|
Расширенный поиск
Постановление Администрации (Правительства) Курганской области от 22.06.2004 № 213низкого напряжения (35 кВ и ниже). Для сравнения - протяженность линий электропередач, принадлежащих предприятиям коммунальных электрических сетей, составляет 3 201,8 км, или 10,8% от протяженности электрических сетей ОАО "Курганэнерго". За период 1998-2002 годы расход электроэнергии на транспорт в электросетях ОАО "Курганэнерго" увеличился на 97,0 млн. кВт.ч (на 17,1%). Отношение потерь электроэнергии при транспортировке по электрическим сетям ОАО "Курганэнерго" в 2002 году составили 16,5% полезного отпуска в сеть, увеличившись по сравнению с 1998 годом на 2,7 процентных пункта (Таблица 4.4.9). Таблица 4.4.9 Потери электроэнергии в сетях ОАО "Курганэнерго" ---------------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ Единицы ¦ 1998 ¦ 1999 ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ измерения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------¦ ¦ 1 ¦ Расход энергии на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ транспорт в электрических ¦ млн. кВт.ч ¦ 567,5 ¦ 594,5 ¦ 635,5 ¦ 642,3 ¦ 664,5 ¦ ¦ ¦ сетях, всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------¦ ¦ 1.1 ¦ Западные электрические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ сети ¦ млн. кВт.ч ¦ 126,4 ¦ 141,1 ¦ 143,9 ¦ 156,3 ¦ 176,7 ¦ ¦-----+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------¦ ¦ 1.2 ¦ Шадринские электрические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ сети ¦ млн. кВт.ч ¦ 148,2 ¦ 135,6 ¦ 144,0 ¦ 149,1 ¦ 136,3 ¦ ¦-----+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------¦ ¦ 1.3 ¦ Курганские электрические ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ сети ¦ млн. кВт.ч ¦ 292,9 ¦ 317,8 ¦ 347,6 ¦ 336,9 ¦ 351,5 ¦ ¦-----+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------¦ ¦ 2 ¦ Отношение сетевых потерь ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ к отпуску в сеть ¦ % ¦ 13,8 ¦ 14,6 ¦ 14,8 ¦ 15,4 ¦ 16,5 ¦ ------+---------------------------+------------+-------+-------+-------+-------+-------- Основными причинами высокого уровня потерь электрической энергии при передаче по сетям ОАО "Курганэнерго" являются: - неполная загрузка электросетевого оборудования, обусловленная снижением электропотребления в отдельных районах области, и вызванная этим необходимость дополнительных затрат на его содержание и регулировку; - коммерческие потери электроэнергии (хищения и несанкционированный отбор потребителями). ОАО Курганэнерго" является одним из наиболее крупных источников загрязнения окружающей природной среды в г. Кургане и Курганской области. Основной объем экологически опасных выбросов (выбросы в атмосферу, сбросы сточных вод, образование золошлаковых отходов) приходится на расположенную в г. Кургане Курганскую ТЭЦ. Доля ОАО "Курганэнерго" в общем по области объеме атмосферных выбросов загрязняющих веществ в 2002 году составила 16,1%, в образовании твердых отходов - 14,5%, в сбросе сточных вод - 1,8%. 4.4.3. Полезный отпуск электрической и тепловой энергии Общий объем электрической энергии, отпущенной ОАО "Курганэнерго" в 2002 году, составил 3297,0 млн. кВт.ч. В структуре полезного отпуска электроэнергии наибольший объем приходится на оптовых потребителей-перепродавцов (33,6%), а также на промышленных потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше (27,5%). Доля предприятий железнодорожного транспорта составляет 16,8%, сельскохозяйственных производителей - 6,6%, населения и населенных пунктов - 5,8%, промышленных потребителей с присоединенной нагрузкой менее 750 кВА - 4,9%, непромышленных потребителей - 4,0%, прочих потребителей - 0,8%. По сравнению с 1990 годом, объем полезного отпуска ОАО "Курганэнерго" сократился на 45,9%. В наибольшей степени снижение электропотребления произошло у сельскохозяйственных производителей - на 83,1%, потребление промышленных потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше сократилось на 56,5%, железнодорожного транспорта - на 50,4%, непромышленных потребителей - на 55,1%. Увеличение электропотребления произошло у оптовых потребителей-перепродавцов - на 23,9%, а также у промышленных потребителей с присоединенной мощностью менее 750 кВА - на 54,8%, у населения - на 9,8% (Таблица 4.4.10). Таблица 4.4.10 Структура полезного отпуска электрической энергии ОАО "Курганэнерго" ------------------------------------------------------------------------------ ¦ N ¦ Группа потребителей ¦ 1990 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦--------------------+--------------------¦ ¦ ¦ ¦ млн. кВт.ч ¦ % ¦ млн. кВт.ч ¦ % ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 1 ¦ Промышленные потребители с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ подсоединенной мощностью ¦ 2081,8 ¦ 34,2 ¦ 905,4 ¦ 27,5 ¦ ¦ ¦ 750 кВА и выше ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 2 ¦ Промышленные потребители с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ подсоединенной мощностью ¦ 103,5 ¦ 1,7 ¦ 160,2 ¦ 4,9 ¦ ¦ ¦ до 750 кВА ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 3 ¦ Железнодорожный транспорт ¦ 1118,7 ¦ 18,4 ¦ 555,4 ¦ 16,8 ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 4 ¦ Непромышленные потребители ¦ 294,6 ¦ 4,8 ¦ 132,4 ¦ 4,0 ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 5 ¦ Сельскохозяйственные ¦ 1293,1 ¦ 21,2 ¦ 218,2 ¦ 6,6 ¦ ¦ ¦ потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 6 ¦ Население и населенные ¦ 288,4 ¦ 4,8 ¦ 190,6 ¦ 5,8 ¦ ¦ ¦ пункты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 7 ¦ Оптовые потребители- ¦ 894,8 ¦ 14,7 ¦ 1108,6 ¦ 33,6 ¦ ¦ ¦ перепродавцы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ 8 ¦ Прочие потребители, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ включая хозяйственные ¦ 17,7 ¦ 0,3 ¦ 26,2 ¦ 0,8 ¦ ¦ ¦ нужды ЭСО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------+------------+-------+------------+-------¦ ¦ ¦ Электропотребление - всего ¦ 6092,6 ¦ 100,0 ¦ 3297,0 ¦ 100,0 ¦ ------+----------------------------+------------+-------+------------+-------- В структуре полезного отпуска тепловой энергии (всего - 2547 тыс. Гкал в 2002 году), производимой теплогенерирующими источниками ОАО "Курганэнерго" (Курганская ТЭЦ и Шадринская котельная), основной объем (79,1%) приходится на оптовых потребителей-перепродавцов. Доля промышленных и приравненных к ним потребителей составляет 19,4%, теплично-парниковых хозяйств - 0,8%, жилищно-строительных кооперативов - 0,7%. За период 1990-2002 годы объем тепловой энергии, отпускаемой ОАО "Курганэнерго", снизился на 37,7%. При этом потребление тепловой энергии со стороны промышленных и приравненных к ним потребителей сократилось на 2025 тыс. Гкал (в 6,7 раза), а потребление тепла со стороны оптовых потребителей-перепродавцов увеличилось на 800 тыс. Гкал (на 65,8%) (Таблица 4.4.11). Таблица 4.4.11 Структура полезного отпуска тепловой энергии ОАО "Курганэнерго" ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Группа потребителей ¦ 1990 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦-------------------+-------------------¦ ¦ ¦ ¦ тыс. Гкал ¦ % ¦ тыс. Гкал ¦ % ¦ ¦-----+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 1 ¦ Промышленные и приравненные к ¦ 2381 ¦ 61,6 ¦ 495 ¦ 19,4 ¦ ¦ ¦ ним потребители ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 2 ¦ Жилищно-строительные кооперативы ¦ 91 ¦ 2,3 ¦ 17 ¦ 0,7 ¦ ¦-----+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 3 ¦ Теплично-парниковые хозяйства ¦ 181 ¦ 4,7 ¦ 20 ¦ 0,8 ¦ ¦-----+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 4 ¦ Оптовые потребители-перепродавцы ¦ 1215 ¦ 31,4 ¦ 2015 ¦ 79,1 ¦ ¦-----+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ ¦ Теплопотребление - всего ¦ 3868 ¦ 100,0 ¦ 2547 ¦ 100,0 ¦ ------+----------------------------------+-----------+-------+-----------+-------- 4.4.4. Платежи потребителей Средний уровень платежей со стороны потребителей электрической и тепловой энергии, отпускаемой ОАО "Курганэнерго", в 2002 году составил 86,0%, в том числе по электрической энергии - 94,2%, по тепловой энергии - 57,8%. Уровень платежей большинства потребителей электрической и тепловой энергии ОАО "Курганэнерго" в настоящее время составляет 100% и выше, за исключением оптовых потребителей-перепродавцов, платежи которых за отпущенную электрическую энергию в 2002 году составили 82,6%, за отпущенную тепловую энергию - 39,6% от объема продаж. Основной объем задолженности за отпущенную ОАО "Курганэнерго" электрическую и тепловую энергию также имеют оптовые потребители-перепродавцы, которые по состоянию на 01.01.2003 задолжали ОАО "Курганэнерго" 1448,2 млн. рублей, что составляет 58,6% от общей суммы дебиторской задолженности предприятия (Таблица 4.4.12). Таблица 4.4.12 Задолженность потребителей ОАО "Курганэнерго" за отпущенную электрическую и тепловую энергию по состоянию на 01.01.2003 млн. рублей -------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ млн. рублей ¦ % ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 1 ¦ Промышленность ¦ 157,9 ¦ 6,4 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 2 ¦ Сельское хозяйство ¦ 382,3 ¦ 15,5 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 3 ¦ Транспорт и связь ¦ 21,8 ¦ 0,9 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 4 ¦ Строительство ¦ 8,1 ¦ 0,3 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 5 ¦ ЖКХ ¦ 400,3 ¦ 16,2 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 6 ¦ Население ¦ 3,3 ¦ 0,1 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 7 ¦ ОПП ¦ 1448,2 ¦ 58,6 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ 8 ¦ Прочие потребители ¦ 47,7 ¦ 2,0 ¦ ¦-----+--------------------+-------------+-------¦ ¦ ¦ Всего ¦ 2469,6 ¦ 100,0 ¦ ------+--------------------+-------------+-------- 4.4.5. Финансовое состояние Финансовое состояние ОАО "Курганэнерго" оценивается как неудовлетворительное. По итогам 2002 года чистый убыток предприятия составил 289,1 млн. рублей. Значительный вклад в формирование отрицательного финансового результата предприятия вносят управленческие (203,5 млн. рублей) и внереализационные (120,0 млн. рублей) расходы. Начиная с 1999 года, деятельность ОАО "Курганэнерго" является убыточной, при этом объем убытков 2002 года превысил объем убытков 1999 года в 6,85 раза (Таблица 4.4.13). Таблица 4.4.13 Финансовые результаты ОАО "Курганэнерго" тыс. руб. -------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ 1999 ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 1 ¦ Выручка от реализации ¦ 1426033 ¦ 1910365 ¦ 2668297 ¦ 2830263 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 2 ¦ Себестоимость ¦ 1402186 ¦ 1968522 ¦ 2563587 ¦ 2703412 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 3 ¦ Валовая прибыль (убыток) ¦ 23847 ¦ -58157 ¦ 104710 ¦ 126851 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 4 ¦ Коммерческие