Постановление Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008

     а) электрическая мощность ветроэнергетических установок - 2  -
3 МВт;
     б) электрическая мощность газогенераторных электростанций -  5
- 6 МВт.
     Полученные оценки   экономического  потенциала   и   возможных
масштабов использования возобновляемых и нетрадиционных  источников
энергии в Томской  области в  дальнейшем могут корректироваться  по
мере  изменения  цен  на  топливо,  уточнения  прогнозов   развития
отдельных технологий и появления иной новой информации. Кроме того,
требуется  детализация информации  в  разрезе районов  и  отдельных
населенных   пунктов.    Это   свидетельствует   о    необходимости
периодического повторения и уточнения подобных расчетов и оценок.

      6.3. Предложения по пилотным проектам энергоисточников
        на базе возобновляемых и нетрадиционных источников
               энергии на территории Томской области

     Для Томской области наиболее эффективным направлением развития
возобновляемых и   нетрадиционных   источников   энергии   является
внедрение газогенераторных электростанций с целью экономии топлива,
потребляемого дизельными  электростанциями. Одним из  перспективных
районов для строительства газогенераторных электростанций  является
Верхнекетский  район, где  самая  крупная дизельная  электростанция
находится в п. Степановка. В 2006 году на дизельных электростанциях
выработано 2,4 млн  кВт.ч при  удельном расходе дизельного  топлива
424 г у.т./кВт.ч. Средняя  цена дизельного топлива - 15055  руб./т,
цена дров  - около  982  руб./т у.т.  (). Предлагается  рассмотреть
возможность   строительства   в   этом   поселке   газогенераторной
электростанции на древесном  топливе мощностью 500 кВт  (разработка
НПО "Инверсия", г. Екатеринбург).
     В качестве второго пилотного проекта целесообразно рассмотреть
возможность строительства   ветроэнергетической  установки   в   с.
Новоникольское  Александровского  района.  Этот  населенный   пункт
выбран исходя  из того, что  средняя годовая  скорость ветра в  нем
одна  из  наивысших  в  Томской  области  (4,1  м/с),  а  дизельная
электростанция  с  выработкой  0,6 млн  кВт.ч/год  работает  крайне
неэффективно с  удельным расходом  топлива 719 г  у.т./кВт.ч ().  В
данном  пункте  предполагается  использование   ветроэнергетической
установки "Муссон-Ф30" мощностью 30 кВт.

       Таблица 6.4. Характеристики системы электроснабжения

+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Наименование                                | Степановка     | Новоникольское    |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Потребность в электроэнергии, тыс. кВт.ч    | 2400           | 600               |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Цена дизтоплива, руб./т                     | 15055          | 22710             |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Расход топлива на ДЭС, г у.т./кВт.ч         | 424            | 719               |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Затраты, руб./кВт.ч                         | 5,54           | 9,78              |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
| Цена дизельного топлива, руб./т у.т.        | 9820           | 14730             |
+---------------------------------------------+----------------+-------------------+
     
     Коммерческая эффективность  определялась  при  годовой   норме
дисконта 10  процентов, ставке  налога на прибыль  24 процента,  на
имущество  -  2  процента.  В связи  с  тем,  что  газогенераторная
электростанция вырабатывает лишь часть потребляемой электроэнергии,
она работает  в базисном  режиме (пиковая  нагрузка покрывается  от
дизельной    электростанции).    Годовое   число    часов    работы
ветроэнергетической     установки    определяется     вероятностным
распределением скорости ветра.
     Тарифы на   электроэнергию,  вырабатываемую   газогенераторной
электростанцией  и  гидроэлектростанцией,  приняты  меньшими,   чем
современные  удельные  затраты на  производство  электроэнергии  на
дизельной электростанции.
     Как показывают   результаты  расчета,   проект   строительства
газогенераторной     электростанции     оказывается     чрезвычайно
эффективным: при  тарифе 3,7 руб./кВт.ч  он окупается  за 2 года  и
имеет внутреннюю норму возврата 73 процента (таблица 6.5).

