Эффективность энергосберегающих технологий в агропромышленном комплексе

Эффективность энергосберегающих технологий в агропромышленном комплексе

С.А. Соловьев, д.т.н, профессор, МСХ, пищевой и перерабатывающей промышленности Оренбургской области; А.И. Маркова, к.э.н, профессор, В.И. Чиндяскин, к.т.н, Г.В. Петрова, д.с.-х.н, профессор, Оренбургский ГАУ

Актуальной проблемой для сельскохозяйственных предприятий как Российской Федерации, так и Оренбургской области является недостаток энергосбережения. Для снятия этой проблемы в регионе принимаются соответствующие меры. Так, в соответствии с постановлением Правительства области от 22 августа 2007 г. № 299-п и распоряжением губернатора Оренбургской области от 31 июля 2009 г. № 250-р разрабатывается областная целевая программа «Повышение эффективности энергопотребления и энергосбережение в Оренбургской области на 2010— 2015 годы» [2, 3].

С одной стороны, обозначенная проблема вызвана высокой задолженностью сельскохозяйственных предприятий энергосберегающим организациям, с другой — загрязнением окружающей среды, вызванным добычей и использованием неэкологичных видов энергии.

В настоящее время до 90% энергии вырабатывается путём сжигания органических ископаемых — угля, нефти и газа. Но их запасы ограничены и не возобновляются, что вынуждает обратить внимание на доступные и неиссякаемые энергоносители, которые даёт нам сама природа: солнце, ветер и вода. Причём именно их использование является самым экологически безвредным.

Однако сегодня доля нетрадиционных источников энергии в общем энергобалансе России (в 2006 г. этот показатель достигал 991 млрд. кВт-ч) составляет менее 1%, т.е. остается крайне незначительной. Вместе с тем необходимо стремиться наращивать абсолютное значение доли возобновляемых источников энергии в общем энергобалансе, чтобы выйти к 2015 г. на уровень 3—5%, а к 2020 г. достичь 10% [1].

Необходимо иметь в виду, что с 2000 г. (дата провозглашения плана руководством РАО «ЕЭС России») в нашей стране идёт коренная реструктуризация энергетической отрасли. В рамках этого процесса в Оренбургской области с 1 июля 2005 г. произошло выделение из ОАО «Оренбург-энерго» (обеспечивающего энергетическую жизнедеятельность промышленности и аграрного секторов, объектов социальной сферы и населения региона) трёх новых компаний по видам деятельности:

ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания», являющееся ведущим производителем тепловой и электрической энергии в Оренбуржье, имеющим свои структурные подразделения (осуществляющие бесперебойное и в полном объёме энергоснабжение) на территории трёх городов области — Оренбурга, Орска и Медногорска;

ОАО «Оренбургэнергосбыт», основным видом деятельности которого является поставка электрической энергии через сетевые мощности Федеральной сетевой компании от производителя (генерирующих компаний) к потребителям: по состоянию на 1 января 2008 г. это 14188 юридических (среди которых — крупные промышленные предприятия Оренбуржья) и 750566 физических лиц;

ОАО «Оренбургэнерго», являющееся электросетевой компанией, в состав которой входит 6 производственных подразделений («Центральные ЭС», «Восточные ЭС», «Западные ЭС», «Северные ЭС», «Оренбургские ГорЭС», «Орс-кие ГорЭС»), эксплуатирующих линии электропередач суммарной протяжённостью 43510 км; общее количество подстанций (разных напряжений) составляет 10000 (данные 2008 г.).

Реструктуризация энергетической отрасли и преобразование в филиал (с 1 апреля 2008 г. «Оренбургэнерго» является филиалом ОАО «МРСК Волги») сказались на основных экономических показателях предприятия, которые за

период с 2006 г. по 2008 г. приобрели тенденцию к снижению. За эти годы установленная электрическая мощность сократилась на 32%, протяжённость высоковольтных линий — на 5%.

Объём продукции в действующих ценах сократился практически на 95%. Что же касается рентабельности продаж, то она увеличилась почти в 5 раз. Однако себестоимость снизилась на 97%, валовая прибыль — на 74%, чистой прибыли в 2008 г. получено не было. Производительность труда сократилась почти на 91%, среднесписочная численность работников — на 44%.

