Инвестиции в энергетику: выбор, который надо делать уже сейчас

Размещено на http://www.allbest.ru/

Инвестиции в энергетику: выбор, который надо делать уже сейчас

Всякий расточитель - враг общества,

всякий бережливый человек - благодетель.

Адам Смит

энергоресурсы энергосберегающий стоимость потребление

Наблюдая историческую динамику изменения цен на энергоресурсы в Украине, Потребители видят устойчивую тенденцию роста цен, которая тесно связана с ростом цен на энергоресурсы на международном рынке. Причем, рост цен на энергоресурсы в последние 5 лет имеет тенденцию ускоренного роста. Так, например, цена природного газа, приобретаемого Украиной извне, выросла с 50 $ за 1 тыс. м. куб. до 1 января 2006 г. до среднегодовой цены в 2011 г. по прогнозам Минтопэнерго Украины более 300 $ за 1 тыс. м. куб., тариф на электроэнергию для промышленных потребителей 1 класса напряжения (выше 35 кВ) вырос с 20,72 коп. за 1 кВтч в декабре 2005 г. до 62,26 коп. за 1 кВтч в апреле 2011 г. В связи с этими тенденциями и закономерным желанием Потребителя сэкономить затраты на потребление энергоресурсов проявились устойчивые тенденция в поведении Потребителя, как реакции на внешние изменения - это уменьшение стоимости затрат на потребляемые энергоресурсы за счет:

- установки энергогенерирующего оборудования непосредственно у Потребителя, что позволяет привести в соответствие мощности по генерации энергии и мощности по ее потреблению с максимальным коэффициентом использования и соответствия друг другу и существенно снизить непроизводительные затраты и производственные затраты, связанные с содержанием и техническим несоответствием мощностей централизованных энергогенерирующих систем, а также исключить затраты на транспортировку энергоресурсов и их потери при транспортировке к конечному Потребителю;

- когенерации энергии у Потребителя, что позволяет получать разные виды энергоресурсов на одной энергогенерирующей установке, увеличивать коэффициент использования оборудования, снижать себестоимость энергоресурсов и исключить непроизводительные затраты, как и в предыдущем варианте. Это технология, позволяющая снизить стоимость производства энергии путем резкого повышения эффективности электростанции, используя то тепло, которое просто теряется. При этом снижается потребность в покупной энергии, что способствует уменьшению производственных расходов.

- применение новых энергосберегающих технологий, энергосберегающего оборудования и энергосберегающих зданий в производстве основной продукции Потребителя, что позволяет снизить потребление энергоресурсов, как таковых, без снижения производственных мощностей;

- комбинация всех выше приведенных подходов.

Надо отметить, что именование здесь Потребителя с большой буквы не случайно. Так как именно Потребитель, как структура, которая оплачивает энергоресурсы, в современной рыночной экономике формирует политику в сфере энергогенерации и энергосбережения. Производить стоит только ту электрическую и тепловую энергию, которую Потребитель может купить, и производить, транспортировать и распределять эту энергию необходимо таким образом, что бы эти затраты были доступны Потребителю. В противном случае Потребитель переориентируется на другие рынки энергии и сырья, и производитель энергии будет вынужден закрыть свой бизнес. Если у Потребителя есть возможность снизить стоимость потребляемой энергии путём отказа от централизованных монопольных источников снабжения энергией, он это сделает.

