Проблемы и перспективы использования электроэнергии в газотранспортной системе ОАО "Газпром"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проблемы и перспективы использования электроэнергии в газотранспортной системе ОАО "Газпром"

Энерговооруженность и энергоемкость российских магистральных газопроводов сопоставима со всеми, вместе взятыми, газотранспортными компаниями мира. На конец 2004 г. в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) в эксплуатации находились 263 компрессорные станции (КС), на которых установлено 4067 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) мощностью 44 млн. кВт, в т. ч. с газотурбинным приводом -- 85,3%, с электроприводом -- 14,1%, с поршневым приводом -- 0,6%.

В Энергетической стратегии России на период до 2020 г. (ЭС-2020) перед газовой отраслью поставлены следующие цели: стабильное, бесперебойное эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ, развитие ЕСГ и ее расширение на восток России, стимулирование газосбережения.

Член Правления ОАО «Газпром» В.В. Русакова отмечает, что в условиях роста уровней добычи газа в «Газпроме» (выход к 2020 г. добычи газа до 710-730 млрд. м3, включая практически 100 млрд. м3 в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке) и изменения газовых потоков, пропускная способность газотранспортной системы становится узким местом в процессе доставки топлива потребителям. Поэтому в первую очередь нужно обеспечить проведение реконструкции действующей газотранспортной системы и продолжение строительства новых газопроводов с целью устранения дефицита мощностей на головных участках газотранспортной системы в Западной Сибири и развивающихся поставок газа российским потребителям и на экспорт.

газотранспортный электроэнергия дефицит

Из-за экстремальных природных и горно-геологических условий газовых месторождений полуострова Ямал, шельфа морей Северного Ледовитого океана, Восточной Сибири и Дальнего Востока резко увеличатся финансовые и энергетические затраты на доставку газа потребителям. При выборе типа ГПА на новых и реконструируемых газопроводах остро встает вопрос оптимизации параметров магистральных газопроводов, учет условий эксплуатации газопроводов и появления новых нормативов по защите окружающей среды.

В 1999-2004 гг. на газопроводах на собственные технологические нужды (СТН) ежегодно расходовалось 50-52 млрд. м3 газа. Эти объемы составляли около 9% от соответствующей годовой добычи газа в «Газпроме». В структуре использования газа на СТН газопроводов основное количество газа приходится на топливный газ -- порядка 80%.

Основными потребителями электроэнергии в транспорте газа (80-85%) являются электроприводные ГПА (ЭГПА). На рис. 1 представлена информация по потреблению электроэнергии всего в «Газпроме» и, в т.ч., в магистральном транспорте газа.

Сейчас для газотранспортных предприятий стоимость электроэнергии значительно выше по отношению к стоимости топливного газа (за энергетически эквивалентное количество энергии). Разница между ценой «дешевого» топливного газа и ценой электроэнергии привела к тому, что использование ЭГПА стало экономически не выгодным. Сейчас коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) ЭГПА в транспорте газа составляет лишь около 15%, а ГГПА в 2-2,5 раза больше.

Свыше 90% электроэнергии, использованной в «Газпроме», приобреталось у более чем 50 региональных энергокомпаний (АО-энерго). В 2005 г. «Газпром» приобрел 17,6 млрд. кВт*ч электроэнергии на сумму 18,45 млрд. рублей.

Удельные стоимости 1 кВт*ч энергии, покупаемой у разных энергосбытовых компаний, отличаются по величине. В табл. 1 представлены в качестве примера удельные стоимости электроэнергии, приобретенной ООО «Мострансгаз» (одним из крупнейших газотранспортных предприятий) за б месяцев 2005 г. у энергосбытовых компаний.

На рис. 2 рассмотрена динамика удельных стоимостей электроэнергии, приобретенной «Мос-трансгазом» у 16 АО-энерго. Из рис. 2 видно, что стоимость покупки 1 кВт*ч электроэнергии возросла в 2005 г. в 3 раза по сравнению с 2000 годом.

Большинство АО-энерго покупали значительные объемы энергии на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ). Закупая электроэнергию на ОРЭ по низким ценам, они осуществляли ее перепродажу для «Газпрома» по более высоким ценам. Предприятия «Газпрома» практически не пользуются возможностями закупки электроэнергии на ОРЭ, потому что подавляющее количество организаций «Газпрома» не является пока субъектами ОРЭ. РАО «ЕЭС России» всеми силами пытается воспрепятствовать приходу на ОРЭ крупных покупателей, таких, как «Газпром», так как каждый «ушедший» от высоких цен потребитель, покупающий электроэнергию на ОРЭ, уменьшает прибыль РАО «ЕЭС России».