и ¦ 1702 ¦ 2207 ¦ 2178 ¦ 207453 ¦ ¦ ¦ управленческие расходы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 5 ¦ Затраты на реализацию ¦ 1403888 ¦ 1970729 ¦ 2565765 ¦ 2910865 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 6 ¦ Прибыль от реализации ¦ 22145 ¦ -60364 ¦ 102532 ¦ -80602 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 7 ¦ Операционные доходы ¦ 169417 ¦ 354671 ¦ 2558 ¦ 31863 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 8 ¦ Операционные расходы ¦ 188900 ¦ 380058 ¦ 32429 ¦ 44836 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 9 ¦ Прибыль (убыток) от ¦ 2662 ¦ -85751 ¦ 72661 ¦ -93575 ¦ ¦ ¦ финансово-хозяйственной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ деятельности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 10 ¦ Внереализационные доходы ¦ 2246 ¦ 58072 ¦ 49582 ¦ 45827 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 11 ¦ Внереализационные ¦ 11218 ¦ 56530 ¦ 189423 ¦ 120004 ¦ ¦ ¦ расходы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 12 ¦ Прибыль до ¦ -6310 ¦ -84209 ¦ -67180 ¦ -167752 ¦ ¦ ¦ налогообложения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 13 ¦ Налог на прибыль ¦ 14545 ¦ 18707 ¦ 10827 ¦ 121354 ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 14 ¦ Отвлеченные средства ¦ 21340 ¦ - ¦ 6 ¦ - ¦ ¦-----+--------------------------+---------+---------+---------+---------¦ ¦ 15 ¦ Чистая прибыль (убыток) ¦ -42195 ¦ -102916 ¦ -78013 ¦ -289106 ¦ ------+--------------------------+---------+---------+---------+---------- Валовая прибыль (прибыль от продаж) ОАО "Курганэнерго" в 2002 году составила 126,9 млн. рублей, в том числе продажи электрической энергии привели к образованию убытка в размере 59,4 млн. рублей, а продажи тепловой энергии - к формированию прибыли в размере 184,8 млн. рублей (Таблица 4.4.14). Таблица 4.4.14 Формирование валовой прибыли ОАО "Курганэнерго" тыс. руб. ------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ 1999 ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 1 ¦ Выручка от продаж - всего, в т.ч. ¦ 1426,0 ¦ 1910,4 ¦ 2668,3 ¦ 2830,3 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 1.1 ¦ от продажи электрической энергии ¦ 1024,0 ¦ 1397,4 ¦ 2065,3 ¦ 2160,3 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 1.2 ¦ от продажи тепловой энергии ¦ 323,0 ¦ 401,6 ¦ 528,7 ¦ 619,6 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 1.3 ¦ от продажи прочих товаров, услуг ¦ 79,0 ¦ 111,4 ¦ 74,3 ¦ 50,4 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 2 ¦ Себестоимость проданных товаров, ¦ 1402,2 ¦ 1968,5 ¦ 2563,6 ¦ 2703,4 ¦ ¦ ¦ услуг - всего, в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 2.1 ¦ электрической энергии ¦ 1006,0 ¦ 1472,4 ¦ 2052,5 ¦ 2219,6 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 2.2 ¦ тепловой энергии ¦ 317,2 ¦ 408,4 ¦ 455,5 ¦ 434,7 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 2.3 ¦ прочих товаров, услуг ¦ 79,0 ¦ 87,7 ¦ 55,6 ¦ 49,1 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 3 ¦ Валовая прибыль - всего, в т.ч. ¦ 23,8 ¦ -58,1 ¦ 104,7 ¦ 126,9 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 3.1 ¦ от продажи электрической энергии ¦ 18,0 ¦ -75,0 ¦ 12,8 ¦ -59,3 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 3.2 ¦ от продажи тепловой энергии ¦ 5,8 ¦ -6,8 ¦ 73,2 ¦ 184,9 ¦ ¦-----+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 3.3 ¦ от продажи прочих товаров, услуг ¦ - ¦ 23,7 ¦ 18,7 ¦ 1,3 ¦ ------+-----------------------------------+--------+--------+--------+--------- В 2001-2002 годах произошло существенное увеличение валовой прибыли, формируемой за счет продаж тепловой энергии, при минимальной рентабельности (убыточности) продаж электрической энергии. В течение 1999-2002 годов основным фактором увеличения выручки от продаж ОАО "Курганэнерго" является увеличение среднеотпускного тарифа (Таблица 4.4.15). Таблица 4.4.15 Факторы, влияющие на изменение выручки от продаж ОАО "Курганэнерго" % -------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------------+------+-------+--------¦ ¦ Электрическая энергия ¦ ¦------------------------------------------------------------------¦ ¦ 1 ¦ Влияние среднеотпускного тарифа на ¦ 87,3 ¦ 106,7 ¦ 213,3 ¦ ¦ ¦ электрическую энергию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------------+------+-------+--------¦ ¦ 2 ¦ Влияние объема полезного отпуска ¦ 12,7 ¦ -6,7 ¦ -113,3 ¦ ¦ ¦ электрической энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------------+------+-------+--------¦ ¦ Тепловая энергия ¦ ¦------------------------------------------------------------------¦ ¦ 3 ¦ Влияние среднеотпускного тарифа на ¦ 86,5 ¦ 117,3 ¦ 96,0 ¦ ¦ ¦ тепловую энергию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------------+------+-------+--------¦ ¦ 4 ¦ Влияние объема полезного отпуска ¦ 13,5 ¦ -17,3 ¦ 4,0 ¦ ¦ ¦ тепловой энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ------+------------------------------------+------+-------+--------- По состоянию на 01.01.2003 общий размер кредиторской задолженности ОАО "Курганэнерго" составил 3490,9 тыс. рублей, или 123,3% от объема годовой выручки предприятия. Основной объем кредиторской задолженности - 2172,2 млн. рублей, или 62,2% от общей суммы - приходится на задолженность перед поставщиками электроэнергии на ФОРЭМ (Таблица 4.4.16). Таблица 4.4.16 Кредиторская задолженность ОАО "Курганэнерго" ------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ на 01.01.2002 ¦ на 01.01.2003 ¦ ¦ п/п ¦ ¦-------------------+-------------------¦ ¦ ¦ ¦ млн. руб. ¦ % ¦ млн. руб. ¦ % ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 1 ¦ За полученное топливо ¦ 79,2 ¦ 2,6 ¦ 39,8 ¦ 1,1 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 2 ¦ По покрытию текущих расходов ¦ 180,4 ¦ 6,0 ¦ 145,7 ¦ 4,2 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 3 ¦ За покупку электроэнергии на ¦ 1622,8 ¦ 53,9 ¦ 2172,2 ¦ 62,2 ¦ ¦ ¦ оптовом рынке ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 4 ¦ По абонентной плате ¦ 80,8 ¦ 2,7 ¦ 31,5 ¦ 0,9 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 5 ¦ По погашению кредитов ¦ 476,2 ¦ 15,8 ¦ 408,3 ¦ 11,7 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 6 ¦ По оплате процентов за кредит ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 7 ¦ По оплате налогов ¦ 110,2 ¦ 3,7 ¦ 171,4 ¦ 4,9 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 8 ¦ По прочим видам задолженности ¦ 458,5 ¦ 15,2 ¦ 522,1 ¦ 15,0 ¦ ¦-----+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ ¦ Кредиторская задолженность - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ всего ¦ 3008,5 ¦ 100,0 ¦ 3490,9 ¦ 100,0 ¦ ------+-------------------------------+-----------+-------+-----------+-------- В структуре себестоимости продукции ОАО "Курганэнерго" наибольшую долю - 40,6% - составляют расходы на электроэнергию, покупаемую на ФОРЭМ (Таблица 4.4.17). Проведенные расчеты показали, что при уменьшении объема покупки электроэнергии на ФОРЭМ на 10% и соответствующем увеличении загрузки Курганской ТЭЦ (при сохранении объема полезного отпуска), себестоимость электроэнергии, отпускаемой ОАО "Курганэнерго", может быть снижена на 2,8%. Таблица 4.4.17 Структура себестоимости электрической и тепловой энергии ОАО "Курганэнерго" в 2002 году -------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Статьи затрат ¦ млн. рублей ¦ % ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 1 ¦ Энергия на технологические цели ¦ 1168,4 ¦ 40,6 ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 2 ¦ Топливо на технологические цели ¦ 434,1 ¦ 15,1 ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 3 ¦ Затраты на оплату труда ¦ 301,4 ¦ 10,5 ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 4 ¦ Отчисления на социальные нужды (ЕСН) ¦ 104,8 ¦ 3,6 ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 5 ¦ Амортизация основных средств ¦ 245,0 ¦ 8,5 ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 6 ¦ Работы и услуги производственного ¦ 136,8 ¦ 4,8 ¦ ¦ ¦ характера ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ 7 ¦ Прочие затраты, относимые на ¦ 485,6 ¦ 16,9 ¦ ¦ ¦ себестоимость ¦ ¦ ¦ ¦-----+--------------------------------------+-------------+-------¦ ¦ ¦ Себестоимость - всего ¦ 2876,1 ¦ 100,0 ¦ ------+--------------------------------------+-------------+-------- Состояние оборудования ОАО "Курганэнерго" характеризуется высокой степенью износа. По сравнению с 1990 годом объем полезного отпуска электроэнергии сократился практически в 2 раза, а потери электроэнергии возросли. Финансовое состояние ОАО "Курганэнерго" крайне неудовлетворительное. 4.5. Предприятия коммунальной энергетики Важная роль в функционировании систем централизованного электро и теплоснабжения Курганской области принадлежит предприятиям коммунальной энергетики (коммунальные электрические и тепловые сети). В настоящее время на территории области действует 6 предприятий коммунальных электрических сетей: - МУП "Городские электрические сети" (г. Курган); - ОАО "Центральные коммунальные электрические сети"; - ОАО "Шадринские межрайонные коммунальные электрические сети"; - ОАО "Макушинские межрайонные коммунальные электрические сети"; - ОАО "Шумихинские межрайонные коммунальные электрические сети"; - МП "Далматовские городские электрические сети". Данные предприятия обеспечивают передачу электрической энергии, получаемой из сетей ОАО "Курганэнерго", по принадлежащим им электрическим сетям собственным (присоединенным) потребителям, и являются оптовыми потребителями-перепродавцами. Общая протяженность линий электропередач, принадлежащих предприятиям коммунальной энергетики, составляет 3 201,8 км, или 10,8% от протяженности линий электропередач, принадлежащих ОАО "Курганэнерго". Вместе с тем, количество потребителей, обслуживаемых ОАО "Курганэнерго" и предприятиями коммунальных электрических сетей, примерно одинаково. Совокупная мощность трансформаторного оборудования, принадлежащего предприятиям коммунальных электрических сетей, - 684,24 тыс. кВА, или 14,3% от общей мощности силовых трансформаторов ОАО "Курганэнерго" (Таблица 4.5.1). Таблица 4.5.1 Состав оборудования предприятий коммунальных электрических сетей ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ¦ N ¦ Вид ¦ Курганские ¦ Шадринские ¦ Центральные ¦ Шумихинские ¦ Макушинские ¦ Далматовские ¦ Катайские ¦ Всего ¦ ¦ п/п ¦ оборудования/ ¦ ГЭС ¦ МКЭС ¦ КЭС ¦ МКЭС ¦ МКЭС ¦ ГЭС ¦ ГЭС ¦ ¦ ¦ ¦ уровни напряжения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ <*> ¦ ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ Воздушные линии электропередачи, км ¦ ¦----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 1 ¦ 110 кВ ¦ 4,01 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 4,01 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 2 ¦ 35 кВ ¦ 6,5 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 6,5 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 3 ¦ 10 кВ ¦ 74 ¦ 78,95 ¦ 152,22 ¦ 110,27 ¦ 108,6 ¦ 35 ¦ 30 ¦ 589,04 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 4 ¦ 6 кВ ¦ 88 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 88 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 5 ¦ 0,4 кВ ¦ 288 ¦ 239 ¦ 499,68 ¦ 270,11 ¦ 246,4 ¦ 80 ¦ 100 ¦ 1723,19 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 6 ¦ Всего ¦ 460,51 ¦ 317,95 ¦ 651,9 ¦ 380,38 ¦ 355 ¦ 115 ¦ 130 ¦ 2410,74 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ Кабельные линии электропередачи, км ¦ ¦----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 7 ¦ 10 кВ ¦ 197 ¦ 109,4 ¦ 6,41 ¦ 3,4 ¦ 1,5 ¦ 27 ¦ 14,8 ¦ 359,51 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 8 ¦ 6 кВ ¦ 221 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 221 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 9 ¦ 0,4 кВ ¦ 172 ¦ 21,7 ¦ 2,58 ¦ 7,1 ¦ 1 ¦ 3 ¦ 3,17 ¦ 210,55 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 10 ¦ Всего ¦ 590 ¦ 131,1 ¦ 8,99 ¦ 10,5 ¦ 2,5 ¦ 30 ¦ 17,97 ¦ 791,06 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ Трансформаторные подстанции ¦ ¦----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 11 ¦ Количество, ед. ¦ 465 ¦ 225 ¦ 288 ¦ 110 ¦ 147 ¦ 57 ¦ 42 ¦ 1334 ¦ ¦-----+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------¦ ¦ 12 ¦ Мощность, тыс.