Русской энергосервисной компании (ЭСКО)

Р.В.Орлов, д.т.н., Директор Ассоциации

Развитие энергетики России
Угроза энергетического кризиса, стимулирующая нетрадиционные подходы к развитию энергетики.

Сложившаяся ситуация в отраслях топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России характеризуется крайне неудовлетворительным состоянием производственных фондов. Естественный цикл исчерпания действующих месторождений топливных ресурсов и выбытия производственных мощностей вот уже 10 лет не компенсируется освоением новых районов добычи и вводом новых производственных мощностей. Изношенность производственных фондов особенно их активной части достигает практически во всех отраслях ТЭК 60-70% [1,2] .

По оценкам Минэкономразвития РФ и Минэнерго РФ лишь для простого воспроизводства производственных мощностей отраслей ТЭК в ближайшем десятилетии потребуются инвестиции, составляющие 150-200 млрд. долл. США. В условиях ограниченных возможностей использования заемных средств и невысокой соблазнительности отечественной промышленности для зарубежных инвесторов, источником таких огромных капиталовложений могут служить, главным образом, лишь собственные средства компаний, представляющих ТЭК, что потребует существенного роста уровней цен на основные виды энергоресурсов.

Наиболее значительный рост уровней цен (тарифов) в ближайшей перспективе следует ожидать в отраслях ТЭК, относящихся к естественным монополиям, где в предшествующие годы проводилась политика сдерживания роста цен. Так, выполненные расчеты экономически обоснованных тарифов в газоснабжении, предопределяют необходимость повышения их среднего уровня в ближайшем пятилетии не менее чем в 2,4 раза, а в электроэнергетике в 1,5-1,9 раза.

Необходимо подчеркнуть, что проводящаяся реструктуризация электроснабжения и намечаемая реорганизация газоснабжения предусматривают снижение роли государственного регулирования цен на природный газ и электроэнергию. При этом тарифы на оптовых рынках газа и электроэнергии могут устанавливаться не на уровне некоторых их средних значений, а на уровне цен, отражающих деятельность маржинальных (наихудших) компаний, замыкающих формирование баланса соответствующих видов энергоресурсов. Как правило (и это подтверждает мировой опыт), ориентация на маржинальные цены ведет к дополнительному росту их уровней по сравнению со средними значениями, что особенно опасно при значительном разбросе себестоимости производства, характерном для существующей структуры мощностей в отраслях ТЭК России.

Прогнозируемый рост уровней цен на энергоресурсы отражает объективный характер тенденций развития энергетических рынков России при сложившемся технико-экономическом состоянии отраслей ТЭК. Для экономики России, которая в 2-3 раза более энергоемка, чем в большинстве развитых стран, ожидаемое увеличение уровней цен на энергоресурсы является, безусловно, негативным фактором, снижающим на 20-30% возможные темпы роста валового внутреннего продукта в ближайшей перспективе. Учитывая ожидаемый рост цен на энергоресурсы, чрезвычайно важно принятие контрмер, ослабляющих отрицательное влияние на экономику этого роста цен. Основным и важнейшим направлением контрмер является сокращение общих издержек топливо- и энергопотребления за счет резкой активизации политики энергосбережения. Реальность реализации такой политики обосновывается оценками общего потенциала экономически оправданных энергосберегающих мероприятий, который превышает 30% от общего уровня энергопотребления.

На прошедших в последние годы совещаниях и конференциях, посвященных опыту и общим проблемам активизации энергосбережения, отмечалось, что наиболее эффективным и подготовленным к массовой реализации в нашей стране направлением энергосбережения является модернизация и развитие энергетики на основе создания установок малой и средней мощности, использующих прогрессивные технологии производства тепла и электроэнергии [ 3] .

