Главная ->  Экология 

 

Проблемы развития энергетики мос. Переработка и вывоз строительного мусора

Отношение в России к возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) парадоксально. Наши реформаторы, встраивая страну в европейские и мировые процессы, копируя все и вся, в том числе и то, что не подходит, почему-то упорно не хотят воспользоваться мировым опытом по использованию ВИЭ.

 

Вот уже более 30 лет использование ВИЭ является неотъемлемой частью государственной политики разных государств — богатых и бедных, северных и южных, индустриально развитых и развивающихся. Подавляющее большинство из них имеет законодательно оформленные цели по вводу мощностей ВИЭ к определенному сроку, увеличению их доли в выработке электроэнергии. Широко известно намерение ЕС обеспечить за счет ВИЭ к 2020 г. 20% потребления первичной энергии. У нас же ВИЭ развиваются в основном усилиями энтузиастов.

 

Несомненно, здесь «виновато» наше углеводородное богатство, которое расслабляет. Однако, во-первых, и оно начинает истощаться, а, во-вторых, уже сейчас в России имеются по крайней мере три направления экономически выгодного использования ВИЭ. Это прежде всего энергообеспечение удаленных труднодоступных районов, живущих на привозном органическом топливе; районов с нестабильным снабжением от сетей общего пользования (перебои наносят огромный ущерб местной промышленности), а также районов с неблагополучной экологической обстановкой. Кстати, использование ВИЭ может существенно увеличить экспортный потенциал углеводородного топлива.

 

Нами была проведена оценка состояния и ближайшей перспективы использования ВИЭ в мире (табл. 1).

 

Как видим, мощности по электричеству утроятся, а по теплу — удвоятся.

 

Долгосрочный прогноз доли ВИЭ в потреблении первичной энергии, составленный Европейским советом по возобновляемой энергии, представлен на рис. 1.

 

Доля возобновляемых источников энергии в мировом потреблении первичной энергии к 2020 г. составит 23,6% (это почти соответствует решению Евросоюза, принятому в 1997 г.), а к 2040 г. увеличится почти до 50%.

 

Крупнейшие производители фотоэлектрических элементов (ФЭ) и модулей (ФМ) — нефтяные компании BP Solar и Shell Solar. К слову сказать, и другие нефтяные и газовые компании активно занимаются строительством ветростанций и биоэнергетических установок.

 

Из последних впечатляющих новостей в области фотоэнергетики — пуск в 2005 г. в Германии (Бавария) самой мощной в мире электростанции на 10 МВт, содержащей 57 912 солнечных модулей и занимающей площадь 32 га. Не успели специалисты «переварить» эту новость, как было объявлено, что в Португалии, в местечке Серна, приступили к сооружению фотоэлектростанции мощностью 11 МВт, содержащей 52 тыс. модулей. Ввод станции намечен на январь 2007 г.

 

Солнечная энергия используется для производства горячей воды, подогрева бассейнов, воздушного обогрева жилья. Основой этих систем являются солнечные коллекторы (СК) — устройства, принимающие солнечную энергию и нагревающие воду, жидкость или воздух, проходящий через коллектор.

 

Развитие ветроэнергетики пока идет с опережением самых оптимистичных прогнозов, составленных в 1997 г. и получивших название Wind Fоrce-10, которые стали в 2004 г. основой программы Wind Fоrce-12. Цель последней — к 2020 г. достигнуть 2% производства электроэнергии в мире за счет энергии ветра. По оценке разработчиков программы Wind Fоrce-12, удельная стоимость установленной мощности ветроэнергетических установок (ВЭУ) снизится до 512 евро/кВт с сегодняшних 1 тыс. евро/кВт, а стоимость электроэнергии от ВЭУ составит 2,45 евроцента/кВт•ч. В конце 2005 г. общая установленная мощность ВЭУ в мире достигла 59 млн кВт, в 2005 г. добавилось более 11 млн, тогда как в 2004 г. — 8,3 млн, а в 2003 г. — 8,1 млн кВт. По оценкам Ассоциации ветроэнергетиков мира, 70 млн кВт могут быть достигнуты в конце 2006 г., а к 2020 г. — 120 млн кВт. Уже сейчас производство электроэнергии на ВЭУ в Дании превышает 20% от общей выработки, в Германии и Испании — более 6%. Так что 12%-ная доля ВЭУ к 2020 г. представляется вполне реальной задачей.

