|
Расширенный поиск
Закон Самарской области от 27.12.2005 № 233-ГДЗАКОН САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ОБЛАСТНОЙ ЦЕЛЕВОЙ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2006 - 2015 ГОДЫ (В редакции Закона Самарской области от 07.12.2006 г. N 161-ГД) Принят Самарской Губернской Думой 13 декабря 2005 года Статья 1 Утвердить прилагаемую областную целевую программу развития малой энергетики в Самарской области на 2006 - 2015 годы. Статья 2 Настоящий Закон вступает в силу по истечении десяти дней со дня его официального опубликования. И.о. Губернатора Самарской области С.А.Сычев Приложение к Закону Самарской области "Об утверждении областной целевой программы развития малой энергетики в Самарской области на 2006 - 2015 годы" ОБЛАСТНАЯ ЦЕЛЕВАЯ ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2006 - 2015 ГОДЫ (ДАЛЕЕ - ПРОГРАММА) (В редакции Закона Самарской области от 07.12.2006 г. N 161-ГД) Паспорт Программы НАИМЕНОВАНИЕ - областная целевая программа ПРОГРАММЫ развития малой энергетики в Самарской области на 2006 - 2015 годы ОСНОВАНИЕ И ДАТА - поручение председателя ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ Правительства Самарской области О РАЗРАБОТКЕ от 14.02.2005 ПРОГРАММЫ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ - Правительство Самарской области ЗАКАЗЧИК ПРОГРАММЫ ГОЛОВНОЙ - государственное унитарное ИСПОЛНИТЕЛЬ предприятие Самарской области ПРОГРАММЫ "Самарская региональная энергетическая корпорация" (далее - ГУП "СамРЭК") (по согласованию) ОСНОВНЫЕ - министерство промышленности и РАЗРАБОТЧИКИ энергетики Самарской области ПРОГРАММЫ ГУП "СамРЭК" (по согласованию) ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ - содействие обеспечению удвоения ПРОГРАММЫ валового регионального продукта Самарской области к 2010 году без увеличения финансовых затрат на топливно-энергетические ресурсы; повышение уровня жизни населения за счет внедрения новых энергоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергии; повышение надежности топливно- энергетического обеспечения потребителей Самарской области; повышение эффективности использования топливно- энергетических ресурсов; снижение удельной энергоемкости внутреннего регионального продукта за счет внедрения новых технологий и энергоэффективного оборудования, использования научно-технического, инновационного и кадрового потенциала области; снижение доли затрат на энергообеспечение организациями комплекса ЖКХ; уменьшение негативного воздействия на окружающую среду в соответствии с требованиями Киотского протокола СРОКИ И ЭТАПЫ - с 2006 по 2015 год РЕАЛИЗАЦИИ реализация Программы ПРОГРАММЫ осуществляется в четыре этапа: 1 этап (2006 г.) - внедрение пилотных проектов; 2 этап (2007 - 2009 гг.) - реконструкция энергетических объектов, использующих дорогостоящие и экологически вредные виды топлива; 3 этап (2010 - 2012 гг.) - реконструкция энергетических объектов, имеющих в своем составе оборудование с критическим сроком эксплуатации и высоким удельным расходом топлива; 4 этап (2013 - 2015 гг.) - 100 - процентный перевод объектов малой энергетики на когенерационную технологию производства энергии ИСПОЛНИТЕЛИ - ГУЛ "СамРЭК" (по согласованию); ПРОГРАММЫ органы местного самоуправления в Самарской области (по согласованию); подрядные организации, определяемые на конкурсной основе ОБЪЕМ И - 9 236 млн. рублей, из них: ИСТОЧНИКИ 1 383 млн. рублей - средства ФИНАНСИРОВАНИЯ областного бюджета; ПРОГРАММЫ предполагается привлечение внебюджетных средств в сумме 7 853 млн. рублей; объемы финансирования мероприятий Программы ежегодно уточняются при разработке прогнозов социально- экономического развития области; органы исполнительной власти Самарской области и органы местного самоуправления в Самарской области ежегодно уточняют и согласовывают перечень первоочередных проектов и мероприятий, намеченных для финансирования; мероприятия, финансирование которых предполагается осуществить за счет внебюджетных источников, не являются расходными обязательствами Самарской области СИСТЕМА - контроль за исполнением ОРГАНИЗАЦИИ Программы осуществляется КОНТРОЛЯ ЗА министерством экономического ИСПОЛНЕНИЕМ развития, инвестиций и торговли ПРОГРАММЫ Самарской области, министерством управления финансами Самарской области, министерством промышленности и энергетики Самарской области, министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области. Общую координацию хода выполнения Программы осуществляет ГУП "СамРЭК". Органы исполнительной власти Самарской области обеспечивают создание и функционирование системы планирования, учета за ходом выполнения программных мероприятий ОЖИДАЕМЫЕ - повышение эффективности КОНЕЧНЫЕ использования топливно- РЕЗУЛЬТАТЫ энергетических ресурсов в ПРОГРАММЫ энергетическом секторе экономики области; перевод экономики области на энергоэффективный путь развития за счет создания и внедрения новейших технологий и оборудования; достижение экономии топлива; повышение качества жизни населения (снижение темпов роста затрат на энергообеспечение населения, повышение энерговооруженности); изменение экологической обстановки в области согласно положениям Киотского протокола. 1. Содержание проблемы и обоснование необходимости ее решения программными методами Актуальность Программы определяется тем, что она направлена на решение важнейшей задачи государства - повышение уровня жизни россиян. Именно эту задачу Президент Российской Федерации В.В. Путин в своем ежегодном Послании к Федеральному Собранию Российской Федерации определил как приоритетную в государственной политике России на ближайшие годы. Вряд ли можно подвергнуть сомнению тот факт, что решение столь важной как для страны в целом, так и для каждого ее гражданина задачи требует реформирования жилищно-коммунального хозяйства и, прежде всего, топливно-энергетического сектора. Стратегическим направлением в развитии топливно-энергетического сектора экономики сегодня является повышение эффективности использования природных энергетических ресурсов в целях существенного увеличения объема производимого внутреннего регионального продукта и улучшения качества жизни населения. Именно топливно-энергетический сектор экономики определяет финансово-экономические показатели и возможности устойчивого социально-экономического развития Самарской области. Однако, располагая мощным производственно-технологическим, научно-техническим и интеллектуально-кадровым потенциалом, значительными ресурсами углеводородного сырья, топливно-энергетический сектор области имеет сравнительно низкую энергоэффективность. Вследствие этого возрастает себестоимость производимой промышленной и сельскохозяйственной продукции, снижается ее конкурентоспособность, увеличиваются ежегодные затраты на поддержание в работоспособном состоянии и развитие топливно-энергетического комплекса, возрастают издержки населения на потребляемые топливно-энергетические ресурсы, что негативно сказывается на уровне жизни. Анализ ситуации в топливно-энергетической сфере Самарской области показывает, что на сегодняшний день основными проблемами являются: дефицит инвестиций в развитие и модернизацию объектов производства и передачи тепловой энергии; неразвитость механизмов оптимизации потребления топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) и внедрения энергосберегающих технологий; отсутствие достоверной информации о составе, структуре и объемах энергоснабжения населения, осуществляемого через энергосберегающие организации; зависимость ОАО "Самараэнерго" как основного поставщика энергии в регионе от ситуации на федеральном оптовом рынке электрической энергии и мощности; отсутствие конкуренции в энергетическом секторе и низкая эффективность использования ТЭР организациями жилищно-коммунального комплекса. Решение этих проблем возможно при условии, что реформирование топливно-энергетического сектора опирается на государственную политику. Усиление роли государственного управления, естественно, предполагает выделение значительных финансовых средств на структурную перестройку и техническое перевооружение данного сектора экономики. Председателем Правительства Самарской области дано поручение от 14.02.2005 министерству промышленности и энергетики Самарской области разработать областную программу - стратегию развития системы энергообеспечения населения Самарской области. Главная цель данной стратегии - начать реформу жилищно-коммунального хозяйства (далее - ЖКХ), изменить степень надежности инженерно-технической части энергооборудования, обеспечивающего тепловой и электрической энергией социально значимые объекты (больницы, детские дошкольные учреждения, жилые дома, и т.д.). Выполняя данное решение, разработчики Программы исходили из того, что сегодня в условиях коммунальной реформы и сложившихся цен, стремящихся к мировому уровню на исходное топливо, решение поставленной проблемы должно базироваться на использовании в энергетике новых энергосберегающих технологий. Именно акцент на внедрение современных, экономичных технологий определяет новизну предлагаемой Программы. Практическая реализация приоритетных направлений Программы осуществляется путем мониторинга их реализации, анализа эффективности принимаемых организационных, финансово-экономических, правовых и структурных решений, регулирующих взаимоотношения в топливно-энергетическом секторе экономики, что позволит обеспечить научно-обоснованное, экономически оправданное строительство энергетических объектов. 