           Таблица 6.5. Технико-экономические показатели
      проектов строительства газогенераторной электростанции
                  и ветроэнергетической установки

----------------------------------------------------------------------------------------TT--------------------------------TT------------------------¬¬
¦¦ ¦¦Газогенераторная¦¦Ветроэнерге-¦¦
¦¦ Показатель ¦¦ электростанция ¦¦тическая ¦¦
¦¦ ¦¦ ¦¦установка ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Установленная мощность, кВт ¦¦ 200 ¦¦ 30 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Удельные капиталовложения, руб./кВт ¦¦ 18412,5 ¦¦ 55237,5 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Инвестиции, тыс. руб. ¦¦ 3682,5 ¦¦ 1657,1 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Постоянные издержки, % от капиталовложений ¦¦ 10 ¦¦ 2,5 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Амортизация, % ¦¦ 6 ¦¦ 6 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Число часов использования установленной ¦¦ 7000 ¦¦ 2190 ¦¦
¦¦мощности, час./год ¦¦ ¦¦ ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Расход электроэнергии на собственные нужды,¦¦ 5 ¦¦ 2 ¦¦
¦¦% ¦¦ ¦¦ ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Срок службы (период реализации проекта), ¦¦ 20 ¦¦ 20 ¦¦
¦¦лет ¦¦ ¦¦ ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Удельный расход топлива, г у.т./кВт.ч ¦¦ 680 ¦¦ - ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Цена топлива, руб./т у.т. (2010 г./2020 г.)¦¦ 1104,8/ ¦¦ - " - ¦¦
¦¦ ¦¦ 1227,5 ¦¦ ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Отпуск электроэнергии, тыс. кВт.ч/год ¦¦ 1330 ¦¦ 64,4 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Тариф, руб./кВт.ч ¦¦ 3,7 ¦¦ 6,1 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. ¦¦ 18940,3 ¦¦ 709,5 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Срок окупаемости, лет ¦¦ 2 ¦¦ 10 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Внутренняя норма доходности, % ¦¦ 73 ¦¦ 15,8 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Минимальный тариф, руб./кВт.ч ¦¦ 1,5 ¦¦ 4,4 ¦¦
++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++
¦¦Экономия дизельного топлива, т/год ¦¦ 389 ¦¦ 31,9 ¦¦
¦¦тыс. руб./год ¦¦ 5548,3 ¦¦ 682,5 ¦¦
LL--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++--------------------------
     
     В данном  случае  экономический  эффект  в  основном  получает
инвестор  и  частично  за  счет  снижения  тарифа  по  сравнению  с
современным   уровнем    -    потребители.   Имеется    возможность
перераспределить этот эффект  в пользу потребителей, снижая  тариф.
Минимальный  тариф, при  котором  проект еще  остается  эффективным
(окупается за срок службы, т.е. дает инвестору приемлемый доход  на
вложенный капитал), равен  1,5 руб./кВт.ч, что более  чем в 3  раза
меньше,   чем   современные  удельные   затраты   на   производство
электроэнергии на дизельной электростанции.
     Проект использования   ветроэнергетической  установки   в   п.
Новоникольское   также   экономически   эффективен.   Однако    эта
эффективность  в  значительной  степени  обусловлена   дороговизной
топлива   и   большими   затратами   на   существующей    дизельной
электростанции, в  связи с  чем  он анализировался  при тарифе  6,1
руб./кВт.ч.  Минимальная   цена  электроэнергии  (4,4   руб./кВт.ч)
незначительно  ниже, чем  затраты  на более  эффективно  работающих
дизельных   электростанциях    (например,   в   рассмотренном    п.
Степановка). Поэтому перенесение этого проекта в другие аналогичные
населенные пункты может сделать его неэффективным. Несмотря на это,
более    подробный    анализ     такого    проекта    (в     рамках
технико-экономического   обоснования)   представляет   определенный
интерес.
     Кроме этих двух пилотных  проектов целесообразен также  анализ
экономической эффективности системы геотермального теплоснабжения в
одном  из  населенных   пунктов  области.  Предварительные   оценки
показывают, что такой проект может оказаться эффективным.

                 7. СОЗДАНИЕ ДЕМОНСТРАЦИОННЫХ ЗОН
                    ВЫСОКОЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