Ориентация на создание миниэлектростанций

По прогнозам РАО ЕЭС России к 2015 г. отработают свой проектный ресурс 70% существующих в холдинге электрогенерирующих мощностей, что потребует для простого их воспроизводства введение в эксплуатацию более 100 млн.кВт новых мощностей тепловых электростанций. Это потребует около 100 млрд. долл. США инвестиций, их которых за счет собственных средств энергокомпаний при существующих тарифах на электроэнергию может быть компенсировано не более 10%.

Анализ традиционных путей развития энергетики демонстрирует малую инвестиционную соблазнительность создания в России крупных электростанций мощностью 300 МВт и более.

Создание тепловых электростанций мощностью более 300 МВт при сложившейся стоимости строительства этих станций около тыс. долл/кВт, потребует соответственно более 300 млн. долл. США. Продолжительность проектирования таких станций и их строительство составляют 5-7 лет. Срок окупаемости при использовании номинальной мощности 6000 часов в год и продаже потребителю одного кВт.ч за 0,02 доллара США составит 14-16 лет с момента начала строительства. Ни у государства, ни у частных инвесторов таких капвложений в ближайшие 8-10 лет не найдется.

Создание крупных электростанций с парогазовыми установками аналогичной мощности при использовании газовых турбин западных производителей потребует таких же капиталовложений. Снижение срока окупаемости на 3-4 года по отношению к традиционным электростанциям может быть достигнуто только за счет снижения расхода топлива с 340 до 240 г у.т. на выработку 1 кВт.ч. Следует отметить, что при широком использовании газовых турбин иностранных производителей возникает экономическая и политическая зависимость России от стран-поставщиков этого энергетического оборудования.

Атомные станции, на строительство которых потребуется 7-8 лет, со стоимостью установленной мощности 900-1000 долл. США за 1 кВт.ч, даже при себестоимости менее 0,01 долл. США за 1 кВт.ч имеют срок окупаемости не меньше 11-12 лет с момента начала строительства. Необходимо также учитывать отрицательное отношение к ним в ряде регионов страны после аварии в Чернобыле. К этому следует добавить, что не решены окончательно вопросы, связанные с захоронением радиоактивных отходов. Будущее атомной энергетики в настоящее время является предметом серьезной дискуссии [ 4].

Строительство новых крупных гидроэлектростанций из-за больших капитальных затрат и наносимого экологического ущерба земельным угодьям в России в настоящее время фактически остановлено.

В сложившейся ситуации наиболее перспективной является реализация в энергетике России таких направлений ее развития, которые при относительно малых инвестициях, базируясь на возможностях отечественного машиностроения, смогли бы в качестве локомотива вытащить энергетику из кризиса и обеспечить за счет собственных накоплений инвестирование создания широкой сети современных энергоблоков, использующих передовые высокоэффективные технологии [производства тепла и электроэнергии [5].

Экономическая целесообразность создания энергогенерирующих установок малой и средней мощности обосновывается уже несколько десятков лет. Необходимо подчеркнуть, что разрабатываемые проекты и условия их возможной реализации принципиально эволюционируют. Если десять лет назад обсуждалась, главным образом, необходимость создания головных образцов энергоблоков различной мощности и мест их первоочередного размещения [6 ], то за последние годы уже накоплен опыт эксплуатации целого ряда энергоблоков малой и средней мощности, использующих различные технологии производства тепла и электроэнергии, и количество введения их в эксплуатацию резко возрастает.

Анализ проектных разработок и накопленного опыта первых лет эксплуатации энергоблоков малой и средней мощности демонстрирует, что, помимо существенного облегчения изыскания инвестиций и резкого сокращения сроков строительства по сравнению с крупными электростанциями, создание рассматриваемых установок обладает следующими общими преимуществами:

- повышение эфф. производства тепла и электроэнергии за счет более широких возможностей применения новых прогрессивных технологий;

- повышение эфф. за счет использования потенциальных резервов тепловой и механической энергии рабочего тела (пара и/или газа), обычно теряемых при традиционных направлениях развития энергетики;

- адаптивность по отношению к техническим характеристикам существующих комплексов производства тепла и электроэнергии, позволяющая осуществлять выбор наиболее рациональных технологий модернизации и развития региональной энергетики с учетом конкретной специфики условий;

- адаптивность к выбору мест размещения энергоблоков, позволяющая, в частности, шире использовать местные топливные ресурсы, сокращая транспортные издержки на топливоснабжение электростанций;

- возможности развития производственных мощностей на заводах по созданию энергетического оборудования для энергоблоков различных типоразмеров и различных технологических решений.