1.1. Общие положения Когенерация - высокоэффективное использование первичного источника энергии - газа для получения двух форм полезной энергии - тепловой и электрической. Главное преимущество этой технологии перед обычными технологическими процессами, применяемыми на теплоэлектростанциях, состоит в том, что преобразование энергии происходит с большей эффективностью. Иными словами, система когенерации позволяет использовать то тепло, которое обычно просто теряется. При этом снижается потребность в покупной энергии на величину вырабатываемых тепловой и электрической энергии, что способствует уменьшению производственных расходов. Когенератор (когенерационная установка) - установка, одновременно вырабатывающая электрическую и тепловую энергию. Когенератор состоит из двигателя (дизельного, газопоршневого двигателя внутреннего сгорания, газовой турбины), электрогенератора, системы отбора (утилизации) тепла и системы управления. При работе двигателя-генератора утилизируется тепло газовыхлопа, масляного холодильника и охлаждающей жидкости двигателя. Положение когенераторов на российском рынке энергоснабжения Применение когенераторов в центральной части крупных городов позволяет эффективно дополнять рынок энергоснабжения без реконструкции старых перегруженных сетей. При этом значительно увеличивается качество электрической и тепловой энергий. Автономная работа когенератора позволяет обеспечить потребителей электроэнергией со стабильными параметрами по частоте и по напряжению, тепловой энергией со стабильными параметрами по температуре и качественной горячей водой. В качестве потенциальных объектов для применения когенерации в России выступают промышленные производства, заводы, нефтеперерабатывающие заводы, больницы, объекты жилищной сферы малых муниципальных образований, собственные нужды газоперекачивающих станций, компрессорных станций, котельных и т.д. В результате внедрения комбинированных источников возможно решение проблемы обеспечения потребителей теплом и электроэнергией без дополнительного строительства мощных линий электропередачи и теплопроводов. Приближение энергоисточников к потребителям позволит значительно сократить протяженность сетей, следовательно, сэкономить средства на их строительство и обслуживание, снизить потери при передаче энергии и улучшить ее качество, а значит, и повысить коэффициент использования энергии природного газа. Применение когенерационных установок целесообразно в тех местах, где теплообеспечение за счет централизованных источников энергии неэффективно или существенно затратно. Когенератор является эффективной альтернативой тепловым сетям благодаря гибкому изменению параметров теплоносителя в зависимости от требований потребителя в любое время года. Он не подвержен зависимости от экономического состояния дел в крупных теплоэнергетических компаниях. Когенератор вырабатывает электроэнергию и тепловую энергию в соотношении 1:1,6. Доход (или экономия) от реализации электроэнергии и тепловой энергии покрывает все расходы на когенератор. Окупаемость капитальных вложений в когенераторы происходит быстрее окупаемости средств, затраченных на подключение к тепловым сетям, обеспечивая тем самым быстрый и устойчивый возврат инвестиций. Когенерационные установки могут устанавливаться в относительно небольших помещениях действующих котельных, причем существующие котлы могут использоваться как резервные или дополнительные источники тепла в период пиковых нагрузок. Когенераторы хорошо вписываются в электрическую схему отдельных потребителей и в электрические сети города при параллельной работе с сетью, при этом централизованное электрообеспечение сохраняется как резервное. Когенераторы покрывают недостаток генерирующих мощностей в малых городах. Появление когенераторов позволяет разгрузить электрические сети, обеспечить стабильное качество электроэнергии и делает возможным подключение новых потребителей соответствующей мощности. Конкурентный анализ российского рынка энергоснабжения Условия, выдвигаемые поставщиками электроэнергии и тепловой энергии для подключения к электрическим и тепловым сетям, часто ведут к значительным безвозвратным расходам и даже к пересмотру этих же подключений. Удельная стоимость подключения к энергетическим сетям уже достигла, а на ряде объектов превышает удельную стоимость когенерационной установки с одинаковыми энергетическими параметрами. Существенная разница между капитальными затратами на энергоснабжение от сетей и энергоснабжение от собственного источника заключается в том, что капитальные затраты, связанные с приобретением когенератора, возмещаются, а капитальные затраты на подключение к сетям безвозвратно теряются при передаче вновь построенных подстанций на баланс энергетических компаний. Капитальные затраты при применении когенератора компенсируются за счет низкой себестоимости энергии в целом. Более того, энергоснабжение от когенератора позволяет снизить ежегодные расходы на электро- и теплоснабжение по сравнению с энергосбережением от энергосистем примерно на 2 800 - 2 900 руб. за каждый киловатт номинальной электрической мощности когенератора в том случае, когда когенератор работает в базовом режиме генерации энергии. Это особенно выгодно для электрических и тепловых сетей. Электрическая сеть будет заинтересована в подключении когенератора к своим сетям, так как при этом она приобретает дополнительную генерирующую мощность без капитальных вложений на строительство электростанций. В таком случае энергосистема закупает дешевую электроэнергию для ее последовательной реализации по более выгодному тарифу. Тепловые сети получают возможность снизить производство тепла и закупают дешевое тепло для его реализации близлежащим потребителям посредством существующих тепловых сетей. Мини-ТЭЦ - электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя. В качестве источника энергии в мини-ТЭЦ используются газопоршневые установки (далее - ГПУ) с дизельными или газовыми двигателями внутреннего сгорания (далее - ДВС) и газотурбинные установки (далее - ГТУ). Наибольшей эффективностью, надежностью и универсальностью отличаются установки на основе газовых (газопоршневых) двигателей. Это вызвано, прежде всего, современными требованиями к экологической чистоте окружающей среды, а также к снижению эксплуатационных расходов на органическое топливо и доступностью его использования. Таким образом, мини-ТЭЦ предоставляют возможности выбора наиболее эффективного пути решения проблемы энергоснабжения за счет широкого диапазона режимов эксплуатации, большого выбора вспомогательного оборудования и систем, различных вариантов компоновок, что позволяет точно и оптимально приспособить установку к работе в любых условиях применения. При невысоких капитальных и эксплуатационных затратах эти электростанции обеспечивают максимальную эффективность инвестиций за счет производства электроэнергии и тепла по весьма конкурентным ценам. Диапазон применяемых единичных мощностей от 20 кВт. до 3 МВт, тип и количество устанавливаемых агрегатов обеспечивают оптимальную конфигурацию для получения необходимой мощности мини-ТЭЦ в зависимости от режимов ее использования. 1.2. Обоснование разработки и внедрения Программы 1.2.1. Характеристика состояния энергетического комплекса ЖКХ и основных проблем в сфере энергообеспечения населения малых городов и населенных пунктов Самарской области Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии (теплофикация) - это наиболее эффективный способ экономии топлива как в ЖКХ, так и в промышленности. Проблемы теплофикации неновы для Самарской области. Они являются естественным следствием существования и развития Единой энергетической системы СССР. Централизованная система теплоснабжения в городах и высокая доля тепловых станций в энергетическом балансе страны обусловили наличие теплоэлектростанций (далее - ТЭС), работающих в теплофикационном режиме. Большая часть теплоэлектростанций построена более 30 лет назад, и их модернизация сегодня малоэффективна. Несмотря на то что 2/5 населения области проживает в малых городах и небольших населенных пунктах, основные центры производства электрической и тепловой энергии сосредоточены в крупных населенных пунктах, таких как Самара, Тольятти, Сызрань, Новокуйбышевск, где имеется достаточная плотность тепловых нагрузок и высокая концентрация производственных мощностей. В то же время в ряде малых городов и населенных пунктах теплоснабжение осуществляется от промышленных организаций и небольших водогрейных котельных, принадлежащих муниципальным предприятиям ЖКХ. Основу энергетического комплекса Самарской области составляет ОАО "Самараэнерго", в состав которого входят восемь теплоэлектроцентралей (далее - ТЭЦ): Самарская ТЭЦ, Безымянская ТЭЦ, Самарская ГРЭС, Тольяттинская ТЭЦ, ТЭЦ Волжского автозавода, Новокуйбышевские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Сызранская ТЭЦ. Распределение и транспортировку электрической и тепловой энергии обеспечивают самарские, волжские, жигулевские и чапаевские предприятия электрических сетей, Самарские и Тольяттинские тепловые сети, входящие в состав ОАО "Самараэнерго". Техническое состояние турбоагрегатов ТЭЦ ОАО "Самараэнерго" характеризуется высоким уровнем выработки ресурса. Средний износ оборудования составляет примерно 60%. Большинство действующих теплосетей имеют срок службы 20 - 25 лет, требуют реконструкции и замены отдельных участков, что, безусловно, сказывается на уровне комфортности и безопасного проживания населения. Еще хуже обстоят дела с состоянием энергетического комплекса в малых городах и небольших населенных пунктах области, где производство тепловой энергии сосредоточено в муниципальных котельных, а альтернативные или аварийные источники электрической энергии и вовсе отсутствуют. В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в области производится только на паротурбинных ТЭЦ, которые дают всего лишь около 30% тепловой энергии; основная часть тепловой энергии (около 46%) производится в котельных, которые не только не производят электроэнергию, но и являются ее крупнейшими потребителями в сфере ЖКХ. Источников генерации электрической энергии в малых городах и небольших населенных пунктах области нет, вследствие чего электрическую энергию приходится транспортировать на большие расстояния от мест ее производства, которые в основном сосредоточены в центре Самарской области. В результате отдаленные