 

Впечатляют темпы роста основных технических параметров ВЭУ (табл. 2) за последние 25 лет.

 

Ускоренными темпами развиваются также современные технологии использования биомассы — биогазовые станции на отходах, производство биотоплива всех видов.

 

Только пока неясно, какое место будет занимать Россия на празднике экологически чистой энергии. Хотя все данные для успешного участия в нем у нас имеются:
— большинство субъектов РФ располагают двумя и более видами ВИЭ. Краснодарский край имеет уникальный потенциал геотермальной и солнечной энергии, ветровой, малых рек и водотоков, моря и т.д., который на два порядка превышает его потребности. Неслучайно системы солнечного теплоснабжения получили широкое распространение именно здесь. В целом по России экономический потенциал ВИЭ по самым скромным подсчетам составляет 270 млн т у.т., то есть около 25% внутреннего потребления энергоресурсов;
— имеются разработки и мелкосерийное производство всех видов оборудования возобновляемой энергетики, за исключением ВЭУ мощностью 16 кВт и выше. Существенные успехи достигнуты в геотермальной энергетике. На построенных за последнее время Верхне-Мутновской (3х4 МВт) и Мутновской (2х25 МВт) геотермальных станциях установлено оборудование, разработанное и изготовленное ОАО «Геотерм», Калужским турбинным заводом и др. Хорошо зарекомендовали себя в работе (уже более 5 лет) солнечные коллекторы Ковровского механического завода, микро- и малые ГЭС МНТО «ИНСЭТ», а также фотоэлектрические элементы и модули, поставляемые многими отечественными производителями за границу.

 

Однако имеющиеся возможности используются только на 5—10%.

 

Главная причина — отсутствие какого-либо стимулирования развития ВИЭ на государственном уровне. Тем не менее силами энтузиастов отрасль развивается, и сегодня может продемонстрировать результаты. В 2004 г. на ВИЭ было произведено 8,7 млрд кВт•ч (0,9% от общей выработки) и 72 млн Гкал (5,2%). К 2010 г. долю ВИЭ в производстве электроэнергии предполагается увеличить до 1%, а к 2020 г. — до 2%. Прогноз доли ВИЭ во внутреннем потреблении ТЭР (при отсутствии или, точнее, слабом участии государства в развитии отрасли) предполагает 1,9% в 2010 г. и 4,2% — в 2020-м.

 

Сегодня абсолютно необходима разработка законодательной и организационной базы развития возобновляемой энергетики, включающей принятие федерального закона «О возобновляемых источниках энергии», а также соответствующих указа президента и постановления правительства. В этих документах необходимо предусмотреть меры по стимулированию использования ВИЭ, а также решить ряд организационных и законодательных проблем. В частности:
— установить государственные цели по использованию ВИЭ в виде объема замещения органического топлива и/или вводимой мощности к 2010, 2015 и 2020 гг.;
— распространить действие существующих федеральных законов на вопросы доступа к использованию соответствующих видов ВИЭ;
— разработать Федеральную целевую программу использования ВИЭ до 2020 г. или комплекса программ по видам ВИЭ;
— образовать (назначить) орган федеральной исполнительной власти (Агентство, Центр), отвечающий за достижение государственных целей и выполнение соответствующих федеральных программ.

 

Этим, конечно, не исчерпывается комплекс необходимых мер, но главное — начать, иначе дальнейшее развитие отрасли обречено на стагнацию.