Причиной снижения основных экономических показателей «Оренбургэнерго», как уже было отмечено, является изменение статуса. В 2007 г. 100%-ным собственником другого предприятия

— ОАО «Оренбургэнергосбыт» — стал «КЭС Холдинг», являющийся полностью частной компанией.

В рамках реформирования энергетической отрасли России, начавшегося в 2000 г., предусматривается развитие открытого рынка электроэнергии с постепенным замещением им регулируемого рынка. Либерализация рынка должна завершиться к 2011 г. Влияние данных процессов на деятельность ОАО «Оренбургэнергосбыт» велико, однако риски компенсируются посреднической функцией компании и корреляцией между покупной и отпускной стоимостью 1 кВт электроэнергии.

Экономические показатели ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» может характеризовать, например, структура выручки (данные приводятся за 2005—2007 гг.): большую её долю занимает выручка от реализации тепловой энергии (от 54 до 58%), на втором месте — электроэнергия (35—36%).

По итогам 2007 г. выручка ОАО «ФСК ЕЭС» составила 53,6 млрд. руб. По сравнению с 2006 г. она увеличилась на 23,7 млрд. руб. Себестоимость в 2007 г. выросла по сравнению с 2006 г. на 20,1 млрд. руб. и составила 43,3 млрд. руб.

Надо отметить, что за последние годы в Оренбургской области (в т.ч. и в аграрном секторе) произошло увеличение тарифов на электрическую энергию, а также введение платы за технологическое присоединение к электрическим сетям. По данным ФСТ России, с 1 января 2009 г. увеличились тарифы на электроэнергию для населения на 25%, для промышленности — на 19%. Ставка платы за технологическое присоединение к электрическим сетям составляет 5—6 тыс. руб. за 1 кВт присоединённой мощности.

С 1 января 2010 г. «Оренбургэнергосбыт» повысил тарифы на электроэнергию в аграрном секторе в среднем на 46% (с 2,06 до 3,1 руб. за кВт), что ставит крестьянские (фермерские) хозяйства, малые сельскохозяйственные предприятия, индивидуальных предпринимателей на

грань банкротства. Теперь крестьяне должны платить за свет столько же, сколько и городские предприятия, которые еще с советского периода платили за электроэнергию больше, чем сельхозтоваропроизводители. Так, в 2009 г. город платил 2,87 руб. за кВт, село — 2,06 руб, т.е. почти на 40% меньше.

Таким образом, необходимость гарантированного энергоснабжения в долгосрочной перспективе (в условиях предполагаемого экономического роста) назрела. Проблему актуализирует децентрализация энергетического снабжения удалённых сельских поселений, а также необходимость обеспечения гарантированного снабжения энергетическими ресурсами тех территорий, которые не имеют централизованного энергоснабжения.

Поэтому ясно, что сегодня жизненно необходимо (наряду с реконструкцией и техническим перевооружением традиционной энергетики) также развивать и альтернативные виды электроснабжения. Для разрешения всех перечисленных выше проблем в агропромышленном комплексе Оренбургской области необходимо шире обращаться к энергосберегающим технологиям, повышать эффективность их внедрения.

Среди наиболее известных источников альтернативной энергии для сельских поселений (оборудование для них производится как за рубежом, так и в России) являются:

— ветроэнергетические электростанции (ВЭС);

— мини-гидроэлектростанции (МГЭС);

— мини-газотурбинные энергетические установки (МГТЭУ);

— газопоршневые энергетические установки (ГПЭУ);

— солнечные энергетические установки (СЭУ);

— биоэнергетические установки (БЭУ).

Говоря о ВЭС, необходимо помнить, что весьма протяжённая часть территории России имеет значительный ветровой потенциал: 50% данного потенциала относится к скорости ветра более 6—7 м/сек. В этой связи может быть названо 28% территории РФ. Это — прибрежные зоны Ледовитого и Тихого океанов, северное побережье Черного моря и юг Западной Сибири, отдельные районы Кавказа и Ставрополья, Нижний Дон и побережье Балтийского моря. Можно назвать и территории, ставшие в начале 90-х годов ближним зарубежьем: север Казахстана, Крым, Белоруссию.

Большая часть перечисленных районов хорошо освоена, что имеет важное значение для крупномасштабного использования энергии ветра в народно-хозяйственных целях. С другой стороны, строительство ВЭС в отдалённых районах позволяет существенно экономить дорогостоящее топливо. А это в свою очередь влечёт за собой заметное изменение состава перевозимых

грузов в бассейнах арктических и дальневосточных морей: данный фактор в итоге благотворно влияет там на экологическую обстановку [4].