населенные пункты и районные центры испытывают сезонную и пиковую нехватку электроэнергии, особенно в районах, граничащих с энергетическими системами других сопредельных государств и областей России. Отсутствие электрогенерирующих организаций "малой энергетики", альтернативных централизованным источникам электроэнергии, превращает жителей малых городов и небольших населенных пунктов в "заложников" состояния оборудования централизованной энергосистемы области ("большой энергетики", включающей в себя только ТЭЦ). Ее специфической особенностью является существенная зависимость вырабатываемой электрической мощности от тепловой нагрузки при комбинированной выработке энергии, что, в конечном счете, и привело к глобальному сбою в энергосистеме ОАО "Мосэнерго" РАО "ЕЭС России". Так, в летние периоды мощные теплофикационные паротурбинные установки на ТЭЦ "Самараэнерго" вынуждены работать в режиме, близком к конденсационному (с КПД порядка 15 - 25%). Это означает, что до 75 - 85% теплоты сгорания топлива выбрасывается в атмосферу через градирни. Кроме того, на устойчивость электроснабжения отдаленных населенных пунктов влияет и такой фактор, как природные катаклизмы и опасность террористической угрозы, что обусловлено передачей электроэнергии на большие расстояния и подверженностью линий электопередачи (далее - ЛЭП) атмосферным явлениям. Основные проблемы электроэнергетической отрасли в Самарской области одинаковы как для "большой" так и для "малой" энергетики: дефицит инвестиций в развитие и модернизацию объектов производства и передачи энергии; использование ТЭР предприятиями ЖКХ с низкой эффективностью как следствие отсутствия конкуренции на рынке производства и снабжения энергией; неразвитость механизмов оптимизации потребления ТЭР и внедрения энергосберегающих технологий; отсутствие полной информации о составе, структуре и объемах энергоснабжения населения, осуществляемого через энергообеспечивающие организации, не находящиеся в ведении муниципальных образований; незавершенность процесса реструктуризации РАО ЕЭС России" и необоснованная ценовая политика, проводимая РАО ЕЭС, в том числе и ОАО "Самараэнерго", заставляющая высокоэнергозатратные организации искать более дешевые источники энергии или создавать свои собственные генерирующие организации. Малая генерирующая энергетика в регионе представлена мини-ГЭС в г. Сызрани (постройки 1927 года), энергоисточниками нефтеперерабатывающих заводов, смонтированными энергоисточниками в г. Самаре на основе ГПУ установок электрической мощностью 6 МВт и в г. Нефтегорске на основе ГТУ электрической мощностью 4,4 МВт. Эти установки находятся в неработающем состоянии из-за ряда организационных и технических проблем. Проблемы с внедрением объектов малой энергетики связаны еще и с тем, что практически отсутствует опыт эксплуатации подобного оборудования, а также существует дефицит объективной информации об эксплуатационных затратах и надежности отечественных и зарубежных установок. Неосвоенность когенерационного направления в энергетике Самарской области объясняется отчасти тем, что в советские годы при проектировании котельных акцент делался исключительно на выработку тепловой энергии. Вопросам более глубокого использования энергии топлива уделялось недостаточно внимания, поскольку цена топлива была невысока и внедрение экономичных технологий не было столь актуальным. В условиях коммунальной реформы и новых экономических отношений потребуется максимальное снижение себестоимости вырабатываемой и транспортируемой тепловой энергии. Оно может быть обеспечено путем использования на котельных газопоршневых и газотурбинных когенерационных агрегатов и другого вспомогательного оборудования, что позволит производить электрическую энергию, которая станет ценным "сопутствующим продуктом", повышающим показатели работы теплоисточника. Значительно повысить надежность работы котельных и получить собственную муниципальную электроэнергию позволит собственное производство электроэнергии. Самарская область как промышленно развитый регион с развитой нефте- и газодобывающей и перерабатывающей отраслью экономики имеет все необходимые предпосылки, чтобы занять лидирующее место по внедрению комбинированного производства тепла и электроэнергии. В области имеется обширная сеть котельных, а также производство газотурбинных агрегатов, которыми можно оснастить теплоисточники для выработки электроэнергии. Это создает предпосылки для реконструирования котельных в мини-ТЭЦ. При этом наиболее оптимальными являются условия, когда вырабатываемая электрическая энергия не только покрывает собственные нужды теплоисточника, но и экспортируется во внешнюю (в том числе и централизованную) электросеть. Однако подобная схема требует решения проблемы доступа независимых производителей электроэнергии к областной энергетической инфраструктуре с целью производства, транспортировки и потребления энергии. До сих пор не определены правовые основы функционирования независимых производителей энергии. Длительная задержка в подготовке нормативных актов такого рода создает реальные проблемы для строительства эффективных независимых энергоисточников в регионах. В этой связи по решению Губернатора Самарской области Управлением Госэнергонадзора по Самарской области и ОАО "Регионэнергоэффект" были разработаны и представлены на утверждение Правительства Самарской области Временные правила, устанавливающие правовые основы недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии. Предусмотрено их действие на территории Самарской области до момента принятия Правительством Российской Федерации правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии. В настоящее время должна быть завершена работа по принятию пакета законодательных актов муниципального, областного и федерального уровня. Эти документы в законодательном порядке должны регламентировать основные аспекты подключения малых производителей электроэнергии к сетям и льготные условия продажи производимого электричества. Представляется, что взаимодействие электрообрудования мини-ТЭЦ с централизованными электросетями ОАО "Самараэнерго" возможно только на принципах параллельного присоединения с целью аварийного подключения в случаях непредвиденного (непланового) останова агрегатов мини-ТЭЦ и кратковременного покрытия пиков нагрузки за счет импорта электроэнергии из внешних электросетей. Анализ энергопотребления муниципальными предприятиями ЖКХ позволил выявить тот факт, что оборудование котельных находится в предаварийном состоянии, имеет низкий КПД; из-за большой протяженности и некачественной теплоизоляции трубопроводов чрезмерно велики потери тепловой энергии. Анализ потерь электрической и тепловой энергии в сетях (на основе текущей отчетности за 2004 год) показал высокий уровень дифференциации плановых технологических потерь. Рыночные преобразования в основном не изменили основные принципы и инфраструктуру функционирования региональной энергетики и сложившийся порядок энергообеспечения населения Самарской области. В целом энергообеспечение населения Самарской области можно оценить как удовлетворительное. Однако существует ряд технических и организационных проблем, обусловливающих снижение надежности и ухудшение качества энергоснабжения, особенно в городах и отдельных населенных пунктах: высокий износ энергооборудования, несовершенство схем энергоснабжения, низкая платежная дисциплина потребителей ТЭР, отсутствие ответственности за качество предоставляемых энергетических услуг. Характерными признаками муниципальной энергетики являются высокий износ основных фондов, аварийность оборудования, низкий уровень квалификации персонала. Техническое состояние большинства объектов инженерной инфраструктуры в ЖКХ области и уровень предоставления жилищно-коммунальных услуг не соответствуют современным требованиям. Физический износ основной массы действующих отопительных котельных достигает уровня 60%. Устаревшее оборудование приводит к нерациональному, излишнему расходу топлива на выработку теплой энергии и к росту ее себестоимости. В малых городах и населенных пунктах районов Самарской области большинство тепловых сетей имеют срок эксплуатации более 20 лет. Износ тепловых сетей в целом по области составляет 50 - 60%. Потери тепла при эксплуатации таких сетей превышают нормативные показатели и достигают 30% от произведенной тепловой энергии. Ремонт электрических сетей и электрооборудования осуществляется в аварийно-восстановительном режиме, планово-предупредительные ремонты энергетического хозяйства не проводятся в требуемом объеме, в том числе по причине недостаточной оснащенности муниципальных энергохозяйств необходимой технической и ремонтной базой, что существенно снижает надежность энергообеспечения населения Самарской области в целом. При действующей системе финансовых взаимоотношений между организациями, предоставляющими энергетические услуги, органами местного самоуправления и населением и в условиях отсутствия конкуренции поставщики ТЭР не заинтересованы в сокращении собственных производственных затрат и удешевлении предоставляемых услуг. Из-за монопольного положения организаций, оказывающих коммунальные услуги, неразвитого механизма контроля за их деятельностью, правовой незащищенности населения качество предоставляемых услуг находится на низком уровне и не обеспечивает в должной степени потребностей населения. Основной причиной завышения финансовых издержек и затрат бюджетов всех уровней на дотирование предоставляемых жилищно-коммунальных услуг является низкая энергетическая эффективность жилищно-коммунального хозяйства региона. Основным топливным ресурсом Самарской области является природный газ. В настоящее время бесперебойная поставка природного газа населению осуществляется благодаря своевременному обслуживанию и ремонту внутригородских и внутрирайонных газовых сетей и газового оборудования. Дефицит природного газа в отдельные периоды осенне-зимнего максимума энергетических нагрузок, как правило, возникает при резких похолоданиях. При этом теплоснабжающие организации зачастую не обеспечивают надлежащего температурного режима теплоносителя, вследствие чего резко возрастает потребление природного газа населением, которое в эти периоды вынуждено в массовом порядке использовать газовые плиты и горелки для отопления помещений. При снижении температуры сетевой воды и низкой температуре наружного воздуха население в целях обогрева также использует электроотопительные приборы, вследствие этого происходит значительный рост потребления электрической энергии в жилищно-бытовом секторе, что приводит к перегрузкам и снижению надежности системы электроснабжения. Реализация в 2006 - 2010 годах принятого пакета федеральных законов о реформировании электроэнергетики Российской Федерации приведет к созданию в стране и российских регионах принципиально новой модели энергетики. Основной целью реформирования электроэнергетики страны является формирование конкурентной среды в отрасли, т.