Указанные выше тенденции актуализируются и активизируются тем, что длительное отсутствие модернизации существующего энергетического оборудования централизованных производителей энергии, постоянный рост стоимости первичного топлива, монополизация рынка энергии и отсутствие конкуренции и альтернативных предложений делает тарифы производителей энергии необоснованно дорогими для её потребителей. С одной стороны, это должно побудить Потребителей энергии заняться внедрением у себя системных энергосберегающих мероприятий, что бы снизить объёмы потребления энергии, но, с другой стороны, снижение объёмов потребления энергии со стороны Потребителей заставляет централизованных производителей энергии ещё больше поднять тарифы на производимую энергию, так как только так они могут покрыть увеличивающиеся производственные издержки из-за возникающей недозагрузки энергетического оборудования. Это связано с тем, что основное энергетическое оборудование вводилось в эксплуатацию 30 - 40 лет назад на условиях централизованного обеспечения промышленных Потребителей, работающих на максимальную мощность, и населения энергией, что давало соответствующий экономический эффект для того уровня цен на энергоресурсы и соответствовало потребляемым мощностям предприятий и в целом структуре экономики. За последние 20 лет произошло существенное снижение потребления энергии по сравнению с проектными мощностями централизованных энергогенерирующих предприятий. Работа физически и морально устаревшего, да ещё и недозагруженного энергетического оборудования приводит к росту производственных издержек. В этом контексте проведение энергосберегающих мероприятий Потребителем даже подталкивает производителя энергии к повышению тарифов на энергию. Выход из возникающего замкнутого круга для Потребителя возникает в собственной генерации тепловой и электрической энергии, прежде всего, для покрытия своих собственных потребностей в энергии. Так Потребитель энергии в современных условиях вынужден становиться её производителем.

Первичная энергия, которая используется для выработки вторичной энергии на энергетическом оборудовании в виде тепловой и электрической энергии, содержится в потребляемом топливе. В структуре потребления первичной энергии в Украине наибольший объем приходится на природный газ - 41%, тогда как в Европе, США и других странах мира удельный вес потребления газа составляет 21 - 24 %, объем потребления нефти в Украине составляет 19%, угля - 19%, урана - 17%, гидроресурсов и других возобновляемых источников - 4%. Согласно данным Международного энергетического агентства (International energy agency - IEA) распределение газового баланса в Украине следующее: 31 % - централизованное теплоснабжение, 26 % - промышленность, 20 % - бытовое потребление, 8 % - производство электроэнергии, 6 % - собственное потребление и потери, 8 % - транспорт, 1 % - коммерческие и общественные услуги. Сразу становиться очевидным, что наибольшая экономия первичного топлива будет достигнута при сокращении потребления природного газа в централизованном теплоснабжении, промышленности и бытовом потреблении, это обеспечит главную составляющую в снижении затрат на приобретение энергии.

Рассмотрим, каким образом можно решить в современных условиях одновременно эти две задачи: децентрализацию производства тепловой и электрической энергии и снижение объёмов потреблённого при этом природного газа, так как при общих подходах конкретные решения для различных потребителей тепловой и электрической энергии: крупный бизнес, мелкий и средний бизнес, жилищно-коммунальное хозяйство и индивидуальные потребители, будут различны. Эти решения определяются объёмами потребления энергоресурсов, характером решаемых задач и инвестиционной стратегией Потребителя. Результат позволит инвесторам и собственникам лучше определиться с оптимальным направлением вложения своих средств в энергетику.

10 марта 2010 г. национальной метеорологической службой Великобритании был представлен в Киеве доклад «Последствия изменения климата. Украина», подготовленный в рамках сотрудничества под эгидой ООН. Документ содержит прогнозы климатических изменений и их влияния на различные отрасли хозяйства Украины до конца XXI столетия, основанные на анализе текущей экологической ситуации в стране. Согласно проведённого исследования, в этом столетии в Украине средняя температура воздуха понизится на 5-8 градусов, что приведёт к сокращению морозного и снежного периода в среднем на 50 дней.

Далее в докладе делается очень важный вывод об изменении структуры потребления энергетических ресурсов в результате потепления: «С повышением температуры уменьшиться спрос на отопление в зимний период, но будут расти потребности в охлаждении летом». Если учесть, что отопительный период в Украине составляет в среднем 182 дня, то в результате потепления его продолжительность сократиться фактически до 132 дней, что составляет чуть больше 4-х месяцев в году, а не 6 месяцев, как в настоящее время. Уменьшение спроса на отопление означает сокращение потребления тепловой энергии от всех типов источников тепла: котельных и ТЭЦ, для ТЭС и АЭС выработка тепловой энергии не является главной производственной задачей, они предназначены для выработки электроэнергии. Увеличение потребности в охлаждении летом означает, что увеличиться потребление электроэнергии системами кондиционирования всех типов, что, в свою очередь, приведёт к увеличению выработки электроэнергии на ТЭС, АЭС и ГЭС, источниках производства электроэнергии в Украине. Следовательно, такой прогноз развития событий приведёт к сокращению отпуска электроэнергии от ТЭЦ, основной задачей которых является выработка электроэнергии на тепловом потреблении, и увеличению отпуска электроэнергии от других видов электростанций. В стране работает около 250 ТЭЦ, из которых 32 являются более-менее крупными установленной мощностью 20 МВт и более. Основным топливом для ТЭЦ служит природный газ (76-80%), используются также мазут (15-18%) и уголь (5-6%). Это, в свою очередь, будет означать сокращение времени работы ТЭЦ до 4-х месяцев в году, т. к. работа ТЭЦ экономически оправдана только при наличии существенной теплофикационной нагрузки, которая имеется исключительно в отопительный период.