кВА ¦ 460,7 ¦ 93,36 ¦ 65,33 ¦ 26,85 ¦ н/д ¦ 24 ¦ 15 ¦ 685,24 ¦ ------+-------------------+------------+------------+-------------+-------------+-------------+--------------+-----------+---------- <*> В конце 2002 года имущество МП "Городские электрические сети (г. Катайск) было передано на баланс ОАО "Курганэнерго". Основные средства предприятий коммунальных электрических сетей в значительной степени изношены - уровень износа у большинства из них превышает 70%. По итогам 2002 года валовой отпуск электроэнергии в сеть предприятий коммунальных электрических сетей составил 1117,1 млн. кВт.ч. Основной объем отпуска (около 99%) приходится на ОАО "Курганэнерго". Собственным потребителям было отпущено 919,7 млн. кВт.ч, или 27,9% от объема полезного отпуска ОАО "Курганэнерго". По сравнению с 1996 годом, полезный отпуск предприятий коммунальных электрических сетей увеличился на 103,4 млн. кВт.ч (на 12,7%). Увеличение отпуска произошло только у одного предприятия - МП "Городские электрические сети" (г. Курган) - на 220,5 млн. кВт.ч (на 56,2%). Остальные предприятия коммунальных электросетей уменьшили полезный отпуск. Потери электроэнергии в сетях предприятий коммунальной энергетики в 2002 году составили 197,4 млн. кВт.ч, или 17,7% от валового отпуска в сеть. Наибольший уровень потерь - в Шадринских МКЭС - 33,4%. Высокие сетевые потери наблюдаются в Шумихинских МКЭС - 27,5%; в Центральных КЭС - 23,1%; в Макушинских МКЭС - 22,6%; в Далматовских ГЭС - 20,0%. Финансовое состояние предприятий коммунальных электрических сетей оценивается как неудовлетворительное. Большинство из них являются убыточными. Кредиторская задолженность в 1,5-3 раза превышает дебиторскую задолженность, а объем кредиторской задолженности в 1,5-2 раза больше объема годовой выручки (Таблица 4.5.2). Таблица 4.5.2 Финансовые показатели предприятий коммунальной энергетики ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ Объем ¦ Чистая ¦ Отношение ¦ Отношение ¦ ¦ п/п ¦ ¦ реализации ¦ прибыль ¦ кредиторской ¦ кредиторской ¦ ¦ ¦ ¦ (выручка), ¦ (убыток), ¦ задолженности ¦ задолженности к ¦ ¦ ¦ ¦ тыс. руб. ¦ тыс. руб. ¦ к дебиторской ¦ объему годовой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ задолженности ¦ выручки ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 1 ¦ Курганские ГЭС ¦ 544,0 ¦ -57,4 ¦ 3,3 ¦ 1,4 ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 2 ¦ Центральные КЭС ¦ 64,2 ¦ -26,0 ¦ 2,1 ¦ 1,9 ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 3 ¦ Шадринские МКЭС ¦ 75,7 ¦ -11,6 ¦ 2,9 ¦ 1,4 ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 4 ¦ Макушинские МКЭС ¦ 33,3 ¦ -1,6 ¦ 1,5 ¦ 2,9 ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 5 ¦ Шумихинские МКЭС ¦ 31,6 ¦ 14,3 ¦ 1,3 ¦ 1,5 ¦ ¦-----+------------------+------------+-----------+---------------+-----------------¦ ¦ 6 ¦ Далматовские ГЭС ¦ 19,3 ¦ -4,8 ¦ 1,7 ¦ 1,8 ¦ ------+------------------+------------+-----------+---------------+------------------ В последние годы наблюдается процесс перехода части муниципальных электрических сетей в собственность (управление) ОАО "Курганэнерго". Так, в конце 2002 года в состав ОАО "Курганэнерго" вошло электросетевое хозяйство МП "Городские электрические сети" (г. Катайск), а в 2003 году по решению Администрации г. Шадринска имущество МП Шадринские тепловые сети" было передано на техническое обслуживание в ОАО "Курганэнерго". Кроме того, в конце 2003 года произошло объединение имущественного комплекса муниципальных электрических и тепловых сетей г. Кургана. Решением Администрации г. Кургана в октябре 2003 года имущество МУП "Курганские тепловые сети" (тепловые сети и сети горячего водоснабжения) было передано на баланс МУП "Городские электрические сети" (г. Курган). Финансовое состояние коммунальных электросетевых предприятий неудовлетворительное. Объем кредиторской задолженности в 1,5-3 раза превышает объем дебиторской задолженности. 4.6. Система теплоснабжения Система централизованного теплоснабжения Курганской области представлена входящими в состав ОАО "Курганэнерго" теплогенерирующими источниками - Курганской ТЭЦ и Шадринской котельной, а также не относящимися к ОАО "Курганэнерго" котельными муниципальных и промышленных предприятий. Доля тепловых источников ОАО "Курганэнерго" в общерегиональном объеме производства тепловой энергии составляет около 40%. Доставка тепловой энергии потребителям в системах централизованного теплоснабжения осуществляется по тепловым сетям, находящимся на балансе как ОАО "Курганэнерго", так и муниципальных и промышленных предприятий. 4.6.1. Баланс тепловой энергии Курганской области Производство тепловой энергии в Курганской области в 2002 году составило 6133,8 тыс. Гкал. Из общего объема производства тепловой энергии 2727,7 тыс. Гкал (44,5%) было выработано тепловыми электростанциями (ТЭЦ); 3405,6 млн. Гкал (55,5%) - котельными; 0,6 тыс. Гкал (менее 0,1%) - прочими теплогенерирующими установками. Доля ОАО "Курганэнерго" (Курганской ТЭЦ и Шадринской котельной) в общем объеме регионального производства тепловой энергии составила 44,1% (Таблица 4.6.1). Таблица 4.6.1. Производство тепловой энергии в Курганской области тыс. Гкал --------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ 1996 ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 1 ¦ Произведено тепловыми ¦ 2889,4 ¦ 2886,9 ¦ 2745,9 ¦ 2727,7 ¦ ¦ ¦ электростанциями ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ 2 ¦ Произведено котельными и ¦ 4536,1 ¦ 3737,6 ¦ 3757,5 ¦ 3406,2 ¦ ¦ ¦ прочими источниками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------+--------+--------+--------+--------¦ ¦ ¦ Произведено тепловой энергии ¦ 7425,5 ¦ 6624,5 ¦ 6503,4 ¦ 6133,9 ¦ ¦ ¦ - всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------+-------------------------------+--------+--------+--------+--------- В течение 1996-2002 годов производство тепловой энергии в Курганской области сократилось на 1291,6 тыс. Гкал (на 17,4%): производство электростанций снизилось на 161,8 тыс. Гкал (на 5,6%), производство котельных - на 1128,0 тыс. Гкал (на 24,9%). Потери тепловой энергии в тепловых сетях в 2002 году составили 273,9 тыс. Гкал (4,5% от общего объема производства), статистические неувязки баланса - 483,4 тыс. Гкал (7,9%). Общий объем полезного отпуска тепловой энергии потребителям в 2002 году составил 5376,5 тыс. Гкал, или 87,7% от объема производства. Наибольший объем потребления тепловой энергии в Курганской области в 2002 году приходится на население - 2298,7 тыс. Гкал, или 42,8% от общего объема потребления. Потребление промышленности составило 1602,9 тыс. Гкал (29,8%), потребление ЖКХ - 838,2 тыс. Гкал (15,6%). По сравнению с 1996 годом общий объем потребления тепловой энергии в области снизился на 1312,1 тыс. Гкал (на 19,6%). Потребление тепла сократилось во всех отраслях экономики: в промышленности снижение составило 679,4 тыс. Гкал (29,8%), в сельском хозяйстве - 123,8 тыс. Гкал (46,9%), в строительстве - 42,8 тыс. Гкал (39,1%), в прочих отраслях - 56,6 тыс. Гкал (20,0%). В коммунально-бытовой сфере потребление тепла сократилось в меньшей степени: снижение потребления в жилищно-коммунальном хозяйстве составило 26,0 тыс. Гкал (3,0%), населения - 358,2 тыс. Гкал (13,5%). В результате, доля промышленности в общей структуре теплопотребления снизилась с 34,1% до 29,8%, а доля ЖКХ и населения, напротив, возросла - с 12,9% и 39,7% до соответственно 15,6% и 42,8% (Таблица 4.6.2). Таблица 4.6.2 Структура потребления тепловой энергии в Курганской области -------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Группа потребителей ¦ 1996 ¦ 2002 ¦ ¦ п/п ¦ ¦-------------------+-------------------¦ ¦ ¦ ¦ тыс. Гкал ¦ % ¦ тыс. Гкал ¦ % ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 1 ¦ Промышленность ¦ 2282,3 ¦ 34,1 ¦ 1602,9 ¦ 29,8 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 2 ¦ Сельское хозяйство ¦ 264,0 ¦ 3,9 ¦ 140,2 ¦ 2,6 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 3 ¦ Транспорт и связь ¦ 230,6 ¦ 3,4 ¦ 205,3 ¦ 3,8 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 4 ¦ Строительство ¦ 109,3 ¦ 1,6 ¦ 66,6 ¦ 1,2 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 5 ¦ ЖКХ ¦ 864,2 ¦ 12,9 ¦ 838,2 ¦ 15,6 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 6 ¦ Прочие отрасли ¦ 281,3 ¦ 4,2 ¦ 224,7 ¦ 4,2 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ 7 ¦ Население ¦ 2656,9 ¦ 39,7 ¦ 2298,7 ¦ 42,8 ¦ ¦-----+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------¦ ¦ ¦ Теплопотребление - всего ¦ 6688,6 ¦ 100,0 ¦ 5376,5 ¦ 100,0 ¦ ------+--------------------------+-----------+-------+-----------+-------- 4.6.2. Муниципальное теплоснабжение В соответствии с положениями "Энергетической стратегии России на период до 2020 года" <*> системы муниципального теплоснабжения должны решать две основные задачи: <*> Утверждена распоряжением Правительства РФ от 28.03.2003 N 1234-р. - надежное снабжение теплом населения; - обеспечение максимальной эффективности (технологической, финансовой и экологической) функционирования таких систем. В 2002 году общие расходы организаций жилищно-коммунального хозяйства Курганской области на теплоснабжение составили 1561 млн. рублей при общих расходах организаций жилищно-коммунальной сферы в 3544 млн. рублей, то есть 44%. При этом объем финансирования по статье "теплоснабжение" из бюджетов всех уровней в Курганской области составил 226 млн. рублей, или 14,5% от расходов на теплоснабжение организаций ЖКХ. При анализе состояния муниципального теплоснабжения отдельно рассматривались города Курган и Шадринск, и