если при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить температуру рабочего тела порядка 1500-1700 °С, то в этом случае эффективность использования потенци ала газа в два с лишним раза больше, чем при использовании паротурбинной технологии. Хотя резервы повышения эффективности и у них не исчерпаны. Не случайно конкурирующие фирмы борются за повышение температуры рабочего тела перед рабочими ступенями газовых турбин. Следует обратить внимание на такой инте ресный момент: эффективный КПД при выра ботке электроэнергии по паротурбинной и газо турбинной технологии находится примерно на одном уровне - 30-37% (у ГПА - около 40% и более). Но принципиальное различие заключа ется в том, что если после расширения в газовой турбине рабочее тело имеет температуру порядка 580-450 °С (после ГПА около 400 °С), то пар после последних ступеней паровой турбины - всего лишь 25-35 °С. По этим цифрам и неспециалист может догадаться, что газы после ГТУ и ГПА еще способны не только нагреть сетевую воду до 100-150 °С, но и вырабатывать пар с температурой около 500-550 °С. А вот как использовать энергию па ра с температурой 30 °С - это уже вопрос. По этому огромное количество тепла, высвобожда емое при конденсации этого пара, которое, к сожалению, происходит при той же температу ре, сейчас просто выбрасывается с циркуляционной (охлаждающей) водой. Легко понять, что для нагрева сетевой воды до 100 и даже 150 °С и горячей воды до 50-70 °С совсем не обязательно иметь источник тепла с температурой более 1500 °С, который, оказыва ется, еще до этого способен производить на много более ценную и универсальную продук цию - электрическую энергию. Она, в свою очередь, может и греть, и освещать, и развлекать, и приводить в движение разные механизмы. Очевидно, по вышесказанным причинам во многих странах прямое сжигание газообразного и жидкого топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. И действительно, с точки зрения термодинамики можно считать верхом безграмотности и глупости то, что рядом с магистральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, вырастают самые «совре менные автоматизированные» локальные ко тельные, сжигающие газообразное топливо. Стоимость В поведение потребителей, конечно, вносят коррективы и наши парадоксальные тарифы. Проблемы тарифной политики - это еще одна не менее важная тема, заслуживающая более подробного рассмотрения. Фактически у нас пока получается так, что технология сама по се бе, тарифы сами по себе. Живут отдельной жиз нью. А надо бы, чтоб передовые технологии способствовали снижению тарифов, а тарифы, в свою очередь, стимулировали внедрение новых технологий. Когда говорят о ПГУ, то в голову сразу прихо дят блоки мощностью от 330 до 800 и более МВт. Чтоб построить блок ПГУ - 450 МВт необхо димо иметь инвестиции в размере от 250 до 500 млн долл. США. Срок окупаемости этих блоков при нынешних тарифах 15-20 лет. В прессе появилось сообщение, что удельная стоимость ПГУ - 450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более 1600 долл. США, следователь но, стоимость блока уже превышает 700 млн долларов. С другой стороны, время строитель ства таких блоков составляет до десятка лет. Реновация ТЭС и ТЭЦ Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен ко тел-утилизатор, вырабатывающий пар, который далее подается в паровую турбину. Если эта турбина типа К (конденсационная), то КПД ис пользования потенциала газа может составить 50-55%. Если есть потребители и имеется возможность отпуска ему отработавшего пара (тур бины типа Р и ПР), то КПД использования топли ва может достигнуть и 90%. Если же использу ется паровая турбина типа ПТ или Т, т.