 

Павел БЕЗРУКИХ, заместитель директора Института энергетической стратегии, председатель Комитета по проблемам использования возобновляемых источников энергии Российского союза научных и инженерных общественных организаций, д.т.н.

 

 

И. А. Башмаков, Центр по эффективному использованию энергии

 

Динамика спроса на электроэнергию и мощность

 

Прогноз динамики потребления электроэнергии до 2020 года рассчитан для двух сценариев (табл. 2). В сценарии Б, помимо более медленного развития экономики и жилищного строительства, предполагалась активная работа по снижению потерь в электрических сетях и повышение эффективности использования электроэнергии в ЖКХ города. Однако, несмотря на усилия по повышению энергоэффективности, потребление электроэнергии растет на 31–55 %. По различным прогнозам для всего Московского региона рост электропотребления до 2020 года определен в диапазоне 42–64 %. Следует отметить, что Правительство Москвы реализует программы повышения энергоэффективности: при расходах 2,8 млрд руб. планируется получить экономию в 1 105 млн кВт•ч и 178 МВт электрической мощности.

 

Существует несогласованность данных об уровне совмещенного максимума электрической нагрузки в Москве. Прирост подключенных нагрузок часто отождествляют с приростом совмещенного максимума нагрузки. Точно параметр совмещенного максимума определяется не в границах города, а в пределах всего Московского региона. По состоянию на начало 2006 года он оценен в 8,2 тыс. МВт. В Генплане 2002 года на 2004 год он был определен в размере 7,3 тыс. МВт, а на 2006 год – 7,6 тыс. МВт. То есть данные Генплана-2002 на 2006 год были превышены на 600 МВт.

 

В Генплане-2002 совмещенный максимум в 2020 году оценен в 9,5 тыс. МВт. То есть прирост в 2004–2020 годах должен составить 2,2 тыс. МВт. В 2002–2005 годах электрические нагрузки росли быстрее, чем ожидалось. В 2005 году НИПИ Генплана дал прогноз прироста потребности в мощности до 2010 года в размере 2 749 МВт или на 550 МВт в год. По оценкам московского правительства, ежегодный прирост нагрузок в последние годы составлял 250 МВт, но в 2006 году существенно вырос. В последние годы во всем московском регионе прирост спроса на пиковую мощность составил 500 МВт.

 

В расчетах по Генплану используется удельный показатель прироста совмещенного максимума нагрузки на 1 м2 жилой площади, равный 18 Вт. Если применять более реалистичное допущение о масштабах прироста жилищного фонда к 2010 году, то получим, что прирост электрических нагрузок жилого фонда до 2010 года не превысит 540 МВт. На долю общественных зданий ГУП НИПИ Генплана отнесло 1 305 МВт прироста электрических нагрузок. По оценке ЦЭНЭФ, прирост площади общественных зданий в 2006–2010 годах не превысит 5 млн м2, а прирост электрических нагрузок – 300 МВт. Прирост промышленных нагрузок до 2010 года ЦЭНЭФ оценивает в 500 МВт, а ГУП НИПИ Генплана – в 725 МВт, из них практически 600 МВт прироста приходится только на два проекта. Их реализация, скорее всего, затянется. Согласно оценкам ГУП НИПИ Генплана, совмещенный максимум электрической нагрузки потребителей Москвы вырастет в 2005–2010 годах на 2 748 МВт, а по оценкам ЦЭНЭФ – на 660–1 140 МВт. Верхняя оценка соответствует среднегодовым приростам спроса на мощность в Москве в последние годы. Прирост нагрузок в 2011–2020 годах составит 1 800–3 390 МВт, т. е. будет увеличиваться на 180–340 МВт в год. Всего в 2006–2020 годах нагрузки увеличатся на 2 460–4 530 МВт.

