Лекции по “Основам энергосбережения“

  - более высокого допустимого рабочего напряжения в линии (в 1,5 – 2 раза больше, чем для ЛЭП на переменном токе);

  - ЛЭП на постоянном токе могут сооружаться на более дальние расстояния;

  - в случае применения ЛЭП на постоянном токе для связи энергетических систем исключается необходимость в синхронизации систем и строгом уравнивании их частот. ЛЭП на постоянном токе более выгодно использовать для передачи энергии на большие расстояния. Например, из Восточной Сибири, где имеются огромные ресурсы угля и гидроэнергии, в европейскую часть.

       Перспектива развития передачи  электроэнергии по проводам связывается  не только с воздушными, но и кабельными ЛЭП. Под кабельной ЛЭП понимается такой способ передачи электрической энергии, при котором токопроводящие провода вместе с электрической изоляцией заключены в герметическую оболочку. Силовые кабели обычно располагают под землей.

       Одной из перспектив развития кабельных ЛЭП является использование изоляции, представленной газом, находящимся под высоким давлением и обладающим низкой электропроводностью и высокой электрической прочностью. Таким газом, уже нашедшим применение в технике, является шестифтористая сера SF6, именуемая среди электротехников элегазом.

       Другое интересное направление  развития ЛЭП заключается в  создании так называемых криогенных  и сверхпроводящих линий электропередачи.  Идея криогенных ЛЭП основывается  на известном факте, что электрическое сопротивление металлов (особенно чистых) падает со снижением их температуры. Сверхпроводимость – источник создания сверхпроводящих ЛЭП. Это явление, практическое использование которого связывают многие направления технического прогресса, состоит в том, что при достижении определенных низких температур некоторые чистые металлы и сплавы становятся сверхпроводящими, т.е. их электрическое сопротивление делается равным нулю. Температура, при которой это происходит, именуется критической.

       Преимущества сверхпроводящей ЛЭП  очевидна: отсутствие потерь электроэнергии  и большая экономия металла,  из которого делаются провода.  Но прежде чем сверхпроводящие  ЛЭП войдут в нашу жизнь  придется решить непростые задачи. Это стоимость сверхпроводящих материалов, значительные расходы энергии для поддержания необходимой низкой температуры сверхпроводника. Для этого необходимо иметь криогенное оборудование, стоимость которого тоже значительна.

Лекция 3. Структура  энергопотребления  РБ. Основные направления энергосбережения. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) 

Структура потребления ТЭР  в РБ 

- Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов /ТЭР/ в Беларуси к 2020 году возрастет на 16% по сравнению с уровнем 2000 года и составит 40 млн. тонн условного топлива. Это предусмотрено разработанным в нынешнем году топливно-энергетическим балансом Беларуси на период до 2020 года. Потребности республики в энергоносителях определены с учетом роста ВВП в прогнозируемый период в 2,5-3 раза. 

- В Беларуси наиболее динамично будет расти потребление угля. Его использование увеличится на 338% и достигнет 1,75 млн. тонн. Предполагается, что основным потребителем данного топлива станет электроэнергетика. Разработка собственных угольных месторождений в Беларуси пока не планируется по экономическим причинам. Уголь будет импортироваться из Польши и Российской Федерации. 

- В 2020 году, по сравнению с 2000 годом, наша страна будет на 115% больше потреблять местных видов топлива. Так, объем использования дров возрастет до уровня 3,7 млн. тонн, торфа и лигнина - до 1,4 млн. тонн. Ожидается, что на 40% увеличится потребление нефти и нефтепродуктов. 