     Демонстрационная зона  высокой  энергетической   эффективности
представляет собой систему комплексного энергоснабжения, в  которой
создаются      условия     для      эффективного      использования
топливно-энергетических    ресурсов,    решения    организационных,
технических,  экономических   и   нормативно-правовых  проблем   по
приоритетным     направлениям    энергосбережения,     концентрации
производственного    и     научно-технического    зарубежного     и
отечественного  опыта  с  целью дальнейшего  развития  экономики  и
социальной сферы.
     Такие зоны могут  быть  созданы в  Колпашево,  Асино и  других
населенных пунктах области.
     В структуре такой  зоны  высокой энергетической  эффективности
должны  быть  созданы  энергосервисные  компании  по   эксплуатации
объектов     производства,      транспорта     и      распределения
топливно-энергетических     ресурсов,    организованы     постоянно
действующие  инженерные  центры   для  обучения  и   переподготовки
специалистов в  области  энергосбережения, оказания  консалтинговых
услуг,   проведения   целевых  семинаров   и   других   мероприятий
информационного   обеспечения    деятельности   по    рациональному
использованию топливно-энергетических ресурсов.
     При создании демонстрационной зоны высокой энергоэффективности
в г. Колпашево были использованы следующие основные принципы:
     применение новых прогрессивных  технологий и оборудования  для
производства, транспортировки и распределения тепловой энергии;
     внедрение энергосберегающих мероприятий;
     обеспечение коммерческой  привлекательности  и  рентабельности
демонстрационных проектов.
     Анализ различных вариантов схемы комплексного  энергоснабжения
г. Колпашево и с. Тогур показал, что оптимальными следует  признать
варианты   реконструкции   системы   теплоснабжения   с    монтажом
газопоршневых  мини-ТЭЦ  и  заменой  существующих  муниципальных  и
ведомственных  угольных и  мазутных  котельных на  новые  модульные
газовые котельные.
     Суммарные капиталовложения составляют порядка 465 млн руб. (г.
Колпашево) и 116 млн руб. (с. Тогур).

               8. ОЦЕНКА ФИНАНСОВЫХ РИСКОВ РАЗВИТИЯ
     ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РЕГИОНА В ПЕРСПЕКТИВЕ

     Типов рисков  достаточно   много,   это  -   производственные,
предпринимательские,    банковские,   кредитные,    инвестиционные,
инновационные, ценовые,  страховые, экологические,  информационные,
погодные,  политические,  финансовые,  маркетинговые,  технические,
кроме того, региональные и другие, а также их комбинации.
     Для анализа   вариантов   развития    топливно-энергетического
комплекса  региона   наиболее  важными   следует  признать   риски,
приводящие  к  убыткам.  Это финансовые  риски,  которые  по  своей
природе являются спекулятивными, они связаны с вложениями капитала.
К  ним  относятся  кредитные, процентные,  валютные  риски  и  риск
упущенной финансовой выгоды. Опасность кредитного риска заключается
в  возможной  неуплате  заемщиком  основного  долга  и   процентов,
причитающихся  кредитору. Процентный  риск  несет опасность  потерь
коммерческими  предприятиями   (банками,  фондами,  компаниями)   в
результате  превышения  процентных  ставок,  выплачиваемых  ими  по
привлеченным средствам, над  ставками по предоставленным  кредитам.
Опасность валютных  рисков связана с  изменением курса  иностранной
(или национальной) валюты. Риск  упущенной финансовой выгоды -  это
косвенный  финансовый  ущерб,  например,  недополучение  прибыли  в
результате падения цен на энергетические услуги.
     Финансовый риск   может   рассматриваться   как    вероятность
наступления потери  и поэтому, как  всякая вероятностная  величина,
может  оцениваться  либо  объективно  на  основании  статистических
наблюдений, либо  субъективно  - на  основании  опыта эксперта  или
лица,  принимающего решение.  Соответственно,  к анализу  и  оценке
финансового риска могут применяться вероятностные и  статистические
методы.
     Риски недополучения доходов были определены для существующих и
новых котельных  на  разных  видах  топлива  (газе,  мазуте,   угле
привозном и местном), а также для новых газовых мини-ТЭЦ. При  этом
оказалось, что из-за высокой стоимости мазута сооружение  котельных
на этом виде топлива не окупится даже за 20 лет функционирования.
     Предполагается, что  существующие  угольные  котельные   будут
перевооружаться путем ввода  механизированных котлов, а местное  не
очень   качественное   топливо  будет   проходить   предварительную
подготовку  для уменьшения  негативного  воздействия на  окружающую
среду.  Это  повлечет   за  собой,   с  одной  стороны,   повышение
коэффициента  полезного действия  котельных,  а с  другой  стороны,
увеличение стоимости топлива на 20 - 40 процентов.
     Мини-ТЭЦ позволяют  реализовывать  не только  тепловую,  но  и
электрическую   энергию,   что    имеет   большое   значение    при
конкурировании  с  другими  источниками, несмотря  на  сложности  с
"вписыванием" в электроэнергетическую систему.
     Анализ показал, что очень рискованно ожидать получение доходов
от мелких (мощностью  до 5  Гкал/ч)  котельных на  газе. Однако  их
строительство будет оправданно для котельных единичной мощностью 20
Гкал/час и более, если оно будет способствовать улучшению экологии.
В противном случае, при складывающихся в настоящее время ценах, это
слишком  рискованное  мероприятие  и  предпочтение  следует  отдать
строительству угольных  котельных, особенно использующих  привозной
качественный  высокосортный  уголь.  Однако  надеяться  на  высокие
доходы от котельных мощностью около 5 Гкал/ч бесперспективно,  риск
составляет 86 и 96%, но окупятся вложения наверняка. Другое дело  -
строительство угольных котельных мощностью 20 Гкал/ч. Как  показали
расчеты,  это  безрисковое мероприятие  при  внедрении  эффективных
технологий сжигания угля.
     Перевооружение угольных  котельных может  оказаться  выгодным,
если взамен существующих котлов с коэффициентом полезного  действия
менее  60  процентов  будут смонтированы  новые  угольные  котлы  с
коэффициентом  полезного  действия  75  -  82  процента.  При  этом
решающую роль  также будет  играть  цена на  привозной уголь,  хотя
ожидать высоких доходов от мелких котельных тоже не имеет смысла. У
таких котельных мощностью 5 Гкал/ч. риск не получить доход высок  и
составляет 80 -  85 процентов, но  рассчитывать на умеренный  доход
можно.  Следовательно,  инвестиции окупятся  и  наверняка  принесут
доход. Как  и в  случае с газовыми  котельными, угольные  котельные
мощностью 20 Гкал/ч.  более выгодны. Это фактически  беспроигрышное
вложение инвестиций.
     Относительно мини-ТЭЦ можно с уверенностью утверждать, что это
наиболее рациональное,   хотя  и   с   некоторым  риском   потерять
инвестиции,  использование   газа  в  источниках   энергоснабжения.
Наиболее  рациональное  использование  их  диктуется   возможностью
производить  электроэнергию,  а   значит,  строить  их  выгодно   в
изолированных   от   энергосистемы   и   удаленных   (от   основных
энергоисточников области) районах, где использование электроэнергии
будет продиктовано не только экономикой, но и повышением надежности
энергоснабжения.
     В рамках    анализа    энергетических    стратегий    развития
топливно-энергетического комплекса региона  на перспективу до  2020
года были рассмотрены основные варианты ( не приводится).
     Из угольной   стратегии   анализировались  два   варианта   на
привозном и один на местном угле:
     развитие газотурбинных   электростанций  на   базе   попутного
нефтяного  газа  суммарной  мощностью  67  МВт  рассматривается   в
комбинации со строительством небольших мини-ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ);
     строительства конденсационных  угольных  блоков  электрической
мощностью 215 МВт на ТЭЦ-3;
     строительство теплофикационных  угольных блоков  электрической
мощностью 115 МВт на местном угле.