 

Согласно последним корректировкам программы энергетического строительства, она предусматривает до 2011 года строительство в Москве 5 800 МВт электрической мощности, а также 2 600 км линий электропередач и 276 подстанций. Программа города составлена как программа развития – распределенной (малой) энергетики с доминирующей ролью децентрализованных высокоэффективных источников на основе технологии ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ (сравнительно небольшой единичной мощности). В рамках городской программы на две основные технологии – ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ – приходится 95 % намеченного прироста мощностей.

 

Планы энергетического строительства покрывают предполагаемый рост нагрузок. Однако их часть может остаться нереализованной: московские энергетики не располагают опытом масштабного энергетического строительства последних лет. Прирост электрической мощности с 1990 года составил всего 765 МВт. За период с 2001–2003 годов в энергосистеме было демонтировано 450 МВт установленной мощности и введено 341 МВт. Реально напряженность балансов электрической и тепловой мощности будет определяться тремя основными факторами:

 

– напряженностью баланса природного газа;

 

– неспособностью мобилизовать необходимые инвестиции для организации энергетического строительства преимущественно за счет внешних инвесторов при ограниченных собственных вложениях как города, так и энергетиков;

 

– способностью машиностроительного и строительно-монтажного комплекса обеспечить вводы мощностей по приемлемым удельным капитальным расходам и в необходимые сроки.

 

В каждом из этих трех направлений существуют значительные барьеры на пути строительства новых энергетических объектов, главным из которых является напряженность баланса природного газа.

 

Динамика спроса на тепловую энергию и мощность

 

Прогноз динамики потребления тепловой энергии до 2020 года рассчитан для двух сценариев (табл. 2). Согласно ему, потребление тепла вырастет на 4–5 % в 2005–2010 годах и на 14–17 % в 2005–2020 годах. Потребление тепла менее чувствительно к изменению условий развития как экономики Москвы, так и России в целом. На долю жилищного сектора, общественных зданий и коммунального сектора приходится 80–84 % всего прироста потребления тепла к 2020 году.

 

По данным теплоснабжающих организаций, суммарные тепловые нагрузки системы централизованного теплоснабжения города на 1 января 2005 года равны 40 122 Гкал/час. Жилищно-коммунальная нагрузка определена в размере 33,6 тыс. Гкал/ч (жилые, общественные и административные здания), или 84 % всего теплопотребления, а промышленная – 6,5 тыс. Гкал/ч (16 %). Все нагрузки в Москве (как, впрочем, и по всей России) расчетные. Существует значительная неопределенность в их оценке, в то время как именно по этому показателю планируется все новое строительство энергетических объектов города.

 

Опыт показывает, что расчетные тепловые нагрузки зданий обычно завышены на 20 %. Результаты энергетических обследований зданий в ЦАО (где в основном расположены старые строения) показывают, что необходимы даже более значительные корректировки тепловых нагрузок в сторону их понижения*: по отоплению – на 10 %, по ГВС – на 66 %, а в сумме – на 40 %. Неверная оценка тепловых нагрузок и недостаточная оснащенность автоматикой для регулирования ведет к избыточной поставке тепла в здания в переходные периоды при недотопах в холодные дни. Если экстраполировать результаты по ЦАО на всю Москву (неясно, насколько такая экстраполяция правомерна), то реальные присоединенные нагрузки зданий снижаются на 14 тыс. Гкал/ч.

 

Мощность, теряемая в тепловых сетях, существенно занижена. Нормативные потери, используемые в статистической отчетности и тарифообразовании, равны 6 %. Энергетические обследования систем теплоснабжения показали, что фактические потери составляют 8–18 %. Мощность, теряемая в тепловых сетях Москвы, равна не 2 200 Гкал/час, а 3 800 Гкал/ч, т. е. занижена на 1 600 Гкал/ч. С учетом этих обстоятельств суммарная тепловая нагрузка всех зданий может быть оценена в 35 866 Гкал/ч. Для дальнейших расчетов на конец 2005 года тепловая нагрузка с учетом промышленности была оценена равной 37 050 Гкал/ч.

