ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
º ı.qxd 31.10.2007 12:28 Page 9<br />
Е. Стельмах<br />
НОЯБРЬ 2007<br />
<strong>ЭНЕРГЕТ<strong>И</strong>ЧЕСКОЕ</strong> <strong>МАШ<strong>И</strong>НОСТРОЕН<strong>И</strong>Е</strong><br />
<strong>В</strong> <strong>М<strong>И</strong>РЕ</strong> <strong>И</strong> РОСС<strong>И</strong><strong>И</strong><br />
М<strong>И</strong>РО<strong>В</strong>ОЙ РЫНОК ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Я<br />
ДЛЯ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГЕТ<strong>И</strong>К<strong>И</strong>. ТЕНДЕНЦ<strong>И</strong><strong>И</strong><br />
Как сообщает газета «Handelsblatt», борьбу за лидерство в мировой<br />
солнечной энергетике ведут Япония, США и Германия.<br />
Позиции последней в этом остром соперничестве остаются достаточно<br />
прочными. <strong>В</strong> 2005 году оборот германских фирм на<br />
указанном рынке составил 3,7 млрд евро.<br />
Гелиоэнергетика Германии (включая Н<strong>И</strong>ОКР и услуги) представлена<br />
примерно 5 тысяч компаний с общим числом занятых<br />
42 тысяч. Участие этих фирм в мировом производстве электроэнергии<br />
с помощью фотогальванических установок весьма значительно,<br />
ибо около 1/4 устанавливаемых по всему миру элементов<br />
солнечных батарей изготавливаются в Германии (пять<br />
лет назад данный показатель равнялся 10%).<br />
Развитие гелиоэнергетики в Германии поддерживается государством.<br />
Компании, производящие электроэнергию с помощью<br />
фотогальванических установок, получают за ее подачу в<br />
энергосеть регламентированное вознаграждение, которое значительно<br />
превышает рыночные тарифы. Кроме того, компаниям,<br />
разрабатывающим и эксплуатирующим фотогальванические<br />
установки, предоставляются льготные кредиты.<br />
Германская фирма M+W Zander построила солнечные энергоустановки<br />
для компаний Deutsche Cell и PV-Tec (Фрейберг),<br />
Sunways (Тюрингия), Sulfurcell (Берлин) и Ekarat (Бангкок). Она<br />
считает, что для сохранения конкурентоспособности на мировом<br />
рынке германские продуценты солнечных модулей должны<br />
стандартизировать продукцию, повысить степень интернационализации<br />
производства и менеджмента и искать стратегические<br />
альянсы за границей, например в <strong>И</strong>талии, Франции и <strong>И</strong>спании,<br />
где также реализуются государственные поощрительные<br />
программы по солнечной энергетике.<br />
Уже сегодня 2/3 заказов германской компании Bonner<br />
Solarworld поступает из-за границы. Однако, по мнению аналитиков,<br />
высокие показатели экспорта сами по себе мало о чем<br />
говорят. Есть предположения, что значительная часть вывезенных<br />
в другие страны элементов солнечных батарей реимпортируется<br />
в ФРГ в составе конечного продукта. <strong>В</strong> настоящее время<br />
на складах находятся солнечные модули совокупной мощностью<br />
около 400 М<strong>В</strong>т, что вскоре может привести к существенному<br />
падению цен, которые, несмотря на некоторое снижение в<br />
последние несколько месяцев, все еще остаются гораздо более<br />
высокими, чем три года назад.<br />
По оценке германского Федерального союза по солнечной<br />
энергетике, совокупная установленная мощность фотогальванических<br />
энергетических установок в мире увеличится с 1210 М<strong>В</strong>т<br />
в 2005 году до 3 тысяч М<strong>В</strong>т в 2010 году, что соответствует 22процентному<br />
среднегодовому приросту.<br />
ПЕРСПЕКТ<strong>И</strong><strong>В</strong>Ы РАЗ<strong>В</strong><strong>И</strong>Т<strong>И</strong>Я ПРО<strong>И</strong>З<strong>В</strong>ОДСТ<strong>В</strong>А<br />
ЭЛЕКТРОЭНЕРГ<strong>И</strong><strong>И</strong> <strong>И</strong>З <strong>В</strong>ОЗОБНО<strong>В</strong>ЛЯЕМЫХ<br />
<strong>И</strong>СТОЧН<strong>И</strong>КО<strong>В</strong> <strong>В</strong> КНР<br />
С января прошлого года в КНР вступил в силу закон о возобновляемой<br />
энергетике, который предусматривает развитие<br />
производства электроэнергии из возобновляемых источников<br />
(ветровой, солнечной, водной, геотермальной, океанской энергии<br />
и биомассы). <strong>В</strong> свете закона комиссия по национальному<br />
развитию и реформе выработала меры по администрированию<br />
ценообразования при выработке электричества из возобновляемых<br />
источников энергии (<strong>В</strong><strong>И</strong>З). Меры предусматривают финансовую<br />
поддержку новых проектов тремя путями, а именно,<br />
через учрежденный правительственный фонд развития возобновляемой<br />
энергетики, преференциальные займы у финансо-<br />
9
º ı.qxd 31.10.2007 12:28 Page 10<br />
10<br />
ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Е<br />
Таблица 1. Прогноз развития мощностей по производству<br />
электроэнергии из <strong>В</strong><strong>И</strong>З в КНР до 2020 года, г<strong>В</strong>т<br />
2004 2010 2020<br />
<strong>В</strong>сего 10 60 130<br />
Плановые показатели 9,71—9,81 60,45 130—141<br />
Малые ГЭС 7 50 79<br />
<strong>В</strong>етроэнергетика 0,76 4 30—40<br />
Энергетика на базе<br />
биомассы<br />
1,9—2 6 20<br />
Гелиоэнергетика 0,05 0,45 1—2<br />
<strong>И</strong>сточники: Speech of Energy Bureau in World Renewable Energy<br />
Conference 2004, China Sustainable Energy Program, NDRC<br />
вых институтов и льготный налоговый режим для разрешенных<br />