е. с час тичным пропуском пара в конденсатор, то КПД конкретной установки будет занимать промежу точное значение (50 < КПД,^ < 90%). То есть, в каждом конкретном случае должно быть принято оптимальное решение. А сколько у нас в стране ТЭС и ТЭЦ, которые, отработав свой расчетный ресурс, ждут своей участи: быть или не быть? Если такими темпами будет идти строительство новых станций, стра на скоро вообще может остаться без генериру ющих мощностей. Представляется весьма привлекательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: смонтировать несколько газовых тур бин достаточной мощности, чтобы котлы-утили заторы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие ресурсы) газовые котлы. А остальная схема - паропроводы, паровая турбина, генератор, водоподготовка и электричес кая часть - использовались бы по их прямому назначению, не требуя новых капитальных затрат. Мировой опыт говорит, что в этом случае удельная стоимость надстройки существующих ТЭС ГТУ составит от 400 до 600 долл./кВт. Наши первые надстройки ГТУ отопительных котель ных в г. Ишимбай и в районном центре Мечет- линского района нам обошлись меньше 400 долл./кВт. Это говорит о том, что последующие установки после начала серийного производст ва и превращения этих проектов в типовые должны стать еще дешевле. Самое замечательное в этой схеме заключа ется в том, что такая надстройка позволяет снизить параметры пара (температуру и давление) для оставшейся части ТЭС практически без ущерба для КПД обновленной электростанции. А снижение давления и, особенно, температуры пара позволяет намного (в 3-5 раз) увеличить оставшийся ресурс работы старого оборудова ния, что избавляет от необходимости их замены. Следует добавить, что ввод надстроек ГТУ на существующих ТЭС или котельных занимает вре мени меньше года. А абсолютные затраты на та кую надстройку «по карману» отдельным пред приятиям и даже частным лицам, так как вводи мая мощность может колебаться от 1 до 100 МВт. Обновление котельных ЖКХ Если в отдаленной перспективе проблема стареющих ТЭС, сжигающих газ, может быть ре шена таким образом, то как быть с многочис ленными коммунальными котельными? При обновлении котельных коммунального хозяйства ни в коем случае нельзя менять ста рые котлы на котлы нового образца, пусть даже со 100% КПД. В третьем тысячелетии при ис пользовании газа как топлива при производстве электрической и тепловой энергии вода и пар как рабочее тело должны уступить место газу и продуктам его сгорания. При сегодняшних тех нологиях «посреднические услуги» воды уже от падают с большим эффектом для конечного продукта - энергии. Горение газа в топках кот лов сегодня допустимо и терпимо лишь как временное явление, пока нет достаточного количе ства ГТУ или ГПА, замещающих старые котлы. Трата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматриваться как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать или ГТУ, или ГПА в ка честве надстройки. Конкретно, что устанавливать, - ГТУ или ГПА - зависит от удельной стоимости оборудования и от количества отпускаемого котельной тепла. Для информации и размышления можно сооб щить, что реальная стоимость мини ТЭЦ, состо ящей из двух агрегатов фирмы Вяртсиля по 1 МВт электрической и 1 Гкал тепловой мощно сти составляет 1,5 млн долл. США и начинают они давать продукцию менее чем за год с мо мента заключения контракта. Срок окупаемости при нынешних тарифах составляет 4-5 лет. Приведенные данные позволяют сделать один важ ный вывод: пока мощная ПТУ строится - малые установки на базе ГТУ или ГПА за это время ус певают дважды-трижды окупить себя и сделать задел для постройки новых себе подобных или еще более современных агрегатов. В пользу теплофикации Вышеперечисленные аргументы должны были поставить под сомнение появляющиеся утверждения о том, что теплофикация и цент рализованное теплоснабжение были ошибка ми советского времени. У противников центра лизованного теплоснабжения на вооружении имеется «железный» аргумент: мол, при транспортировке тепла от источника до потребителя теряется до 20-30% тепловой энергии. И, кро ме того - это еще постоянное рытье дорог и улиц, и отлучение потребителей от горячей воды при проведении ремонтных работ на тепло трассах и т.