Помимо общих показателей экономической эффективности, выбор направлений массового создания рассматриваемых энергетических установок должен отвечать следующим требованиям реализуемости проектов:

- достаточная масштабность соответствия выбираемых технологий и типоразмеров энергоблоков конкретной специфике условий энергопроизводства и энергоиспользования;

- подготовленность заводов-изготовителей к выпуску оборудования в требующихся объемах;

- апробированность создания рассматриваемых энергоблоков и наличие положительного опыта их эксплуатации.

Среди направлений развития энергогенерирующих установок малой и средней мощности, характеризующихся высокими показателями эфф. и наиболее полно отвечающих требованиям подготовленности к массовой реализации, особо следует выделить применение паровых противодавленческих турбин, и газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок, обеспечивающих создание энергоблоков широкого диапазона мощностей - от 0,1 до 30 МВт.

ГТУ и ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности

Наметившаяся переориентация ряда моторостроительных заводов на выпуск малогабаритных газовых турбин (ОАО Пермский моторный завод, ОАО Авиадвигатель, ОАО А. Люлька-Сатурн и ряд других) создала принципиально новую ситуацию, которая способствует организации в России серийного производства блочно-модульных ГТУ и ПГУ-ТЭЦ в масштабах, способных удовлетворить спрос на эти установки в диапазоне мощностей от 0,1 до 30 МВт.

Стоимость изготовления и установки под ключ энергоблоков с газовыми турбинами (ГТУ) в случае серийного их выпуска на отечественных заводах оценивается в пределах 450-750 долл. США за 1 кВт, что примерно на 25-30% ниже по сравнению с установкой зарубежных аналогов.

Главным источником повышения эфф. эксплуатации ГТУ по сравнению с традиционными электростанциями с конденсационными турбинами является снижение расхода топлива на выработку 1 кВт.ч с 340 до 240 г у.т.

Газотурбинные модули в составе газовой турбины и электрогенератора могут быть надстроены к действующим котлам ТЭЦ и КЭС со сбросом газов после ГТУ в газо-воздушный тракт котла. В результате действующие паротурбинные установки могут быть преобразованы в ПГУ-ТЭЦ по схеме с низконапорным парогенератором. Создание газотурбинных надстроек со сбросом газов в котел обеспечивает не только снижение удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию, но и обуславливает низкие удельные капитальные вложения на прирост установленной электрической мощности, составляющие всего лишь около 30% по отношению к стоимости единицы мощности традиционных теплофикационных установок.

Одним из важных преимуществ рассматриваемых установок является мобильность, обеспечивающая их работоспособность в условиях значительных изменений нагрузок, что позволяет их эксплуатировать как в базовом, так и в полупиковом и пиковом режимах.

Среди введенных в эксплуатацию набольшее распространение получили газотурбинные электростанции, изготовленные ОАО Авиадвигатель и ОАО Пермский моторный завод. Ими было изготовлено и установлено более 70 энергоблоков мощностью 2,5 МВт и около 10 блоков мощностью 4 МВт. Суммарная наработка этих установок, превышающая соответственно 600 и 30 тыс. часов подтверждает их высокие проектные технико-экономические параметры.

Особо следует выделить сооружение газотурбинной теплоэлектростанции в ОАО Башкирэнерго - ГТУ-ТЭЦ Шигили. Эта станция мощностью 4,0 МВт является достаточно показательной по организации разработок и введения в эксплуатацию. Она спроектирована, построена и введена в эксплуатацию за 14 месяцев.