отдельно - районы области. Отдельное рассмотрение гг. Кургана и Шадринска обусловлено следующими причинами: во-первых, это самые крупные населенные пункты области с наиболее развитыми системами теплоснабжения; во-вторых, в этих городах системы теплоснабжения включают в себя не только муниципальные и ведомственные источники генерации и участки тепловых сетей, но также и мощности, принадлежащие ОАО "Курганэнерго" - магистральные тепловые сети, самую мощную котельную в г. Шадринске, Курганскую ТЭЦ - в г. Кургане. Отличительной особенностью муниципального теплоснабжения в районах области является то, что Курганская область находится на одном из последних мест в стране по уровню обеспеченности населения сельских районов услугами централизованного теплоснабжения и горячего водоснабжения (ГВС) - 14,5 и 2,4% - соответственно. Услуги централизованного горячего водоснабжения для населения в таких районах, как Альменевский, Белозерский, Куртамышский, Притобольный, Сафакулевский, Целинный, Частозерский, Шатровский, Юргамышский - вообще не предоставляются (Таблица 4.6.3). Таблица 4.6.3 Уровень благоустройства жилищного фонда в Курганской области в 2002 году % ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ Всего ¦ Городские населенные ¦ Сельские населенные ¦ ¦ п/п¦ района ¦ ¦ пункты ¦ пункты ¦ ¦ ¦ ¦-----------------------------+-----------------------------+-----------------------------¦ ¦ ¦ ¦ Центральное ¦ Горячее ¦ Центральное ¦ Горячее ¦ Центральное ¦ Горячее ¦ ¦ ¦ ¦ отопление ¦ водоснабжение ¦ отопление ¦ водоснабжение ¦ отопление ¦ водоснабжение ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 1 ¦ Альменевский ¦ 2,3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 2,3 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 2 ¦ Белозерский ¦ 3,3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 3,3 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 3 ¦ Варгашинский ¦ 28,2 ¦ 7,0 ¦ 56,8 ¦ 12,9 ¦ 8,1 ¦ 2,9 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 4 ¦ Далматовский ¦ 49,0 ¦ 16,1 ¦ 76,3 ¦ 32,7 ¦ 26,1 ¦ 2,1 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 5 ¦ Звериноголовский ¦ 30,1 ¦ 7,8 ¦ - ¦ - ¦ 30,1 ¦ 7,8 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 6 ¦ Каргапольский ¦ 22,4 ¦ 7,4 ¦ 38,2 ¦ 11,5 ¦ 14,3 ¦ 5,3 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 7 ¦ Катайский ¦ 42,7 ¦ 22,9 ¦ 68,4 ¦ 39,9 ¦ 8,2 ¦ 0,1 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 8 ¦ Кетовский ¦ 38,5 ¦ 9,4 ¦ - ¦ - ¦ 38,5 ¦ 9,4 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 9 ¦ Куртамышский ¦ 16,0 ¦ 1,0 ¦ 34,8 ¦ 2,2 ¦ 1,4 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 10 ¦ Лебяжьевский ¦ 16,1 ¦ 1,0 ¦ 44,3 ¦ 2,9 ¦ 0,4 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 11 ¦ Макушинский ¦ 11,9 ¦ 1,8 ¦ 21,8 ¦ - ¦ 5,2 ¦ 3,0 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 12 ¦ Мишинский ¦ 12,2 ¦ 1,5 ¦ 26,8 ¦ 3,6 ¦ 2,4 ¦ 0,1 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 13 ¦ Мокроусовский ¦ 2,6 ¦ 0,3 ¦ - ¦ - ¦ 2,6 ¦ 0,3 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 14 ¦ Петуховский ¦ 35,6 ¦ 2,6 ¦ 61,6 ¦ 2,9 ¦ 12,5 ¦ 2,2 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 15 ¦ Половинский ¦ 6,3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 6,3 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 16 ¦ Притобольный ¦ 10,4 ¦ 0,5 ¦ - ¦ - ¦ 10,4 ¦ 0,5 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 17 ¦ Сафакулевский ¦ 1,2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 1,2 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 18 ¦ Целинный ¦ 8,7 ¦ 0,1 ¦ - ¦ - ¦ 8,7 ¦ 0,1 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 19 ¦ Частоозерский ¦ 21,2 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 21,2 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 20 ¦ Шадринский ¦ 25,6 ¦ 3,9 ¦ - ¦ - ¦ 25,6 ¦ 3,9 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 21 ¦ Шатровский ¦ 9,3 ¦ 1,1 ¦ - ¦ - ¦ 9,3 ¦ 1,1 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 22 ¦ Шумихинский ¦ 47,5 ¦ 1,7 ¦ 62,9 ¦ 2,3 ¦ 25,7 ¦ 0,8 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 23 ¦ Щучанский ¦ 33,4 ¦ 2,6 ¦ 39,1 ¦ 0,4 ¦ 30,4 ¦ 3,8 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 24 ¦ Юргамышский ¦ 19,1 ¦ 0,5 ¦ 36,6 ¦ 1,4 ¦ 8,4 ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 25 ¦ г. Курган ¦ 90,4 ¦ 82,1 ¦ 90,4 ¦ 82,1 ¦ - ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ 26 ¦ г. Шадринск ¦ 81,0 ¦ 58,9 ¦ 81,0 ¦ 58,9 ¦ - ¦ - ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ ¦ Всего по области ¦ 49,6 ¦ 33,6 ¦ 78,3 ¦ 59,4 ¦ 14,5 ¦ 2,4 ¦ ¦----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------¦ ¦ Справочно: ¦ ¦-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦ ¦ ¦ по Российской ¦ 73 ¦ 59 ¦ 87 ¦ 75 ¦ 37 ¦ 17 ¦ ¦ ¦ Федерации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ -----+------------------+-------------+---------------+-------------+---------------+-------------+---------------- Для Курганской области характерна низкая степень газификации жилищного фонда и организаций ЖКХ природным газом, и как следствие, доминирующее значения угля, как вида топлива для котельных - почти 80% всех котельных в области (без учета гг. Курган и Шадринск) работают на угле (Таблица 4.6.4). Таблица 4.6.4 Прогноз выработки тепловой энергии и потребления топлива теплоснабжающими предприятиями ЖКХ в Курганской области в 2003-2004 годах --------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Вид топлива ¦ Единицы ¦ Количество ¦ Годовая ¦ Годовое по требление ¦ Годовая ¦ ¦ п/п ¦ ¦ измерения ¦ источников ¦ выработка ¦ топли ва ¦ стоимость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тепловой ¦ тепловой ¦ ¦ топлива, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ энергии, ед. ¦ энергии, ¦ ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦----------------------¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ натур. ед. ¦ т у.т. ¦ ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 1 ¦ Уголь ¦ т н.т. ¦ 564 ¦ 804544 ¦ 194477 ¦ 138900 ¦ 229145 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 2 ¦ Печное ¦ т н.т. ¦ 10 ¦ 51165 ¦ 6914 ¦ 8400 ¦ 28022 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 3 ¦ Дизельное ¦ т н.т. ¦ 14 ¦ 6594 ¦ 718 ¦ 1040 ¦ 6658 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 4 ¦ Мазут ¦ т н.т. ¦ 5 ¦ 67540 ¦ 8235 ¦ 12120 ¦ 27966 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 5 ¦ Газ сетевой ¦ м3 ¦ 76 ¦ 411714 ¦ 61783 ¦ 70600 ¦ 49583 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 6 ¦ Газ сжиженный ¦ т н.т. ¦ 6 ¦ 20706 ¦ 1368 ¦ 1845 ¦ 9708 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 7 ¦ Дрова ¦ плотн. м3 ¦ ¦ 38086 ¦ 49752 ¦ - ¦ 14476 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 8 ¦ Электроэнергия ¦ тыс. кВт.ч ¦ 34 ¦ 16888 ¦ 12842 ¦ 1580 ¦ 17539 ¦ ¦ ¦ (отопление) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 9 ¦ ИТОГО ¦ ¦ ¦ 1417237 ¦ - ¦ 234485 ¦ 383097 ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ 10 ¦ Электроэнергия ¦ тыс. кВт.ч ¦ ¦ - ¦ 31460 ¦ - ¦ 68036 ¦ ¦ ¦ (насосы и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ автоматика) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+-----------¦ ¦ ¦ ВСЕГО ¦ ¦ ¦ 1417237 ¦ - ¦ 234485 ¦ 451133 ¦ ------+----------------+------------+--------------+-----------+------------+---------+------------ По результатам проведенного анализа реальное потребление тепловой энергии в жилищном фонде Курганской области (без гг. Кургана и Шадринска) примерно в 2 раза меньше отчетных данных. Это означает, что годовой потенциал экономии на топливе в секторе теплоснабжения для районов области составляет порядка 125-160 млн. рублей. В некоторых системах муниципального теплоснабжения себестоимость тепловой энергии на 50-100% и более превышает экономически обоснованный уровень, достижимый на современном оборудовании. Реальные причины этого могут быть определены на основании энергоаудита. Наиболее вероятными причинами этому могут являться как большой перерасход топлива и завышенные накладные расходы, так и низкая загрузка оборудования. Проведенное в рамках Региональной энергетической программы Курганской области технологическое обследование жилых, общественных и административных зданий в г. Кургане выявило, что в условиях отсутствия приборов учета у потребителей имеются значительные расхождения между фактическим потреблением тепловой энергии и выставляемыми счетами. Так, счета, выставленные Департаменту сельского хозяйства Курганской области за тепловую энергию, потребленную в ноябре-декабре 2003 года, примерно на 10% превышают фактическое теплопотребление. Аналогичная ситуация зафиксирована при обследовании зданий 1-й городской больницы скорой помощи, средней школы N 22, жилых домов N 11 и N 30 5-го микрорайона города Кургана. В условиях необоснованно завышенной стоимости услуг реальный уровень платежеспособного спроса можно оценить как относительно высокий. Так, в г. Шумихе Курганской области при себестоимости тепловой энергии на газовой котельной в размере 745 руб./Гкал населению предъявляется к оплате около 50% от этого уровня (370 руб./Гкал), что примерно соответствует экономически обоснованному уровню затрат на производство тепла для газовых котельных. С учетом федерального стандарта платежей граждан за предоставленные жилищно-коммунальные услуги (90%) и фактического уровня их оплаты населением (около 78%), фактические платежи населения за теплоэнергию в Курганской области можно считать близкими к экономически обоснованному уровню. Низкая эффективность функционирования муниципальных систем теплоснабжения Курганской области объясняется следующими причинами: - высокий уровень физического износа основного теплопроизводящего оборудования (в среднем 60-70%); - низкая степень автоматизации на большинстве котельных; - низкая степень оснащенности котельных приборами учета тепловой энергии; - значительный объем несанкционированного потребления тепловой энергии; - низкая эффективность применяемых электроприводов; - потери в тепловых сетях вследствие высокой степени их износа. На большинстве котельных (прежде всего, на угольных котельных малой мощности), низкая степень автоматизации приводит к перерасходу энергетических и трудовых ресурсов. По некоторым котельным доля фонда оплаты труда доходит до 25% от общего уровня затрат. Из-за низкого уровня предоставления услуг ГВС часто происходит прямой забор горячей воды из систем отопления, что, в свою очередь, ведет к завышению расходов на водоподготовку, либо (в случае подпитки сырой водой) сокращению сроков службы котельного оборудования и сетей. Кроме того, несанкционированный забор горячей воды потребителем не оплачивается, однако увеличивает себестоимость производства тепловой энергии. В настоящее время на выработку 1 Гкал тепловой энергии в муниципальных котельных Курганской области затрачивается около 23 кВт.