Ориентация в перспективе на газ для ТЭС Центрального, Приволжского и Южного Федеральных округов снижает надежность топливоснабжения ТЭС и, как следствие, надежность электроснабжения Федеральных округов европейской части страны. Одним из возможных путей уменьшения зависимости от газа в перспективе является развитие АЭС.

Анализ работы ТЭК и наиболее энергоемких отраслей промышленности в 2003-2004 гг. выявил значительные отклонения от параметров добычи, производства и потребления основных ТЭР, определенных ЭС-2020. Потребление природного газа в стране росло темпами, в 2 раза превышающими запланированные в Энергостратегии. Это привело к увеличению доли газа в потреблении первичных ТЭР с 50,8% до 51,3% и сокращению доли угля с 15,9% до 14,8%, что противоречит принципам, заложенным в ЭС-2020 -- необходимости и росте доли угля в структуре потребления первичных ТЭР. При заниженном уровне цен на природный газ утрачены стимулы к энергосбережению, что ведет к неэффективному использованию газа.

Главной причиной негативной динамики структуры потребления топлива в стране являются ценно вые соотношения на газ и уголь. Регулируемые государством цены на газ только недавно сравнялись с ценами на энергетический уголь.

В «Основных принципах формирования программы оптимизации финансовых затрат, рассмотренных в 2004 г. Советом директоров Газпрома, признано, что к числу главных направлений сокращения затрат в 2005-2006 гг. относится: повышение эффективности газоперекачивающего оборудования, сокращение расхода газа на технологические нужды, снижение затрат на поставку электроэнергии и достижение более выгодных условий ее закупки.

Использование электроэнергии АЭС для нужд «Газпрома»

На рис. 3 представлена информация о долевых вкладах 3-х энергосистем («Липецкэнерго», «Тамбовэнерго» и «Курскэнерго») в объеме электроэнергии, приобретенной «Мострансгазом» в 2004 г. Всего в 2004 г. у этих 3-х энергосистем «Мостранс-газ» приобрел более 80% всей электроэнергии (остальную электроэнергию «Мострансгаз» купил еще у 13 АО-энерго).

Объемы закупок электроэнергии на ОРЭ у многих АО-энерго значительно превышали объемы энергии, отпускаемой покупателям от собственных генерирующих мощностей. В частности, объемы электроэнергии, закупаемые «Курскэнерго» на ОРЭ в последние годы, были почти в 60 раз больше, чем количество энергии, отпущенной «Курскэнерго» потребителям от собственных генерирующих мощностей. Так как в европейской части России основные объемы поставок электроэнергии на ОРЭ обеспечивают АЭС, то энергодефицитные АО-энерго, продававшие электроэнергию «Газпрому», являлись «перепродавцами» электроэнергии АЭС. Результатом такой ситуации является перекрестное субсидирование ТЭС АО-энерго за счет более дешевой электроэнергии АЭС.

Практически вся энергия, покупаемая у «Курскэнерго», использовалась на ЭГПА на КС «Курская», с установленной мощностью ЭГПА 140 МВт. В 80-х годах предполагалось использовать ЭГПА на КС «Курская» с максимальной загрузкой, используя электроэнергию Курской АЭС (эта КС расположена на расстоянии 34 км от Курской АЭС МВт).

Курская АЭС (мощностью 4000) считается самым мощным генератором электричества в Центральном федеральном округе. Доля Курской АЭС в совокупной мощности всех электростанций Черноземья составляет 52%. Курская АЭС бесперебойно снабжает электроэнергией Курскую, Брянскую и Белгородскую области,

Донецкий бассейн, север и северо-восток Украины. За 27 лет Курская АЭС выработала почти пятую часть энергии, произведенной остальными российскими АЭС. Для того чтобы получить энергию, эквивалентную выработанной Курской АЭС, пришлось бы добыть и сжечь 170 млрд. м3 газа.

Разница между ценой газа, идущего на нужды ГГПА на Курской КС, и ценой покупной электроэнергии у «Курскэнерго» привела к тому, что использование ЭГПА на этой КС в последние годы стало «экономически невыгодным». КИУМ ЭГПА на Курской КС составил в 2003 и 2004 гг. 7% и 10%, а ГГПА 65-80%.

На всех 5-ти газопроводах, которые обслуживает КС «Курская», следующие КС находятся уже на Украине, которая в 2004 г. покупала газ по 50 дол./тыс. м3, т.е. в 2,3 раза дороже, чем стоимость газа, использованного в 2004 г. на КС «Курская».

Решение повысить для Украины стоимость продажи газа до 230 дол./тыс. м3 резко повышает целесообразность экономии газа на КС «Курская» и использования электроэнергии Курской АЭС. Ведь газ, используемый на КС «Курская», добыт и транспортируется за тысячи километров от этой КС.

В 2004 г. газотурбинные ГПА на Курской КС израсходовали 292,9 млн. м3 топливного газа. В 2004 г. экспорт 292,9 млн. м3 природного газа в Западную Европу позволил «Газпрому» получить 40,9 млн. долларов.