д. Что можно возразить? Когенерация, в пер вую очередь, базируется на объективных зако нах природы, а они, как известно, не зависят ни от воли, ни от желаний человека. Поэтому ее преимущества и выгоды нельзя игнорировать! А вот потери тепла при транспортировке и час тота ремонтов теплотрасс - это уже чисто чело веческий фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ, под держание каналов и теплосетевого хозяйства на должном уровне - все это находится во власти и в пределах возможностей человека. Поэтому строить стратегические планы при выборе путей развития такой важной отрасли народного хозяйства, как электро- и теплоэнергетика, вряд ли стоит опираться на нашу расхлябанность и безответственность, игнорируя при этом объек тивные законы. Во-вторых, даже при самом высоком уровне потерь в тепловых сетях (25-30%), они все же ниже, чем потери в конденсаторах тепловых электростанций, о природе которых было уже достаточно сказано. И еще один аргумент в пользу централизо ванного теплоснабжения. Как известно, весь цивилизованный мир, Западная Европа идет по пути развития централизованного теплоснабжения и когенерации. Конечно, применяемые материалы и теплоизоляция сводят к минимуму как тепловые потери (около 2-3%), так и после дующие ремонтные расходы. А мы уже имеем самый высокий в мире уровень охваченности городов и поселков сетью централизованного теплоснабжения. На что в течение многих деся тилетий были затрачены немалые средства. Другой вопрос - состояние этих тепловых се тей. Но это уже совсем не такие расходы, если бы пришлось все начинать с нуля. Поэтому ни в коем случае нельзя открещиваться от достиже ний советской энергетики, а надо, приводя в по рядок и поддерживая их на новом, современном уровне требований, извлекать все преимущест ва теплофикации. И, наконец, важно подчеркнуть, что когене- рация и централизованное теплоснабжение - это не одно и то же. Имеющиеся сети помогают развитию когенерации, но было бы совершенно неразумно тянуть магистральные трубопрово ды, чтоб доставить тепло нескольким домам за городом. В тех же домах электро- и теплоэнер- гия могут производиться комбинированным способом и без схемы централизованного теп лоснабжения. Сегодня такие микро ТЭЦ уже су ществуют, когенерация может развиваться и без схемы централизованного теплоснабжения, важно, чтоб газ не горел в топках котлов исклю чительно для выработки тела. То есть, даже про тивники централизованного теплоснабжения должны взять на вооружение когенерацию. Оценка эффективности При правильной оценке и правильном пони мании, не шарахаясь из стороны в сторону, мак симальный народнохозяйственный эффект мож но получить при умеренных затратах. Действи тельно, что лучше строить: в одном месте блоки ПТУ-450 МВт, или в 100 различных котельных ус тановить ГТУ мощностью по 4,5 МВт? Понятно, что 100 ГТУ по 4,5 МВт потребуют раза в 3-4 меньше капитальных вложений и примерно в два раза меньше эксплуатационных расходов при выработке электроэнергии. 100 установок ГТУ, разбросанных по региону, - это еще и отсутствие необходимости строительства новых линий и электроподстанций, доставляющих энергию по требителям от нового блока ПГУ-450 МВт. Это, кроме всего прочего, высочайшая надежность и устойчивость энергосистемы и сетей. И даже с точки зрения гражданской обороны (природные катаклизмы заставляют не забывать об этом) разбросанность энергоисточников по значитель ной территории также увеличивает устойчивость и надежность энергоснабжения потребителей. То же самое можно сказать и об экологии. Возникает еще один вопрос: стоит ли зани маться строительством новых парогазовых бло ков на пустом месте, если потенциал надстройки существующих газовых ТЭС и коммунальных котельных способен покрыть в перспективе всю потребность в электроэнергии страны?! Чтобы ответить на этот вопрос, остается лишь оценить этот потенциал в стране, регионе (при необхо димости - в поселке, на промышленном пред приятии и т.