Можно выделить следующие наиболее перспективные направления развития массового использования ГТУ и ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности [6 ] :

- дополнительное оборудование газотурбинной установкой действующих мощностей тепловых электростанций и части котельных общего пользования, имеющихся в собственности районных энергосистем (АО-энерго);

- модернизация ТЭЦ промышленных предприятий, электрические мощности которых ниже собственных максимумов нагрузок, что приводит к необходимости приобретать дополнительную дорогую электроэнергию в АО-энерго;

- преобразование в ГТУ и ПГУ-ТЭЦ промышленных и отопительных котельных, большинство которых имеют в своем составе котлы для выработки пара промышленных параметров (давление до 14 ата и температура до 2250С). Результатом такого переоборудования является принцип. возможность снизить финансовые затраты на энергоснабжение в 2-3 раза, что обеспечивает срок окупаемости рассматриваемого преобразования котельных в ГТУ или ПГУ-ТЭЦ за один-два года.

Проведенные исследования показали, что в ближайшей перспективе лишь в Центральном регионе России экономически обосновано сооружение рассматриваемых типов энергоблоков общей мощностью не менее 6 млн.кВт.

Использование паровых турбин.

Особую эффективность и надежность обеспечивает использование паровых противодавленческих турбин малой и средней мощности, по изготовлению и установке которых накоплен достаточно представительный опыт. В зависимости от установленной мощности, турбины могут использовать поступление пара от котлов в широком диапазоне его расхода (от 6 т/час до 140 т/час) и давлением на входе в турбину от 0,7 до 3,6 МПа.

Как показывают исследования [4,7] экономически целесообразный масштаб применения паровых противодавленческих турбин с расходом топлива на производство электроэнергии, не превышающим 150 г у.т./кВт.ч, составляет 10-15% от общего уровня мощностей, установленных в РАО ЕЭС России.

Наиболее перспективными направлениями использования рассматриваемых типов энергогенерирующих установок являются:

- перевод паровых котельных в разряд мини-ТЭЦ. Общий резерв реализации этого направления составляет 5-6 млн.кВт;

- комбинированное производство электроэнергии и тепла на основе использования энергии горячих газов в нефтяных компаниях и нефтехимической промышленности. Резерв экономически оправданной реализации этого направления оценивается в 2,0-2,5 млн. кВт;

- установка энергоблоков общей мощностью около 5 млн.кВт на основе бестопливных технологий производства электроэнергии, использующих энергию выхлопных газов газоперекачивающих станций РАО Газпром.

Для перевода отопительных котельных, обслуживающих жилищное коммунальное хозяйство и промышленные предприятия, в мини-ТЭЦ разработан типовой ряд паровых турбин и электрогенераторов единичной мощностью от 250 кВт до 30 МВт.

Стоимость 1 кВт установленной мощности (под ключ) при переводе котельных в разряд мини-ТЭЦ составляет 150-300 долл. США, против 700-1200 долл./кВт при строительстве крупных энергогенерирующих комплексов, использующих традиционные технологии производства электроэнергии и тепла.

Расход топлива на производство 1 кВт.ч электроэнергии на рассматриваемых энергоблоках не превышает 150 г у.т. против 340-345 г у.т. в среднем на тепловых электростанциях РАО ЕЭС России [7] . Себестоимость производства электроэнергии с учетом снижения стоимости строительства и сокращения расхода топлива должна быть в два-три раза ниже по сравнению с прогнозируемой себестоимостью производства электроэнергии при намечаемом развитии традиционной электроэнергетики.

Сроки ввода энергоблоков в эксплуатацию составляют 1-1,5 года, против 5-7 лет строительства крупных электростанций. При ожидаемом росте цен на топливо (на природный газ в 2,4-3 раза, энергетический уголь в 1,2-1,3 раза) и на электроэнергию от распределительных сетей АО-энерго - в 1,6-1,9 раза срок окупаемости установки энергоблоков в зависимости от мощности должен составлять 1-2 года.