Применив метод стоимости жизненного цикла в удельных величинах (мировые цены: ГТУ -- 300 дол./кВт, электропривод -- 210 дол/кВт, КПД ГТУ -- 35%), можно получить условия равноэффективности ЭГПА и ГГПА при различных ценах на газ и электроэнергию (см. табл. 2). Из табл. 2 видно, что в 2005 г. при использовании оптовой цены на газ для промпотребителей в Курской области -- 1119 руб./тыс. м3 (~40 долл /тыс. м3 ) и цены электроэнергии ~1,5 цента/кВт*ч (~0,5 руб./кВт*ч) при применении передовых технологий для Курской КС могли бы быть обеспечены условия равноэффективности ЭГПА и ГГПА. При стоимости газа 60 долл./тыс. м3 и цене на электроэнергию 2 цента/кВт*ч (~0,67 руб./кВт*ч) применение ЭГПА также можно считать эффективным.

На рис. 4 представлена динамика тарифов на электроэнергию АЭС и ТЭС. Видно, что тарифы АЭС были ниже, чем тарифы ТЭС на 16-22%. В 2005 г. единый тариф на электроэнергию АЭС составил 503,12 руб./МВт*ч, а тариф ТЭС -- 650,53 руб./МВт*ч. Анализ среднегодовых тарифов за 2005 г. на электроэнергию АЭС и ТЭС, выведенных на ОРЭ, показал, что тариф АЭС был ниже, чем для всех ТЭС, в следующих энергозонах: ОЭС Центра, Северо-Запада, Северного Кавказа и Средней Волги. Среднеотпускной тариф на электроэнергию ТЭС РАО «ЕЭС России» возрастет до 1146 руб./МВт*ч в 2009 г.

По оценке специалистов «Оргэнергогаз», повышение КПД газотурбинного привода (в реальных на сегодняшний день пределах) еще не означает однозначного существенного увеличения энергетической эффективности эксплуатации ГТС. Учет стоимости топлива не дает полной картины при сравнении вариантов оснащения энергоприводом, ибо не рассматривает изменяющиеся по длине трассы капитальные и эксплуатационные составляющие затрат на транспорт соответствующих объемов природного газа».

газотранспортный электроэнергия дефицит

В ближайшие годы цены на газ вырастут. Правительство одобрило предельные уровни повышения тарифов на газ: в 2006 г. на 11%, а в 2007 г. На 8%. В 2008 г., по планам правительства, цена на газ превысит 50 долл./тыс. м3.

В соответствии с данными ЭС-2020 оптовая цена на газ в России в 2010 г. должна составить 59-64 долл./тыс. м3 (без НДС).

Рост цен на электроэнергию составит в 2006 г. 8,7%, в 2007 г. - 7,3%. Таким образом, в России предусматривается более высокий темп роста цен на природный газ по сравнению с ростом цен на электроэнергию.

Следует отметить, что цена на газ, поставленный в июне 2005 г. в Германию из России (франко-граница ФРГ), составила

220,7 дол./тыс. м3. По сравнению с июнем 2004 г. цена на природный газ возросла на 33,9% .

В настоящее время топливная составляющая тарифа на электроэнергию ТЭС равна около 60%. «Газпром», основной поставщик газа для ТЭС, на протяжении последних лет увеличивает стоимость газа в среднем на 20% в год. Таким образом, «газовая» составляющая может дать увеличение тарифа на энергию ТЭС на 7-12% в год.

В последние годы в атомной отрасли России имеется тенденция роста цен на ядерное топливо. При существующей структуре цен на ядерное топливо прирост стоимости топлива для всех типов реакторов в зависимости от роста цены природного урана незначителен и составляет 0,17% на 1% прироста стоимости сырьевого урана. В свою очередь прирост тарифов на энергию АЭС в зависимости от прироста стоимости ядерного топлива показывает на еще менее значительное влияние этого фактора на тариф АЭС -- 0,14% на 1 % прироста цены ядерного топлива. Таким образом, если рассматривать влияние топливной составляющей затрат для ТЭС и АЭС, то совершенно очевидно, что при примерно равном росте эксплуатационных затрат на топливо экономическое преимущество АЭС будет возрастать.

ОАО «Липецкэнерго» и «Тамбовэнерго» покупали на ОРЭ основные объемы электроэнергии, продаваемые ими различным потребителям. Необходимо отметить, что электростанции «Липецкэнерго» и «Тамбовэнерго» расположены в областях, с которыми имеют общие границы Курская, Воронежская и Саратовская области. В этих областях расположены мощные АЭС: Курская, Нововоронежская и Балаковская. Таким образом, основные объемы энергии «Мострансгаз» закупал у АО-энерго в областях, в которых или расположены АЭС, или в областях, имеющих общие границы с областями, в которых расположены АЭС. Аналогичная ситуация с покупкой энергии имеет место и для других газотранспортных предприятий, имеющих КС с ЭГПА: для «Лентрансгаза», «Волгоградтрансгаза», «Самаратрансгаза», «Югтрансгаза».