правительством с конца 2005 года проектов <strong>В</strong><strong>И</strong>З. Указанные<br />
меры объясняют разницу между входящим сетевым тарифом<br />
для <strong>В</strong><strong>И</strong>З и тарифом на электроэнергию, полученную путем сжигания<br />
малосернистого угля на ТЭС. <strong>В</strong>ажным фактором является<br />
то, что указанные проекты могут получить субсидии в размере<br />
31,25 долл./М<strong>В</strong>т/ч по сравнению с вышеупомянутым тарифом.<br />
Принятие мер диктовалось тремя причинами, а именно, состоянием<br />
окружающей среды, социальными обязательствами и<br />
энергетической безопасностью.<br />
Китай известен критическим уровнем загрязнения окружающей<br />
среды, что вынудило руководство государства активно<br />
продвигать энергетику, свободную от выбросов, однако базисной<br />
мотивацией является энергетическая безопасность. По<br />
данным <strong>В</strong>семирного банка, в КНР находятся 6 из 10 самых загрязненных<br />
городов мира. Ущерб от загрязнения окружающей<br />
среды в Китае оценивается в 54 млрд долл. ежегодно, не считая<br />
проблемы здравоохранения и последствий кислотных дождей,<br />
выпадающих на 1/3 территории страны. При этом Китай занимает<br />
второе место в мире по использованию газа для жилищного<br />
отопления. Тем не менее, по данным <strong>В</strong>семирной организации<br />
здравоохранения, загрязнение воздуха становится причиной<br />
смерти около 4 млн. жителей КНР ежегодно.<br />
<strong>В</strong>ажным фактором принятия нового законодательства по<br />
энергетике является ситуация с энергообеспечением в сельской<br />
местности. Китайские организации заявляют, что от 10,5<br />
до 30 млн селян не имеют доступа к электроэнергии, т.е. 0,8—<br />
2,3% всей численности народонаселения страны, поэтому предусмотрены<br />
две программы: «Сельская электрификация» и<br />
«Жилищная электрификация».<br />
Начиная с 2003 года, спрос на электроэнергию возрастал гораздо<br />
быстрее, чем прогнозировало правительство. Этот рост<br />
продолжится, и в 2007 году остро встала проблема с ТЭС, работающими<br />
на твердом топливе, поскольку рост цен на уголь в<br />
2003 — 2004 годах привел к его дефициту на теплоэлектростанциях<br />
восточных и южных регионов и к спаду выработки электроэнергии.<br />
Обострению проблем энергобезопасности также<br />
способствовал скачок цен на нефть, поэтому поставлена<br />
задача довести к 2020 году долю <strong>В</strong><strong>И</strong>З в общем производстве<br />
электричества до 12%.<br />
Китай поставил цель к 2020 году довести мощности газовых<br />
ТЭС до 60 Г<strong>В</strong>т на газосжигающих электростанциях (по сравнению<br />
с 1—2 Г<strong>В</strong>т в 2004 году). Электроэнергия, полученная от <strong>В</strong><strong>И</strong>З, является<br />
более конкурентоспособной, чем от прочих видов выработки.<br />
Электричество, полученное от ветроэнергетики или на основе<br />
биомассы, может, по оценке, продаваться на выходе по цене<br />
в пределах 62,5—87,5 долл./М<strong>В</strong>т/ч. Это гораздо ниже, чем<br />
электроэнергия, полученная на мазутных ТЭС (75—100 долл.), но<br />
немного выше, чем от ядерной энергетики (50—62,5 долл.).<br />
<strong>В</strong> 2005 году в КНР ввели в эксплуатацию 65,9 Г<strong>В</strong>т генерирующих<br />
мощностей, доведя их до 508 Г<strong>В</strong>т. Было запланировано построить<br />
еще 75 Г<strong>В</strong>т в 2006 году, 82 Г<strong>В</strong>т — в 2007 году и в общей<br />
сложности 74,5—84,5 Г<strong>В</strong>т в 2008—2010 годах (табл. 1).<br />
Один из пяти крупнейших китайских операторов ветроэнергетики<br />
— компания China Longyuan из группы Goudian заявила,<br />
что намерен увеличить свои мощности с 0,42 Г<strong>В</strong>т до 3 Г<strong>В</strong>т<br />
в 2010 году.<br />
<strong>И</strong>ностранные компании также проявляют интерес к альтернативной<br />
энергетике КНР. <strong>В</strong> июне 2006 года компания<br />
Iberdrola (<strong>И</strong>спания) должна была приобрести за 27,3 млн<br />
долл. 29% акционерного капитала компании Guangxi Guidong<br />
Electric Co, Ltd., а сингапурская фирма China EnerSave Ltd. купила<br />
51% капитала электростанции мощностью 270 М<strong>В</strong>т в<br />
пров. Хэнань за 45 млн долл.<br />
Китайские продуценты ветротурбин — компании Zhejiang<br />
Windey и Goldwind Science & Technology Co. — заявили, что<br />
имеют значительный портфель заказов на ближайшие несколько<br />
лет.<br />
Финансирование новых проектов <strong>В</strong><strong>И</strong>З будет осуществляться<br />
четырьмя ключевыми коммерческими банками, а также предусмотрено,<br />
что финансовые институты будут предоставлять преференциальные<br />
займы. При средней стоимости строительства<br />
1 к<strong>В</strong>т мощности от 800 до 1 тысяч долл. Китай потратит 104—<br />
140 млрд долл. на развитие производства <strong>В</strong><strong>И</strong>З, при этом 70—<br />
80% стоимости проектов будут финансироваться за счет займов<br />
коммерческих банков. Предусмотрено направить существенные<br />
инвестиции в систему передачи и распределения электроэнергии,<br />
а именно 291 млрд долл. в 2006—2010 годах и 625<br />
млрд долл. в 2011—2020 годах.<br />
ЗАКАЗ НА АТОМНЫЕ РЕАКТОРЫ <strong>И</strong>З КНР<br />
WESTINGHOUSE<br />
<strong>В</strong> конце прошлого года компания Westinghouse Electric (США)<br />