Производство оборудования, необходимого для интенсификации внедрения рассматриваемых энергоблоков, обеспечено производственными мощностями, имеющимися на 10-12 отечественных машиностроительных заводах, среди которых, в частности, можно указать:

- ОАО Калужский турбинный завод (г. Калуга) - изготовитель паровых турбин мощностью от 250 кВт до 30 МВт. Ориентировочная достижимая мощность производства 700-800 МВт в год;

- ОАО Невский завод (г. С.-Петербург) - изготовитель турбин единичной мощностью 4-12 МВт. Достижимая ориентировочная мощность производства - 100 МВт в год;

- ОАО Уральский турбомоторный завод (г. Екатеринбург) - изготовитель паровых турбин единичной мощностью 25-30 МВт. Ориентировочная достижимая мощность производства - 300 МВт.

Практическая реализуемость и высокая эффективность рассматриваемых энергоустановок подтверждается опытом проектирования, строительства и эксплуатации представительного ряда этих энергоблоков, установленных в региональных энергосистемах и отдельных промышленных компаниях.

Среди введенных в эксплуатацию за последнее десятилетие энергогенерирующих установок, использующих паровые противодавленческие турбины малой и средней мощности особо следует отметить:

- энергоблоки комбинированного производства электроэнергии и тепла суммарной мощностью более 1 млн. кВт, изготовленные на ОАО Калужский турбинный завод и установленные в Мосэнерго, Тверьэнерго, в ОАО НК ЮКОС, в химической и пищевой промышленности и т.д.;

- превращение около 50 отопительных котельных в мини-ТЭЦ на основе установки комплексов Кубань-0,5 единичной мощностью 500 кВт (проект ЗАО НПВП Турбокон и ОАО КТЗ).

Организация рынка мини-электростанций

Анализ создания и введения в эксплуатацию энергогенерирующих установок малой и средней мощности позволил выявить основные недостатки существующей организации расширения их применения и определить важнейшие условия и требования, которые должны обеспечить массовость реализации проектов на текущем этапе реформирования энергетики.

Основным недостатком существующей организации развития малой энергетики при указанных выше ее экономических преимуществах - является отсутствие развитого рынка оборудования, необходимого для создания мини-ТЭС, и рынка услуг по их поставке, монтажу и обслуживанию. Большинство заводов-изготовителей энергетического оборудования не имеют возможности создавать мощные агресс. маркетинговые службы, довести до самых отдаленных регионов свои предложения, тем более выполнять работы под ключ по введению в эксплуатацию разрабатываемых энергоблоков.

В настоящие годы было организовано несколько ассоциаций, выполняющих функции энергосервисных компаний (ЭСКО), учредителями и членами которых являются моторостроительные заводы, предприятия по производству теплоэнергетического оборудования, проектные и консалтинговые организации [8] .

Опыт деятельности этих объединений в последние годы показал, что массовое создание энергогенерирующих установок малой и средней мощности возможно лишь при комплексном подходе к организации агресс. маркетинговых исследований, решении проблем инвестирования разработки и монтажа энергоблоков, предоставления широкого круга услуг по решению экономических, технических, организационных и финансовых вопросов.

Можно выделить следующие основные этапы подготовки, создания и введения в эксплуатацию рассматриваемых энергоустановок: это - интенсивный поиск возможных Заказчиков установки энергоблоков, энергетический и технический аудит существующего состояния энергообеспечения, финансовый анализ предполагаемого энергоконтракта, оценка платежеспособности Заказчика, согласование проекта, инженерно-конструкторские разработки, строительно-монтажные работы, приемка установки, эксплуатация и техническое обслуживание.