ООО «Топливно-энергетический независимый институт» проанализировал на перспективу в 20 и более лет различные варианты долгосрочного развития энергетики России. Сопоставление эффективности различных типов электрогенерирующих объектов позволило обосновать экономическую целесообразность ориентации в европейской части России на преимущественное развитие АЭС. Экономическая предпочтительность АЭС особенно проявляется в перспективе за пределами 2010 г., в связи с ожидаемым возрастанием капиталоемкости осваиваемых новых районов добычи топливных ресурсов и, прежде всего, газового топлива, а также прогнозируемым ростом эксплуатационных затрат производства и транспортирования топлива. В рассмотренном наиболее вероятном базовом варианте развития энергетики России удельные дисконтированные затраты выработки электроэнергии на АЭС в 1,14 раза меньше, чем соответствующие затраты при использовании высокоэффективных ПГУ на природном газе и в 1,3 раза меньше, чем затраты на современных угольных ГРЭС.

Российские ТЭС имеют наиболее высокий уровень износа основных производственных фондов (57,5%) среди всех отраслей промышленности. Ежегодные вводы мощностей из-за дефицита инвестиций составляют в среднем менее 1 млн. кВт при отработке проектных ресурсов на 5-6 млн. кВт в год. Такая ситуация обусловлена недостатками в деятельности самих электроэнергетических структур и, прежде всего, РАО «ЕЭС России», не обеспечивающих достаточной финансово-экономической эффективности инвестиционных ресурсов (РАО «ЕЭС России» направило в капвложения в 2004 г. лишь 65% чистой прибыли). Особую тревогу вызывает и то обстоятельство, что реформы в электроэнергетике сводятся лишь к разделению бизнеса на генерирующие и сетевые структуры.

В генеральном соглашении «в области повышения эффективности, надежности и безопасности добычи, транспортировки и переработки природного газа» между Минатомом России и «Газпромом», подписанном 26 февраля 2003 г., отмечено, что использование энергии АЭС для нужд «Газпрома» является приоритетным направлением совместной деятельности. В программе работ по реализации этого соглашения намечено:

* осуществить подготовку технико-экономического обоснования по использованию на КС «Газпрома» электроэнергии АЭС;

* провести анализ возможных вариантов передачи энергии АЭС на КС с ЭГПА и на другие объекты ОАО «Газпром».

По оценкам специалистов концерна «Росэнергоатом» дополнительное производство электроэнергии на АЭС связано с электрообеспечением транспорта природного газа.

Использование систем коммерческого учета электроэнергии

Существующий парк измерительного оборудования в России физически и морально устарел. За 2003 г. средний уровень погрешности измерений отпускаемой потребителям электроэнергии составлял 15%. К сожалению, большинство предприятий «Газпрома» не имеет современной системы учета потребления электроэнергии, что не позволяет иметь реальной картины электропотребления. Это приводит к тому, что некоторые АО-энер-го увеличивают стоимость продаваемой «Газпрому» электроэнергии до 30%.

В соответствии с требованиями нормативных документов, поставка электроэнергии с ОРЭ разрешается только в том случае, если вводы предприятий оборудованы автоматизированными системами коммерческого учета электроэнергии (АС-КУЭ) по сбору, обработке и передаче данных по потреблению электроэнергии. Сейчас на предприятиях «Газпрома» ведется внедрение АСКУЭ. Перед специалистами поставлена задача по созданию системы учета высокой степени надежности, со значительным уровнем автоматизации функций, которая позволит сократить потери электроэнергии. Информация о достоверном потреблении позволит рассчитать энергетическую составляющую тарифа на транспортировку газа и оптимизировать расходы предприятий ОАО «Газпром».

Наличие АСКУЭ позволит прогнозировать потребление электроэнергии с учетом планового графика транспорта газа, а также создаст информационное пространство для надежного энергосбережения на технологических объектах в условиях реформирования электроэнергетики страны. По оценке ООО «Газпромэнерго», только за счет повышения точности и достоверности коммерческого учета электроэнергии с помощью АСКУЭ можно обеспечить снижение ежегодных издержек на покупку электроэнергии до 12%.

В декабре 2005 г. АСКУЭ было оснащено 32 энергообъекта «Газпром». В ближайшее время АСКУЭ будут оснащены еще 70 энергообъектов.