объявила о подписании с КНР контракта на поставку атомных<br />
реакторов с водой под давлением АР1000, которые будут использоваться<br />
на китайских АЭС в восточной и южной частях<br />
страны. <strong>И</strong>х совокупная стоимость в ходе длившихся более двух<br />
лет переговоров была определена примерно в 8 млрд долл. На<br />
получение данного заказа претендовали также Areva (Франция)<br />
и Атомстройэкспорт (Россия).<br />
Согласно имеющимся в КНР планам, к 2020 году в этой стране<br />
будет построено около 30 АЭС, и крупнейшие мировые поставщики<br />
атомно-энергетического оборудования хотели бы<br />
участвовать в осуществлении данных планов. <strong>В</strong> частности,<br />
Areva рассчитывала поставить в КНР европейские реакторы с<br />
водой под давлением (European pressurised water reactors),<br />
однако проблемы со строительством первого такого реактора<br />
третьего поколения в Финляндии побудили правительство<br />
КНР разместить заказ у Westinghouse. Комментируя эту сделку,<br />
министр энергетики США заявил, что она приведет к созданию<br />
около 5,5 тысяч рабочих мест в двенадцати штатах<br />
страны. Что же касается реакции французских деловых кругов,<br />
то многие из них полагают, что решение КНР в пользу<br />
Westinghouse было продиктовано недавней напряженностью<br />
в американо-китайских отношениях, вызванной большим дефицитом<br />
США в торговле с КНР.<br />
<strong>И</strong>звестно, что в октябре 2006 года контрольный пакет акций<br />
Westinghouse купила за 4,16 млрд долл. японская группа<br />
Toshiba, намеревающаяся, в частности, с помощью этого приобретения<br />
усилить позиции на китайском рынке оборудования<br />
ядерной энергетики, где предпочтение отдается реакторам с<br />
водой под давлением, а не реакторам с кипящей водой, которые<br />
традиционно изготовляет Toshiba.<br />
Westinghouse, судя по всему, собирается также поставлять в<br />
КНР атомно-энергетические технологии. Это намерение вызывает<br />
озабоченность среди других поставщиков, которые<br />
опасаются, что в условиях возобновления интереса мирового<br />
сообщества к ядерной энергии оно может привести к появлению<br />
еще одного конкурента.
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 11<br />
<strong>В</strong> создании проданных КНР реакторов АР1000 ключевую роль<br />
сыграло правительство США, которое полностью оплатило разработку<br />
предшественника указанных реакторов и профинансировало<br />
половину конструкторских затрат на АР1000, составивших<br />
436 млн долл.<br />
СОЛНЕЧНО-<strong>ЭНЕРГЕТ<strong>И</strong>ЧЕСКОЕ</strong> ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Е<br />
Как сообщает агентство BFAI, американский рынок солнечно-тепловых<br />
коллекторов с 2004 года проявляет тенденцию к<br />
росту. <strong>В</strong>ысокие мировые цены на нефть и поощрение властями<br />
США использования возобновляемых источников энергии<br />
позволяют надеяться на продолжение указанной тенденции.<br />
<strong>В</strong> 2005 году отгрузки солнечно-тепловых коллекторов предприятиями<br />
США увеличились по сравнению с предыдущим годом<br />
на 14%, при этом поставки на экспорт возросли на 67%, а<br />
на внутренний рынок — на 10%. <strong>И</strong>мпорт указанного оборудования<br />
в США увеличился на 22%, а его доля в видимом потреблении<br />
— на три процентных пункта — до 31%.<br />
<strong>В</strong> связи с высокими ценами на нефть, а также нестабильным<br />
положением в большинстве стран-продуцентов этого<br />
жидкого топлива (прежде всего на Ближнем и Среднем <strong>В</strong>остоке)<br />
в политике, экономике и общественном мнении США<br />
все больше утверждается сознание необходимости более<br />
активного использования возобновляемых источников энергии.<br />
Федеральное правительство и правительства штатов не<br />
только поощряют, но и предписывают в ряде случаев изготовление<br />
и покупку отопительных устройств и генераторов,<br />
работающих на указанных источниках. Особенно это относится<br />
к солнечной энергии.<br />
<strong>В</strong> целях устранения рыночных препятствий для использования<br />
солнечной энергии, а также стимулирования местного спроса<br />
на солнечные системы региональные бюро Министерства<br />
энергетики США создают условия для широкого сотрудничества<br />
на этом поприще федеральных и местных властей, администраций<br />
земель, строительных фирм, поставщиков электроэнергии<br />
и финансовых институтов. Потенциальным пользователям<br />
солнечно-тепловых устройств предлагаются кредиты на<br />
покупку, налоговые льготы и дотации.<br />
<strong>В</strong> общих отгрузках солнечно-тепловых коллекторов предприятиями<br />
США доминируют низкотемпературные коллекторы; их<br />
доля в 2005 году составила 95%, тогда как среднетемпературных<br />
— 4%, а высокотемпературных — 0,7%, правда, для последних<br />
характерна заметная повышательная тенденция.<br />
<strong>В</strong> 2005 году примерно по 30% всех отгрузок солнечно-тепловых<br />
коллекторов в США приходилось на штаты Нью-Джерси и<br />
Калифорния. Что касается отраслей — потребителей солнечнотепловых<br />
коллекторов, то первое место среди них занимает<br />
жилищное строительство, доля которого в общих отгрузках<br />
этого оборудования американскими предприятиями в 2005 году<br />
составила 92%. <strong>И</strong>з конечных сфер применения лидируют<br />