                   ------------------------------------------------¬¬
                   ¦¦Системы энергоснабжения¦¦
                   LL----------------------TT------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++ "Угольные"
варианты ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++ Вариант   с
местным углем ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++ "Газовый"
вариант ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++ "Ядерный"
вариант ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++"Ядерно-газовый"
вариант ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
                               ++--------------------++
"Газо-угольный" вариант ¦¦
                               ¦¦
LL----------------------------------------------------
                               ¦¦
----------------------------------------------------¬¬
             LL--------------------++"Ядерно-угольный"
вариант¦¦
             LL------------------------------------

      Рисунок 8.1. Дерево вариантов для развития ТЭК региона

     Из газовой   стратегии   анализировался   вариант   комбинации
ПГУ-450Т с мини-ТЭЦ суммарной мощностью 131 МВт.
     Из ядерной стратегии  анализировался вариант сооружения  новой
АЭС мощностью 2300 МВт.
     В ядерно-газовой стратегии рассматривается вариант с развитием
ТЭЦ-3 на базе  блока ПГУ-450Т,  строительством мини-ТЭЦ  и ГТЭС  на
попутном газе, строительством АЭС мощностью 2300 МВт.
     В газо-угольной   стратегии    был   рассмотрен   вариант    с
реконструкцией ТЭЦ "СХК", выводом существующих ядерных реакторов из
эксплуатации, вводом газовых энергоблоков на ТЭЦ-3 и мини-ТЭЦ.
     В ядерно-угольной   стратегии   был   рассмотрен   вариант   с
реконструкцией ТЭЦ "СХК", выводом существующих ядерных реакторов из
эксплуатации, вводов  угольных  энергоблоков на  ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ  и
строительством Северской АЭС.
     Для анализа  рисков  перечисленных  вариантов  были  проведены
расчеты  суммарных  приведенных  затрат  для  неблагоприятных,  для
благоприятно  складывающихся  и  для  средних  условий.  Исходя  из
полученных   таким   образом  затрат,   нечетко   определенных   на
перспективу, вычислены величины рисков превышения затрат ().
     Риск всегда   выше  у   вариантов   с  высокими   приведенными
затратами. К  ним  относятся вариант  с  парогазовой установкой  из
газовой и газо-угольной стратегий и вариант из ядерной стратегии  с
АЭС. У варианта с АЭС из-за высоких капиталовложений риск превысить
допустимые параметры может достигать 100 процентов, потому что  при
самых  благоприятно  складывающихся  для  этого  варианта  условиях
суммарные приведенные затраты намного выше допустимых величин.