С другой стороны, в настоящее время структура и стоимость производства электроэнергии в Украине следующие. На АЭС производиться 46 % электроэнергии в стране по цене 20 коп/кВт, на ТЭС вырабатывается 40 % электроэнергии по цене 40 коп/кВт, на ГЭС производиться до 9 % всей электроэнергии по цене 16 коп/кВт, на ТЭЦ вырабатывается всего лишь 4 % электроэнергии, цена которой меняется от 70 коп/кВт до 1 грн 90 коп/кВт, на долю альтернативной «зелёной» электроэнергетики приходиться менее 1 % производства электроэнергии в Украине. Невозможно не заметить, что цена электроэнергии от ТЭЦ существенно выше, чем её цена от ТЭС, а тем более от АЭС и ГЭС. Причём выше приведена среднегодовая цена, установленная Национальной комиссией по регулированию электроэнергетики (НКРЭ) для ТЭЦ. Эффективность работы самой ТЭЦ кардинально зависти от времени года, если ТЭЦ работает в отопительный период при наличии большой теплофикационной нагрузки, стоимость её электроэнергии значительно ниже приведенных цифр, если ТЭЦ работает в остальной период года, когда теплофикационная нагрузка минимальна, особенно летом, стоимость произведённой ей электроэнергии значительно выше указанных цифр. Чем же обусловлена такая большая цена электроэнергии от ТЭЦ? Ведь общеизвестен теоретический факт, что комбинированная выработка тепловой и электрической энергии (когенерация) даёт экономию первичного топлива (газ, мазут, уголь) в 1,55 раза (на практике 20-25 %) по сравнению с раздельным производством такого же количества тепловой и электрической энергии на котельной и конденсационной тепловой электрической станции (ТЭС) соответственно. Причём полученная экономия топлива от комбинированного производства тепловой и электрической энергии в соответствии с существующей на Украине методикой распределения топлива при когенерации относится на выработку электрической энергией, при пропорциональном делении этой экономии по отпущенной энергии, по потреблению топлива при раздельном производстве энергии, по стоимости основных фондов стоимость 1 кВтч электроэнергии получается ещё выше. Следовательно, электроэнергия от ТЭЦ должна стоить ниже, чем от ТЭС, где нет большой теплофикационной нагрузки. Теоретически да, но на практике имеет место другая ситуация. И дело не только в том, что 95 % всех тепловых электростанций в Украине исчерпали свой ресурс, дело в катастрофическом снижении тепловой нагрузки, как производственной, так и отопительной, которую потребляют тепловые потребители от ТЭЦ, по сравнению с проектными её значениями. О причинах этого говорить не будем, это отдельная большая тема, связанная с изменением экономических отношений в стране в целом. В результате даже в отопительный период основное оборудование ТЭЦ значительно недозагружено, что вместе с его физическим и моральным износом приводит к существенному удорожанию отпускаемой продукции.