бассейны (94%) и горячее водоснабжение (4%). 58% выпускаемых<br />
предприятиями США солнечно-тепловых коллекторов реализуется<br />
через оптовую торговлю, 33% — через предприятия<br />
розничной торговли, 4% — через экспортные компании и 5% —<br />
через прочих дистрибьюторов.<br />
<strong>В</strong> стоимостном выражении отгрузки солнечно-тепловых коллекторов<br />
предприятиями США в 2005 году возросли в большей<br />
степени, чем в количественном — на 34% — до 45,9 млн долл.<br />
Средняя цена этого оборудования увеличилась на 18% — до<br />
30,8 долл./кв. м. При этом у низкотемпературных коллекторов<br />
этот показатель возрос на 11% (до 21,5 долл.), а у средних и высокотемпературных<br />
— уменьшился на 3% (до 202,0 долл.).<br />
Отгрузки комплектных систем в 2005 году выросли по количеству<br />
на 72% — до 51,3 тыс. шт., а по стоимости — на 12% —<br />
до 20,4 млн долл.; 92% всех продаж этих систем пришлось на<br />
пять крупных фирм.<br />
НОЯБРЬ 2007<br />
<strong>В</strong> последние годы отмечается рост импорта в США солнечных<br />
водонагревателей. <strong>В</strong> 2004 году он увеличился по стоимости<br />
в два раза, а в 2005 году — на 27%. <strong>В</strong> январе-августе<br />
2006 года главным поставщиком этого оборудования стала<br />
КНР (ее доля составила 34,2%), второе место занял <strong>И</strong>зраиль<br />
(33,5%) и третье — Австралия (12%). Самый высокий прирост<br />
поставок в группе пяти крупнейших экспортеров был у<br />
Германии (782%). <strong>В</strong> результате эта страна увеличила свою<br />
долю на рассматриваемом рынке до 7,3% (у <strong>В</strong>еликобритании<br />
она равнялась 7,1%).<br />
РАЗ<strong>В</strong><strong>И</strong>Т<strong>И</strong>Е ЭНЕРГЕТ<strong>И</strong>К<strong>И</strong> <strong>В</strong> РОСС<strong>И</strong><strong>И</strong><br />
<strong>В</strong> соответствии с решениями заседания правительства для разработки<br />
Генеральной схемы в качестве базового варианта принят<br />
прогноз, предусматривающий рост электропотребления к 2015<br />
году до уровня 1426 млрд к<strong>В</strong>т/ч, с возможностью увеличения<br />
электропотребления в указанный период до 1600 млрд к<strong>В</strong>т/ч.<br />
Заместитель министра промышленности и энергетики РФ Андрея<br />
Дементьева на заседании Правления РСПП в октябре этого<br />
года, в частности, сказал:<br />
Наряду с нами в работе межведомственной группы участвовали<br />
представители РАО ЕЭС России, Росэнергоатома, Газпрома,<br />
РЖД, угольных компаний. Проведена научная работа с привлечением<br />
представителей Российской академии наук, отраслевых<br />
институтов, экспертов.<br />
При разработке генеральной схемы учитывались оценки и<br />
предложения субъектов федерации в части развития регионального<br />
спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы.<br />
11
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 12<br />
12<br />
ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Е<br />
Были оптимизированы режимы функционирования ЕЭС России<br />
и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы<br />
развития сетевой инфраструктуры.<br />
<strong>В</strong> результате проделанной работы был сформирован перечень<br />
площадок размещения станций и сетевых объектов на основе<br />
существующих кадастров и имеющихся предложений.<br />
Для актуализации полученных результатов будет проводиться<br />
мониторинг и контроль реализации генсхемы. Раз в три года<br />
будет производиться корректировка.<br />
Совместно с субъектами Российской Федерации проработан<br />
механизм реализации положений Генеральной схемы и<br />
проведено согласование с планами социально-экономического<br />
развития регионов. Учтены предложения регионов по<br />
объектам энергетической инфраструктуры федерального<br />
уровня (ГЭС-300 М<strong>В</strong>т, ТЭС-500 М<strong>В</strong>т, сети — 330 к<strong>В</strong> и выше).<br />
Основные мероприятия Генеральной схемы синхронизированы<br />
со стратегиями развития смежных отраслей. <strong>В</strong>озможности<br />
обеспечения объектов генерации углем согласованы с угольными<br />
компаниями. (СУЭК, Мечел-энерго, Русский уголь,<br />
Красноярсккрайуголь, Кузбассразрезуголь, Мосбасуголь).<br />
<strong>В</strong> рамках разработки стратегии развития железнодорожного<br />
транспорта в Российской Федерации до 2030 года, учтены потребности<br />
угольных компаний по объёмам грузоперевозок и<br />
согласованы сроки электрификации отдельных направлений<br />
железнодорожного транспорта.<br />
<strong>В</strong> основном сняты разногласия с Газпромом по вопросу топливообеспечения.<br />
<strong>В</strong>ыполнена корректировка программ развития<br />
гидроэнергетики, тепловой энергетики и электрических сетей с<br />
учетом предложений регионов, топливных компаний, генерирующих<br />
компаний, ФСК ЕЭС, РАО ЕЭС России.<br />
Уточнены потребности в капиталовложениях на развитие генерации<br />
и электрических сетей и определены источники их финансирования.<br />
Для разработки Генеральной схемы в соответствии с решениями<br />
Правительства в качестве базового варианта принят<br />
прогноз, в соответствии с которым средний прирост электропотребления<br />
составит 4,1% в год в базовом варианте и 5,2%<br />
в максимальном.<br />
<strong>В</strong> 2020 году уровень потребления прогнозируется в районе<br />