е. разделение вертикально интегрированных АО-Энерго (в Самарской области ОАО "Самараэнерго") на отдельные организации по видам деятельности: генерирующие, распределительные, магистральные, энергосбытовые, сервисные. Структурные изменения в "большой" энергетике будут оказывать прямое влияние на функционирование муниципальной ("малой") энергетики, что приведет к изменению порядка энергообеспечения населения Самарской области. Решение названных проблем представляется очевидным и включает "надстройку" блоков ТЭЦ газовыми турбинами, строительство малых энергетических комплексов мощностью от 0,1 до 30 МВт с выработкой электрической энергии на тепловом потреблении, создание малой когенерационной энергетики в коммунальном хозяйстве. 1.2.2. Мотивации,определяющие целесообразность строительства мини-ТЭЦ Обследование энергодефицитных объектов и обеспеченности энергоносителями населенных пунктов Самарской области, состояния котельных, сетевых коммуникаций, проведенное министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области, подтверждает высокую потребность в переоснащении энергообъектов. Существенной экономии топлива, снижения себестоимости электрической и тепловой энергии можно добиться лишь при техническом перевооружении энергетики с использованием комбинированной (когенерационной) выработки электрической и тепловой энергии. Опрос органов местного самоуправления муниципальных образований подтверждает существующую потребность в дополнительных мощностях, замене изношенного оборудования, снижении издержек путем повышения эффективности производства энергии за счет когенерации. Поэтому в Самарской области вопрос развития локальных и автономных систем энергоснабжения на базе когенерационных ГПУ и ГТУ малой и средней мощности с утилизацией тепла для теплоснабжения потребителей приобрел особую актуальность. Строительство новых мини-ТЭЦ ведет к необходимости внедрения автоматизированных систем диспетчеризации и управления энергетическим оборудованием (АСДУЭО), а следовательно, к модернизации уже существующих котельных с котлами на газовом топливе и имеющихся котлов с заменой газовых горелок, что будет способствовать значительному улучшению работы котельных и даст еще больший эффект. Применение ГПУ и ГТУ малой и средней мощности на мини-ТЭЦ - наиболее вероятный путь технического перевооружения региональной энергетики. Для практической реализации этих достаточно быстро окупаемых проектов требуются сравнительно небольшие капиталовложения промышленных организаций, муниципалитетов и частных инвесторов. Себестоимость энергии высокоэкономичных мини-ТЭЦ будет ниже, чем себестоимость энергии устаревших паротурбинных электростанций, и при свободной конкуренции на энергетическом рынке они могут продавать электрическую и тепловую энергию по пониженным тарифам. Мини-ТЭЦ могут применяться в качестве основного или резервного источника электроэнергии для коммунального хозяйства и очистных сооружений, организаций промышленности и сельского хозяйства, в административных и медицинских учреждениях, жилых комплексах как в автономном режиме, так и совместно с централизованными системами электроснабжения и тепла. Достоинствами мини-ТЭЦ являются: низкая стоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла; КПД мини-ТЭЦ достигает 88 - 92%, что вдвое больше того же показателя традиционных ТЭЦ на паровых турбоагрегатах; многотопливность: возможность использования в качестве топлива отходов, попутных газов при нефтедобыче, отходов древесины при проведении санитарных вырубок; гибкость в конструкции, исполнении и использовании, широкий выбор технологических схем для получения электроэнергии, тепла в виде пара/горячей воды или холода (вода с температурой +6 - 12 °С) для систем кондиционирования; возможность максимально приблизить производство энергии к потребителям, а следовательно, сократить протяженность сетей, снизить затраты на их строительство и содержание; быстрая окупаемость; низкий расход топлива, большой моторесурс и долговечность; экологическая безопасность. Мотивации использования мини-ТЭЦ: высокие затраты на подвод электроэнергии и тепла; ограниченные возможности централизованных источников электроэнергии и тепла при расширении мощностей; риск нарушения технологии или непрерывности технологических процессов из-за критического качества и количества получаемой электроэнергии и тепла; в случаях, когда затраты на штрафы за выбросы в атмосферу попутного газа и прочих продуктов при нефтедобыче сопоставимы со "стоимостью оборудования электростанции; низкая себестоимость топлива для нефтегазовых компаний и возможность реализации электроэнергии и тепла; возможность снижения зависимости от роста тарифов на электроэнергию и тепло; формирование цивилизованной тарифной политики (появляется возможность управления тарифами). Главной целью строительства электростанции является достаточное и надежное обеспечение потребностей в электроэнергии и тепле при рациональном использовании ТЭР в соответствии с требованиями охраны окружающей среды и быстром возврате инвестированного капитала. Строительство мини-ТЭЦ при невысоких капитальных и эксплуатационных затратах позволяет обеспечить максимально возможные прибыли от инвестиций. Среди экономических обоснований строительства мини-ТЭЦ специалисты выделяют то, что условия, выдвигаемые поставщиками электроэнергии и тепла для подключения к электрическим и тепловым сетям, часто ведут к значительным безвозвратным расходам и даже к пересмотру условий проведенных подключений. Кроме того, отмечается, что эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к минимуму вследствие того, что КПД промышленных и отопительных котельных сведен до уровня КПД котлов, а также вследствие тепловых потерь и потерь от утечек при передаче горячей воды на большие расстояния, которые достигают 20 - 25%. Капитальные затраты при применении мини-ТЭЦ компенсируются за счет низкой себестоимости энергии в целом. Более того, при подключении новых мощностей отпадает необходимость в строительстве ЛЭП, ТП, протяженной кабельной сети. По имеющимся оценкам, передача газа по газопроводам в 10 - 12 раз экономичнее передачи электрической энергии по высоковольтным линиям электропередачи. Снижение затрат на тепло- и электроснабжение, по различным оценкам, может достигать величины в 3,5 - 4 раза или дать прибыль в 1,12 - 1,16 руб./(кВт. ч.), а срок окупаемости при этом составит от 3 до 5 лет. Расчеты показывают, что один час работы когенератора электрической мощностью 1 МВт экономит примерно 1 700 - 1 800 рублей. Достаточные условия мотивации: гарантированная государством покупка электрической энергии, получаемой при выработке необходимого и достаточного количества тепла на мини-ТЭЦ; научно обоснованные принципы применения и размещения когенерационных установок на региональном уровне; создание мощностей по изготовлению ГТУ и ГПУ на основе передовых технологий на территории Российской Федерации, соответствующих мировым стандартам; освоение производства когенерационных установок, использующих в качестве топлива попутные газы нефтедобычи и нефтепереработки, отходы переработки древесины и бытовые отходы. Постоянный рост цен на природный газ заставляет обратить пристальное внимание на использование альтернативных источников энергии как на мощный фактор, способный при грамотном использовании не только значительно снизить себестоимость вырабатываемой энергии, но и радикально уменьшить отрицательное воздействие на окружающую среду, использовав, таким образом, механизмы Киотского протокола. Современные технологии позволяют использовать в качестве топлива для силовых установок мини-ТЭЦ попутные газы нефтедобычи, нефтепереработки, отходы санитарной вырубки леса, органический мусор. Первым альтернативным источником энергии, достойным внимания, являются попутные газы нефтедобычи. В Самарской области при разработке нефтяных месторождений ежегодно добывается порядка 120 млн. куб. м попутного нефтяного газа. Часть данного газа используется в технологических целях в качестве затворного газа и т.