Теперь представим, что произойдёт, если отопительный период сократиться до 4-х месяцев, а правительство Украины, наконец, проведёт реформу оптового рынка электроэнергии в стране, введёт понятие, так называемого, балансирующего рынка электроэнергии, когда все производители электроэнергии будут её реализовывать потребителям по прямым договорам, а устойчивая работа электроэнергетической системы будет обеспечиваться за счёт работы АЭС, ГЭС и межсистемных перетоков. Возникнет ситуация когда, во-первых, электроэнергия от ТЭЦ ещё более подорожает, так как величина теплофикационной нагрузки уменьшиться (приблизительно на одну треть), цена электроэнергии от ТЭЦ станет ещё более неконкурентоспособной, а, во-вторых, эта электроэнергия из-за своей значительно большей цены станет просто никому не нужна. В этих условиях, с точки зрения и собственников и государства будет напрасной тратой энергетических ресурсов, если ТЭЦ будет работать больше 4-х месяцев в году. А кому нужен поставщик электроэнергии, который может поставлять её только 4-ре месяца в году, вместо 12-ти? Вообще, перспектива украинских ТЭЦ в ближайшие годы незавидна. Большинство из них, кроме ТЭЦ работающих в мегаполисах, будут переведены в режим только теплофикационной работы без выработки электроэнергии, т. е. станут котельными и будут переданы из Минэнерго в коммунальное хозяйство соответствующих городов. Есть, конечно, современные схемы модернизации действующих ТЭЦ, например, с использованием предвключённых блоков парогазовых установок (ПГУ), в состав которых входит газотурбинная установка (ГТУ) с котлом-утилизатором, пар от которого с пониженными параметрами направляется на существующие паровые турбины Т-100 или ПТ-80, что продляет их срок эксплуатации, увеличивает выработку электроэнергии в 2-2,5 раза на существующей тепловой нагрузке. Такие блоки ПГУ, установленные на действующих ТЭЦ, имеют даже в отсутствии тепловой нагрузки коэффициент использования тепла топлива 50-55 %, что существенно выше, чем на действующих конденсационных тепловых электрических станциях, коэффициент использования тепла первичного топлива которых составляет 30-35 %. Однако, учитывая, что за последние 20 лет, таких инвесторов не нашлось, маловероятно, что они появятся в следующие 20 лет, а в дальнейшем модернизация станет уже бесполезной.

Так в чём же дело? Это значит, что когенерация потерпела фиаско? Совсем нет. Просто существующий формат бизнесовых отношений между ТЭЦ и Потребителями не соответствует экономическим интересам как Потребителя, так и производителя энергии. Существующие ТЭЦ являются слишком крупными производителями тепла и слишком далеко находятся от потребителя. Необходимо разукрупнять когенерацию, переносить её ближе к потребителю, например, на районные котельные, проводя их модернизацию под комбинированную выработку тепловой и электрической энергии. Это позволит не только обеспечить оптимальную загрузку оборудования, но и сократит потери при транспортировке тепловой энергии к потребителю. В Украине доля источников централизованного теплоснабжения потребителей составляет более 80 %, в структуре централизованного теплоснабжения наибольший удельный вес имеют котельные установки 62%, доля тепловых электростанций составляет 33 %, утилизационных установок 4,8 %, остальная выработка тепла (0,2%) осуществляется прочими установками. Поэтому реконструкция районных котельных под когенерацию и монтаж современных когенерационных установок для децентрализации теплоснабжения потребителей вместо теплоснабжения от ТЭЦ является как актуальной задачей энергосбережения, так и перспектив развития тепловой генерации в новых экономических и климатических условиях в стране в целом. Основой для когенерации в настоящее время являются три вида установок: паровые турбины, используются на ТЭЦ, о них мы говорить не будем, газопоршневые агрегаты (ГПА), применяются при электрической нагрузке потребителей от нескольких киловатт до 5-10 МВт, и газотурбинные установки (ГТУ), применяются при реконструкции крупных районных котельных (например, микрорайон «Южный» г. Запорожье) и при большей электрической нагрузке потребителей. Существуют, конечно, и микротурбины, как альтернатива ГПА, но они имеют существенно большую стоимость. Причиной такой классификации использования ГПА являются следующие преимущества перед ГТУ: более высокий электрический кпд (до 30 % у ГТУ и более 40 % у ГПА), который у ГТУ в отличие от ГПА при снижении нагрузки до 50 % от номинальной снижается почти в 3-раза; значительно более стабильные значения кпд ГПА при изменении температуры наружного воздуха от + 30 °С до - 30 °С, у ГТУ снижение кпд составляет 15-20 %; неограниченное количество пусков-остановов ГПА без снижения моторесурса (100 пусков газовой турбины уменьшают её ресурс на 500 часов); более короткое время пуска (время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15-17 минут, у газопоршневого двигателя - 2-3 минуты); необходимость подачи газа среднего давления для ГТУ, что влечёт за собой дополнительную установку газового компрессора (ГПА работает на газе низкого давления); значительно больший как общий проектный срок службы до полного капитального ремонта (60 000 часов у ГПА и 30 000 часов у ГТУ), так и интервалы между тех. обслуживанием (10 000 - 15 000 часов у ГТУ и 30 000 часов у ГПА); более высокая стоимость запасных частей и капитального ремонта, который для ГТУ, зачастую, необходимо выполнять на заводе-изготовителе; более низкие удельные капиталовложения, которые, например, при уровне вводимой электрической мощности 1 МВт составляют у ГПА 450 $/кВт в отличие от 600 $/кВт для ГТУ. К недостаткам ГПА можно отнести постоянный расход масла 0,3 г/кВт, которое, выгорая в цилиндрах, дополнительно загрязняет продукты сгорания, а также свечей зажигания, масляных и воздушных фильтров. Тепловая энергия от ГПА и ГТУ отбирается от теплоутилизаторов или котлов-утилизаторов, установленных на выходе продуктов сгорания из установок.