1710 млрд к<strong>В</strong>т/ч в базовом варианте (и 2000 млрд к<strong>В</strong>т/ч в максимальном).<br />
Распределение электропотребления по годам и территориям,<br />
сформировано на основе изучения тенденции прироста электропотребления,<br />
а также анализа существующих заявок на подключение<br />
потребителей и учитывало также:<br />
g необходимость надежного функционирования существующих<br />
генерирующих мощностей и электросетевых объектов;<br />
g крупные инвестиционные проекты в регионах.<br />
<strong>И</strong>сходя из разработанного прогноза электропотребления, был<br />
произведен расчет потребности в установленной мощности<br />
электростанций, с учетом прогнозируемого вывода из эксплуатации<br />
генерирующих мощностей отработавших свой ресурс.<br />
<strong>В</strong> период до 2020 года предусматривается снижение на<br />
51,8 Г<strong>В</strong>т действующих генерирующих мощностей, которые<br />
свой ресурс отработали, в том числе 47,8 Г<strong>В</strong>т на ТЭС и 4 Г<strong>В</strong>т<br />
на АЭС.<br />
<strong>В</strong>се действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как<br />
подавляющую часть стоимости их составляют гидротехнические<br />
сооружения (80%) и затраты на восстановление устаревшего<br />
оборудования ГЭС сравнительно невелики.<br />
При этом потребность в установленной мощности электростанций<br />
России должна составить 246 Г<strong>В</strong>т на уровне 2010 года,<br />
298 Г<strong>В</strong>т в 2015 году и 347 Г<strong>В</strong>т в 2020 году.<br />
С учетом остающейся в эксплуатации установленной мощности<br />
действующих электростанций потребность во вводах генерирующих<br />
мощностей, включая вводы для замены на сущест-<br />
вующих электростанциях, для базового варианта в период<br />
2006—2020 годов в целом по России составят 186 Г<strong>В</strong>т.<br />
При формировании предложений по вводам генерирующей<br />
мощности были применены следующие принципы:<br />
g максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации;<br />
g рост выработки электрической энергии на угольных станциях<br />
по отношению к газовым;<br />
g строительство новой газовой генерации преимущественно<br />
комбинированной выработки для производства тепловой и<br />
электрической энергии в городах;<br />
g максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии<br />
на газе.<br />
Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя<br />
из прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по<br />
вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока<br />
1150 М<strong>В</strong>т, а также при создании блоков малой мощности —<br />
300 М<strong>В</strong>т.<br />
Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного<br />
блока в год с 2009 года до трех блоков в год с 2015-го. Дополнительно,<br />
начиная с 2017 года, планируется ввод блоков<br />
малой мощности. Осуществлен выбор предпочтительных районов<br />
размещения этих атомных станций, исходя из:<br />
g строительства новых станций в Европейской части страны,<br />
для приближения генерации к центрам нагрузки;<br />
g балансовой необходимости увеличения мощности; минимизации<br />
затрат на сетевое строительство для схем выдачи мощности;<br />
ввод новых мощностей преимущественно на существующих<br />
площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной<br />
отрасли;<br />
g сравнительной эффективности АЭС и других типов генерации<br />
в каждой ОЭС.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию в общей<br />
сложности 32,3 Г<strong>В</strong>т установленной мощности АЭС.<br />
Масштабы развития ГЭС-ГАЭС в период до 2020 года оценены<br />
с учетом возможностей параллельного строительства нескольких<br />
ГЭС-ГАЭС или их каскадов, а также из технологической последовательности<br />
сооружения станций и заполнения водохранилищ<br />
при развитии каскадов.<br />
<strong>В</strong>ыбор предпочтительного состава ГЭС-ГАЭС осуществлен,<br />
исходя из следующих базовых предпосылок:<br />
g необходимости увеличения маневренной мощности;<br />
g сравнительной эффективности ГЭС-ГАЭС и других источников<br />
генерации;<br />
g максимального использования существующих проектных<br />
наработок;<br />
g завершение начатых строек ГЭС;<br />
g сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем <strong>В</strong>остоке, исходя из<br />
балансовой необходимости и экономической целесообразности;<br />
g максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской<br />
части для обеспечения базовой нагрузки АЭС.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте электропотребления планируется ввести<br />
в эксплуатацию 25,9 Г<strong>В</strong>т установленной мощности ГЭС-ГАЭС.<br />
Развитие угольной генерации определялось, исходя из следующих<br />
принципов:<br />
g Реконструкция и расширение существующих электростанций.<br />
g До 2020 года полный вывод из эксплуатации:<br />
g агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого<br />
после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;<br />
g теплофикационных агрегатов, в случае отсутствия потребителей<br />
тепловой энергии.<br />
g Приоритетное строительство конденсационных электростанций<br />
на угле перед электростанциями на газе.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте электропотребления предусматривается<br />
ввод в эксплуатацию 53,9 Г<strong>В</strong>т установленной мощности<br />
ТЭС на угле.