          Таблица 8.1. Величины рисков превышения затрат

+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| Варианты энергоснабжения                                                | Риск,  |
|                                                                         | %      |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 76,8   |
| комплекса, ТЭЦ СХК, уголь)                                              |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 70,2   |
| комплекса, КЭС (К-215, уголь)                                           |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового        | 81,3   |
| комплекса, КЭС (К-215, местный уголь)                                   |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.)                          | 100    |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ                                     | 100    |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового            | 98,6   |
| комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т)                                             |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.)                       | 100    |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 22,1   |
| комплекса, ТЭЦ СХК, уголь)                                              |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 16,5   |
| комплекса, КЭС (К-215, уголь)                                           |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового        | 27     |
| комплекса, КЭС (К-215, местный уголь)                                   |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.)                          | 99,9   |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ                                     | 100    |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового            | 84,4   |
| комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т)                                             |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.)                       | 97,2   |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 3,7    |
| комплекса, ТЭЦ СХК, уголь)                                              |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового                | 1,7    |
| комплекса, КЭС (К-215, уголь)                                           |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового        | 4,7    |
| комплекса, КЭС (К-215, местный уголь)                                   |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.)                          | 94     |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ                                     | 100    |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового            | 30,1   |
| комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т)                                             |        |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.)                       | 83,1   |
+-------------------------------------------------------------------------+--------+
     
     Наименее рисковыми для  вкладываемых инвестиций можно  назвать
три рассмотренных  варианта  из угольной  стратегии:  с мини-ТЭЦ  и
использованием  угля  на  теплоэлектроцентралях  и  конденсационных
электростанциях. Достаточно вероятно (риск составляет около 70 - 80
процентов в  первых трех  строках последней  таблицы), что  затраты
превысят допустимые пределы. Затем  риск снижается и составляет  от
17 до 27 процентов.
     Велика вероятность (98,6 и 84,4  процента), что вариант с  АЭС
из   ядерно-газовой   стратегии  потребует   затрат   больше,   чем
планировалось, однако затраты  выше допустимой величины  инвесторов
не должны "пугать",  так как риск  превышения допустимых затрат  не
превышает 30 процентов.
     Таким образом, анализ  риска вложений инвестиций  как с  точки
зрения  получения  доходов,  так  и  с  точки  зрения   минимизации
приведенных  затрат  в  условиях  неопределенных  исходных   данных
показал,  что  к  наименее  рискованным  перспективным   источникам
теплоснабжения следует отнести:
     а) котельные на угле;
     б) мини-ТЭЦ на газе.
     Из вариантов перспективного развития  топливно-энергетического
комплекса региона к наименее рискованным, а следовательно, наименее
затратным относятся варианты угольной и ядерно-газовой стратегий.

                9. ОСНОВНЫЕ МЕХАНИЗМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ
          ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ И РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА

     Томская область является  регионом с существенным  потенциалом
социально-экономического   развития,   в  том   числе   в   области
топливно-энергетического    комплекса.   В    области    существует
инфраструктура государственного управления и регулирования в  сфере
топливно-энергетического  комплекса,  а  также  нормативно-правовая
база   инвестиционной   деятельности   в    топливно-энергетическом
комплексе.
     Основной проблемой развития топливно-энергетического комплекса
Томской области   является   отсутствие   механизмов   достаточного
финансирования   входящих   в   топливно-энергетический    комплекс
отраслей. Возможными  источниками  финансирования являются  бюджеты
разных   уровней,  энерго-   и   топливоснабжающие  организации   и
потребители топливно-энергетических ресурсов.
     За счет  средств  областного  бюджета  финансируется  развитие
газификации области.  В  сентябре 2006  года  был подписан  договор
между Администрацией Томской области и ОАО "Газпром" о  газификации
Томской области. В соответствии с Программой газификации российских
регионов  на  2005  -  2007  годы  ОАО  "Газпром"  берет  на   себя
обязательство  реализовать  на территории  Томской  области  проект
строительства  газопровода к  г.  Колпашево и  с.  Тогур. Со  своей
стороны  Администрация  области  должна  обеспечить   строительство
распределительных газопроводов и  подготовку потребителей к  приему
газа.
     В целом следует  признать, что  развитие электроэнергетики  не
финансируется   из    бюджета   области.   Соответственно,    из-за
ограниченности  средств  областного бюджета  мероприятия  в  рамках
Энергетической   стратегии   Томской   области   не   могут    быть
профинансированы.  Поэтому  необходимо  делать  упор  на   создание
благоприятного      инвестиционного      климата.       Привлечение
негосударственных инвестиций актуально в электроэнергетике из-за ее
дефицитности   и   высокой   степени   изношенности   существующего
энергетического оборудования.
     Нормативную правовую базу стимулирования инвестиций составляют
Томской области от 18  марта 2003 года  N 29-ОЗ "О  государственной
поддержке  инвестиционной   деятельности  в   Томской  области"   и
сопутствующие нормативные правовые акты.
     На заседании Правительства Российской Федерации 30 ноября 2006
года было принято решение,  в соответствии с которым  Минпромэнерго
России,  Минэкономразвития  России,  Минфину  России,   Федеральной
антимонопольной  службе  России,  Федеральной  службе  по   тарифам
России,   Росэнергоатому   следует  представить   в   Правительство
Российской Федерации на утверждение программу мер по стимулированию
инвестиций  в  создание   мощностей  атомной,  гидро-  и   угольной
генерации.   Принятие   этого   документа   должно   дать    больше
определенности в вопросе финансирования развития электроэнергетики.
     До этого момента  необходимо использовать следующие  механизмы
финансирования:
     1. Механизм гарантирования инвестиций.
     2. Инвестиционные средства ТГК-11.
     3. Инвестиционная составляющая  в тарифах  на электрическую  и
тепловую энергию.
     Механизм гарантирования  инвестиций,  принятый   Правительства
Российской  Федерации от  7  декабря 2005  года  N 738,  определяет
порядок и условия привлечения на  период до 2010 года инвестиций  в
строительство как новых электрических станций, так и дополнительных
установок  по производству  электрической  энергии на  существующих
электрических станциях, необходимых для формирования перспективного
технологического резерва  мощностей  по производству  электрической
энергии в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности.
     Особенностью механизма гарантирования инвестиций является  то,
что  возврат инвестированных  средств  осуществляется только  после
ввода  генерирующих   мощностей  в  эксплуатацию.   Соответственно,
необходим  значительный   объем  капитальных   вложений  на   этапе
строительства, который может занимать до двух лет и более.
     ОАО "ТГК-11" должно будет использовать как собственные, так  и
заемные  средства  для  развития  энергосистем  Томской  и   Омской
областей.
     Для реализации    инвестиционных    энергетических    проектов
понадобится  введение  инвестиционной  составляющей  в  тарифы   на
электрическую  и   тепловую  энергию.  Принципиальная   возможность
включения инвестиционной составляющей  в тарифы на электрическую  и
тепловую энергию установлена Правительства Российской Федерации  от
26  февраля  2004  года  N  109  "О  ценообразовании  в   отношении
электрической и тепловой энергии  в Российской Федерации", а  также
Федеральным  РФ  от 30  декабря  2004  года  N 210-ФЗ  "Об  основах
регулирования тарифов организаций коммунального комплекса".
     В то    же    время   указанные    нормативно-правовые    акты
устанавливают,   что   верхняя   граница   повышения   тарифов   на
электрическую и тепловую  энергию определяется Федеральной  службой
по  тарифам   на  основе  индексов   роста  тарифов,   определяемых
Правительством  Российской Федерации.  Устанавливаемые  Федеральной
службой по тарифам Российской Федерации в последние годы предельные
уровни  тарифов для  Томской  области являются  недостаточными  для
осуществления модернизации  и развития  электро- и  теплоэнергетики
области. Также не  работают механизмы учета муниципальных  программ
развития коммунальной  инфраструктуры, предусмотренные  Федеральным
от  30  декабря  2004   года  "Об  основах  регулирования   тарифов
организаций коммунального комплекса".
     Для преодоления указанных проблем необходимо решение следующих
задач:
     1. Повышение  регулируемых  цен на  электрическую  и  тепловую
энергию   до   уровня,   обеспечивающего   финансовые   возможности
модернизации и развития электро- и теплоснабжающих систем.
     2. Либерализация цен  на электроэнергию на  оптовом рынке  для
обеспечения притока инвестиций в электроэнергетику.
     3. Ввод  в  действие  механизмов развития  систем  электро-  и
теплоснабжения, заложенных в  Федеральном от  30 декабря 2004  года
"Об  основах   регулирования   тарифов  организаций   коммунального
комплекса".