д.). При оценке потенциала можно считать, что, если теплопотребление находится на уровне 10 Гкал, то мощность ГПА может составить 10 МВт, а мощность ГТУ - 7 МВт. Что касается Ре спублики Башкортостан, то потенциал надстрой ки котельных и ТЭС с круглогодичным теплопо- треблением находится на уровне 2000 МВт. При этом сегодняшняя летняя максимальная электри ческая нагрузка находится на уровне 2400 МВт. То есть, говоря другими словами, после надстройки коммунальных котельных и котельных промыш ленных предприятий ГТУ и ГПА общей суммарной мощностью 2000 МВт отпадает необходимость выработки такого же количества электроэнергии по конденсационному циклу с термическим КПД 30%. В результате такая известная своими высо кими технико-экономическими показателями электростанция, как Кармановская ГРЭС, должна будет встать. А если использовать ГТУ и ГПА для покрытия сезонных отопительных нагрузок и па- ропотребления крупных промышленных пред приятий, то величина этого потенциала превысит 7000 МВт (сейчас вся установленная мощность электростанций ОАО «Башкирэнерго» составляет около 5100 МВт). Что выбрать? Что касается вопроса: что лучше ставить при прочих равных условиях - ГТУ или ГПА, можно сказать следующее. Наш опыт, а также стои мость основного оборудования и эксплуатаци онные расходы свидетельствуют о том, что на современном этапе для надстройки коммуналь ных котельных с нагрузкой по горячей воде (круглогодичная нагрузка) до 7 Гкал целесообразно осуществлять на базе ГПА. При нагрузке от 7 до 20 Гкал ГПА и ГТУ могут соперничать. При нагрузке более 20 Гкал более привлекательны ми являются ГТУ. Чтобы не быть голословным, можно привести данные из опыта ОАО «Башкирэнерго». Здесь кроме традиционных ТЭЦ, ГРЭС и ГЭС в послед ние годы заработали несколько малых ТЭЦ на базе ГТУ и ГПА. Общая мощность малых элект ростанций на базе новых технологий к концу 2002 г. составит более 28 МВт, в 2003 г. будет введено еще несколько электростанций с сум марной мощностью 43 МВт. И это только начало. Если в первые годы пуск ГПА мощностью 1 МВт или ГТУ мощностью 4 МВт у большинства вызывал саркастическую усмешку, то сегодня, по мере роста их количества, и, следовательно, суммарной мощности, когда уже потребители вплотную заинтересовались ими, отношение стало по степенно меняться. В недалеком будущем, когда всем станут очевидны преимущества выработки электро- и теплоэнергии на базе новых техноло гий, и наступит настоящий бум по вводу этих мощностей, «энергетическим львам» с установ ленной мощностью более 1 млн кВт как бы не пришлось уступить дорогу и территорию многочисленным ГГУ и ГПА с единичной мощностью всего несколько МВт. Что это за установки можно судить по следующим показателям. Например, за сентябрь 2002 г. удельный расход условного топ лива на флагмане башкирской энергетики Кар- мановской ГРЭС составлял 325,7 г/ кВт-ч, а на са мой лучшей по этим показателям на паротурбин ной Уфимской ТЭЦ-2 315,1 г/кВт-ч, то на ГПА Красноусольск этот показатель равнялся 181,7 г/кВтч. Нелишне будет подчеркнуть, что и другие технико-экономические показатели суще ственно (в разы) лучше по сравнению с аналогич ными показателями паротурбинных установок. А теперь взглянем на удельную стоимость 1 кВт установленной мощности. При вводе ГГУ, включая стоимость всех работ, вплоть до наведе ния порядка на территории и озеленения, она в «Башкирэнерго» не превысила 400 долл. США/кВт. При вводе ГПА- не более 800 долл./кВт. Реформа энергетики Предстоящая реформа электроэнергетической отрасли страны, по проекту РАО «ЕЭС Рос сии» предусматривает делегирование некото рых важнейших функций энергообеспечения ме стного значения и населения губернаторам и местной администрации. И