п., однако основное количество сжигается в факелах, нанося при этом значительный вред экологии области. При использовании данного газа в качестве альтернативного топлива основной проблемой является строительство дорогостоящих газопроводов и газоперекачивающих станций для транспортировки газа к месту потребления. Другой способ использования этого ресурса заключается в строительстве непосредственно на месторождениях заводов сжижения попутного газа. Полученная в результате пропан-бутановая смесь (ПБС) транспортируется к местам использования автотранспортом. Однако оборудование для сжижения газа, широко используемое в настоящее время, довольно громоздко, сложно в эксплуатации и обслуживании и использует в качестве топлива электроэнергию. Соответственно, возникает необходимость в строительстве ЛЭП к месторождениям, что сводит на нет преимущества данного варианта использования попутного газа. В рамках Программы для обеспечения генерирующих объектов альтернативным топливом предлагается устанавливать на нефтяных месторождениях термоакустическую станцию сжижения газа нового поколения. Данная технология позволяет охлаждать попутный газ вплоть до криогенных температур без использования механических компрессоров и подвода электрической мощности. Термоакустические установки приводятся в действие тепловой энергией, получаемой, например, за счет сжигания части газа, что делает их энергетически автономными. Отсутствие движущихся механических частей, то есть исключительная простота и надежность, а также энергетическая автономность позволяют размещать термоакустические установки для сжижения попутного нефтяного газа непосредственно на промыслах без необходимости создания какой-либо инфраструктуры. Данная установка обладает достаточной мобильностью, лишена механических компонентов, а следовательно, не требует значительных эксплуатационных затрат, проста в обслуживании и полностью автономна. Учитывая производительность установок подобного типа, а также запасы попутного газа в Самарской области, внедрение данной технологии в рамках Программы может обеспечить энергогенерирующие объекты ЖКХ в значительном объеме дешевым топливом, одновременно сократив вредные выбросы от сжигания попутных газов. Стоимость 1 тыс. куб. м попутного газа, прошедшего сжижение на вышеописанной установке и транспортировку к месту потребления в пределах Самарской области, составляет 1 тыс. руб., в то время как стоимость природного газа, транспортируемого обычным способом, 1,2 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м. Учитывая объем потребления газа организациями ЖКХ, внедрение данной технологии способно принести ощутимую экономию средств и стать гарантией снижения тарифов на производимую тепловую и электрическую энергию. Еще одним источником энергии, способным сократить потребление природного газа предприятиями ЖКХ, является использование в качестве топлива так называемого пиролизного газа. Данный газ является продуктом сжигания отходов деревообработки и иного органического мусора в газогенераторах. Подобная технология отработана и широко используется на Западе. Конструкция газогенераторов позволяет размещать такие устройства непосредственно при когенерационных ТЭЦ в качестве дополнительного модуля. Известны мобильные установки переработки отходов санитарной вырубки, осуществляющие приготовление "пилет" - гранулированного топлива для газогенератора непосредственно на лесосеках. При сжигании топлива в газогенераторах в процессе пиролиза кроме пиролизного газа образуются коксы товарного качества. Стоимость комплекса "мобильная установка топливо-приготовления-газогенератор" составляет 10 млн. руб. (при производительности 4 800 тыс. куб. м пиролизного газа в год и себестоимости 1 тыс. куб. м газа - 475 руб.). Объемы ежегодной санитарной вырубки лесов в Самарской области равны 48 тыс. куб. м. Данная технология позволяет при сжигании отходов наносить меньший вред экологии, чем их свободное гниение. Недоруб по санитарным вырубкам последних 10 лет составил 180 тыс. куб. м. Следует отметить, что в районе города Похвистнево сосредоточено значительное количество нефтеносных месторождений и лесных угодий. Таким образом, имеется возможность внедрить вышеописанные технологии на "пилотном" этапе освоения Программы, сократив, тем самым сроки окупаемости проекта реформирования энергетического хозяйства города Похвистнево за счет использования более дешевого топлива, альтернативного природному газу, и начать отработку использования механизмов Киотского протокола. Расположение автономных теплоэлектростанций в непосредственной близости от потребителя позволит снизить расходы, связанные с содержанием и эксплуатацией инфраструктуры теплоэнергетического комплекса, тепловых и электрических сетей. Экономические, энергетические и экологические свойства мини-ТЭЦ обеспечивают их конкурентоспособность на рынке ЖКХ области. 3. Цели, задачи и сроки реализации Программы 3.1. Основные цели и задачи Программы и мероприятия по их реализации Основными целями и задачами Программы являются: содействие обеспечению удвоения валового регионального продукта Самарской области к 2010 году без увеличения финансовых затрат на ТЭР; повышение уровня жизни населения за счет внедрения новых энергоэффективных технологий производства электрической и тепловой энергии; повышение надежности топливо-энергетического обеспечения потребителей Самарской области; повышение эффективности использования ТЭР; снижение удельной энергоемкости внутреннего регионального продукта за счет внедрения новых технологий и энергоэффективного оборудования, использования научно-технического, инновационного и кадрового потенциала области; снижение доли затрат на энергообеспечение организациями комплекса ЖКХ; уменьшение негативного воздействия на окружающую среду в соответствии с требованиями Киотского протокола. Для реализации поставленных целей и задач Программой предусмотрены следующие мероприятия: снижение себестоимости тепловой и электрической энергии за счет экономически обоснованного сочетания централизованного энергоснабжения и децентрализованных энергоисточников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии; перевод котельных в мини-ТЭЦ; разработка и реализация механизма, регулирующего рациональное использование топлива в регионе; реализация проектов по оптимизации теплоснабжения городов и районов области, реально снижающих тарифы; реализация совместных энергоэффективных проектов с промышленными организациями по оптимизации электро- и теплоснабжения; использование положений Киотского протокола; создание производств энергосберегающего оборудования; применение дешевых и возобновляемых видов топлива; максимальное использование вторичных энергоресурсов и вовлечение их в топливно-энергетический баланс региона. 3.2. Этапы реализации Программы Программа рассчитана на период с 2006 - по 2015 год. Реализация Программы будет осуществляться в четыре этапа: 1 этап - внедрение трех пилотных проектов в городских округах Похвистнево, Чапаевск и селе Большая Черниговка; 2 этап - реконструкция энергетических (теплоснабжающих) объектов, обеспечивающих энергией население и бюджетные организации, использующих дорогостоящие и экологически вредные виды топлива; 3 этап - реконструкция энергетических (теплоснабжающих) объектов, обеспечивающих энергией население и бюджетные организации, имеющих в своем составе оборудование с критическим сроком эксплуатации и высоким удельным расходом топлива; 4 этап - перевод всех остальных теплоснабжающих объектов, обеспечивающих энергией население и бюджетные организации, в режим когенерации. На первом этапе реализации проекта по "малой" энергетике ГУЛ "СамРЭК" в 2006 году предполагает разработать пилотные проекты и установить в муниципальных образованиях 6 - 7 мини-ТЭЦ на базе ГПУ и ГТУ с суммарной электрической мощностью 47 МВт. В настоящее время ведутся работы по конструированию мини-ТЭЦ на базе газотурбинных двигателей производства самарских организаций и развитию собственного сборочного производства газодизельных когенерационных агрегатов, которые после заводских испытаний, начиная со II-го этапа, планируется устанавливать на ряде объектов ЖКХ. Намечена следующая программа установки новых мини-ТЭЦ или реконструкции существующих энергообъектов в области (табл. 1). Таблица 1 |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| | | 2006 | 2007 | 2008 | 2009-2012 | 2012-2015 |Всего| |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| |Создаваемая | | | | | | | |эл.мощность | | | | | | | |мини-ТЭЦ, МВт | 47 | 30 | 30 | 100 | 125 | 332| |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| |Требуемые | | | | | | | |инвестиции | | | | | | | |(ориентировочно),| | | | | | | |млн. рублей | 1011 | 900 | 900 | 2700 | 3725 | 9236| |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| |В том числе: | | | | | | | |средства | | | | | | | |областного | | | | | | | |бюджета | 149 | 135 | 135 | 405 | 559 | 1383| |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| |внебюджетные | | | | | | | |средства | 862 | 765 | 765 | 2295 | 3166 | 7853| |—————————————————|——————|——————|——————|———————————|———————————|—————| (Таблица 1 в редакции Закона Самарской области от 07.12.2006 г. N 161-ГД) Мероприятия, финансирование которых предполагается осуществить за счет внебюджетных источников, не являются расходными обязательства ми Самарской области. Перечень теплоснабжающих объектов области по этапам реализации мероприятий Программы приведен в таблицах 2 - 5. Таблица 2 Перечень теплоснабжающих объектов, определенных к реализации в качестве пилотных проектов на I этапе |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| | N | Название |Количество| Годовой | Суммарная | Тип | Вид | Годовой | Расход |Потери в |Тариф на | Тариф на |Действующий| |п/п| теплоснабжающих |котельных | объем | производи- | котло- | топлива | расход |э/энергии |тепловых | произ- | передачу | тариф, | | | объектов | |вырабатываемой| тельность | агрегата |(основное,|условного|на техно- | сетях, | водство | тепловой | руб./Гкал | | | | | т/энергии, | котло- | |резервное)|топлива, |логические|тыс. Гкал|тепловой | энергии, | | | | | | тыс. Гкал | агрегатов | | | тыс. | цели, | |энергии, |руб./Гкал | | | | | | | (проектная/ | | | т.у.