В отдалённых зонах страны ВЭС могут быть весьма эффективно использованы при совместной (комбинированной) работе с дизель-электростанциями (ДЭС), а также с МГТЭУ и ГПЭУ. В результате экономится дорогостоящее (с учётом его доставки) топливо, причём данная экономия может достигать 30—40%. Стоимость генерации, обеспечивающей надёжное электроснабжение, по существу удваивается, так как удельные стоимостные показатели генерации на базе ВЭС, МГТЭУ и ГПЭУ близки по величине.

В составе централизованной системы электроснабжения ВЭС могут эффективно эксплуатироваться в районах с дефицитом электрической мощности. Параллельная работа большого количества ВЭС, размещённых на значительной равнинной территории со среднегодовой скоростью ветра более 5—7 м/сек (к этой территории можно отнести и Приволжский федеральный округ), обеспечивает сглаживание графика выработки электроэнергии в период высоких порывов ветра. ВЭС работает в базовом режиме с выдачей всей вырабатываемой мощности в сеть [5].

Удельные затраты на создание ВЭС составляют 1400—2000 $/кВт установленной мощности и зависят от страны-изготовителя и фирмы-поставщика оборудования, что приводит почти к двукратному увеличению капиталовложений (до 2,5—3 тыс. € /кВт установленной мощности).

Применение ВЭС в качестве источника электроэнергии для локальных систем электроснабжения удалённых сельских поселений (с целью повышения надёжности электроснабжения), ввиду высокой капиталоёмкости локального источника, по технико-экономическим показателям нецелесообразно.

К мини-гидроэлектростанциям (МГЭС) с единичной мощностью агрегата от 0,1 до 10 МВт относятся электростанции с суммарной мощностью до 30 МВт. В 60-80-е годы, в связи с провозглашенной якобы «нерентабельностью» обслуживания при одновременной дешевизне электроэнергии, получаемой тогда из ЕЭС СССР, были закрыты тысячи ГЭС на малых реках. По отчётным данным, в 1990 г. в России оставалось в эксплуатации 55 МГЭС суммарной мощностью 545 МВт. Практически все эти МГЭС находятся в Европейской части России.

МГЭС являются мобильными энергетическими установками, выгодно отличающимися от ВЭС и тепловых электростанций в отношении регулирования частоты, покрытия пиковых нагрузок и обеспечения аварийного резерва энергосистемы. Среди преимуществ МГЭС то, что при эксплуатации они не требуют постоянного присутствия обслуживающего персонала — дос-

тигнут высокий уровень автоматизации. В результате МГЭС способствуют регулированию водного режима малых рек, не нарушают экологической обстановки.

По зарубежным данным, стоимость электроэнергии, выработанной на МГЭС, почти в 10 раз выше, чем выработанной на гидротурбинах большой мощности: она составляет от 0,046 € /кВт.ч (1,4 руб./кВт.ч) и более. Можно ли снизить этот показатель? При сооружении МГЭС, в которых используются отечественные гидротурбины, на уже существующих плотинах промышленных предприятий и населённых пунктов удельные затраты и себестоимость вырабатываемой электроэнергии будут ниже, так как нет необходимости в затратах на строительство самих плотин.

При наличии в том или ином регионе России плотин с достаточным подпором и пропуском воды рекомендуется восстанавливать ранее выведенное из эксплуатации генерирующее оборудование МГЭС либо строить новые МГЭС, которые могут работать в составе существующих систем электроснабжения [5].

Малые электростанции на базе мини-газо-турбинных энергетических установок (МГТЭУ) с единичной мощностью до 1800 кВт имеют высокие капитальные затраты (до 2000 € /кВт установленной мощности): КПД у них меньше, чем у ГПЭУ (28—35%). Более низки затраты на обслуживание, капитальные ремонты требуют привлечения высококвалифицированного персонала. Учитывая высокую капиталоёмкость МГТЭУ, они не могут быть рекомендованы в качестве альтернативного источника локального электроснабжения сельских населённых пунктов.

Наоборот, преимуществами локальных источников электроснабжения на базе газопоршневых энергетических установок (ГПЭУ) являются относительно низкая удельная стоимость их установленной мощности, а также безопасность обслуживания (отсутствие высоких температур, моментов инерции, экологическая приемлемость) [5].