Покупатели электроэнергии начинают осознавать, что электроэнергия имеет разную ценность в различное время суток (и в разные дни недели). Потребители энергии, имеющие возможность управлять нагрузкой, могут оптимизировать свое почасовое потребление. Введение в эксплуатацию АСКУЭ позволит осуществить перевод предприятий на тарифы, дифференцированные по часам суток, что обеспечит снижение затрат на покупку энергии. Следует отметить, что для промышленных потребителей электроэнергии с напряжением 6-10 кВ в Курской области в 2005 г. утвержденный тариф на покупную электроэнергию в ночной зоне суток меньше, чем в полупиковой (дневной) зоне суток на 25%.

Использование регулируемого электропривода в магистральном транспорте газа в России

К недостаткам ЭГПА на российских газопроводах следует отнести их слабую приспособленность к переменным режимам газопроводов в связи с применением нерегулируемых по частоте вращения роторов электродвигателей. Использование регулируемого электропривода (с регулируемым числом оборотов ротором) дает на линейных КС сокращение энергетических затрат на 10-25% .

За рубежом на газопроводах с 1980 г. находят применение ЭГПА с регулируемым числом оборотов. Как следует из практики использования ЭГПА с регулируемым числом оборотов на магистральных газопроводах, компрессоры остаются в зоне высокого КПД даже при значительном снижении скорости. Изменением числа оборотов можно не только экономично регулировать работу компрессора, но и эффективно защищать его, в комбинации с другими средствами, от попадания в зону неустойчивой работы при изменении входных параметров. Возможность регулирования скорости полезна при пуске и останове компрессорного агрегата.

Растущие из года в год экологические требования привели к тому, что за рубежом (США, Канада, Франция, Германия) увеличилось применение регулируемых ЭГПА на КС, особенно вблизи крупных городов. ЭГПА устанавливаются как при новом строительстве газопроводов, так и при замене выработавших ресурс приводных ГТУ.

С 1998 г. при реконструкции американских газопроводов учитываются изменения экономических условий эксплуатации газопроводов и появление новых нормативов по защите окружающей среды. В связи с тем, что стоимость электроэнергии в течение ближайших 20 лет в США будет увеличиваться менее высокими темпами, чем стоимость газа, а также потому, что приняты новые правила эксплуатации трубопроводов, владельцы газопроводов планируют осуществлять при их модернизации применение новых ЭГПА. Применение новых технических технологий -- высокоскоростного асинхронного двигателя, магнитных подшипников и электроприводов с переменной частотой вращения позволяет сократить стоимость эксплуатации ЭГПА.

Для голландского газового месторождения Гронинген создан регулируемый ЭГПА мощностью 23 МВт (на магнитном подвесе с «сухими» уплотнениями с глубоким регулированием частоты и диапазоном нагрузок). Инвестиции в этот проект выше, чем в варианте с газотурбинным приводом, но годовая экономия топлива оценена в 14 млн. м3 в год. Технологические требования обеспечили преимущество ЭГПА на этом месторождении. Газотурбинный привод оказался неконкурентоспособен по нижнему пределу мощности и в связи с большим снижением КПД при низкой нагрузке.

На норвежском морском газовом месторождении Ормен Ланге (ввод в эксплуатацию намечен в 2007 г.) по проекту предусмотрено использовать для компримирования газа регулируемый электропривод мощностью 50 МВт.

Учет уровня современной технологии транспорта газа использован и на китайском газопроводе Запад -- Восток. Для экономии газа для привода ГПА на конечном участке китайского газопровода Запад -- Восток применены современные регулируемые ЭГПА. Китайский газопровод оснащается 6-ю компрессорными станциями с газотурбинными ГПА и 4-мя КС с регулируемыми ЭГПА. Применение ЭГПА на последнем участке газопровода стимулировалось высокой ценой поставок газа по этому газопроводу.

В последнее время на подземных хранилищах газа (ПХГ) Германии КС оснащаются частотно регулируемыми ЭГПА. В 1999 г. в 1ермании введено в эксплуатацию ПХГ Реден. Это хранилище является крупнейшим ПХГ Западной Европы. ПХГ Реден содержит примерно 25% от суммарного объема природного газа, хранящегося в 1ерма-нии. Для закачки газа в ПХГ Реден установлено 7 компрессорных агрегатов. Первая группа компрессорных агрегатов (5 компрессоров) приводится в действие газовыми турбинами, а вторая группа (2 компрессора) приводится в действие электромоторами с регулируемым числом оборотов. Первая группа компрессоров предназначена для повышения давления газа от давления газа в газопроводе (60-80 бар) до 160-200 бар. В зависимости от степени заполнения хранилища вводятся в действие компрессоры второй группы для дальнейшего повышения давления. Разделение работы компрессоров на две регулируемые группы обеспечивает гибкость в эксплуатации на ПХГ, позволяет использовать отдельные компрессоры в широком диапазоне их мощности, вблизи оптимального КПД. Более высокая стоимость энергии ЭГПА компенсируется меньшими капитальными расходами на установку компрессоров и более низкими эксплутационными издержками на техническое обслуживание.