пусть не страшит то обстоятельство, что ТЭЦ и котельные переходят под их ответственность. При грамотной поста новке дела они могут оказаться в большом выиг рыше. Да, действительно, все наиболее эффек тивно функционирующие крупнейшие ГЭС и ГРЭС, РАО ЕЭС практически оставляет за собой. Но энергии всех этих станций для покрытия всей потребности страны не хватит, поэтому ТЭЦ ре гионального значения еще долго будут рабо тать. Тепловой рынок, как правило, на все 100% - прерогатива региональных властей и крупных промпредприятий. И, как было показано выше, используя возможности теплового рынка и вне дряя новые технологии, местные энергоисточ ники имеют намного больший шанс на вытесне ние энергии, поставляемой из источников РАО и через их же сети. Для наглядности можно приве сти такой пример. Блок-ТЭЦ с двигателями вну треннего сгорания (ДВС) уже достаточно широ ко распространены в Европе: так на конец 1998 г. только в Германии находилось в эксплуатации 5755 шт. общей мощностью 6661 МВт. Следует отметить, что солидные фирмы и потребители интересуются и очень маленькими мощностями энергоустановок. Так, в германском городе Гера организуется производство мотор-генераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой - до 13,5 кВт. Коэффициент использования теплоты топлива - 93 %. Для кого они предназначены? Цифры говорят, что подобные установки с большим успехом могут быть установлены в частных загородных домах и коттеджах. Не зря в окрест ностях столицы Баварии из четырех мощнейших ТЭС типа нашей Кармановской ГРЭС три уже ос тановлены и законсервированы. Не зря компа ния «Дженерал электрик» работает над создани ем ГТУ мощностью всего несколько десятков кВт. Уже имеются данные об использовании газовых микротурбин мощностью от 25 до 100 кВт. У них нет проблем в части подключения к сети, выбросов в атмосферу, вибрации и шума, КПД на уровне 80%, стоимость составляет пока от 800 до 1000 долл./кВт и продолжает снижаться. Предстоящие реформы российской энерге тики не должны застать врасплох руководителей регионов, и, если они встретят их во всеоружии со знанием дела и грамотно разработанной ме стной энергетической программой, в конечном итоге регионы и страна могут оказаться в намно го выигрышном положении, чем сейчас. Тогда можно надеяться, что найдутся работа и заказы для большинства авиационных заводов и всем 14 заводам России, производящим поршневые двигатели. Но для этого необходима действительно хорошая и грамотная программа, како вым, например, в свое время был план ГОЭЛРО. Р. S . Завершая на этом затронутую тему, следует подчеркнуть, что автор ставил себе задачу в по пулярной и полемической форме пролить свет на проблему повышения эффективности ис пользования ценнейшего и невозобновляемого сырья - природного газа. Сегодня, когда в об ществе до сих пор не утихают страсти по вопро су реформирования электроэнергетической отрасли, хочется отметить, что по большому счету проблема даже не в том: реформироваться или не реформироваться. Без новых технологий еще ни одно общество не сумело сделать про рыв в желаемом направлении. Проблема в том, при какой системе эти новации быстрее пробьют себе дорогу в жизнь, при существующей или принципиально новой или, если по другому выразить эту мысль, когда же будут созданы условия, чтобы бурно расцвела инициатива на ме стах. Но, кроме инициативы, необходимы еще определенные знания. Если вышеприведенные аргументы и рассуждения хоть в какой-то степе ни помогут интересующимся этой проблемой руководителям и специалистам предприятий и хозяйств, главам администраций, представите лям ЖКХ и машиностроительных предприятий определить вектор и темпы технического пере вооружения в энергетическом секторе произ водств, то можно считать, что цель достигнута.