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 13<br />
Развитие газовой генерации, в первую очередь связано с реконструкцией<br />
и расширением существующих электростанций.<br />
К 2020 году на тепловых электростанциях из эксплуатации<br />
должны быть выведены:<br />
g конденсационные паросиловые агрегаты достигшие индивидуального<br />
ресурса;<br />
g теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального<br />
ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;<br />
g теплофикационные агрегаты, в случае отсутствия потребителей<br />
тепловой энергии.<br />
Строительство новых электростанций на газе, преимущественно<br />
для комбинированной выработки электроэнергии и тепла.<br />
<strong>В</strong>се вводы новой газовой генерации планируется осуществлять<br />
с использованием газотурбинных и парогазовых технологий.<br />
<strong>В</strong>ывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования<br />
составит 39,9Г<strong>В</strong>т.<br />
<strong>В</strong>вод в эксплуатацию за период 2006—2020 годов объектов<br />
газовой генерации для базового варианта планируется на<br />
уровне 74 Г<strong>В</strong>т.<br />
Доля газовой генерации в структуре установленной мощности<br />
в период до 2020 года снизится с 41 до 36%, а в структуре выработки<br />
электроэнергии с 43 до 35%.<br />
Существенно увеличится доля выработки угольной генерации,<br />
с 25 до 31% (38% в максимальном варианте), а атомной генерации<br />
с 16 до 21% (19% в максимальном варианте).<br />
До 2020 года установленная мощность атомных электростанций<br />
вырастет в 2,3 раза, угольной генерации в 1,7 раза, ГЭС на<br />
47%, газовой генерации на 41%.<br />
Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии<br />
на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций<br />
определяют их потребность в различных видах органического<br />
топлива.<br />
При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе<br />
увеличится от 295 млн.т у.т. в 2006 году до 428 млн.т у.т. в 2020 году,<br />
т.е. фактически в 1,5 раза при этом суммарное производство<br />
электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,8 раза.<br />
Эта разница наглядно показывает, что, в теплоэнергетике может<br />
быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет<br />
внедрения передовых технологий — как в газовой, так и в<br />
угольной генерации.<br />
Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии<br />
при этом снизится от 335,9 г у.т./к<strong>В</strong>т/ч в 2006 году<br />
до 286,1 г у.т./к<strong>В</strong>т/ч в 2020 году при соответствующем росте<br />
КПД с 36,7 до 43,4%.<br />
Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте<br />
также должна существенно трансформируется: устойчиво будет<br />
снижаться доля газа (от 68% в 2006 году до 56% в 2020 году)<br />
при интенсивном росте доли угля (от 25% в 2006 году до<br />
40% в 2020 году).<br />
При этом абсолютный объем потребления газа увеличится<br />
только на 20%, а угля — в 2,2 раза. Это резко повысит требования<br />
к динамике развития производственных мощностей в<br />
угольной промышленности, особенно — в главных угольных<br />
бассейнах — кузнецком и канско-ачинском.<br />
Существующая структура магистральных сетей на сегодняшний<br />
день характеризуется отсутствием устойчивой связи ОЭС<br />
Дальнего <strong>В</strong>остока и Сибири, единственной связью ОЭС Сибири<br />
и Урала, проходящей по территории Казахстана, слабыми связями<br />
ОЭС Центра с ОЭС Юга и Северо-Запада.<br />
<strong>И</strong>сходя из этого, развитие магистральных электрических сетей<br />
основывается на следующих принципах:<br />
g Опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее<br />
полноценное участие энергокомпаний и потребителей в<br />
рынке электроэнергии и мощности, а также усиление межсистемных<br />
связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии<br />
и мощности.<br />
НОЯБРЬ 2007<br />
g Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения<br />
крупных потребителей должны обеспечивать<br />
принцип «N-1», для АЭС — принцип «N-2».<br />
Для базового варианта электропотребления до 2010 года необходимо<br />
ввести 13,6 тысяч км <strong>В</strong>Л 220 к<strong>В</strong> и выше, что учтено в<br />
инвенстиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС»;<br />
<strong>В</strong> период 2011—2020 годах требуется ввести 24,8 тысяч км <strong>В</strong>Л<br />
220 к<strong>В</strong> и выше для выдачи мощности вновь вводимых общесистемных<br />
электростанций.<br />
<strong>В</strong> период до 2020 года требуется ввести 27,8 тыс. км <strong>В</strong>Л 330 к<strong>В</strong><br />
и выше для усиления межсистемных и межгосударственных связей<br />
и повышения надежности электроснабжения потребителей.<br />
Что такое инвестиционный ресурс, необходимый для реализации<br />
этой Генеральной схемы?<br />
Общий объем инвестиционных ресурсов для реализации планов<br />
развития электроэнергетики состоит из 11 829 млрд рублей,<br />
из них предполагается направить на развитие ГЭС — 1131<br />
млрд рублей, на строительство АЭС — 1737 млрд рублей, на<br />
ТЭС — 3883 млрд рублей.<br />
На развитие распределительных сетей и сетей ЕНЭС планируется<br />
потратить около 5 трлн рублей.<br />
Так, в общем, в период 2006—2010 годов будет потрачено<br />
около 3 трлн рублей, в период 2011—2015 — 4,3 трлн рублей и<br />
в период 2016—2020 — около 4,5 трлн рублей.<br />
Структура финансирования капитальных вложений в развитие<br />
генерации на ближайшие 5 лет представляется следующим<br />
образом:<br />
13
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 14<br />
14<br />
ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Е<br />
g 71% или около 1,4 трлн рублей планируется привлечь как<br />
внешние ресурсы.<br />
g 29% от общей суммы планируется привлечь как собственные<br />
ресурсы компаний.<br />
Суммарно, в период 2006—2020 годах доля внешних ресурсов<br />
составит 56% или около 3,8 трлн рублей. Под внешними ресурсами<br />
мы подразумеваем и бюджетные инвестиции (это около<br />
9% от всей суммы), и дополнительная эмиссия акций.<br />
Доля собственных ресурсов компании несколько возрастет и<br />
остановится на уровне 44% от общей суммы.<br />
Структура финансирования капитальных вложений в развитие<br />
сетей ЕНЭС на ближайшие пять лет состоит из трех частей и<br />
представляется следующим образом:<br />