Если сравнивать экономичность выработки тепловой и электрической энергии от ГПА и от ТЭС, то сравнение будет не в пользу последних. Так удельный расход условного топлива на выработку 1 кВтч в среднем по году для ТЭС составляет 360 - 380 г у т/кВтч, а удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии в среднем по году для ТЭС составляет 165 - 175 кг у т /Гкал. Например, для одной из наиболее экономичных ТЭЦ в Украине, Кременчугской ТЭЦ, эти показатели в 2010 г. составляют 327 г у т/кВтч и 152 кг у т/Гкал соответственно. Для районных котельных расход условного топлива для выработки 1 Гкал тепловой энергии составляет 158 - 162 кг у т/Гкал. Для ГПА расход условного топлива для выработки 1 кВтч электроэнергии находиться на уровне 122 г у т/кВтч, а для выработки 1 Гкал тепловой энергии - 142 кг у т/Гкал. Разница налицо.

Поэтому говорить о фиаско когенерации преждевременно, ее преимущества и возможности должны соответствовать экономическим интересам Потребителя. Так по данным Европейско-украинского энергетического агентства стоимость тепловой энергии, произведённой в Украине из различных видов топлива, следующая: из природного газа - 0,08 грн/кВтч, из дизельного топлива - 0,58 грн/кВтч, из пропан-бутана - 0,2 грн/кВтч, из дров - 0,15 грн/кВтч, из угля - 0,16 грн/кВтч, из электрической энергии - 0,24 грн/кВтч. Ясно видно, что при современных ценах природный газ является самым экономичным топливом для производства тепловой энергии. Именно природный газ используется в качестве основного топлива в газопоршневых агрегатах. Это говорит о том, что именно использование и самих ГПА, и природного газа для их работы в режиме когенерации в настоящее время наиболее выгодно Потребителю в мелком и среднем секторе энергопотребления, особенно в сфере выработки тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения вместо ТЭЦ и районных котельных. Аналогично и для промышленных предприятий, потребляющих на производство пар среднего давления от производственного отбора теплофикационной турбины, установленной на ТЭЦ. Если такой Потребитель ещё не отказался от потребления супердорогого пара энергоснабжающего предприятия (0,25 - 0,35 грн/кВтч), со всеми расходами по обслуживанию и ремонту неэффективно загруженного оборудования, физически и морально устаревшего с низким кпд (технология первой половины прошлого века), потерями энергии при передаче, административными и другими накладными расходами, прибылью сторонней организации, то такой промышленный Потребитель (завод (НПЗ), комбинат (ГОК) и т. д.) обязательно это сделает. Так как нет в настоящее время ничего надёжнее и эффективнее, чем самому себе производить энергию из первичного топлива (природного газа) на высокоэффективной и современной энергетической установке, например, парогазовой, так как ты сам себе удовлетворяешь потребности и в электроэнергии, и тепловой энергии с промышленным паром и горячей водой на отопление, вентиляцию и водоснабжение. А если учитывать возможность генерации в промышленных условиях не только электроэнергии и тепла, но и холода, например, на абсорбционных чиллерах, т. е. тригенерацию, то экономический эффект становиться ещё выше, а загрузка такой тригенерационной установки равномернее в течение года.