т. | тыс. | |руб./Гкал| | | | | | | |фактическая),| | | | кВт. ч. | | | | | | | | | | Гкал./ч | | | | | | | | | |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| | 1 |МУП "Похвистнево- | 5| 89,884| 49,89|водогрейные| газ | 14 964 | 2 981,02| 3,11 | 395| 67| 462| | |энерго", | | | | | | | | | | | | | |г. Похвистнево | | | | | | | | | | | | |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| | 2 |ОАО "Тепловые | 11| 516,374| 503,54| паровые, | газ | 76 164 | 30 167,33| 30,98 | 378| 72| 450| | |сети", | | | |водогрейные| | | | | | | | | |г. Чапаевск | | | | | | | | | | | | |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| | 3 |Большечерниговское| 1| 15,5 | 1,12|водогрейные| газ | 4 989,3| 273,3 | 0,673| 521| 48| 569| | |МУ ПО ЖКХ, | | | | | | | | | | | | | |с. Большая | | | | | | | | | | | | | |Черниговка | | | | | | | | | | | | |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| | |Итого | 18| 621,758| 554,55| | | 96 117,3| 33 421,65| 34,763| | | | |———|——————————————————|——————————|——————————————|—————————————|———————————|——————————|—————————|——————————|—————————|—————————|——————————|———————————| Таблица 3 Перечень теплоснабжающих объектов, использующих дорогостоящие и экологически вредные виды топлива на II этапе |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | N | Название | Кол-во | Годовой | Суммарная | Тип | Вид | Годовой | Расход |Потери в|Тариф на|Тариф на |Действующий| |п/п| теплоснабжающих |котельных| объем | произво- | котло- | топлива | расход |э/энергии |тепловых| произ- |передачу | тариф, | | | объектов | | выраба- | дительность |агрегатов|(основное,| условного |на техно- | сетях, |водство |тепловой | руб./Гкал | | | | | тываемой | котло- | |резервное)| топлива, |логические| тыс. |тепловой|энергии, | | | | | |т/энергии,| агрегата | | |тыс. т.у.т.| цели, | Гкал |энергии,|руб./Гкал| | | | | |тыс. Гкал | (проектная/ | | | | тыс. | | руб./ | | | | | | | |фактическая),| | | | кВт. ч. | | Гкал | | | | | | | | Гкал/ч | | | | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 1 |МУП | 8| 33,5| 40,7|паровые, |газ - 47%,| газ - | 1 936,3 | 3,8 | 820| 127| 947| | |"Сызраньжилкомхоз"| | | | водо- |мазут - | 2419,66; | | | | | | | |Сызранского района| | | | грейные |53% | мазут - | | | | | | | | | | | | | | 3273,96 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 2 |МУЖРЭП | 14| 84,2| 55,8|паровые, |газ - |газ - | 3 923,72| 8,5 | 715| 68| | | |"Коммунальник" | | | | водо- |46,1%, |7353,05; | | | | | | | |п. Безенчука | | | | грейные |нефть - |нефть - | | | | | | | | | | | | |53%, |7217,32; | | | | | | | | | | | | |диз. |диз. | | | | | | | | | | | | |топливо - |топливо - | | | | | | | | | | | | |0,1%, |16,31; | | | | | | | | | | | | |кам. уголь|уголь - | | | | | | | | | | | | | - 0,8% |119,75 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 3 |МУП | 25| 51,22| 32,08| водо- |газ - |газ - | 1 277,94| 5,28| 668| 70| 738| | |"Волжсксельхоз- | | | | грейные |79,8%, |6 745,8; | | | | | | | |энерго" Волжского | | | | |нефть - |нефть- | | | | | | | |района | | | | |20,2% |1 710 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 4 |МУП ПО ЖКХ | 8| 32,1 | 21,76| водо- |газ - |нефть - | 2 015,88| 3,05| 601| 72| 673| | |Богатовского | | | | грейные |88,8%, |616,5; | | | | | | | |района | | | | |нефть - |газ - 4 912| | | | | | | | | | | | |11,2% | | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 5 |Большечерниговское| 28| 52 | 27,4 | водо- |газ - 59%,|газ - | 1 960,4 | 3,1 | 521| 48| 569| | |МУ ПОЖКХ | | | | грейные |нефть - |5 761,5; | | | | | | | | | | | | |41% |нефть - | | | | | | | | | | | | | |3 707,9 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 6 |МУП "ПОЖКХ | 18| 50,2 | 19,6 | водо- |мазут - 1%|мазут - | 740,45| 5,21| 489| 70| 559| | |Шигонского района"| | | | грейные | |115,9; | | | | | | | | | | | | | |газ - | | | | | | | | | | | | | |7 567,1 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | 7 |МУП ЖКХ | 16| 33 | 2,3 | водо- |газ, нефть|газ - | 1 184,37| 3,22| 484| 71| 555| | |"Комсомольское" | | | | грейные | |5 287,0; | | | | | | | |Кинельского района| | | | | |нефть - | | | | | | | | | | | | | |300,784 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| | |Итого | 117| 336,22| 199,64| | |газ - | 13 039,06| 32,16| | | | | | | | | | | |39 776,11; | | | | | | | | | | | | | |мазут - | | | | | | | | | | | | | |3 389,86; | | | | | | | | | | | | | |нефть - | | | | | | | | | | | | | |13 552,504;| | | | | | | | | | | | | |диз. | | | | | | | | | | | | | |топливо - | | | | | | | | | | | | | |16,31; | | | | | | | | | | | | | |кам. уголь | | | | | | | | | | | | | |- 119,75 | | | | | | |———|——————————————————|—————————|——————————|—————————————|—————————|——————————|———————————|——————————|————————|————————|—————————|———————————| Таблица 4 Перечень теплоснабжающих объектов, имеющих в своем составе оборудование критических сроков эксплуатации с высоким удельным расходом топлива |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | N | Название |Количество| Годовой | Суммарная | Тип | Вид | Годовой |Удельный | Расход |Потери в| Тариф на |Тариф на |Действующий| |п/п|теплоснабжающих |котельных | объем | произво- | котло- | топлива | расход | расход |э/энергии |тепловых|производство|передачу | тариф, | | | объектов | | выраба- | дительность |агрегата|(основное,|условного|топлива, |на техно- | сетях, | тепловой |тепловой | руб./Гкал | | | | | тываемой | котло- | |резервное)|топлива, | кг |логические| тыс. | энергии, |энергии, | | | | | |т/энергии,| агрегатов | | | тыс. |у.т/Гкал | цели, | Гкал | руб./Гкал |руб./Гкал| | | | | |тыс. Гкал | (проектная/ | | | т.у.т. | | тыс. | | | | | | | | | |фактическая),| | | | | кВт. ч. | | | | | | | | | | Гкал/ч | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 1 |МУП "ЖЭУ" | 10| 12,77| 13,85| водо- | газ | 2 243,7 | 175,7| 430,35| 1,25 | 589| 89| 678| | |г. Кинеля | | | |грейные | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 2 |МУП "Мирненское | 7| 4,88| 2,5 | водо- | газ | 844,9 | 173,1| 97,6 | 4,37 | 567| 73| 640| | |ЖКХ" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Красноярского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 3 |МУП ЖКХ | 1| 5,4 | 3,56| водо- | газ | 1 070,5 | 198 | 189 | 0,512| 554| 82| 636| | |"Малышевка" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Кинельского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 4 |МУП ЖКХ | 10| 21,64| 20,04| водо- | газ | 3 801,7 | 175,7| 444 | 2,06 | 547| 84| 631| | |Хворостянского | | | |грейные | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 5 |МУП ЖКХ | 4| 17,9 | 14,88| водо- | газ | 3 087,75| 172,5| 983,96| 1,7 | 539| 68| 607| | |"Подстепкинское"| | | |грейные | | | | | | | | | | |Ставропольского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 6 |МУП | 7| 32,95| 14,1 | водо- | газ | 5 640,1 | 171,2| 1 077,46| 3,298| 463| 66| 529| | |"Жилкомсервис" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Красноярского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 7 |МУП | 2| 41 | 31,1 | водо- | газ | 6 978 | 170,2| 2 164,8 | 2,7 | 474| 51| 525| | |"Алексеевский | | | |грейные | | | | | | | | | | |комбинат | | | | | | | | | | | | | | |коммунальных | | | | | | | | | | | | | | |предприятий и | | | | | | | | | | | | | | |благоустройства"| | | | | | | | | | | | | | |г. Кинеля | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 8 |МУП | 3| 9,36| 3,6 | водо- | газ | 1 596,8 | 170,6| 252,72| 0,71| 447| 73| 520| | |"Коммунальник" | | | |грейные | | | | | | | | | | |с. Новый Буян | | | | | | | | | | | | | | |Красноярского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | 9 |МУП "ЖКО - | 6| 64,18| 17,5 | водо- | газ |10 932,78| 170,4| 1 553,16| 5,33| 443| 56| 499| | |Кинель" | | | |грейные | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| |10 |МП ПО ЖКХ | 1| 39,5 | 21,95| водо- | газ | 6 985,6 | 177 | 1 267,95| 4,27| 425| 60| 485| | |Кошкинского | | | |грейные | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| | |ИТОГО | 51| 185,35| 143 | водо- | газ |43 181,83| | 8 461 | 26,2 | | | | | | | | | |грейные | | | | | | | | | |———|————————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|—————————|—————————|——————————|————————|————————————|—————————|———————————| Таблица 5 Перечень теплоснабжающих объектов со 100-процентным переводом в режим когенерации на IV этапе |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | N | Название |Количество| Годовой | Суммарная | Тип | Вид | Годовой |Удельный | Расход |Потери в|Тариф на |Тариф на |Действующий| |п/п|теплоснабжающих|котельных | объем | произво- | котло- | топлива | расход | расход |э/энергии |тепловых| произ- |передачу | тариф, | | | объектов | | выраба- | дительность |агрегата|(основное,| условного |топлива, |на техно- | сетях, | водство |тепловой | руб./Гкал | | | | | тываемой | котло- | |резервное)| топлива, | кг |логические| тыс. |тепловой |энергии, | | | | | |т/энергии,| агрегатов | | |тыс. т.у.т.|у.т/Гкал | цели, | Гкал |энергии, |руб./Гкал| | | | | |тыс. Гкал | (проектная/ | | | | | тыс. | |руб./Гкал| | | | | | | |фактическая),| | | | | кВт. ч. | | | | | | | | | | Гкал/ч | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 1 |МУП | 9| 17,25| 41,99| водо- | газ | 2 892,827| 167,7| 517,5 | 1,74 | 738| 121| 859| | |"Ставрополь- | | | |грейные | | | | | | | | | | |жилкомхоз" | | | | | | | | | | | | | | |Ставропольского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 2 |МУП ЖКХ | 2| 5,46| 5,62| водо- | газ | 893,6 | 163,8| 180,05| 0,516| 660| 102| 762| | |"Ягодинское" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Ставропольского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 3 |МУП ЖКХ | 4| 5,37| 3,96| водо- | газ | 680,2 | 156 | 836,11| 0,8 | 556| 80| 636| | |"Сосново- | | | |грейные | | | | | | | | | | |солонецкое" | | | | | | | | | | | | | | |Ставропольского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 4 |МУП | 14| 20,22| 11 | водо- | газ | 3 412,8 | 168,8| 525,72| 1,75 | 559| 57| 616| | |"Красноярское | | | |грейные | | | | | | | | | | |ЖКХ" | | | | | | | | | | | | | | |Красноярского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 5 |МУП "Кротовское| 10| 36,98| 21,3 | водо- | газ | 6 278,7 | 169,8| 1 738,06| 3,7 | 537| 74| 611| | |ЖКХ" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Кинель- | | | | | | | | | | | | | | |Черкасского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 6 |МУП ЖКХ | 3| 12 | 12 |паровые,| газ | 1 944 | 162 | 902,31| 1,18 | 521| 78| 599| | |"Чубовское" | | | | водо- | | | | | | | | | | |Кинельского | | | |грейные | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 7 |МУП "Усольское | 2| 4,9 | 3,7 | водо- | газ | 828,1 | 169 | 107,31| 0,49 | 487| 72| 559| | |ЖКХ" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Шигонского | | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 8 |МУП "Управление| 5| 56,95| 30,1 |паровые,| газ |газ | 164 | 2 346,34| 4,87 | 479| 76| 555| | |ЖКХ" | | | | водо- |природн.; |природн. - | | | | | | | | |Борского района| | | |грейные | попутный |7 730; газ | | | | | | | | | | | | | | газ |попут. | | | | | | | | | | | | | | | - 1 609 | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| | 9 |МУП ЖКХ | 35| 34,87| 47,75| водо- | газ | 5 855 | 167,9| 1 011,23| 3,4 | 446| 64| 510| | |Похвистневского| | | |грейные | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |10 |МУП | 3| 27,56| 21,5 |паровые | газ | 4 395,8 | 159,5| 1 140,98| 2,7 | 439| 60| 499| | |"Курумоченский | | | | | | | | | | | | | | |ПЖРТ" Волжского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |11 |МУП ЖКХ | 4| 29,2 | 13,96| водо- | газ | 4 918,1 | 168,4| 1 130,04| 2,77 | 435| 63| 498| | |"Хрящевское" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Ставропольского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |12 |ММУП ЖКХ | 8| 19,4 | 17,3 | водо- | газ | 3 149,13 | 162,4| 550,96| 1,1 | 443| 43| 486| | |Алексеевского | | | |грейные | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |13 |МУП ЖКХ | 2| 8,64| 4,3 | водо- | газ | 1 396,6 | 161,7| 400,03| 0,864| 422| 62| 484| | |"Пискалинское" | | | |грейные | | | | | | | | | | |Ставропольского| | | | | | | | | | | | | | |района | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |14 |МП Шенталинское| 5| 29,3 | 23,5 | водо- | газ | 4 778,51 | 162,9| 638,74| 2,79 | 417| 64| 481| | |ПО ЖКХ | | | |грейные | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |15 |МУП "Участок | 1| 46,95| 30,6 |паровые,| газ | 7 229,994| 154 | 1 126,8 | 4,48 | 413| 68| 481| | |ЖКХ п. Усть- | | | | водо- | | | | | | | | | | |Кинельский" | | | |грейные | | | | | | | | | | |г. Кинеля | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |16 |МУП "Тепло- | 6| 217,6 | 139 |паровые,| газ | 35 277 | 162,1| 10 053,12| 20,7 | 375| 105| 480| | |снабжение" | | | | водо- | | | | | | | | | | |п. Безенчука | | | |грейные | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |17 |Челно- | 18| 34,3 | 37,04| водо- | газ | 5 734,7 | 167,2| 823,2 | 3,3 | 413| 61| 474| | |Вершинское МУП | | | |грейные | | | | | | | | | | |ПО ЖКХ | | | | | | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |18 |МУП "Жилкомхоз"| 25| 381,2 | 425,96|паровые,| газ. | 64 880,24 | 170,2| 11 493,18| 40,57 | 475| 68| 543| | |г. Жигулевска | | | | водо- |резервное | | | | | | | | | | | | | |грейные | мазут | | | | | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| |19 |ИТОГО | 156| 988,15| 890,58| | |162 275,3 | | 35 521,68| 97,72 | | | | |———|———————————————|——————————|——————————|—————————————|————————|——————————|———————————|—————————|——————————|————————|—————————|—————————|———————————| 4. Перспективы производства когенерационных установок в Самарской области Самарская область имеет все предпосылки для развития малой энергетики на современных технологических принципах. Строительство независимых энергоисточников должно не только удовлетворять корпоративным интересам заказчика, но и давать соответствующий экономический эффект для области или ее отдельных районов. При этом разработка экономико-математической модели размещения объектов малой энергетики требует комплексного подхода к проблеме с учетом конкретных климатических, географических, экономических и социальных условий топливного баланса региона. Здесь необходимо участие органов исполнительной власти с установлением взаимовыгодных договорных взаимоотношений с региональными энергосистемами. Малые сроки строительства мини-ТЭЦ с блочно-модульными конструкциями энергоагрегатов и их размещение в легкосборных облегченных зданиях способствуют снижению сроков окупаемости капиталовложений. Создание мини-ТЭЦ возможно по различным схемам. Наиболее простой и дешевый вариант может быть реализован для котельных с паровыми котлами суммарной паропроизводительностью от 20 кг до нескольких тонн пара в час. В этом случае между паровыми котлами и подогревателями сетевой воды включаются противодавленческие паровые турбины электрической мощностью от 500 кВт до 6 МВт, что позволяет, исключив дросселирование пара, вырабатывать электроэнергию для обеспечения собственных нужд. По этому пути проведена модернизация системы пароснабжения ОАО "Куйбышевазот" с установкой противодавленческой турбины мощностью 6 МВт производства ОАО "Турбокон" (г. Калуга). Срок окупаемости капитальных вложений в эти проекты не превышает трех лет. В городах, где муниципальные котельные удалены от систем централизованного теплоснабжения и от ТЭЦ, установлено несколько десятков крупных паровых и водогрейных котлов типов ДЕ-25/13, ДКВР-20/13, ДКВР-10/14, ПТВМ-30, целесообразна "надстройка" этих котельных несколькими типами газотурбинных установок с электрической мощностью от 4 до 18 МВт со сбросом отработавших газов в топки существующих котлов. Наряду с получением значительной экономии топлива, которое при ужесточающихся лимитах является средством развития экономического потенциала в производящих отраслях региональной экономики, при масштабном строительстве мини-ТЭЦ с газопоршневыми энергоагрегатами единичной мощностью от 200 кВт до 1,5 МВт эффективно решается проблема электроснабжения малых городов и населенных пунктов области, увеличивается их энергетическая независимость, появляется возможность вывода из эксплуатации низкоэкономичных энергоснабжающих агрегатов. Учитывая сравнительно небольшие затраты, необходимые для строительства мини-ТЭЦ, ориентация на развитие в области "малой энергетики" позволит привлечь значительные инвестиции от внутренних и внешних инвесторов, дать импульс для загрузки областных моторостроительных и прочих предприятий. Кроме того, значительный потенциал по созданию мини-ТЭЦ имеется на ряде промышленных объектов области, особенно в районах, имеющих дефицит в системах электроснабжения - в пропускной способности ЛЭП и на трансформаторных подстанциях. К настоящему времени СНТК им. Н.Д. Кузнецова в Самаре разработан ряд конвертированных газотурбинных энергетических установок мощностью от 4 до 30 МВт. В частности, на Безымянской ТЭЦ с 1999 года в опытно-промышленной эксплуатации находится газотурбинная электростанция ГТЭ-25/39 на базе ГТД НК-37 мощностью 25 МВт с паровым котлом-утилизатором. На Тольяттинской компрессорной станции ОАО "Самаратрансгаз" успешно проведены межведомственные испытания блочно-транспортабельной электростанции БГТЭС-9,5 электрической мощностью 9,5 МВт. ОАО "Самара-Авиагаз" разработана комплектная автоматизированная блочно-модульная мини-ТЭЦ "Жигули" электрической мощностью 10,5 МВт с водогрейным котлом-утилизатором тепловой мощностью 15 МВт (13 Гкал/ч) на базе ГТУ НК-14ЭБР производства ОАО "Моторостроитель" мощностью 10,5 МВт с КПД 33%, имеющей наиболее высокие "маневренные характеристики среди отечественных энергетических газотурбинных установок. СНТК им. Н.Д. Кузнецова совместно с Казанским моторостроительным производственным объединением готовит к выпуску в 2005 году энергоустановку НК-127 электрической мощностью 4 МВт с КПД 33% и газотурбинную теплоэлектростанцию ЭСТГ-18 электрической и тепловой мощностью 18 МВт и 25 МВт (22 Гкал/ч) соответственно на базе ГТД НК-16-18СТ. Ряд организаций в г. Самаре работает в тесной кооперации по изготовлению узлов и систем газотурбинного оборудования. ОАО "Металлист-Самара" занимается изготовлением камер сгорания и прочего вспомогательного оборудования для газотурбинных установок. ООО "Самара-Авиагаз" - головной поставщик оборудования по ряду проектов модернизации газоперекачивающих агрегатов ОАО "Газпром", занимается разработкой и изготовлением вспомогательного оборудования и узлов для газотурбинных установок. Именно эти организации являются ядром формирующейся в настоящее время корпорации "Двигатели НК". Основная задача создаваемой корпорации - выход на рынок энергетического газотурбинного оборудования, используя совместные производственные, интеллектуальные и финансовые ресурсы и имеющиеся конкурентоспособные разработки. По основным техническим показателям отечественные газотурбинные двигатели не уступают импортным, а удельная стоимость оборудования на 1 кВт электрической мощности в 2 - 3 раза ниже импортных установок. По удельным расходам топлива и себестоимости производимой энергии газотурбинные энергоустановки на 30 - 40% эффективнее тех, которые используются на ряде устаревших ТЭЦ ОАО "Самараэнерго". В течение первого и частично в течение второго этапа реализации Программы в самарских организациях планируются организационно-технические решения, направленные на обеспечение выпуска комплексного ряда мини-ТЭЦ. Системой программных мероприятий предусматривается: проектирование газотурбинных двигателей малого мощностного ряда, двигателей внутреннего сгорания газодизельного типа и комплекса основного и вспомогательного оборудования мини-ТЭЦ; оснащение производства для изготовления опытного образца; изготовление опытных образцов; стендовые испытания и доводка образцов; изготовление головных образцов электростанций каждого типа двигателей; монтажные, пуско-наладочные работы и опытная эксплуатация мини-ТЭЦ. Сроки разработки и создания опытных образцов мини-ТЭЦ - 2006 - 2007 годы. Так, в планах проведения ОКР ООО "Самара-Авиагаз" совместно с СНТК им. Н.Д. Кузнецова намечена разработка ГТУ мощностью 1,5 - 8 МВт со сроками: исполнения технической документации - 2006 г.; выпуска опытного образца - 2006 г.; проведения опытно-конструкторских исследований и сертификационных испытаний - 2006 г. - начало 2007 г. В процессе реализации Программы в 2006 - 2007 годах договорными отношениями обеспечивается установление оптимальных экономических связей между участниками Программы. 