Компания EEG-Erdgas Erdoel GmbH приняла решение о включении ПХГ в сферу сервисных услуг для газопотребителей. Для создания ПХГ было выбрано месторождение «Альтмарк» в соляном куполе. В качестве привода для компрессоров на этом ПХГ предлагались электрические и газовые двигатели. Однако применение газовых двигате лей было признано нецелесообразным в силу нижеследующих причин:

* закупка необходимого объема топливного газа привела бы к увеличению габаритов ПХГ. Эксплуатация газовых двигателей требует более высоких капитальных затрат;

* более сложная система пуска газового двигателя, по сравнению с электрическим, снижает время эффективной работы КС;

* эксплуатация газового двигателя должна осуществляться при участии обслуживающего персонала, а на данном ПХГ предусмотрено дистанционное управление с центрального диспетчерского пункта, удаленного от ПХГ.

На основании перечисленного для привода компрессорной установки на ПХГ был выбран в конечном итоге электрический двигатель.

Функционирование сектора свободной торговли электроэнергии

Постановление Правительства РФ № 643 от 24 октября 2003 г. положило начало деятельности сектора свободной торговли оптового рынка электроэнергии (ССТ ОРЭ), запуск которого произошел 1 ноября 2003 года «Росэнергоатом» начал свою деятельность в ССТ ОРЭ 11 декабря 2003 г. и с этого момента входит в число крупнейших его участников по объемам реализуемой электроэнергии.

В ССТ ОРЭ в мае и июне 2005 г. доля АЭС в продаже электроэнергии в Европейской части России составила 33-34%. При этом, по данным «Росэнергоатома», «структуры РАО «ЕЭС России» заметно ограничивали поставки электроэнергии АЭС в ССТ ОРЭ.

В 1-ом квартале 2005 г. цена на электроэнергию в ССТ ОРЭ была на 6,4% ниже, чем на регулируемом ОРЭ, что позволило покупателям сэкономить по 36 рублей на 1 МВт*ч электроэнергии, приобретенном в ССТ ОРЭ.

К середине 2005 г. доля ССТ ОРЭ в общей выработке электроэнергии на территории европейской части Российской Федерации и Урала составила более 9%. При этом в структуре общей поставки электроэнергии на оптовом рынке доля ССТ ОРЭ составила 24%, а регулируемого -- 76%. Сумма сделок в ССТ ОРЭ в конце 2-го квартала 2005 г. составила 3,3 млрд. долларов при объеме продаж более 80 млрд. кВт*ч. Экономический эффект для потребителей и производителей электроэнергии на 1 июля 2005 г. составил более 3 млрд. рублей, что связано с возможностью покупать электроэнергию в ССТ ОРЭ по ценам более низким, чем в регулируемом секторе, а также с возможностью увеличения производства электроэнергии для ее продажи в ССТ ОРЭ.

На 1 ноября 2005 г. доля ССТ ОРЭ достигла 11 % от общего потребления электроэнергии в европейской части России и на Урале. А в Сибири превысила 3%. При этом объемы торговли электроэнергией по ценам, устанавливаемым рынком, за 12 месяцев увеличились на 17%. Средняя цена покупки в европейской части России и на Урале составила в октябре 55,2 коп./кВт*ч (ниже регулируемого тарифа на 3%), а в Сибири -- 35,5 коп./ кВт*ч (ниже на 10%).

По итогам первого года работы ССТ ОРЭ в России по объемам торгов занял 9 место в мире и 5 место в Европе.

Со второго квартала 2006 г. планируется запустить модель рынка, предполагающую радикальное расширение и обновление ССТ ОРЭ, и перевод оптового рынка электроэнергии на рынок двусторонних договоров (РДД). С 2007 г. РДД должен будет перейти на трехлетние двусторонние договоры, возможно, даже пятилетние. Сначала они будут регулируемые договорами, а затем должны стать добровольным рыночным элементом».

Масштабная трансформация оптового и розничного рынков электроэнергии предусматривает, что между всеми потребителями электроэнергии и всеми электростанциями должны быть заключены двусторонние договоры. Ведь каждый потребитель, тем более энергоемкий, заинтересован в том, чтобы на долговременную перспективу заключить договор на энергоснабжение. Мировая практика говорит о том, что 85% объема электроэнергии приходится на потребление по прямым договорам, а в Великобритании (первой начавшей внедрять конкурентный рынок) -- все 95% .

Заключение двусторонних договоров позволяет в значительной степени снизить риски быстрого роста цен на электроэнергию. Такое решение переводит отношения между поставщиком и потребителем на новый уровень и в то же время снижает вероятность стремительного роста цен.