ч, хотя во многих муниципальных образованиях (например, в Кетовском и Шумихинском районах области) этот показатель составляет 40-60 кВт.ч/Гкал. Технически достижимым (при небольшой протяженности сетей) можно считать уровень 15 кВт.ч на 1 Гкал. Таким образом, при проведении технической модернизации, экономия средств затрачиваемых на оплату электроэнергии при производстве тепла может составить 20-25 млн. рублей в текущих ценах. Потери в тепловых сетях составляют от 10% для малых населенных пунктов, где длина сетей минимальна и до 30-40% в крупных населенных пунктах, прежде всего, в райцентрах. Возможная экономия за счет ликвидации потерь в сетях оценивается в 15% от текущих затрат и выше. Количество выбросов в атмосферу в результате неэффективной работы только угольных котельных в районах Курганской области, можно оценить примерно в 10 тыс. тонн (около 25 кг на тонну условного топлива) ежегодно. При этом общий объем зарегистрированных по области атмосферных выбросов составляет порядка 90 тыс. тонн. Выбросы только с угольных котельных по районам области составляют более 10% общего регистрируемого объема. Экономия эксплуатационных расходов по муниципальным системам теплоснабжения районов Курганской области (без учета гг. Курган и Шадринск), может быть достигнута при условии глубокой модернизации всех этих систем, при условии сохранения нынешнего уровня отпуска тепловой энергии. Суммарную годовую экономию при этом можно оценить в 255 млн. рублей (в текущих ценах) против 507 млн. рублей, затраченных муниципальными системами теплоснабжения в 2002 году. Таким образом, общие расходы предприятий ЖКХ на теплоснабжение можно уменьшить примерно в два раза. Учитывая, что в гг. Кургане и Шадринске ситуация более благополучна, а также принимая во внимание долю теплопотребления этих городов в областном потреблении, экономию расходов муниципальных предприятий на теплоснабжение в целом можно оценить на уровне 30% от текущих расходов, что может составить около 460 млн. рублей. Проведение глубокой модернизации муниципальных систем теплоснабжения в Курганской области позволит значительно уменьшить расходы бюджета на оплату тепловой энергии, а также замедлить рост тарифов для потребителей. Решение указанных выше проблем не может быть сведено к перечню технологических мероприятий. Должна быть принята комплексная областная программа, которая на основе системного подхода позволит обеспечить устойчивое и прогнозируемое развитие систем теплоснабжения. Основные аспекты такой программы представлены в разделе "Предложения по развитию и повышению эффективности ТЭК Курганской области на период до 2010 года". 4.7. Система газоснабжения Современная система газоснабжения Курганской области состоит из проходящего по территории области магистрального газопровода "УренгойЧелябинск", отходящих от него газопроводов-отводов, газораспределительных станций, газораспределительных сетей и прочих объектов газораспределения, обеспечивающих поставки природного и сжиженного газа промышленным и коммунальным потребителям области. Собственные запасы природного газа и мощности по производству сжиженного газа в Курганской области отсутствуют. Газоснабжение области осуществляется исключительно за счет внешних источников. Общая протяженность участка газопровода "Уренгой-Челябинск", проходящего по территории Курганской области, составляет 163 км. Эксплуатацию объектов системы магистрального трубопроводного транспорта (включая газораспределительные станции), расположенных на территории области, осуществляют подразделения ООО "Уралтрансгаз" - дочернего предприятия ОАО "Газпром" - Шадринское и Далматовское линейно-производственные управления (ЛПУ). Первый газопровод-отвод ("Кызылбай-Курган", протяженность - 127 км), обеспечивающий поставки природного газа в Курганскую область, был введен в эксплуатацию в 1987 году. Несмотря на ежегодное выделение средств из федерального и областного бюджетов на развитие газификации в области, по уровню газификации природным газом Курганская область занимает 79-е место из 89 субъектов Российской Федерации. Из 1245 населенных пунктов области природным газом газифицировано только 55. В настоящее время сетевой газ проведен только в северные и центральные районы области, начата газификация западных и северо-западных районов. Остаются неохваченными сетевым газом южные и восточные районы области. Значительная доля населения, проживающего в г. Кургане и в других населенных пунктах области для газоснабжения использует сжиженный газ (от групповых установок и баллонный). Финансирование газификации Курганской области осуществляется по трем основным направлениям: - взаимодействие Администрации (Правительства) Курганской области и организаций системы ОАО "Газпром" по разработке и реализации схем газификации области (в настоящее время действует рамочное соглашение о сотрудничестве и договор на разработку схем газификации 4-х районов области); - газификация сельских районов области в рамках областной целевой программы "Социальное развитие села Курганской области до 2010 года" <*> (общий объем финансирования на период 2003-2010 годы - 431,7 млн. рублей, предполагается ввод в действие 1 896 км распределительных газовых сетей и газификация 5 450 квартир в сельской местности); <*> Одобрена Постановлением Администрации (Правительства) Курганской области от 16.09.2003 N 295. - газификация Щучанского и прилегающих к нему районов в рамках федеральных целевых программ "Преодоление последствий радиационных аварий на период до 2010 года" (подпрограмма "Преодоление последствий аварий на производственном объединении "Маяк") и "Уничтожение запасов химического оружия в Российской Федерации" (осуществляется за счет средств федерального бюджета). Перспективы дальнейшей газификации Курганской области связаны, прежде всего, с достижением договоренностей и налаживанием сотрудничества между Администрацией (Правительством) Курганской области и ОАО "Газпром" о разработке и реализации схем газификации первоочередных районов области. Для принятия решений о финансировании проектов дальнейшей газификации области необходимо проведение комплексной технико-экономической оценки эффективности предполагаемых инвестиционных решений, опирающихся на долгосрочные прогнозы социально-экономического развития области и реалистичные оценки объемов потребления ТЭР в регионе. В качестве основы для таких оценок предлагается использовать разработанные прогнозные балансы топливно-энергетических ресурсов, представленные в Региональной энергетической программе Курганской области. Газораспределительные сети и инфраструктура поставок природного и сжиженного газа, расположенные на территории Курганской области, находятся в собственности 3-х газораспределительных организаций<*>: ОАО "Курганоблгаз", ОАО "Кургангоргаз" и ОАО "Шадринскмежрайгаз". <*> На территории Мокроусовского района действует газораспределительная организация Тюменской области. Доля государственной собственности Курганской области в уставном капитале газораспределительных организаций области составляет: - в ОАО "Курганоблгаз" - 6,15%; - в ОАО "Кургангоргаз" - 11,8%; - в ОАО "Шадринскмежрайгаз" - 16,1%. Общая протяженность газораспределительных сетей, имеющихся в Курганской области, в настоящее время составляет около 1060 км; общее количество газораспределительных станций - 16. Уровень износа основных средств газораспределительных организаций составляет от 25% до 50%. Финансовое положение газораспределительных организаций можно охарактеризовать как относительно стабильное. По итогам 2002 года чистая прибыль ОАО "Кургангоргаз" составила 1405 тыс. рублей; ОАО "Курганоблгаз" и ОАО "Шадринскмежрайгаз" имели убытки в размере 1858 тыс. рублей и 898 тыс. рублей соответственно. По состоянию на 01.01.2003 соотношение кредиторской и дебиторской задолженности составило: у "Курганоблгаз" - 1,34; у ОАО "Кургангоргаз" - 0,82; у ОАО "Шадринскмежрайгаз" - 1,22. Отношение кредиторской задолженности к годовой выручке: у ОАО "Курганоблгаз" - 0,79; у ОАО "Кургангоргаз" - 0,27; у ОАО "Шадринскмежрайгаз" - 0,47. Одной из наиболее острых проблем в сфере газоснабжения Курганской области является компенсация выпадающих доходов газораспределительных организаций, возникающих от реализации газа населению по регулируемым, устанавливаемым на уровне, не покрывающем экономически обоснованные расходы, ценам, а также льгот, предоставляемых отдельным категориям граждан. По состоянию на 01.01.2003 общее число граждан, пользующихся льготами по оплате жилищно-коммунальных услуг (в части газоснабжения) в Курганской области, составило 190455 человек, или 17,9% от общей численности населения области. Затраты газораспределительных организаций по предоставлению льгот в 2002 году составили 23032,4 тыс. рублей, или 8,9% от общей суммы расходов данных предприятий. Из бюджетов всех уровней было компенсировано 20590,8 тыс. рублей, или 89,3% расходов по предоставлению льгот. Объем бюджетного финансирования по компенсации разницы между экономически обоснованными тарифами и фактически установленными тарифами на газ для населения в 2002 году составил 9351,5 тыс. рублей, или 3,6% общей суммы расходов газораспределительных организаций. В 2004 году Администрация (Правительство) Курганской области планирует отказаться от практики предоставления бюджетного финансирования на компенсацию разницы между экономически обоснованными и фактическими тарифами на жилищно-коммунальные услуги, в том числе на услуги по газоснабжению, что потребует повышения тарифов на газ для населения. В соответствии с распоряжением Администрации (Правительства) Курганской области от 08.10.2003 N 294-р газораспределительные сети, построенные за счет государственных средств или при долевом финансировании за счет государственных средств, планируется включить в реестр государственной собственности Курганской области и закрепить на праве хозяйственного ведения за областным государственным унитарным предприятием "Кургангазпром". Таким образом, в настоящее время в Курганской области происходит процесс создания новой газораспределительной организации - ОГУП "Кургангазпром" (о проблеме установления платы за услуги по газораспределению для ОГУП "Кургангазпром" - см. Раздел "Тарифообразование в сфере поставок природного и сжиженного газа"). До 1998 года поставки природного газа в Курганскую область обеспечивались ООО "Уралтрансгаз", которое продавало газ газораспределительным организациям, а те, в свою очередь, осуществляли его розничную реализацию потребителям. С 1998 года основным поставщиком газа в Курганскую область является ООО "Курганрегионгаз" (дочернее предприятие ООО "Межрегионгаз", входящего в систему ОАО "Газпром"), которое вначале поставляло газ только промышленным потребителям, а, начиная с 2003 года - осуществляет поставки природного газа также и населению. У газораспределительных организаций в настоящее время остались только функции