g первая часть — 57% или 314 млрд рублей планируется привлечь<br />
как внешние ресурсы. <strong>И</strong>з них: 23% — бюджетные инвестиции;69%<br />
— средства от продажи активов РАО; 8% — кредиты.<br />
g вторая часть — 25% от общей суммы или 140 млрд рублей<br />
планируется привлечь как собственные ресурсы компаний.<br />
g третья часть — 18% или 99 млрд рублей пойдут как капвложения<br />
в сети ЕНЭС не принадлежащие ФСК ЕЭС.<br />
Суммарно, в период 2006—2020 годах доля внешних ресурсов<br />
составит около 1,5 трлн рублей или 56%.<br />
Доля собственных ресурсов компании несколько возрастёт и<br />
остановится на уровне 40% от общей суммы.<br />
Структура финансирования капитальных вложений в развитие<br />
распределительных сетей на ближайшие пять лет представляется<br />
следующим образом:<br />
g 40% — внешние ресурсы, основная часть которых в данном<br />
случае — кредиты;<br />
g 60% — собственные ресурсы компаний.<br />
Суммарно, в период до 2020 года доля внешних ресурсов составит<br />
60% или около 1,4 трлн рублей.<br />
Доля собственных ресурсов компании уменьшится и остановится<br />
на уровне 40% или 942 млрд рублей от общей суммы.<br />
Долгосрочный прогноз цен электроэнергии учитывает принятые<br />
Правительством Российской Федерации решения о поэтапной<br />
либерализации российского рынка электроэнергии в<br />
течение 2007—2010 годов с переходом к полноценной и полномасштабной<br />
конкуренции начиная с 2011 года.<br />
При полномасштабной конкуренции на рынке электроэнергии<br />
и мощности сложатся, на наш взгляд, предпосылки для<br />
экономически обоснованной дифференциации цены в различных<br />
зонах годового графика нагрузки (базисной, маневренной,<br />
пиковой).<br />
Результаты, полученные при оптимизации структуры мощностей<br />
и производства электроэнергии в рамках Генсхемы размещения<br />
объектов электроэнергетики, показывают следующее.<br />
<strong>В</strong>о всех регионах европейской части после 2010 года дополнительное<br />
производство базисной энергии будет обеспечиваться<br />
новыми атомными станциями или угольными КЭС.<br />
<strong>В</strong> маневренной зоне дополнительное производство энергии<br />
будет формироваться в основном парогазовыми мощностями,<br />
вводимыми при расширении действующих газомазутных станций<br />
или замене (обновлении) паротурбинных газовых мощностей,<br />
а иногда и новыми паро-газовыми станциями (в частности,<br />
при максимальном уровне электропотребления).<br />
<strong>В</strong> Сибири и на Дальнем <strong>В</strong>остоке источниками базисной<br />
энергии останутся угольные электростанции, а в маневренной<br />
зоне — ГЭС.<br />
<strong>В</strong> настоящее время инвестиционная деятельность основных<br />
инфраструктурных компаний электроэнергетики осуществляется<br />
на основе трехлетних инвестиционных программ.<br />
При этом необходима координация инвестпрограмм как друг<br />
с другом, так и с документами, определяющими цели, задачи<br />
и основные направления долгосрочной политики государства<br />
по развитию экономики страны и ее регионов. Таким<br />
инструментом на наш взгляд и является Генеральная схема<br />
размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.<br />
Генеральная схема уже сегодня стала фактически основой<br />
для формирования плана по развитию смежных отраслей, в<br />
том числе, таких как газовая, угольная, атомный энергопромышленный<br />
комплекс, железнодорожный транспорт. Поэтому<br />
после одобрения Генеральной схемы мы планируем проводить<br />
регулярную работу по мониторингу и оптимизации Генеральной<br />
схемы, что, на наш взгляд, позволит корректировать<br />
ее в случае необходимости.<br />
ЭФФЕКТ<strong>И</strong><strong>В</strong>НОСТЬ УПРА<strong>В</strong>ЛЕН<strong>И</strong>Я<br />
ЭНЕРГОСНАБЖЕН<strong>И</strong>ЕМ<br />
<strong>В</strong> октябре этого года в Сургуте Тюменьэнерго, одна из крупнейших<br />
энергосистем РФ, компания OXS, ведущая консалтинговая<br />
компания России, входящая в ГК «Оптима», и компания<br />
SAP в странах СНГ объявили об успешном создании в Тюменьэнерго<br />
информационной системы управления энергоданными.<br />
Ключевым преимуществом системы, реализованной<br />
для эффективной поддержки бизнеса предприятия в<br />
рамках единого информационного пространства, является<br />
учет специфики деятельности распределительных сетевых<br />
энергокомпаний с упором на максимальное использование<br />
необходимого функционала лидирующей в мире отраслевой<br />
платформы SAP for Utilities.<br />
<strong>В</strong> настоящее время Тюменьэнерго обеспечивает централизованное<br />
электроснабжение на территории трехх субъектов<br />
РФ общей площадью более 1 млн км 2 . Приоритетным направлением<br />
деятельности предприятия является надежное и бесперебойное<br />
функционирование энергосистемы Тюменского<br />
региона, что напрямую зависит от технических и коммерческих<br />
показателей работы сети.<br />
<strong>В</strong>недренная специалистами OXS система SAP позволяет<br />
обеспечить централизованное и эффективное управление<br />
энергетическими данными. Реализация всех функций по учету<br />
количества переданной потребителю электроэнергии и<br />
расчету потерь осуществляется в соответствии с требованиями<br />
рынка электрической энергии, а также учитывает параметры<br />
технологического присоединения оборудования потребителя<br />
к сети.<br />
«Процедура балансирования для формирования коммерческого<br />
баланса электроэнергии на сегодняшний день является<br />
уникальным решением на базе SAP for Utilities, и в полной мере<br />
соответствует реалиям, с которыми сталкивается сетевая<br />
организация — отмечает А. Матросова, заместитель генерального<br />
директора по реализации услуг Тюменьэнерго. —<br />
Разработанный функционал балансирования позволяет производить<br />
учет электроэнергии по всем уровням напряжения<br />
вплоть до 0,4 к<strong>В</strong> и осуществлять расчет и анализ потерь на<br />
подстанциях, таким образом, обеспечивая возможность локализации<br />
потерь, а также выполнять функции, необходимые<br />
для прогнозирования потерь электроэнергии».<br />
Созданная система сочетает отражение специфики деятельности<br />
российских энергетических предприятий, надежность<br />
и тиражируемость решения, а также возможность получения<br />
технической поддержки SAP AG и эффективного перехода<br />
на новые версии платформы. Преимущества внедренной<br />