 

Согласно оценкам ЦЭНЭФ, тепловые нагрузки потребителей Москвы к 2010 году вырастут на 3 070– 3 290 Гкал/ч, а в 2011–2020 годах – еще на 3 640–4 690 Гкал/ч. Данные сведения соответствуют оценкам Генплана-2002, но ниже последних пересмотренных. Они, по мнению автора, завышены. Во-первых, потому что завышены масштабы жилищного строительства, во-вторых, масштабы строительства общественных зданий, а в-третьих, в расчетах не учитывается ликвидация нагрузок за счет сноса ветхого жилья, где нагрузки на 1 м2 существенно выше, чем у вновь строящихся зданий.

 

* Е. Г. Гашо. Энергетические обследования предприятий ОАО «МОЭК» по методике НПК «Вектор» и МЭИ. Презентация на семинаре в Звенигороде 17 мая 2006 года.

 

Проблемы в развитии энергетики Москвы

 

Отсутствие дополнительных ресурсов природного газа может стать самой серьезной проблемой развития энергетического комплекса Москвы. Согласно данным «Приложения к постановлению Правительства Москвы от 23.11.2004 года № 808–ПП “Основные итоги реализации Генерального плана развития города Москвы за 2003 год и прогнозные показатели на первую очередь до 2006 года”», потребление газа должно вырасти в 2005–2020 годах примерно на 10 млрд м3. С учетом ситуации в российской газовой промышленности такой прирост потребности покрыть невозможно. Городу придется максимально использовать возможности повышения эффективности использования газа на существующих электростанциях и котельных, снижения доли использования природного газа для приготовления пищи и в промышленных процессах, а кроме того повышать эффективность использования электрической и тепловой энергии. По самой пессимистичной (из имеющихся) оценке прирост потребления газа в Москве в 2005–2020 годах составит только 1 млрд м3. Автор оценивает масштабы прироста использования природного газа в Москве до 2010 года в 1,5–2 млрд м3, а до 2020 года – в 4–5 млрд м3. Это, по-видимому, максимум того, на что может рассчитывать Москва.

 

Стоимость городской программы развития энергетики оценена в 400 млрд. руб., из которых, по данным правительства Москвы, 250 млрд руб. выделит РАО «ЕЭС России» и 150 млрд. руб. – город. Из 250 млрд. руб. искомых инвестиционных средств «Мосэнерго» может располагать в самом оптимистичном варианте только 150 млрд. руб. Кто бы и как бы ни инвестировал, окупаться инвестиции могут только за счет снижения издержек или роста тарифа. Если допустить, что тарифы будут расти быстрее, чем инфляция, и повысятся на 50 % к 2010 году и еще на 65 % к 2020 году, а на цели инвестирования в новое строительство будет направляться 15 % от тарифа (амортизация плюс инвестиционная надбавка), то к 2010 году из тарифа на электроэнергию можно оплатить инвестиции в размере не более 70 млрд. руб. За счет тарифов на тепло даже при уровне инвестиционной составляющей тарифа 10 % – еще 30 млрд. руб. То есть инвестиционная емкость тарифов на тепло и электроэнергию не превышает 100 млрд. руб., часть которых (не менее 40 %) пойдет на объекты, расположенные в области. Тарифы на подключение новых объектов к энергосетям определены равными 45 тыс. руб./кВт. При подключении электрической нагрузки в размере до 1–2 тыс. МВт до 2010 года за счет этого источника можно будет собрать около 45–90 млрд. руб., которые пойдут в основном (но не только) на развитие электросетевого хозяйства. Объемы привлечения инвестиций за счет дополнительной эмиссии оценить сейчас трудно, но они вряд ли смогут составить недостающие 100 млрд. руб.