по транспортировке природного газа и реализации сжиженного газа. В последние годы в поставках природного газа некоторым потребителям Курганской области (в частности ОАО "Курганэнерго"), наряду с ООО "Курганрегионгаз", участвуют независимые поставщики газа, получившие доступ к системе магистральных газопроводов ОАО "Газпром". Поставки сжиженного газа в Курганскую область осуществляются, в основном, с заводов, принадлежащих АК "Сибур" (Тобольский НХК) и ООО "Оренбурггазпром" (Оренбургский ГПЗ), с использованием железнодорожных цистерн, принадлежащих Федеральному государственному унитарному предприятию "СГ-транс" и ООО "Газпромтранс". Общий объем потребления природного газа в Курганской области в 2002 году составил 934,8 млн. м3. По сравнению с 1996 годом объем потребления газа в области практически не изменился (снижение - 2,9 млн. м3, или менее 1%). В структуре потребления природного газа основную долю занимают промышленные потребители - в 2002 году они потребили 855,0 млн. м3 газа, или 91,2% от общего объема регионального объема потребления. Крупнейшим потребителем газа в Курганской области является ОАО "Курганэнерго", использующее газ при производстве электрической и тепловой энергии на Курганской ТЭЦ и Шадринской котельной. В 2002 году объем потребления газа ОАО "Курганэнерго" составил 609,5 млн. м3, или 65,0% от общего объема потребления природного газа в области. Объем потребления газа населением в 2002 году составил 30,2 млн. м3, или 3,2% от общего объема потребления. Общий объем потребления сжиженного газа в Курганской области в 2002 году составил 36,2 тыс. т. Основной объем сжиженного газа (75%) отпускается населению и используется в быту для приготовления пищи. Остальные 25% используются на АЗС и в качестве топлива в котельных. По сравнению с 1996 годом объем потребления сжиженного газа в области снизился на 27,4 тыс. т (на 43,0%). Основная причина - низкий уровень платежеспособности населения (преимущественное потребление сжиженного газа - в сельской местности). Одной из серьезных проблем в сфере газоснабжения области является ограниченная пропускная способность газораспределительных станций, расположенных в г. Кургане. В пиковые месяцы загрузка ГРС-1, через которую проходят основные объемы поставок газа, достигает 75-80%. В случае увеличения объемов потребления газа в г. Кургане (в том числе на Курганской ТЭЦ), может потребоваться расширение пропускной способности газопровода-отвода "Кызылбай-Курган". Ситуация с платежами за газ в области в последние годы практически нормализовалась. В 2002 году средний уровень платежей со стороны потребителей области составил 103,8%. Наиболее недисциплинированными покупателями газа являются газораспределительные организации (поставки населению), уровень платежей которых ОАО "Курганрегионгаз" в 2002 году составил 51,7%. Задолженность потребителей за газ в последние годы также значительно сократилась: если по состоянию на 01.01.1999 задолженность потребителей области перед ООО "Курганрегионгаз" составляла 247,2 млн. рублей, то в начале 2003 года она снизилась до 21,2 млн. рублей, из которых 16,0 млн. рублей (75,5%) составляет задолженность газораспределительных организаций. В соответствии с "Правилами поставки газа в Российской Федерации", Администрация (Правительство) Курганской области ежегодно утверждает графики перевода потребителей на резервные виды топлива, что необходимо в случае сокращения поставок газа в область при похолоданиях. Однако не все потребители области выполняют установленные требования по наличию резервного топлива и техническому состоянию хранилищ для его использования. По данным ООО "Курганрегионгаз" имеются факты отсутствия у некоторых потребителей резервного топлива. К их числу относятся: Варгашинское МУП ЖКХ, Ново-Сидоровское ЖКХ, Мехонский, Усть-Миасский и Колташевский сельские советы, МУП "Районные тепловые сети" (Шадринский район), Каргапольский дом-интернат престарелых. Неудовлетворительное состояние оборудования, необходимого для использования резервного топлива, зафиксировано на Шадринской котельной ОАО "Курганэнерго", в МУП "Районные тепловые сети" (г. Шадринск), ОАО "Каргапольское молоко", МП "Городские тепловые сети" (г. Катайск). Особенно настораживающей данная ситуация выглядит в связи с тем, что большинство данных предприятий обеспечивают теплоснабжение населения и других объектов жилищно-коммунальной сферы. Другой проблемой в сфере газоснабжения Курганской области является неэффективное использование газа некоторыми потребителями. В основном это относится к потребителям, имеющим паровые котлы, уровень загрузки которых составляет менее 40% (Таблица 4.7.1). Для повышения эффективности использования газа данными потребителями необходимо разработать мероприятия по замене (модернизации) газопотребляющего оборудования. Возможным вариантом, рассматриваемым в рамках Региональной энергетической программы Курганской области (см. Раздел 7. "Предложения по развитию и повышению эффективности ТЭК Курганской области на период до 2010 года"), является установка дополнительных турбоагрегатов, предназначенных для выработки электрической энергии в паровых котельных (типа ПВМ). Таблица 4.7.1. Предприятия, допускающие неэффективное использование газа ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ Наименование ¦ Газопотребляющее ¦ Количество, ¦ Суммарная ¦ Фактическое ¦ Уровень ¦ ¦ N ¦ предприятия ¦ оборудование ¦ ед. ¦ мощность, ¦ потребление, ¦ использования, ¦ ¦ п/п ¦ ¦ ¦ ¦ Гкал/час ¦ Гкал/час ¦ % ¦ ¦-----+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------¦ ¦ 1 ¦ ЗАО "Завод железобетонных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ конструкций" (г. Курган) ¦ ДКВР-20/13 ¦ 2 ¦ 13,0 ¦ 2,0 ¦ 15,4 ¦ ¦-----+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------¦ ¦ 2 ¦ ОАО "Завод строительных ¦ ДКВР-12,5 ¦ 11 ¦ 24,0 ¦ 1,5 ¦ 6,3 ¦ ¦ ¦ конструкций (г. Курган) ¦ ЛОДЕ-25 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------¦ ¦ 3 ¦ ОАО "Шадринский завод по ¦ ДКВР-6,5/13 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ремонту тепловозов" ¦ КВГМ-10/150 ¦ 22 ¦ 28,0 ¦ 2,2 ¦ 7,9 ¦ ¦ ¦ (г. Шадринск) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------¦ ¦ 4 ¦ Администрация Колташевского ¦ ВК-21 ¦ 2 ¦ 3,6 ¦ 1,2 ¦ 33,3 ¦ ¦ ¦ сельсовета (Кетовский район) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------¦ ¦ 5 ¦ ОАО "Каргапольское молоко" ¦ ДЕ-6,5/13 ¦ 11 ¦ 14,0 ¦ 1,7 ¦ 12,1 ¦ ¦ ¦ ¦ ДЕ-6,5/10 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------+------------------------------+------------------+-------------+-----------+--------------+----------------- Курганская область характеризуется низким уровнем газификации. Для принятия решений о финансировании проектов дальнейшей газификации области необходимо проведение комплексной технико-экономической оценки эффективности предполагаемых инвестиционных решений, опирающихся на долгосрочные прогнозы социально-экономического развития области и реалистичные оценки объемов потребления ТЭР в регионе. 4.8. Транзит энергоресурсов через территорию Курганской области В настоящее время через территорию Курганской области осуществляются транзитные поставки электрической энергии, природного газа, нефти и нефтепродуктов. 4.8.1. Транзит электрической энергии. Транзитные поставки электроэнергии через территорию Курганской области осуществляются по сетям высокого напряжения (220 кВ и 110 кВ), принадлежащим ОАО "Курганэнерго". Общая протяженность линий электропередач напряжением 220 кВ составляет 697 км, линий напряжением 110 кВ - 4462 км. В совокупности это составляет 17,5% от общей протяженности электрических сетей ОАО "Курганэнерго". Общее количество трансформаторных подстанций, используемых в процессе передачи электроэнергии по сетям высокого напряжения, составляет 118 единиц, из них 4 подстанции напряжением 220 кВ, 114 - напряжением 110 кВ. Общий объем электроэнергии, поступившей в энергосистему ОАО "Курганэнерго" из других регионов, в 2002 году составил 4112,4 млн. кВт.ч; в другие регионы было передано 995,1 млн. кВт.ч (Таблица 4.8.1). По сравнению с 1996 годом объем электроэнергии, поступившей в энергосистему ОАО "Курганэнерго", снизился на 43,0 млн. кВт.ч (на 1,0%), а объем электроэнергии, переданной в другие регионы, увеличился на 350,8 млн. кВт.ч (на 54,5%). Таблица 4.8.1 Межрегиональные перетоки электрической энергии в Курганской области ---------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Наименование ¦ Получено из других ¦ Передано в другие ¦ ¦ п/п ¦ ¦ энергосистем в 2002 ¦ энергосистемы в 2002 ¦ ¦ ¦ ¦ году ¦ году ¦ ¦ ¦ ¦---------------------+----------------------¦ ¦ ¦ ¦ млн. ¦ % ¦ млн. ¦ % ¦ ¦ ¦ ¦ кВт.ч ¦ ¦ кВт.ч ¦ ¦ ¦-----+-----------------+----------+----------+-----------+----------¦ ¦ 1 ¦ Свердловэнерго ¦ 433,4 ¦ 10,5 ¦ 80,0 ¦ 8,0 ¦ ¦-----+-----------------+----------+----------+-----------+----------¦ ¦ 2 ¦ Челябэнерго ¦ 455,1 ¦ 11,1 ¦ 258,8 ¦ 26,1 ¦ ¦-----+-----------------+----------+----------+-----------+----------¦ ¦ 3 ¦ Целинэнерго ¦ 982,4 ¦ 23,9 ¦ 626,3 ¦ 62,9 ¦ ¦-----+-----------------+----------+----------+-----------+----------¦ ¦ 4 ¦ Тюменьэнерго ¦ 2241,5 ¦ 54,5 ¦ 30,0 ¦ 3,0 ¦ ¦-----+-----------------+----------+----------+-----------+----------¦ ¦ ¦ Всего ¦ 4112,4 ¦ 100,0 ¦ 995,1 ¦ 100,0 ¦ ------+-----------------+----------+----------+-----------+----------- Уже отмечалось, что по сравнению с первой половиной 1990-х годов, начиная с 1995-1996 годов, динамика поступления электроэнергии в энергосистему Курганской области и динамика передачи электроэнергии из Курганской энергосистемы практически совпадают. Это говорит об увеличении степени использования энергосистемы ОАО "Курганэнерго" в качестве транзитной для межрегиональных перетоков электроэнергии. 4.8.2. Транзит природного газа. Транзитные поставки природного газа через территорию Курганской области осуществляются по магистральному газопроводу "УренгойЧелябинск", проходящему по северным и северо-западным районам области. Общая протяженность участка газопровода, проходящего по территории области, составляет 163 км (2 нитки трубопроводов, диаметр - 1420 мм, давление - 75 МПа). Эксплуатацию объектов магистрального газопроводного транспорта (магистральные газопроводы, газопроводы-отводы, газоперекачивающие агрегаты, газораспределительные станции), расположенных на территории области, осуществляют подразделения ООО "Уралтрансгаз" - дочернего предприятия ОАО "Газпром" - Шадринское и Далматовское ЛПУ. Узел учета объемов перекачки газа на территории Курганской области отсутствует, поэтому точный объем транзита газа, проходящего по территории области, определить невозможно (после ближайшего узла учета, расположенного в Тюменской области, отходят газопроводы-отводы на Тюмень и Омск). Состояние газоперекачивающего оборудования, расположенного на территории Курганской области, удовлетворительное. Начиная с 1998 года, в рамках общей программы ОАО "Газпром" по реконструкции магистрального газопроводного транспорта осуществляется замена старого импортного оборудования на новое, более современное оборудование отечественного производства (ОАО "Пермские моторы"). 