5. Участники Программы Участниками Программы являются: банки, инвесторы - финансовые организации, предоставляющие долгосрочные заемные средства (коммерческое финансирование) для покрытия части инвестиционных затрат проекта, отбор финансовых учреждений для участия в Программе должен осуществляться на конкурсной основе; поставщики оборудования - ведущие зарубежные и российские производители энергогенерирующего оборудования, обеспечивающие комплексную поставку мини-ТЭЦ; уполномоченные органы исполнительной власти Самарской области - инвестор и гарант по привлекаемым заемным средствам со стороны банков, инвесторов; государственное унитарное предприятие Самарской области "СамРЭК" - исполнитель Программы (по согласованию); энергогенерирующие компании - вновь создаваемые компании, производители и поставщики энергии для потребителей; поставщики топлива - поставщики природного газа и иных видов топлива для работы мини-ТЭЦ; энергосбытовые компании - хозяйствующие субъекты, осуществляющие деятельность по реализации (сбыту) электрической и тепловой энергии. потребители энергии - промышленные организации, население региона. 6. Экономическая эффективность Программы Управлением по государственному регулированию и контролю в электроэнергетике Самарской области проведена оценка потребности в размещении когенерационных установок в муниципальных образованиях региона (крупные города Самара, Тольятти, Новокуйбышевск, Сызрань не включены). В состав оцениваемых объектов было отобрано 319 котельных, не обладающих установками, позволяющими одновременно с тепловой энергией вырабатывать электрическую энергию (когенерационными установками), и имеющих наиболее высокие тарифы на тепловую энергию. Основные параметры выбранных энергообъектов следующие: суммарная теплопроизводительность котлоагрегатов (установленная тепловая мощность) выбранных котельных составляет 1233 Гкал/ч; годовой полезный отпуск тепла выбранных котельных составляет 1,47 млн. Гкал; средневзвешенный тариф по отобранным энергообъектам в 2005 году составляет 569,43 руб./Гкал. Согласно произведенным расчетам при использовании совместного коммерческого и бюджетного финансирования (соотношение 85%/15%) себестоимость генерации на единицу продукции составит: тепловая энергия: 300 - 380 руб./Гкал; электрическая энергия: 0,33 - 0,68 руб./кВт. ч. Себестоимость электрической энергии при этом значительно ниже тарифов на энергоносители для районов Самарской области. Сроки окупаемости капиталовложений в газотурбинные и газопоршневые мини-ТЭЦ еще больше снизятся в случае присоединения к ним постоянных длительных тепловых нагрузок. Реализация Программы при условии полной замены устаревших и неэффективных котельных когенерационными мини-ТЭЦ позволит: обеспечить соответствующий объем тепловой энергии (1,47 млн. Гкал) с меньшими затратами на ее производство; дополнительно обеспечить отпуск электроэнергии потребителям в объеме 1,36 млрд. кВт. ч. (соответственно отказаться от ее закупки на ФОРЭМ); достичь годовой экономии 280 - 347 млн. руб. Если вводимые мини-ТЭЦ будут иметь суммарную тепловую мощность порядка 1500 Гкал/ч и электрическую мощность 1500 - 1700 МВт, то годовая экономия расхода топлива по области может составить около 2 млрд. куб. нм3 газа. Экономия топлива на этапах реализации Программы представлена в таблице 6. Таблица 6 Экономия топлива на теплоснабжающих объектах после замены котельного оборудования на когенерационные системы |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| | Название |Годовой объем | Объем | Расход | КПД | Произво- | Удельный | Годовой | Экономия | | теплоснабжающих |вырабатываемой|вырабатываемой | э/энергии |электри- | дительность |расход топлива | расход |природного | | объектов | т/энергии, |электроэнергии,| на техно- |ческий, %| агрегатов |когенерационных| условного | газа, | | | тыс. Гкал | тыс. кВт. ч |логические | |мини-ТЭЦ, эл. | установок | топлива, |тыс. куб. м| | | | | цели, | |энергия/тепло,| мини-ТЭЦ, | т.у.т. | | | | | | тыс. | | МВт | кг/кВт. час | | | | | | | кВт. ч. | | |(тип установки)| | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |МУЛ | 89,884| 146 029 | 2 981,02| 39,5| 1,0/1,251 | 0,2014 | 14 964 | 21 115,25| |"Похвистнево-энерго"| | | | | | (ГПУ) | | | |г. Похвистнево | | | | | | PG1250B | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |ОАО "Тепловые сети" | 516,374| 755 052 | 30 167,33| 35,4| 30/38,6 | 0,204 | 76 164 | 105 548,12| |г. Чапаевска | | | | | | (ГТУ) | | | | | | | | | | НК-900Э | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |Большечерниговское | 15,5 | 25 182 | 273,3 | 39,5| 1,0/1,251 | 0,2014 | 4 989,3| 5 735,94| |МУ ПО ЖКХ с. Большая| | | | | | (ГПУ) | | | |Черниговка | | | | | | PG1250B | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |I этап ИТОГО | 621,758| 926 263 | 33 421,65| | | | 96 117,3| 132 399,31| |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |МУЖРЭП | 84,2 | 27 584,385| 3 923,72| 31 | 18/25 | 0,2472 |газ - 7 | 5 861,78| |"Коммунальник" | | | | | | (ГТУ) |353,05; | | |п. Безенчука | | | | | | ЭСТГ-18 |нефть - | | | | | | | | | |7 217,32; | | | | | | | | | |диз. топливо -| | | | | | | | | |16,31; | | | | | | | | | |уголь - 119,75| | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |Остальные ТСО с| 252,02 | 409 442,28 | 9 115,34| 39,5| 1,0/1,251 | 0,2014 |газ - | 50 615,72| |мини-ТЭЦ на| | | | | | (ГПУ) |32 423,06; | | |газопоршневых | | | | | | PG1250B |мазут - | | |установках | | | | | | |3 389,86; | | |(6 объектов) | | | | | | |нефть - | | | | | | | | | |6 335,184 | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |II этап ИТОГО | 336,22 | 437 025,345| 13 039,06| | | |газ - | 56 477,5| | | | | | | | |39 776,11 | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |МУП "ЖКО-Кинель" | 64,18 | 79 977,43 | 1 553,16| 33 | 10/15 | 0,228 | 10 932,78| 11 145,86| | | | | | | | (ГТУ) | | | | | | | | | | ЭСТГ-10 | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |Остальные ТСО с| 121,17 | 196 857,87 | 6 907,84| 39,5| 1,0/1,251 | 0,2014 | 32 249,05| 38 967,23| |мини-ТЭЦ на| | | | | | (ГПУ) | | | |газопоршневых | | | | | | PG1250B | | | |установках | | | | | | | | | |(9 объектов) | | | | | | | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |III этап ИТОГО | 185,35 | 276 835,3 | 8 461 | | | | 43 181,83| 50 113,09| |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |МУП "Жилкомхоз" | 381,2 | 557 398,21 | 11 493,18| 35,4| 30/38,6 | 0,204 | 64 880,24| 85 443,23| |г. Жигулевска | | | | | | (ГТУ) | | | | | | | | | | НК-900Э | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |Остальные ТСО с| 332,4 | 540 031,012| 11 629,04| 39,5| 1,0/1,251 | 0,2014 | 54 388,06| 77 261,05| |мини-ТЭЦ на| | | | | | (ГПУ) | | | |газопоршневых | | | | | | PG1250B | | | |установках | | | | | | | | | |(15 объектов) | | | | | | | | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |IV этап ИТОГО | 988,15 | 1 456 782,397| 35 521,68| | | |газ природн. -| 201 580 | | | | | | | | |162 275,3 | | | | | | | | | |газ попутн. - | | | | | | | | | |1 609 | | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| |По Программе ВСЕГО: | 2 131,478| 3 096 906,042| 90 442,71| | | |газ природн. -| 440 569,9 | | | | | | | | |41 350,54 | | | | | | | | | |газ попутн. - | | | | | | | | | |160 | | | | | | | | | |нефть - | | | | | | | | | |13 552,504; | | | | | | | | | |мазут - | | | | | | | | | |3 389,86; | | | | | | | | | |диз. топливо -| | | | | | | | | |16,31 | | | | | | | | | |уголь - 119,75| | |————————————————————|——————————————|———————————————|———————————|—————————|——————————————|———————————————|——————————————|———————————| Кроме того, будет сэкономлено: нефти - 8944,65 т; мазута - 2542,4 т; диз.топлива - 11,25 т; угля - 215,55 т. Примечания. Время работы ГПУ - 8640 часов в год, время работы ГТУ - 8000 часов в год, время отопительного периода - 4944 часа. Средняя величина удельного расхода топлива на производство электроэнергии по ТЭЦ РАО "ЕЭС России" составляет 0,3369 кг у.т./кВт. ч. Калорийный эквивалент природного газа 1 куб. м - 1,15 кг у.т. Плотность природного газа - 0,76 кг/куб. м. Коэффициент потерь электроэнергии в сетях общего пользования - 1,094. 7. Ресурсное обеспечение Программы Потребность в финансовых ресурсах на реализацию мероприятий Программы определена в объеме 9 236 млн. рублей (в ценах 2005 года). Инвестиционная емкость первого "пилотного" этапа освоения Программы составляет 1 011 млн. руб. (табл. 7). Таблица 7 Распределение финансовых средств на реализацию I этапа |—————————————————————————|———————| |Объем финансирования,| 1 011| |млн. рублей | | |—————————————————————————|———————| |В том числе средства| 149| |областного бюджета | | |—————————————————————————|———————| |Предполагается | 862| |привлечение внебюджетных| | |средств | | |—————————————————————————|———————| Мероприятия, финансирование которых предполагается осуществить за счет внебюджетных источников, не являются расходными обязательствами Самарской области. На последующих этапах (2 - 4 этапы) предполагается привлечение внебюджетных средств энергетических компаний топливно-энергетического комплекса, потребителей топлива и энергии, кредитно-финансовых и коммерческих структур. Отбор проектов для финансирования в рамках Программы осуществляется в рамках Программы. Использование механизма государственно-частного партнерства, концессионного законодательства, лизинговых схем позволит ежегодно уменьшать долю бюджетного финансирования, в связи с этим объем бюджетного финансирования Программы подлежит ежегодной корректировке в соответствии с реальными возможностями областного бюджета и бюджетов муниципальных образований с учетом фактического выполнения программных мероприятий. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