                            ЗАКЛЮЧЕНИЕ

     Экономический потенциал  области  зависит главным  образом  от
топливно-энергетического комплекса (добычи углеводородного  сырья),
динамичное развитие которого является одним из условий  устойчивого
развития  экономики   области.  Энергетическая  стратегия   Томской
области на долгосрочную перспективу - это региональный документ,  в
котором  поставлены  задачи   не  только  для  различных   отраслей
топливно-энергетического комплекса  области, но и  для экономики  в
целом и органов регионального и местного управления.
     Стратегический сценарий ускоренного развития экономики области
предъявляет повышенные         требования        к         развитию
топливно-энергетического комплекса, в то же время в ряде  отдельных
отраслей топливно-энергетического  комплекса существуют проблемы  и
нерешенные задачи:
     в электроэнергетике   -  дефицит   энергетических   мощностей,
высокая    изношенность    оборудования    требуют     технического
перевооружения ГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК" и ввода новых тепловых  мощностей
на пиковой резервной котельной, ТЭЦ-3 или других источниках тепла в
связи с  выводом в  2008  году из  эксплуатации ядерного  комплекса
дальнего теплоснабжения;
     в нефтегазовых отраслях - снижение с 2004 года объемов  добычи
газа   и   нефти,   недостаточные   ежегодные   приросты    запасов
углеводородов,  нерациональное  использование  попутного  нефтяного
газа и конденсата, сезонная неравномерность загрузки  месторождений
и   магистральных  газопроводов,   дефицит   потребления  газа   по
Сибирскому федеральному округу  в наиболее холодные декады  зимнего
периода;
     в теплоснабжении   -  дефицит   тепловых   мощностей  в   ряде
населенных пунктов  области и  в г. Томске,  снижение надежности  и
качества  снабжения  потребителей  тепловой  энергией,   перерасход
топлива (особенно на угольных котельных).
     В газифицированных  районах  дальнейшее  развитие  газификации
связано,  с одной  стороны,  с необходимостью  увеличения  загрузки
действующих газопроводов-отводов и распределительных сетей за  счет
присоединения  новых   потребителей,  с  другой   -  с   повышением
эффективности использования природного газа.
     Эффективность нетрадиционных возобновляемых источников энергии
существенно зависит   от   специфических  особенностей   места   их
использования.    Сопоставление    нетрадиционных    возобновляемых
источников энергии с традиционными источниками в Томской области  с
учетом  климатических характеристик,  цен  органического топлива  и
ограничений  на   использование   ресурсов  позволило   ранжировать
нетрадиционные ресурсы в порядке убывания их эффективности  оценить
перспективы их использования.
     Состояние электроэнергетической   отрасли   Томской    области
характеризует:
     катастрофическое старение оборудования;
     статус дефицитной по мощности энергосистемы;
     вывод мощностей АЭС СХК и ряд других проблем.
     Потребление электроэнергии к 2010 году увеличится по сравнению
с 2005 годом на 22 процента и составит 10,4 млрд кВт.ч. В 2020 году
потребление электроэнергии   составит   16,9   млрд   кВт.ч,   т.е.
практически в 2 раза  выше потребления 2005 года. Повышенные  темпы
роста потребления электроэнергии после 2010 - 2012 годов связаны  с
реализацией   крупных  проектов   по   наращиванию  производств   в
нефтехимической  и  деревообрабатывающей  промышленности,  а  также
Бакчарского горно-металлургического комплекса.
     Максимальные уровни потребления  электроэнергии и тепла  можно
обеспечить путем строительства Северской АЭС с суммарной  мощностью
2300  МВт,  которая  кардинально  решает  проблему   энергетической
безопасности области в 2015 - 2020 годах. В этом случае область  не
только   станет   самодостаточной  по   выработке   электроэнергии,
полностью  покрывая  свои   потребности,  но  и  сможет   сократить
прогнозируемый дефицит в энергобалансе Сибирского региона.
     В современных  условиях  альтернативой  предшествующему  этапу
развития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомной
энергетики и электростанций с использованием угля.