4.8.3. Транзит нефти. Магистральную транспортировку нефти через территорию Курганской области осуществляет Курганское районное нефтеуправление (филиал ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы" - дочернего предприятия ОАО "АК "Транснефть"). По территории Курганской области проходят следующие магистральные нефтепроводы: - Туймазы - Омск - Новосибирск" (диаметр - 700 мм, пропускная способность - 18 млн. тонн нефти в год); - Усть-Балык - Курган - Уфа - Альменьевск" (диаметр - 1220 мм, пропускная способность - 110 млн. тонн в год); - Нижневартовск - Курган - Самара" (диаметр - 1220 мм, пропускная способность - 90 млн. тонн в год). По данным нефтепроводам осуществляется транспортировка нефти, добываемой в Западной Сибири нефтеперерабатывающим предприятиям, расположенным в Республике Башкортостан, а также ее дальнейшая транспортировка в европейские районы России и на экспорт. На территории области расположены 4 нефтеперекачивающие станции (Варгаши, Юргамыш, Мишкино, Медведское), а также резервуарный парк для хранения нефти. Объемы перекачки нефти зависят от объемов добычи и спроса на нефть со стороны российских и зарубежных потребителей. До конца 1980-х годов загруженность магистральных нефтепроводов была высокой. После 1990-го года объем добычи нефти резко сократился (за период 1990-1995 годы объем добычи нефти в Западной Сибири упал на 42%). Начиная с 1996 года, объемы добычи нефти и соответственно объемы ее транспортировки растут. Объем нефти, перекаченной Курганским РНУ в 2002 году, составил 112,2 млн. тонн, или 67,1% от уровня 1990-го года. Следует отметить, что объекты нефтепроводного транспорта являются одними из крупнейших потребителей электроэнергии на территории Курганской области. Объем электроэнергии, потребленной Курганским РНУ в 2002 году составил 289,4 млн. кВт.ч, или 8,8% от общего объема потребления электроэнергии в области. В последние годы объемы потребления электроэнергии магистральным нефтепроводным транспортом устойчиво растут, что может потребовать расширения объемов производства или передачи электроэнергии из других регионов. 4.8.4. Транзит нефтепродуктов. Транспортировку нефтепродуктов по расположенным на территории Курганской области продуктопроводам осуществляет ОАО "Уралтранснефтепродукт" (дочернее предприятие ОАО "АК "Транснефтепродукт"). На территории области расположены 3 линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС "Колесниково", ЛПДС "Хохлы", ПС "Суслово"), осуществляющие перекачку светлых нефтепродуктов (дизельного топлива, бензина, керосина), производимых на нефтеперерабатывающих заводах Поволжья и Сибири. 4.9. Возможности использования в Курганской области нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов 4.9.1. Основные виды нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов В соответствии с используемой в мировой практике методологией к основным видам нетрадиционных (альтернативных) и возобновляемых источников энергоресурсов (НВИЭ) относятся следующие виды энергии: - энергия Солнца; - энергия ветра; - малая гидроэнергетика; - низкопотенциальное тепло (включая геотермальную энергию); - энергия, получаемая из биомассы. К основным стратегическим целям использования НВИЭ относятся: необходимость компенсации исчерпания углеводородных (традиционных) видов энергоресурсов (Таблица 4.9.1), снижение экологической нагрузки от использования (сжигания) традиционных видов энергоресурсов, повышение экономической эффективности функционирования существующих систем энергоресурсообеспечения. Таблица 4.9.1 Запасы и сроки исчерпания традиционных энергоресурсов ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Виды ¦ В мире ¦ В Российской Федерации ¦ ¦ п/п ¦ энергоресурсов ¦----------------------------------------+----------------------------------------¦ ¦ ¦ ¦ Запасы, ¦ Интенсивность ¦ Срок ¦ Запасы, ¦ Интенсивность ¦ Срок ¦ ¦ ¦ ¦ ГВт ¦ использования, ¦ исчерпания, ¦ ГВт ¦ использования, ¦ исчерпания, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ГВт/год ¦ лет ¦ ¦ ГВт/год ¦ лет ¦ ¦-----+----------------+---------+----------------+-------------+---------+----------------+-------------¦ ¦ 1 ¦ Нефть ¦ 200000 ¦ 4600 ¦ 40 - 50 ¦ 10000 ¦ 400 ¦ 20 - 40 ¦ ¦-----+----------------+---------+----------------+-------------+---------+----------------+-------------¦ ¦ 2 ¦ Газ ¦ 150000 ¦ 2200 ¦ 60 - 70 ¦ 46000 ¦ 550 ¦ 80 - 90 ¦ ¦-----+----------------+---------+----------------+-------------+---------+----------------+-------------¦ ¦ 3 ¦ Уголь ¦ 1000000 ¦ 3000 ¦ 300 - 400 ¦ 110000 ¦ 170 ¦ 600 - 700 ¦ ------+----------------+---------+----------------+-------------+---------+----------------+-------------- В 2000 году объем замещения органического топлива в России всеми видами возобновляемых источников при выработке электрической и тепловой энергии составил около 10 млн. т у.т., или около 1% от общего потребления ТЭР (936,7 млн. т у.т.). Технически реализуемый потенциал НВИЭ в России оценивается в 4,6 млрд. т у.т. в год, а экономически реализуемый - около 270 млн. т у.т. в год, что составляет более 25% от внутреннего потребления энергоресурсов в стране. Экономический потенциал имеет постоянную тенденцию к увеличению в связи с постоянным удорожанием традиционных видов топлива и энергии (Таблица 4.9.2). Таблица 4.9.2 Потенциал НВИЭ в России млн. т у.т. в год ------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Виды энергоресурсов ¦ Потенциал ¦ Технический ¦ Экономический ¦ ¦ п/п ¦ ¦ НВИЭ - всего ¦ потенциал ¦ потенциал ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 1 ¦ Малая гидроэнергетика ¦ 360 ¦ 124 ¦ 65 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 2 ¦ Геотермальная энергия ¦ ¦ ¦ 115 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 3 ¦ Энергия биомассы ¦ 1000 ¦ 53 ¦ 35 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 4 ¦ Энергия ветра ¦ 26000 ¦ 2000 ¦ 10 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 5 ¦ Солнечная энергия ¦ 2300000 ¦ 2300 ¦ 12 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ 6 ¦ Низкопотенциальное тепло ¦ 525 ¦ 115 ¦ 36 ¦ ¦-----+--------------------------+--------------+-------------+---------------¦ ¦ ¦ Итого по НВИЭ ¦ 2340000 ¦ 4593 ¦ 273 ¦ ------+--------------------------+--------------+-------------+---------------- Низкий уровень развития альтернативной энергетики в Российской Федерации объясняется несколькими причинами, среди них можно выделить низкую стоимость традиционных энергоресурсов, а также отсутствие поддержки со стороны государства. Тем не менее, по имеющимся прогнозам к 2015 году установленная мощность электростанций, использующих нетрадиционные виды энергоресурсов, в России может составить 1,4 - 1,5 тыс. МВт (Таблица 4.9.3). При этом установленная мощность действующих электростанций в стране в настоящее время составляет 214,8 тыс. МВт. Таблица 4.9.3 Прогнозная мощность электростанций, использующих НВИЭ в России МВт ------------------------------------------------------------------------ | N | Вид нетрадиционной | Варианты использования НВИЭ в России | | п/п | электростанции |-------------------------------------------- | | | Максимальный | Минимальный | Вероятный | ---------------------------------------------------------|-------------- | 1 | Солнечная | 50 | 2 | 6 - 8 | ------|--------------------|---------------|-------------|-------------- | 2 | Геотермальная | 300 | 50 - 60 | 110 - 120 | ------|--------------------|---------------|-------------|-------------- | 3 | Ветровая | 1000 - 2000 | 150 - 300 | 500 | ------|--------------------|---------------|-------------|-------------- | 4 | Приливная | 10300 - 15200 | - | 0 - 40 | ------|--------------------|---------------|-------------|-------------- | 5 | Малые ГЭС | 1000 | 600 | 800 | ------|--------------------|---------------|-------------|-------------- | | Всего | 12650 ? 18550 | 802 - 962 | 1416 - 1468 | ------------------------------------------------------------------------ Анализ возможностей использования нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов в Курганской области позволяет рекомендовать к дальнейшей проработке направления по использованию солнечных коллекторов, низкопотенциального тепла, древесины, торфа, соломы, биогаза из отходов жизнедеятельности сельскохозяйственных животных, биогаза на свалках и полигонах твердых бытовых отходов (Таблица 4.9.4). Таблица 4.9.4. Рекомендации по использованию НВИЭ в Курганской области ---------------------------------------------------------------------------------- ¦ N ¦ Вид ресурса ¦ Потенциал ¦ Рекомендации ¦ ¦ п/п ¦ ¦ всего, т у.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ в год ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 1 ¦ Солнечная энергия ¦ ¦-----+--------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 1.1 ¦ фотоэлектричество ¦ - ¦ Не рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 1.2 ¦ солнечные коллектора ¦ - ¦ Рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 2 ¦ Ветровая энергетика ¦ - ¦ Не рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 3 ¦ Малая гидроэнергетика ¦ - ¦ Не рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 4 ¦ Низкопотенциальное тепло ¦ - ¦ Рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 5 ¦ Термохимическая конверсия биомассы ¦ ¦-----+--------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 5.1 ¦ древесина ¦ 14300 ¦ Рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 5.2 ¦ торф ¦ 2900000 ¦ Рекомендуется ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 5.3 ¦ солома ¦ 2200 ¦ Рекомендуется ¦ ¦ ¦ ¦ (экономический) ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 6 ¦ Биотехнологическая конверсия биомассы ¦ ¦-----+--------------------------------------------------------------------------¦ ¦ 6.1 ¦ биогаз из отходов жизнедеятельности ¦ 53000 ¦ Рекомендуется ¦ ¦ ¦ с/х животных ¦ ¦ ¦ ¦-----+-------------------------------------+-----------------+------------------¦ ¦ 6.2 ¦ биогаз на свалках и полигонах ¦ 8500 ¦ Рекомендуется ¦ ¦ ¦ твердых бытовых отходов ¦ ¦ ¦ ------+-------------------------------------+-----------------+------------------- 4.9.2. Солнечная энергия Стоимость солнечной батареи, оснащенной системой резервирования, контроллером заряда и преобразователем энергии, составляет около 40 тыс. долларов США. При этом себестоимость производства электроэнергии на ней составляет 0,35 долларов США (около 10 рублей) за 1 кВт.ч. Для Курганской области на сегодняшний день солнечная электроэнергетика не является прямым конкурентом традиционной электроэнергетики, и может рассматриваться лишь как один из механизмов, используемых в комбинации с другими источниками (ветроэнергетика, дизельные электростанции и т.