Антон Беспалов, ИноСМИ.Ru Крупнейшие частные нефтяные компании мира сообщают о рекордных прибылях, достигнутых благодаря высоким ценам на нефть. Но скоро время радости пройдет - нужно искать новые ресурсы на замену тому сырью, которое они качают. И в самые лучшие времена нефтяные компании не окружены всеобщей любовью. Но горе тем фирмам, которые заявляют о высоких доходах. Им следует ожидать жесткой критики со стороны политиков, СМИ и общества, которая будет литься словно из свежей нефтяной скважины. Такой была реакция на сообщение от 30 января о том, что Exxon Mobil, крупнейшая в мире частная нефтяная компания, в 2005 г. побила все рекорды, получив 36 миллиардов чистой прибыли. Через пару дней концерн Royal Dutch Shell объявил, что он заработал 13 миллиардов фунтов (23 млрд. долл.), поставив рекорд среди британских компаний. За неделю до этого о резком росте доходов сообщили американские компании ConocoPhillips и Chevron. А во вторник 7 февраля концерн British Petroleum объявил, что по итогам года его доходы составили 11 млрд. фунтов, что, впрочем, оказалось ниже, чем предсказывали аналитики. Концерн пообещал вернуть своим акционерам до 65 млрд. долларов в ближайшие несколько лет при условии сохранения высокой цены на нефть. Радостные для акционеров Exxon новости были встречены в Вашингтоне яростными призывами со стороны как демократов, так и республиканцев обложить налогами коварную нефтяную промышленность. Реакция на новости такого рода не меняется уже многие годы. Когда Exxon сообщил в октябре о рекордной прибыли по итогам третьего квартала, Конгресс счел нужным обвинить представителей 'Большой Нефти' в спекуляции. С такими же проблемами столкнулся Shell в Британии. Защитники прав потребителей стенали, а профсоюзные лидеры призывали к введению разового налога для выплаты помощи пенсионерам. На этой неделе президент Буш воспользовался своим обращением к нации, чтобы пожурить американцев за их зависимость от нефти. Но после этого он выступил в защиту Exxon. Он подчеркнул, что сверхприбыли являются результатом деятельности компании на рынке: высокие доходы - прямое следствие высоких цен на нефть. Бурно растущий спрос, особенно, со стороны Индии и Китая, поднял цену барреля нефти с 10-15 долларов в 1998 г. до почти 70 долларов сегодня. При том, что огромная доля нефти в мире поставляется ближневосточными государственными производителями, крупные частные компании Америки и Европы не имеют большого влияния на изменение цены. Цены неподвластны даже Организации стран-производителей нефти (ОПЕК), решившей на этой неделе сохранить свои производственные квоты на прежнем уровне. В настоящее время нефтяной картель качает около 30 млн. баррелей в сутки - это самый высокий уровень за последние 25 лет. Он не может производить больше, даже если очень захочет. Тем временем, в 2005 г. потребление нефти выросло и, по данным Международного энергетического агентства, продолжит расти в 2006 г. Похоже, высокие цены на нефть и, как следствие, дальнейший рост прибылей 'Большой Нефти' сохранятся. Когда высохнут скважины Вероятно, критика со стороны общества беспокоит крупные нефтяные компании меньше, чем проблемы, связанные с самими нефтепромыслами и угрожающие их будущему. Сегодня директора могут открывать шампанское, но нефтяные скважины, производящие сверхприбыли, иссякают. Из-за цифр парадных отчетов проглядывают менее заманчивые данные. Shell заработал больше, чем в прошлом году, несмотря на сокращение уровня добычи; небольшой спад продукции пережил и Exxon. Между тем, Shell возместил новыми резервами лишь 70-80% добытой нефти. В 2004 г. уровень возмещения был еще ниже - менее 50%, а фирма прошла через скандал, связанный с предоставлением неточной информации о своих запасах. Лучше на их фоне выглядит ВР, возместивший в 2005 г. 95%, согласно формуле, установленной Американской комиссией по ценным бумагам и биржам. Согласно этим же критериям Exxon возместил 83% (или 112% по данным собственных, более консервативных расчетов). Восполнение