В апреле и мае 2005 г. объем покупки электричества по двусторонним договорам составил 27% от общего объема покупки электроэнергии в ССТ ОРЭ. Это свидетельствует о заинтересованности участников ССТ ОРЭ в заключении двусторонних договоров, обеспечивающих поставщикам электроэнергии загрузку энергетического оборудования и повышение коэффициента его использования, а покупателям -- гарантированную поставку электроэнергии в соответствии с заявленными графиками по договорным ценам.

С января 2006 г. концерн «Росэнергоатом» планирует заключать прямые договоры на поставку электроэнергии потребителям. Реализация прямых долгосрочных договоров на покупку энергии АЭС между «Росэнергоатомом» и «Газпромом» позволит повысить для предприятий надежность поставок электроэнергии (более дешевой, чем от ТЭС), что обеспечит предпосылки для оптимального распределения нагрузки между ЭГПА и ГГПА. «Газпром» сможет экономить топливный газ, а «Росэнергоатом» получит потребителя, обеспечивающего равномерную загрузку АЭС в течение суток. При этом создаются условия для продажи высвобождаемых объемов газа на рынках.

Использование энергии АЭС для нужд «Газпрома» находится в русле основных направлений реализации «Энергетической стратегии России» в части переориентации использования газа с топливных на сырьевые нужды и для обеспечения базовой загрузки АЭС, что позволит увеличить эффективность как газовой промышленности, так и АЭС.

Экологические преимущества покупки электроэнергии АЭС

В развитых странах Европы и Америки при строительстве новых и реконструкции действующих газопроводов, проходящих через густонаселенные территории и заповедники, в настоящее время в основном применяются ЭГПА, а не газотурбинные ГПА.

Одно из самых важных направлений деятельности «Газпрома» -- это решение проблем экологического характера. Выбросы в атмосферу от газотурбинных ГПА ОАО «Газпром» составляют в год: оксидов азота (NОx) -- 140 тыс. т, окиси углерода (СО)-210 тыс. т.

Затраты на снижение выбросов NОx в зависимости от эффективности очистки (от 15 до 90%) и выбора соответствующей технологии очистки газов изменяются от 50 до 1000 дол./т, что значительно превышает существующие в настоящее время в России нормативные платежи за выбросы в атмосферу NОx от стационарных источников.

Нормативы плат за выбросы 1 тонны NО и NО2 в пределах установленных допустимых нормативов выбросов в России составляют лишь 35 и 52 руб., а в пределах установленных лимитов выбросов 175-260 руб./т, соответственно.

Существующие платежи за выбросы NОx не могут обеспечить значительного сокращения эмиссии оксидов азота в ОАО «Газпром». Предприятиям выгоднее платить штрафы за выбросы NOX, чем внедрять природоохранные технологии. Ожидаемое ужесточение природоохранных требований в виде значительного увеличения размеров платы за выбросы NОx и СО должно заставить «Газпром» проанализировать целесообразность загрузки мощностей газотурбинных ГПА. Для сравнения в странах Европейского сообщества ущербы от загрязнения атмосфе ры выбросами оксидов азота оцениваются в евро за 1 т NОx:

. во Франции -10800-18000;

. в Германии -10945-15100;

. в Бельгии -11540-12300;

* в Великобритании -- 5736--9612;

. в Австрии-9000-16800.

Реализация прямых договоров на покупку электроэнергии АЭС для «Газпрома» позволит на отдельных КС, имеющих цеха с ЭГПА и ГГПА, увеличить загрузку ЭГПА и уменьшить загрузку ГГПА. При этом могут быть снижены объемы использования газа в ГГПА, с одновременным уменьшением выбросов в атмосферу СО2, NОx и СО.

С июля 2005 г. в 1000 раз возросли нормативы плат за выбросы в атмосферу метана. В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 1 июля 2005 г. № 410 нормативы плат за выбросы 1 тонны метана в пределах установленных допустимых нормативов выбросов в России составляют 50 руб., а в пределах установленных лимитов выбросов 250 руб./т.