д.). Кроме того, фотоэлектрические модули в составе солнечных станций (установок) могут быть применены для электропитания релейных станций, систем катодной защиты металлоконструкций, для обеспечения работы знаков водной навигации и т.п. Стоимость промышленных солнечных коллекторов, используемых для производства тепловой энергии, уже по состоянию на сегодняшний день такова, что позволяет рассматривать их в отдельных случаях как реальную альтернативу (при наличии дублирующего источника) решения проблемы отопления и горячего водоснабжения. Средний срок окупаемости промышленного коллектора оценивается примерно в 8 лет. При этом надо учитывать, что простейшие модели солнечных коллекторов могут быть изготовлены, практически, "кустарным" способом, что, безусловно, приведет к снижению КПД, но улучшит параметры окупаемости. Солнечная энергия может быть использована для обеспечения электроэнергией потребителей, не имеющих доступа к централизованному электроснабжению. 4.9.3. Ветровая энергия Ветроэнергетика - один из наиболее перспективных, и, в тоже время - достаточно сложных (с точки зрения технической реализации) способов использования возобновляемой энергии. Ветроэнергетические установки (ВЭУ) начинают работать только при превышении определенного порога скорости ветра (около 3,5 м/сек.), при ураганных ветрах - автоматически отключаются. ВЭУ (как и солнечная энергетика) отличаются очень существенной нестабильностью параметров электроэнергии, вырабатываемой в течение суток и в разные периоды года. Тепловую и электрическую энергию, производимую на таких установках, невозможно эффективно аккумулировать на длительный промежуток времени. Все эти проблемы существенно ограничивают возможности применения таких установок в качестве единственного источника энергии для изолированных систем. В ветроэнергетике "малых" мощностей (до нескольких сотен ватт), применение ВЭУ в изолированных системах может быть экономически оправданным только при использовании ВЭУ в сочетании с другими локальными энергоисточниками (для обеспечения стабильности энергоснабжения) и при снижении уровня капиталоемкости ветроэнергетического оборудования до 300 долларов США в расчете на 1 кВт вводимой мощности. На сегодняшний день малые ветроэнергетические установки целесообразно использовать лишь там, где отсутствует централизованное электроснабжение, а также там, где они смогут конкурировать с дизель-генераторами. По данным, полученным в Администрации (Правительстве) Курганской области, населенных пунктов, где отсутствует централизованное электроснабжение и эксплуатируются дизель-генераторы в базовом режиме - нет. При весьма умеренных ветровых ресурсах "малая" и "большая" ветроэнергетика в Курганской области смогут развиваться только при условии снижения капиталоемкости оборудования, предлагаемого на рынке (не более 300 долларов США за 1 кВт), при принятии (на федеральном и местном уровне) законов, стимулирующих производство такой экологически "чистой" энергии (во всех странах, где развивается ветроэнергетика, ее дотирование и, напротив, увеличение налогового бремени на "грязные" источники энергии - является обязательным условием развития ветроэнергетики) и предельно упрощающих доступ производителей электроэнергии к централизованным электросетям (а также, снижающим порог доступа до нескольких МВт). 4.9.4. Малая гидроэнергетика Курганская область имеет, в основном, плоский рельеф, большие перепады высот отсутствуют, что исключает возможность сооружения крупных гидроэнергетических объектов. Учитывая наличие в области многочисленных озер, имеется возможность использования объектов малой гидроэнергетики - микро-ГЭС (мощностью от 3 до 100 кВт) и мини-ГЭС (мощностью до 5000 кВт). Минимальная необходимая высота плотины для стандартной "напорной" микро-ГЭС - 1 метр. В настоящее время серийно выпускаются турбины на напоры от 1 до 8,5 метров и мощностью от 3,5 до 225 кВт. Существуют (и могут найти применение на реках области) свободно-проточные ГЭС, которые не требуют строительства плотин. Такие плотины работают круглогодично, кроме периода ледохода, если не предусмотрен режим торошения льда. Срок окупаемости для такой плотины мощностью около 50 кВт составляет примерно 2 года. Стоимость оборудования для малых гидроэнергетических объектов с использованием различных технологий составляет от 200 до 500 долларов США в расчете на 1 кВт установленной мощности. Учитывая стоимость прочих работ (сооружение плотины, строймонтаж и т.д.), срок окупаемости таких сооружений оценивается от 2 до 5 лет. Для отдельных объектов (в частности - сельскохозяйственных, расположенных вблизи водоемов, например - летние пастбища) Курганской области применение объектов малой гидроэнергетики может оказаться достаточно перспективным. Необходимо провести работу по оценке гидроэнергетических возможностей водных объектов области в рамках разработки кадастра нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Курганской области. 4.9.5. Низкопотенциальное тепло Теплонасосные установки (ТНУ), использующие низкопотенциальное тепло, имеют следующие преимущества перед другими видами энергоисточников: - высокая эффективность преобразования энергии по сравнению с электронагревателями и электрическими отопительными котлами (две трети энергии потребитель получает бесплатно); - экологически "чистая" технология получения энергии при отсутствии выбросов в атмосферу вредных веществ и углекислых газов; - надежная автоматическая работа установки, не требующая постоянного присутствия человека; - минимальные эксплуатационные расходы по сравнению с другими отопительными системами, использующими расходуемое топливо; - длительный срок службы без капитального ремонта (15 - 20 лет). На 1 кВт.ч затраченной электрической энергии потребитель получает от 2,5 до 7,0 кВт.ч тепловой мощности, то есть экономит примерно 2/3 электроэнергии. Оценочная себестоимость тепла, производимого с использованием теплонасосов, составляет 800 руб./Гкал. То есть топливная составляющая тепловой энергии, получаемой от теплонасосов, не превышает аналогичный параметр для такого топлива, как уголь, и в 1,5 раза меньше, чем для дизельного топлива и прямого электронагрева. При замене угольной котельной окупаемость теплонасосной установки, используемой для теплоснабжения, составит около 4 лет (при эксплуатации только в течение 5 месяцев в году для отопления). Если же использовать ТНУ для круглогодичного горячего водоснабжения или для кондиционирования воздуха в теплое время года, период окупаемости сокращается до 2-3 лет. В случае использования теплонасосных установок, например, на молочных фермах, за счет комбинированного эффекта - охлаждение молока - отопление служебных помещений, можно дополнительно повысить экономическую эффективность использования ТНУ (и, соответственно, снизить сроки окупаемости установки). В Курганской области применение теплонасосных установок экономически оправдано уже в настоящее время, в частности на крупных молочных фермах. 4.9.6. Энергия, получаемая из биомассы Биомасса обычно подразделяется на первичную (растения, животные и т.д.) и вторичную (отходы при переработке первичной биомассы и продукты жизнедеятельности человека и животных). Энергия, запасенная в первичной и вторичной биомассе, может быть превращена в технически удобные виды топлива или энергии несколькими путями: - получение растительных углеводородов (в частности, растительного масла, которое может быть использовано в качестве топлива или топливной добавки); - термохимическая конверсия биомассы в топливо путем прямого сжигания, пиролиза, газификации и т.д. (древесина, торф, солома); - биотехнологическая конверсия биомассы в топливо (биогаз из отходов жизнедеятельности животных, биогаз на свалках и полигонах твердых бытовых отходов). Курганская область имеет относительно небольшой потенциал использования древесины в качестве энергетического топлива. Во-первых, достаточно большое количество древесины сжигается в печах населением и на различных муниципальных объектах (школы, детские сады и т.д. - всего около 1000 печей, потребляющих около 53 тыс. м3 дров в год). Во-вторых, в регионе производится около 70 тыс. м3 деловой древесины и 140 тыс. м3 пиломатериалов в год, а это означает образование отходов (щепы, опилок) в объеме не менее 150 тыс. м3 в год. Наконец, расчетная лесосека в области составляет около 700 тыс. м3 в год, то есть даже с учетом всех видов рубок она не выбирается даже наполовину. Технический энергетический потенциал области за счет использования древесины составляет не менее 100 тыс. Гкал в год (то есть более 5% от потребляемого объема тепловой энергии). По данным 1949 года на территории Курганской области разведано 232 торфяных месторождения (от 70% до 80% торфяного фонда) общей площадью 12424 га с объемом 23726 тыс. м3. Средняя глубина залегания торфа равна - 1,9 м. На территории области можно выявить два торфяных района: район лабзовых (тросняковых и осоковых) торфяников, район рямовых (сфагновых) торфяников. Торфа первого типа характеризуются степенью разложения от 20% до 35% и зольностью около 10%. Торфа второго типа имеют степень разложения 10-15% и зольность менее 10%. Район лабзовых торфяников занимает южную часть области. Его площадь примерно 30 тыс. м2 при средней глубине слоя около 1,3 м. Рямовые торфяники занимают северную, большую часть области, их площадь равна 41,1 тыс. м2 при средней глубине залежи в 1,9 м. Технический энергетический потенциал торфяных запасов области можно оценить в 20 млн. Гкал. Приведенные выше оценочные показатели для Курганской области свидетельствуют об отсутствии в регионе "экспортного" потенциала по торфу, но одновременно являются весьма значительными для подготовки и реализации программ по использованию торфа в качестве котельного топлива в различных районах области (в годы Великой отечественной войны торф использовался для отопления в г. Кургане). Первый этап такой программы должен включать: - обоснование и выбор первоочередных районов для внедрения малой теплоэнергетики на основе сжигания торфа; - оценку потенциала (технического и экономического) торфяных месторождений; - анализ состояния твердотопливных котельных на основе проведения обследований; - разработку технических заданий по созданию торфодобывающих и деревоперерабатывающих предприятий на данной территории; - разработку технических заданий на реконструкцию котельных; - определение и утверждение порядка инвестирования проектов программ; - разработку ТЭО по проектам создания торфозаготовительных предприятий и реконструкции котельных; - разработку проектно-сметной документации на первоочередные этапы работ; - отработку порядка взаимодействия по всему комплексу вопросов в районах с органами местного самоуправления; - реализацию хотя бы одного демонстрационного проекта. 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 Декабрь
|