Особую проблему представляет обеспечение финансирования реализации проектов, осуществляемых энергосервисной компанией. В ближайшей перспективе в условиях недостаточности собственных финансовых ресурсов и слабости рынков капитала, ограничивающих использование заемных средств, наиболее перспективной является финансирование на основе передачи оборудования в аренду. Такой механизм финансирования предполагает, что Заказчик (Клиент) эксплуатирует оборудование, переданное ему в лизинг или аренду, при регулярном осуществлении лизинговых платежей, компенсирующих арендодателю стоимость установленного оборудования и оговоренную в контракте процентную ставку за кредит. Так как лизинговая схема допускает синхронизацию во времени получ. эффекта от снижения издержек на энергоснабжение с лизинговыми платежами, то оплата установки энергооборудования не должна отрицательно сказываться на финансовом балансе Клиента.

изложенная организация развития рынка энергоустановок малой и средней мощности позволяет Заказчику воспользоваться выгодами, получаемыми при отсрочке полного объема необходимых платежей за введение в эксплуатацию рассматриваемых энергоустановок. Технологические и финансовые риски не будут находиться на ответственности Заказчика, переходя на ответственность ЭСКО, которая возмещает свои затраты и получает долю прибыли лишь за счет реализации экономического эффекта от введения в эксплуатацию энергоустановок и предоставления оговоренных в контракте услуг.

Создание специализированных энергосервисных компаний, обеспечиващих выполнение всего комплекса взаимосвязанных этапов агресс. маркетинга, разработки, поставки, монтажа и обслуживания энергоустановок, должно существенно снизить технические и финансовые риски их внедрения, резко расширяя рынки энергоустановок малой и средней мощности.

Примером структуры и форм деятельности, указанных ЭСКО, может служить Русская энергосервисная компания, учредителями которой являются: инвестиционный банк ООО Вангвард – г. Москва; ЗАО Евроинвестфинас – г. Москва; ЗАО Турбокон – г. Калуга; ООО Сибтурбокон – г. Новосибирск.

ЭСКО может предоставлять Заказчику одновременно четыре вида услуг:

полный спектр консультационных услуг связанных с оценкой и внедрением энергосберегающих технологий;

финансирование проекта;

техническая реализация проекта;

техническое сопровождение эксплуатации с гарантированными результатами.

Рабочие отношения м. ЭСКО и Заказчиком регулируются посредством Контракта с получением доли прибыли от энергосбережения (Shared Savings). Контракт “с получением доли прибыли от энергосбережения” предполагает, что ЭСКО осуществляет финансирование проекта за счет средств собственного капитала либо за счет кредитных средств, получаемых у одной или нескольких сторонних организаций. Заказчик не имеет никаких других финансовых обязательств, кроме тех, которые предусматривают выплату ЭСКО доли прибыли от энергосбережений, получаемых в результате реализации проекта. ЭСКО берет на себя как технические, так и финансовые риски проекта.

ЛИТЕРАТУРА

Волынская Н., Газеев М., Орлов Р. Диэта для экономики, Нефть России, № 7, 2001.

Орлов Р. Угрозы энергетического кризиса, Экономические стратегии № 5,6, 2001.

Региональные проблемы, опыт и правовое обеспечение энергосбережения, Материалы совещания Ассоциации Центральная Россия, Федеральной энергетической комиссии, Минтопэнерго РФ, Администрации Тульской области, Тула, 1995.

Кирюхин В.И., Леонтьев А.И., Яновский А.Б., Федоров В.А, Мильман О.О. Энергосбережение в электроэнергетике с использованием турбин малой и средней мощности, Москва-Калуга, 2001.

Батенин В.М., Масленников В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России, Теплоэнергетика, № 10, 2000.

Щеглов А.Г. Технико-экономическая эффективность использования теплофикационных энергетических установок малой и средней мощности у различных категорий потребителей. Проблемы и первоочередные задачи создания ГТУ и ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности, Ассоциация Центральная Россия, Минтопэнерго РФ, Лыткарино, 1996.

Фаворский О.Н., Леонтьев А.И., Федоров В.А., Мильман О.О. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива, Издательство МЭИ, М., 2001.

Мохов В.П. О задачах Ассоциации Малая и нетрадиционная энергетика регионов. Проблемы и первоочередные задачи создания ГТУ и ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности, Лыткарино, 1996.