     Выбор варианта строительства АЭС на территории Томской области
обусловлен тем,  что  Томская   область  -  исторически   "атомная"
область.  С  1955  года  эксплуатируются  5  промышленных   ядерных
реакторов высококвалифицированным  персоналом. Имеются  необходимая
для    эксплуатации     и    обеспечения    АЭС     инфраструктура,
научно-образовательный комплекс.
     Уровень безопасности,   заложенный  в   современных   проектах
строительства АЭС,  позволяет в случае  возникновения аварии  любой
тяжести уменьшить  выбросы радиоактивных веществ  до значений,  при
которых  проведение защитных  мероприятий  по защите  населения  за
пределами площадки АЭС не потребуется.
     В соответствии с выбранным вариантом ядерно-угольной стратегии
для покрытия  потребностей  области  в  электрической  и   тепловой
энергии необходимо ввести в эксплуатацию к 2020 г.:
     Северскую АЭС электрической мощностью 2300 МВт;
     два угольных блока мощностью 2х225 МВт на ТЭЦ-3;
     ТЭЦ либо ГРЭС на базе Бакчарского ГМК;
     газотурбинную электростанцию   на   попутном   нефтяном   газе
суммарной электрической мощностью 70 МВт;
     автономные мини-ТЭЦ на газе суммарной электрической  мощностью
80 МВт;
     дополнительные мощности  после  реконструкции  и  модернизации
ГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК".
     Для покрытия  возросших  нагрузок нефтегазового  комплекса  на
севере Томской области, усиления межсистемной электрической связи с
Тюменской    энергосистемой    необходимо    строительство    линий
электропередачи   500   кВ   Томск  -   Парабель   -   Чапаевка   -
Нижневартовская ГРЭС и установка устройства компенсации  реактивной
мощности    транзита    "Томск-Нижневартовская    ГРЭС".    Перевод
существующих линий электропередачи 110  кВ Парабель - Лугинецкая  -
Игольская на  напряжение 220 кВ.  Сооружение линии  электропередачи
220 кВ Томск -  Мельниково - Бакчар -  Парабель в габаритах 500  кВ
для обеспечения  строительства Бакчарского  горно-металлургического
комбината, а  в  дальнейшем организации  схемы  выдачи мощности  от
Бакчарской ТЭС. Для организации выдачи мощности от Северской АЭС  в
объединенную энергосистему  Сибири  необходимо строительство  новых
линий электропередачи напряжением 500 кВ Северская АЭС - подстанция
"Томская" и Северская АЭС - подстанция "Заря" и врезка в ВЛ 500  кВ
Томск - Парабель. Реконструкция  ряда узловых подстанций 220 кВ  со
строительством  распределительных  устройств  500  кВ,   увеличение
мощности  существующих   автотрансформаторов   и  установка   новых
автотрансформаторов 500 кВ  на подстанциях "Парабель",  "Чапаевка",
"Зональная", "Восточная" и других.
     Модернизация и   развитие   электроэнергетики   и    теплового
хозяйства области предполагается осуществить в два этапа:
     Первый этап (с 2008 года до 2010 - 2012 годов):
     Реконструкция и   модернизация    существующих   тепловых    и
электрических мощностей  ГРЭС-2,  ТЭЦ "СХК",  котельных и  тепловых
сетей.
     Сооружение двух угольных блоков мощностью 2х225 МВт на ТЭЦ-3.
     Строительство и  реконструкция   электрических  сетей   единой
национальной электрической сети.
     Разработка и реализация региональных проектов освоения местных
ресурсов и  проектов  энергетики в  рамках  развития  среднесрочной
программы  топливно-энергетического   комплекса  России,   программ
развития РАО "ЕЭС России".
     Второй этап (до 2020 года):
     Строительство Северской АЭС.
     Строительство и  реконструкция   электрических  сетей   единой
национальной электрической сети, организация схемы выдачи  мощности
с Бакчарской ТЭС и Северской АЭС.
     Для развития   топливно-энергетического   комплекса    Томской
области необходимо в  период 2007 - 2020  годов вложить 166,4  млрд
руб. Основные инвестиции приходятся на строительство Северской  АЭС
(68 процентов)  и  линий электропередачи  для  выдачи мощности  (22
процента).
     Основным источником     финансирования     строительства     и
модернизации     объектов    электроэнергетики     должны     стать
негосударственные инвестиции:
     инвестиционные средства ТГК-11 и "Росэнергоатом";
     инвестиционная составляющая  в  тарифах  на  электрическую   и
тепловую энергию.