 

Что касается правительства Москвы, то оно взяло на себя ответственность за мобилизацию 150 млрд руб., или 30 млрд руб./год (чуть меньше всех расходов на образование в 2004 году). Это равнозначно повышению капитальных расходов за счет городского бюджета на 50 % уже в 2007 году. Такой рост маловероятен.

 

Даже если деньги удастся найти, то при существующей ситуации с производством оборудования и сроках строительства новых станций (от полугода в газотурбинном цикле до трех в парогазовом в зависимости от мощности) реализация программы по вводу новых мощностей растянется на 7 лет, при условии что все мощности турбиностроения будут работать только на Москву. Значительная часть программы Москвы по строительству ПГУ-ТЭЦ рассчитана на газовые турбины «Сименс», паровую турбину Калужского турбинного завода и паровой котел-утилизатор инжиниринговой компании «Зиомар». Ни «Сименс», ни российское энергомашиностроение не справится с обеспечением растущего спроса в ограниченные сроки. Резкий рост спроса на фоне ограниченного предложения может привести к повышению цен на энергетическое оборудование в 3–4 раза, что уже происходит. Поэтому при тех же капитальных затратах инвесторы получат существенно меньший прирост мощности. Если исходить из суммы инвестиций в электроэнергетику Москвы в размере 400 млрд руб. на 5 лет, то получим в среднем инвестиции в энергетику в размере 80 млрд руб./год, или 25 % от всех капитальных вложений в городе. Такой резкий рост нагрузки на строительный комплекс приведет к ускоренному повышению цен на строительные материалы и строительно-монтажные работы и к дополнительному росту как цен на жилье, так и удельных капитальных расходов на прирост энергетической мощности.

 

Повышение стоимости энергетического оборудования и газа при сохранении жесткого контроля за тарифами на электроэнергию и тепло сделает бизнес по производству электроэнергии для частных инвесторов малопривлекательным, а энергетики и правительство Москвы надеются привлечь внешних инвесторов к строительству энергетических объектов. В ТЭО по строительству ПГУ-ТЭЦ в Москве расчеты ведутся исходя из удельных капитальных вложений в размере 1 700– 2 200 долл. США/кВт. По факту строительства ПГУ-КЭС в Строгино затраты составили около 3 200 долл. США/кВт. Если число часов использования электрической мощности на такой установке составит даже 7 000, то только приведенные капитальные затраты составят 1,5 руб./кВт•ч, что существенно выше стоимости приобретения электроэнергии крупными потребителями (0,4– 0,8 руб. на новом оптовом рынке электроэнергии и мощности). А ведь в расчете еще не учитывалась цена топлива и прочие расходы. При удельных капитальных вложениях в размере 1 700–2 200 долл. США/кВт, по расчетам московских специалистов, при нынешних тарифах инвестиции окупятся только за 16–25 лет. Таблица 3
Прогноз потребления электроэнергии в Москве до 2020 года, млн кВт•ч Показатель 2005 год 2010 год 2015 год 2020 год Производство электроэнергии 55 095–55 389 58 178–62 078 61 644–70 376 66 648–81 883 Собственные нужды 4 594–4 623 4 993–5 267 5 417–6 066 6 011–7 174 Потери 7 091–7 135 6 653–8 129 6 370–9 363 6 125–11 073 Потребление 36 016–36 238 39 138–41 288 42 463–47 554 47 118–56 242 Промышленность 9 623 11 662–12 070 13 142–14 469 14 729–17 237 Строительство 885 951–1 124 1 040–1 304 1 179–1 583 Транспорт 3 551 3 266–3 338 3 281–3 394 3 867–3 988 Коммунально-бытовой сектор и население 21 958–22 180 23 187–24 828 24 887–28 499 27 221–33 554 Экспорт за пределы города 7 394

 

Повышение энергоэффективности

 