запасов является одной из наиболее актуальных проблем, стоящих перед ведущими нефтяными компаниями мира. Падает объем добычи на месторождениях, которые были основным источником прибыли западных компаний с 1970-х - в Северном море, Мексиканском заливе и на Аляске. В результате, компаниям приходится искать новые месторождения. Большая часть нефти в мире залегает вокруг Персидского залива, но это вотчина государственных производителей-гигантов. Западные нефтяные фирмы, в основном, не допускаются в этот регион. Вместо этого, они ведут разведку в Западной Африке, в районе Каспия и в других экзотических местах. Это оказалось сложнее, чем эксплуатация месторождений ближе к дому. Против компании Shell, работающей в Нигерии, выступили правозащитники, осуждая ее за слишком тесные отношения с правительством, обвиняемым в репрессиях против политической оппозиции в нефтедобывающих регионах. А по ее производству наносятся удары похищениями нефтяников и взрывами на нефтепроводах, в которых обвиняют местные группы, считающие, что они не получают прибыли от нефти. Более того, добыча нефти на обширных пространствах, скажем, у берегов Бразилии, требует дорогостоящих технологий и капитальных затрат. В свое время было принято считать Россию, которая по разным оценкам обладает примерно 5% запасов нефти, местом, где крупные нефтяные фирмы могут делать бизнес. Но проведенная президентом Путиным жесткая кампания по расчленению 'ЮКОСа', отечественной фирмы, принадлежавшей его политическому противнику, привела к охлаждению отношений с западными нефтяными компаниями, которым практически перекрыли доступ в страну. Путин ведет политику, направленную на консолидацию российских нефтегазовых компаний, стремясь превратить 'Газпром' в главного национального производителя. Неприятности крупным нефтяным фирмам создает также растущая конкуренция в других регионах, где идет борьба за ресурсы. Нефтяные фирмы Китая и Индии скупают более мелких соперников по всему миру, чтобы удовлетворить кажущийся бесконечным спрос своих экономик на энергию. Это вызвало политическую реакцию в ряде западных стран. Благодаря давлению американского Конгресса, в прошлом году, китайский государственный нефтяной концерн CNOOC проиграл компании Chevron аукцион на покупку Unocal, американской нефтяной фирмы, не входящей в число лидеров индустрии. Пользующиеся поддержкой государства нефтяные фирмы Индии и Китая обвиняют в том, что они переплачивают за приобретение ресурсов, стремясь увеличить свою долю на мировом рынке. В отличие от Exxon, Shell и им подобных, им не приходится отвечать перед придирчивыми акционерами. В январе Индия и Китай договорились выступать единым фронтом на некоторых аукционах по приобретению предприятий энергетической отрасли, чтобы избежать завышения цены. Их национальные нефтяные компании также склонны иметь дело с режимами, общения с которыми западные фирмы могут избегать. Так, Индия подписала контракты с Мьянмой и Ираном. Однако у западных нефтяных фирм есть некоторое преимущество перед конкурентами. Технологические новшества, которые им пришлось внедрить в ходе разведки труднодоступных месторождений, могут помочь в разработке нетрадиционных углеродов, таких, как канадские нефтеносные пески. Кроме того, они обладают капиталом и ноу-хау, необходимым для добычи и транспортировки газа в сжиженном виде. Но, если крупные западные фирмы проиграют бой за возмещение запасов, то эра мегаприбылей может остаться в прошлом, независимо от того, сколь высока будет цена нефти. ____________________________________________________________ ( The Weekly Standard , США)
Результаты энергетическогообследования. Членство или безопасность. Зачем бизнесу «творческий подход»? в 1994 году подмосковное объединение «тяжелое экономическое положение: цены на основное сырье - битум, привозимый из башкирии. Кризис наступил. Губт в японии. Главная -> Экология 
|