При уменьшении времени использования ГГПА будут снижены объемы утечек газа в атмосферу от установок подготовки топливного и пускового газа, газа, стравливаемого из контуров нагнетателей при остановке ГТУ. Снизятся также эмиссии в атмосферу несгоревшего газа (в связи с неполнотой сгорания) в камерах сгорания ГТУ. Суммарные объемы эмиссии несгоревшего газа в камерах сгорания ГТУ в пересчете на объемы топливного газа, используемого в газотурбинных ГПА, достигают значительных величин. Согласно «Методическим указаниям по расчету выбросов углеводородов в атмосферу» в ОАО «Газпром» (СТО «Газпром» 11-2005, действующим с октября 2005 г.) усредненные значения удельных выбросов метана с продуктами сгорания природного газа для газотурбинных ГПА составляют 0,005-0,05 грамм на 1 грамм топливного газа. Использование этого соотношения позволило определить расчетные усредненные значения выбросов в атмосферу метана с продуктами сгорания для КС с ГГПА. Для 41,32 млрд. м3 топливного газа, использованного в 2004 г. в ГГПА на всех КС ОАО «Газпрома», расчетные усредненные значения выбросов в атмосферу метана с продуктами сгорания составили ~0,21-2,1 млрд. м3. А для топливного газа, сожженного в 2004 г. в газотурбинных ГПА на КС «Курская» (293 млн. м3), расчетные усредненные значения выбросов метана с продуктами сгорания составили 1,47-14,7 млн. м3.

С февраля 2005 г. Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН по изменению климата вступил в силу в нашей стране. Россия взяла на себя обязательства по ограничению и снижению уровня выбросов в атмосферу парниковых газов на своей территории в 2008-2012 гг.

На Европейской энергетической бирже в 2005 г. уровень цен на торговлю излишками квот по выбросам парниковых газов достиг 20 евро за 1 т СО2.

Использование в 2004 г. в транспорте газа России 41,32 млрд. м3 газа по расчету привело к выбросу в атмосферу более 75 млн. т СО2.

ЭГПА являются экологически чистыми и по уровню шума. Уровни шума на КС с ГГПА значительно превышают действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала и обитания диких животных и птиц. Из-за воздействия шумов КС с ГГПА животные и птицы вынуждены покидать привычные ареалы обитания. Известны примеры, когда даже такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как волки, вынуждены откочевывать для вывода потомства на 100-300 км от КС.

До 90% парка ГПА на предприятиях «Газпрома» не соответствуют требованиям санитарных норм по шуму. 81% работников трудятся в условиях повышенного шума. Расположенные в густонаселенных районах (в основном в европейской части России) предприятия транспорта газа являются источником шумового загрязнения территорий.

Обоснование использования ЭГПА на Северо-Европейском газопроводе

Северо-Европейский газопровод (СЕГ) -- это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Для соединения СЕГ с Единой системой газоснабжения России будет построен новый газопровод «Грязовец -- Выборг» (917 км), который пройдет по территории Вологодской и Ленинградской областей. Точкой отсчета морского участка СЕГ (1198 км) станет береговая компрессорная станция проектной мощностью 250 МВт, которая будет построена в бухте Портовая (рядом с г. Выборг). По дну Балтийского моря трасса газопровода будет проложена до побережья Германии. Новый газопровод будет иметь ответвления в направлении Швеции и Финляндии. Строительство СЕГ будет осуществляться с соблюдением строгих экологических норм и не нарушит экосистему Балтийского моря. В настоящее время идут проектные работы по СЕГ. Первая нитка СЕГ (пропускной способностью 27,5 млрд. м3 в год) будет введена в эксплуатацию в 2010 году. Предусматривается строительство и второй нитки газопровода, и увеличение пропускной способности СЕГ в 2 раза -- до 55 млрд. м3 в год.

По нашему мнению, для конечного участка СЕГ на КС целесообразно использовать ЭГПА и особенно для КС в бухте Портовая. Для ЭГПА можно будет использовать электроэнергию из объединенной энергосистемы Северо-Запада РФ (ОЭС Северо-Запада). В настоящее время и на ближайшую перспективу ОЭС Северо-Запада, включающая в себя 2 мощные АЭС (Ленинградскую и Кольскую АЭС), является энергоизбыточной системой. Таким образом, использование дешевой электроэнергии АЭС позволит эффективно эксплуатировать ЭГПА на конечном участке СЕГ. И, конечно, высокие экологические требования к эксплуатации КС в приграничном густонаселенном регионе, каким является Ленинградская область, могут быть обеспечены ЭГПА. Напомним, что похожая ситуация с использованием ЭГПА имеет место на конечном участке китайского газопровода «Запад -- Восток».

газотранспортный электроэнергия дефицит

Выводы

Реализация двусторонних договоров на покупку электроэнергии АЭС между «Росэнергоатомом» и «Газпромом» позволит: повысить для газотранспортных предприятий надежность поставок электроэнергии, более дешевой, чем от ТЭС, увеличить загрузку ЭГПА и уменьшить время использования газотурбинных ГПА, что может обеспечить снижение использования топливного газа, уменьшение выбросов в атмосферу продуктов сгорания (СО2, оксидов азота и СО), снизить уровни шума от КС.

С позиции «Газпрома», снижение расходов топливного газа на ГГПА может являться одним из факторов по поддержанию в эксплуатации на более длительный срок действующих газодобывающих мощностей и по более поздним срокам ввода новых добывающих мощностей.

Размещено на Allbest.ru