Одним из перспективных направлений в развитии когенерации, которое может принести большой полезный эффект от её внедрения, является применение технологии когенерации энергии для уровня коммунально-бытовых индивидуальных Потребителей, как довольно крупного сектора потребления энергии, который непрерывно растёт. Так, разработка индивидуальных устройств, когенераторов, которые бы устанавливались у индивидуальных потребителей в квартирах, домах и т. д. и основной задачей которых было бы не просто выработка тепловой энергии, например из газа, как в обычном котле, а совместная выработка тепловой и электрической энергии в одном устройстве непосредственно у потребителя, является актуальной в настоящее время задачей и ожидаемой инновацией на энергорынке. Конструкция такого когенератора может быть получена, например, объединением водогрейного индивидуального котла и генератора электроэнергии, приводимого в движение уходящими газами, или другим способом, который требует разработки. Однако важно не это. Важно то, что такой когенератор поможет потребителю самому себе производить тепловую и электрическую энергию в необходимом объёме, а избыток электрической энергии передавать в общую сеть. Счётчики электрической энергии у потребителя могут работать как на потребление электрической энергии, так и на её выдачу в сеть. Потребитель получит не только сокращение затрат на потребление энергии, он также получит дополнительный доход от реализации избыточного количества электроэнергии. А по стране в целом будет достигнута существенная экономия потребления первичного топлива, в данном случае природного газа, не только за счёт применения технологии когенерации при выработке энергии, но и за счёт сокращения потерь тепловой и электрической энергии при транспортировке её от производителя к потребителю. По сути, к повсеместному внедрению когенераторов вместо водогрейных индивидуальных котлов требуется аналогичный подход, как в ЕЭС и России для внедрения энергосберегающих ламп вместо ламп накаливания. Эффективность этого шага никем не ставиться под сомнение, однако для получения быстрейшего экономического эффекта государство не ждёт добровольных действий Потребителей, а принуждает их к необходимым действиям, разрешая выпуск только энергоэффективной продукции.

Существуют и другие эффективные проекты на основе когенерации, например, объединение производства электрической энергии на тепловом потреблении на ГПА или ГТУ с её использованием для привода тепловых насосов и подачи тепловой энергии из низкопотенциального источника (река, море, земля, стоки, даже воздух) на нужды отопления и горячего водоснабжения. В этом случае экономиться природный газ, уменьшается загрязнение окружающей среды, а полезный эффект от внедрения когенерации и тепловых насосов получается суммарный. Тепловые насосы также могут эффективно дополнять существующие тепловые схемы, например, понижая обычно завышенную температуру обратной сетевой воды перед ТЭЦ, котельной или другим источником тепла и повышая при этом температуру прямой сетевой воды от источника тепла к потребителю, или перед градирней, где большое количество низкопотенциального тепла выбрасывается (утилизируется) в атмосферу, понижая температуру циркуляционной воды. Основой для этого является способность тепловых насосов перекачивать тепло из окружающей среды потребителю с соотношением затраченной мощности на привод такого насоса к объёму перекачиваемого тепла 1 кВт : 2,5 ? 5 кВт.

Перспектива ТЭЦ неутешительна, летом 2009 г. Минэнерго Украины уже останавливало в Украине все работающие ТЭЦ ввиду большой стоимости 1 кВтч отпускаемой электроэнергии по сравнению с электроэнергией от АЭС, поэтому чем быстрее будет осуществлено их разукрупнение и реконструкция действующих котельных с использованием ГПА и ГТУ с применением кредитных и инвестиционных ресурсов, тем более экономически привлекательным будет вложение средств, короче срок их окупаемости. Потому что длительная стагнация рынка теплопотребления без развития и экономически выгодной трансформации в условиях постоянно дорожающего первичного топлива (природного газа, угля, нефти), что приводит к постоянному росту тарифов, побуждает потребителей отказываться от централизованных источников и решать проблему своего индивидуального теплообеспечения самостоятельно. Это снижает общий объём тепловой генерации из централизованных источников и ухудшает экономическую привлекательность вложения средств в теплоэнергетические проекты. Причём искусственные барьеры в этом вопросе, например, в виде запрета устанавливать индивидуальные газовые отопительные котлы в квартирах жилого сектора, не смогут изменить общую тенденцию на отказ потребителей от централизованного теплоснабжения из-за его низкого качества и высоких тарифов. Повышение энергоэффективности жилья, использование солнечных коллекторов и панелей, применение которых в условиях климатического потепления всё более оправдано, тепловых насосов всех классов с рекуперацией тепла, установка термостатических клапанов и счётчиков тепла на отопительные приборы и т. д., возможности энергосбережения у потребителя не ограничены.

Подводя итоги, можно отметить, что в современных условиях с учётом будущих климатических изменений нет альтернативы внедрению комбинированного производства тепловой и электрической энергии путём когенерации на энергоустановках потребителей. Децентрализация производства тепловой и электрической энергии это требование времени, которое предопределяет судьбу существующих в Украине ТЭЦ в недалёком будущем. В связи с этим для инвесторов и собственников наиболее рациональным будет вложение собственных средств в ближайшем будущем в модернизацию энергоустановок потребителей энергии, а не в производственные мощности ТЭЦ (за исключением модернизации ТЭЦ в городах-миллионниках, что требует немалых средств). В современных ценовых диапазонах актуальным остаётся использование в качестве основного топлива природного газа. Для крупного бизнеса, крупных промышленных Потребителей необходимо устанавливать у себя современные парогазовые установки, полностью покрывающие их потребности в тепловой и электрической энергии. Для жилищно-коммунального хозяйства требуется модернизация существующих районных и индивидуальных котельных с использованием газопоршневых агрегатов и газотурбинных установок для выработки всего объёма отпускаемого Потребителю тепла путём когенерации с реализацией избыточных объёмов произведённой электроэнергии на оптовом рынке энергии. Для индивидуальных бытовых Потребителей перспективным является замена водогрейных котлов на индивидуальные когенераторы, которые производили бы одновременно и тепловую и электрическую энергию, разработка конструкции таких когенераторов, как и промышленное освоение их производства, требует дополнительных усилий и поддержки государства. Конкретные решения для среднего и мелкого бизнеса лежат в промежутке указанных технических решений и определяются индивидуально в каждом конкретном случае. Капитальные вложения на 1 кВт установленной мощности для ввода в эксплуатацию энергетических установок газового цикла составляет 750 - 1000 $/кВт, для энергетических установок парового цикла - 1250 - 1500 $/кВт.

Конечно, выше сказанное не исчерпывает все возможности в экономии энергозатрат и снижении энергоемкости продукции и не исключает других направлений энергосбережения. Например:

· уменьшение энергоемкости выпускаемой продукции на действующих предприятиях за счет модернизации технологий;

· повышение кпд котлов и снижение потерь в электро-тепло-сетях при производстве и транспортировке электрической и тепловой энергии, а также в жилых домах;

· утилизация "энергосодержащих" отходов;

· внедрение альтернативных экологически чистых источников энергии;

· постепенный перевод автотранспорта на газовые и электрические двигатели;

· постепенный перевод украинской экономики на так называемые "интеллектуальные" технологии (компьютерные, телекоммуникационные, биогенные и др.) как значительно менее энергоёмкие, а также более высокорентабельные и экологически чистые.

Таким образом, Потребитель энергоресурсов имеет различные варианты снижения энергозатрат и все эти варианты объединяет одно - необходимо инвестировать сегодня в новые эффективные технологии энергогенерации, потребления энергоресурсов и утилизации энергоотходов, чтобы соответствовать постоянному увеличению стоимости ресурсов и внешним структурным изменениям экономической среды. И помочь квалифицированно разобраться в этом выборе собственникам и инвесторам могут профессиональные эксперты-энергоаудиторы.

Эксперт-энергоаудитор Краснораменский В.И.

Размещено на Allbest.ur