Наращивание производства электроэнергии и энергетических мощностей требует огромных средств. Неспособность быстро их мобилизовать, удорожание энергетического строительства, нехватка природного газа для обеспечения топливом вновь вводимых объектов не позволят «купить время» и быстро решить проблему энергодефицита. Инвестиции в пиковые мощности практически никогда не окупаются по причине низкого числа часов их использования. Нехватка газа для обеспечения работы пиковых мощностей приводит к необходимости использования мазута, угля, дизельного топлива и даже авиационного керосина, что существенно повышает текущие затраты на производство электроэнергии и снижает прибыль. Электроэнергия, вырабатываемая на пиковых установках, существенно (в 2–14 раз) дороже отпускных тарифов, что порождает прямые убытки у ее поставщиков. Снижение доходности инвестиций в электроэнергетику ведет к неспособности решить проблему привлечения частного капитала и к усугублению проблемы дефицита мощности. По оценкам cпециалистов, рост (снижение) пиковой нагрузки на 1 % приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10 %. Поэтому снижение потребности в пиковых мощностях дает экономическую выгоду не только энергокомпаниям, но и всем потребителям за счет более медленного роста тарифов.

 

Дефицит как газа, так и электрической мощности является результатом не только высоких темпов экономического роста, но и низкой эффективности использования газа, электрической и тепловой энергии (рис. 2). Необходимо начать реализацию программ управления спросом на пиковую мощность. Таких возможностей много. Это тарифы по зонам суток (и даже по часам для покупателей на новом оптовом рынке электроэнергии и мощности), тарифы на прерываемое энергоснабжение, когда покупатель дает энергоснабжающей компании право отключать часть его установок в момент прохождения пика в обмен на льготный тариф. В Москве, к сожалению, только 10 % населения имеют двухзонные электросчетчики, дающие выгоды от использования стиральных или посудомоечных машин ночью.

 

Чтобы «купить время» нужно перейти к другому «прилавку». Два примера программ управления спросом. Комплексное утепление окна стоит 30 долл. США и позволяет выключить элекрообогреватель мощностью 1 кВт. То есть купить 1 кВт неэффективной мощности у домохозяйства стоит 30 долл. США, а не 1 000–2 000 долл. США как при новом строительстве. Для этого энергосистема может профинансировать такие работы у малоимущих, а остальным дать информацию о том, что утеплив свою квартиру и отказавшись от электрообогревателя, они могут экономить 10–40 тыс. руб. в течение 5 лет. Такая информационная компания обойдется не дороже, чем в 2–3 долл. США/кВт. Второй пример: доплата потребителям или продавцам за покупку одной компактной люминесцентной лампы 27 руб. позволяет высвободить мощность лампы накаливания равную 49 Вт или обходится в 20 долл. США/кВт. Только утепление окон и замена части ламп накаливания на энергоэффективные высвободит в Московской энергосистеме не менее 1 350 МВт, достаточных для обеспечения экономического роста в регионе в течение трех лет без строительства пиковых мощностей. На это потребуется 37 млн долл. США, а на аналогичное новое строительство мощности потребовалось бы 1 350–2 700 млн долл. США. Разница огромная. Только за счет реализации программы «Теплые окна» и «Дешевый свет» в Москве можно решить проблемы надвигающейся зимы. Но решать проблему нужно сейчас, пока еще можно открывать окна. Таких программ покупки неэффективной мощности или смещения максимума нагрузки можно разработать много и за их счет управлять спросом. Без этого рост спроса на мощность не удастся покрыть, а нехватка электроэнергии и природного газа все сильнее будет сдерживать экономический рост в Москве.

 

И вывоз строительного мусора. Вывоз строительного мусора бункер, производителей.

 

Рынок бытовых и промышленных сче. Украина берет курс на энергосбер. Глава 4. Энергосбережение — масштабный го. Строительство тэц для муниципаль.

 

Главная ->  Экология