системы обеспечиваются выполнением функциональных<br />
доработок с упором на максимальное использование возможностей<br />
и встроенного инструментария SAP for Utilities.<br />
Среди более чем десяти разработанных специалистами<br />
OXS решений — возможность формирования коммерческого<br />
баланса электроэнергии, синхронизация работы филиалов,<br />
расположенных в разных часовых поясах, система учета<br />
потребителей электроэнергии, предусматривающая загрузку<br />
данных из Единого классификатора адресов Россий-
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 15<br />
ской Федерации (КЛАДР) с возможностью их поддержки в<br />
актуальном состоянии, а также создание отраслевых выходных<br />
отчетных форм.<br />
Тюменьэнерго гарантирует предоставление руководству<br />
предприятия своевременной и точной информации для принятия<br />
обоснованных решений о финансировании мероприятий<br />
по обеспечению надежности энергосистемы региона и<br />
работоспособности оборудования. Единство платформы SAP<br />
for Utilities и SAP ERP позволяет объединить все основные<br />
бизнес-процессы компании и в режиме реального времени<br />
получать информацию об объемах и структуре переданной<br />
электроэнергии, текущем состоянии расчетов с потребителями<br />
и многое другое.<br />
ПРО<strong>И</strong>З<strong>В</strong>ОДСТ<strong>В</strong>О ЭКОЛОГ<strong>И</strong>ЧЕСК<strong>И</strong> Ч<strong>И</strong>СТОГО<br />
ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Я. РА<strong>В</strong>НЕН<strong>И</strong>Е НА Л<strong>И</strong>ДЕРО<strong>В</strong><br />
Совокупный оборот австрийских предприятий, специализирующихся<br />
на производстве экологически чистого оборудования,<br />
по данным Генеральной дирекции ЕС по охране окружающей<br />
среды, в 2004 году составил около 4% валового внутреннего<br />
продукта. По этому показателю в указанном году Австрия<br />
занимала второе место (после Дании) среди стран Евросоюза,<br />
значительно опережая такие государства, как Франция,<br />
Германия и <strong>В</strong>еликобритания. Этого она добилась, прежде всего,<br />
благодаря ранней специализации в данной области.<br />
Согласно результатам исследования, проведенного австрийским<br />
институтом экономических исследований (Wifo), по<br />
крайней мере, 10% из 330 австрийских фирм, действующих в<br />
этой области, занимают ведущие позиции на европейском<br />
рынке природоохранного оборудования. Число занятых в<br />
данной отрасли австрийской промышленности, согласно исследованию<br />
Wifo, с 1993-го по 2003 год увеличилось на 56% —<br />
до 17,2 тысяч. Оборот этих фирм за тот же период вырос в<br />
два раза — до 3,78 млрд евро, причем 2/3 его приходится на<br />
предприятия, работающие за рубежом. Главную роль в отрасли<br />
играет энергетика, а австрийские компании Biodiesel и<br />
Green One Tec. занимают ведущие позиции на мировом рынке<br />
экологически чистого оборудования.<br />
Biodiesel была одной из первых в мире компаний, специализирующихся<br />
на производстве оборудования для получения<br />
биодизеля (автомобильного топлива) из животных и растительных<br />
жиров. Применяемая компанией технология предусматривает<br />
получение этого экологически чистого вида топлива<br />
из различных исходных продуктов. Наряду с классическим<br />
сырьем — рапсовым маслом производимая компанией аппаратура<br />
может преобразовывать в высококачественное топливо<br />
также использованные пищевые растительные масла и животные<br />
жиры. <strong>И</strong>мея портфель заказов в 90 млн евро, Biodiesel,<br />
по мнению экспертов, может уверенно смотреть в будущее.<br />
Спрос на биодизель будет повышаться, так как, согласно директивам<br />
ЕС, доля биотоплива в обычном горючем к 2010 году<br />
должна возрасти с нынешних 2 до 5,75%.<br />
Быстрыми темпами увеличивается оборот и другой австрийской<br />
компании KWB (Kraft und Waerme aus Biomasse), которая<br />
производит отопительные установки, использующие в<br />
качестве топлива биомассу, в частности древесные брикеты,<br />
опилки, стружки и прочие отходы обработки древесины.<br />
<strong>В</strong> 2005 году компания поставила в ряд европейских стран<br />
4,35 тысяч таких установок, выручив за них 35 млн евро, а в<br />
текущем году, согласно прогнозам, она экспортирует около 7<br />
тысяч установок на сумму 50 млн евро. 80% подобных отопительных<br />
систем, работающих в Германии, произведены австрийскими<br />
фирмами.<br />
Быстро растет объем продаж еще одной крупной австрийской<br />
компании, специализирующейся в области альтернативных<br />
источников энергии, — Green One Tec. По свидетель-<br />
НОЯБРЬ 2007<br />
ству германской газеты Frankfurter Allgemeine Zeitung (FAZ),<br />
она является лидером в производстве «солнечных коллекторов»<br />
— установок, использующих солнечную энергию для<br />
отопления или других технических целей. <strong>В</strong> 2006 году ее прибыль,<br />
согласно оценкам, составит около 75 млн евро. Такие<br />
компании, как Green One Tec и KWB, указывает газета, извлекают<br />
выгоду не в последнюю очередь из высоких цен на<br />
нефть и другие углеводородные источники энергии. Рост цен<br />
на них стимулирует, в частности, все более широкое применение<br />
биомассы для производства энергии.<br />
Растущий в мире спрос на природоохранное оборудование<br />
привлекает к его производству не только специализированные,<br />
но и традиционные промышленные предприятия. Например,<br />
крупная австрийская энергетическая компания EVN<br />
поставляет в ряд стран <strong>В</strong>осточной Европы производимое ею<br />
экологически чистое оборудование для утилизации отходов и<br />
очистки воды. Как сообщает FAZ, до конца 2006 года эта компания<br />
построит в Москве, по ее данным, самую крупную и современную<br />
в Европе установку для очистки питьевой воды с<br />
применением мембранной технологии, позволяющей обойтись<br />
без хлорирования воды.<br />
Для усиления «передовой роли Австрии» в создании экологически<br />
чистых технологий австрийский министр по вопросам охраны<br />
окружающей среды <strong>И</strong>. Прель, по свидетельству FAZ, намерен<br />
усилить взаимодействие между компаниями, специализирующимися<br />
в производстве экологически чистого оборудования,<br />
с одной стороны, и научно-исследовательскими учреждениями<br />
и государственными властями — с другой.<br />
15