Срок службы ГПЭУ — более 30 лет, что делает их надёжным источником энергообеспечения. Удельные затраты на строительство ГПЭУ колеблются от 300 до 2000 € /кВт, что ниже аналогичного показателя для МГТЭУ. Капитальные затраты на строительство составляют 450—1500 тыс. € /кВт установленной мощности. Сроки строительства минимальны.

Хотя себестоимость отпускаемой электроэнергии от ГПЭУ во многом определяется в дальнейшем стоимостью топлива (газа), в целом расчёты подтверждают экономическую эффективность создания локальных систем электроснабжения на базе ГПЭУ с установленной мощностью от 105 до 1300 кВт. КПД у них больше, чем у

МГТЭУ (32—42%). Ниже и требования к уровню квалификации обслуживающего персонала.

При удельной стоимости установленной мощности ГПЭУ 1200 € /кВт, среднеотпускном тарифе из сети СН1 1,762 руб./кВт.ч и диапазоне изменения локального тарифа от 1,3 до 1,79 руб./кВт.ч (среднее значение 1,55 руб./кВт.ч) окупаемость вложений в локальный источник электроснабжения — от 12 до 15 лет. Это составляет около 50% полного срока эксплуатации ГПЭУ. При отпускном тарифе на электроэнергию в сети СН2 2,049 руб./кВт.ч окупаемость вложений при вышеуказанных условиях составляет от 9 до 11 лет.

При удельной стоимости установленной мощности ГПЭУ 450 € /кВт и локальных тарифах ГПЭУ на электроэнергию 0,87—1,27 руб./кВт.ч (при цене газа для населения) окупаемость вложений в локальный источник электроснабжения — от 5 до 8 лет, что составляет 25—30% от полного срока эксплуатации ГПЭУ. При тарифе на электроэнергию в сети СН2 1,3 руб./кВт.ч и среднем локальном тарифе на ГПЭУ 1,06 руб./ кВт.ч окупаемость указанных вложений оценивается в период около 7 лет, что вполне приемлемо [5].

Переход к социально-ориентированным рыночным отношениям происходит в условиях высокого уровня инфляции, ограниченных возможностей использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс сельских электрических сетей и требующих замены генерирующих мощностей.

В такой ситуации для удаленных сельских поселений становится особенно актуальной ориентация на локальное электроснабжение потребителей от сельских электрических сетей 10(6) — 0,38 кВ с использованием малых электростан-

ций на базе ГПЭУ, имеющих целый ряд перечисленных выше преимуществ. Считаем, что использование в сельской местности локальных систем производства электрической и тепловой энергии на основе ГПЭУ, работающих на природном и бытовом газе, является одним из возможных путей решения данной задачи.

Применение этих систем обеспечит необременительное для бюджета развитие энергетической инфраструктуры Оренбургской области и приведёт к существенным положительным изменениям в экономике как отдельных районов, так и области в целом. При поддержке государством создание и эксплуатация локальных систем электроснабжения может являться самостоятельным энергетическим бизнесом для малого и среднего предпринимательства на селе. Это, безусловно, обеспечит дальнейшее развитие сельскохозяйственного производства и сферы обслуживания АПК.

Литература

1. Осипов С. Рациональная эксплуатация электрооборудования для экономии электроэнергии // Сельскохозяйственная техника: электрооборудование и электроснабжение. 2008. №4. С. 40-42.

2. Об утверждении порядка разработки, согласования, утверждения и реализации долгосрочных целевых программ Оренбургской области: постановление Правительства Оренбургской области от 22 августа 2007 г. №299-п. г. Оренбург, 2007.

3. Распоряжение губернатора Оренбургской области от 31 июля 2009 г. №250-р. о разработке областной целевой программы «Повышение эффективности энергопотребления и энергосбережения в Оренбургской области на 2010-2015 годы». Оренбург, 2009.

4. Ибраева Р. Использование энергии ветра в энергоснабжении отдаленных хозяйственных объектов // Сельскохозяйственная техника: электрооборудование и электроснабжение. 2008. №3. С. 40-43.

5. Чиндяскин В.И., Соловьев С.А., Петрова Г.В. и др. Рекомендации и предложения по созданию устойчивых и экономически эффективных локальных систем электроснабжения сельских поселений от 100 до 500 дворов на основе комплексного использования альтернативных источников электроэнергии. М.: ФГНУ «Росинформагротех», 2009. С. 222.