- Основным видом топлива для производства электрической энергии останется природный газ. В то же время объем его потребления в 2020 году сократится на 1,5% по отношению к уровню 2000 года. Интенсивное использование других видов топлива позволит частично вытеснить природный газ из топливно-энергетического баланса страны. Его доля в валовом потреблении ТЭР снизится почти на 9% и составит 49%.-0- 
 
 
 

Структура цен на энергоресурсы  и энергию. Тарифы на тепловую и электрическую  энергию. Влияние  стоимости энергии  на себестоимость  продукции на примере Российской Федерации 

Одной из наиболее важных задач является разработка единой стратегии развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК), сбалансированного с развитием всех других отраслей национальной экономики. Поскольку ТЭК является наиболее капиталоемким сектором экономики и базой всех других отраслей производственной и непроизводственной сферы, недооценка этих факторов может пагубно отразиться на социально-экономическом состоянии страны. Особенно учитывая зависимость этого состояния от колебаний мировых цен на газ и нефть и объемов их поставок на мировой рынок.

Важную  роль в рационально сбалансированном развитии ТЭК играет выбор эффективной политики цен на энергоресурсы на внутреннем рынке.

Развитие  энергетики России в основном зависит  от следующих факторов:

• темпов и масштабов роста национальной экономики;
• ценовой политики на внутреннем рынке;
• экспортной политики, в значительной мере определяемой ценами на мировом энергетическом рынке и их соотношением с внутренними ценами на энергоресурсы;
• налоговой политики;
• системы экономического управления энергетикой;
• интенсивности проведения в стране энергосберегающей политики.

Рассмотрим  возможные направления тарифной политики в области ТЭК на внутреннем рынке, удовлетворяющие в первую очередь нужды национальной экономики.

На базе Концепции развития России до 2010г. были определены потребности народного хозяйства в электроэнергии, тепле и топливе (табл.1), составлен баланс потребления и производства электроэнергии (табл.2), определены потребности в топливе для электроэнергетики (табл.3) и сформированы частные балансы газа, нефти и угля (табл.4). При формировании баланса электроэнергии предполагалось, что коэффициент использования мощности АЭС будет доведен до 85%. Повышение выработки электроэнергии на АЭС со 120 до 158-195 млрд. кВт.ч в течение 2000-2010 гг. позволит сэкономить расход органического топлива на ТЭС за этот период на 500 - 574 млн. т у.т.

По оценкам  Министерства энергетики и ИНЭИ, возможные  перспективные уровни добычи газа, нефти и угля находятся в следующих пределах (см. табл 4а).

Для достижения указанных объемов добычи газа и нефти необходимо обеспечить прирост эффективных запасов газа до 3000 млрд. м3 за каждые пять лет, прирост запасов нефти – до 500 млн. тонн в год. Угольная промышленность располагает достаточной сырьевой базой для полного удовлетворения потребностей экономики России в этом топливе, для чего она должна иметь необходимые резервы по доведению объемов добычи угля до 500 млн. тонн в год.

По оценкам  Минэнерго, для увеличения и последующего поддержания добычи основных видов топлива в указанных выше объемах, а также развития электроэнергетики и атомной промышленности, удовлетворяющего предполагаемому росту экономики России за период 2000-2010 гг., потребуются инвестиции порядка 4973 - 4975 млрд. рублей (в ценах 1999 г.), или 180-181 млрд. долларов, в том числе по отраслям ТЭК в млрд. рублей (в скобках – в млрд. долларов): газовая промышленность - 2460 (89.45), нефтяная промышленность – 2040 (74.18), угольная промышленность -18.0 (0.65), электроэнергетика – 328.0 (11.93), атомная энергетика – 127.3 (4.44)

Перейдем  к рассмотрению перспективных цен  на топливно-энергетические ресурсы  при определенных выше объемах их производства (табл.4) и потребных  капиталовложениях.

В течение последнего периода цены на природный газ оставались ниже цен на уголь, а цены на нефть возросли по отношению к углю в 3.8-4.6 раза. При этом внутренние цены на энергоносители оставались в несколько раз ниже уровня мировых цен. Например, в 1999 году это их соотношение находилось в следующих пределах: по газу - 1:6.65, нефти – 1:1.3, углю – 1:1.85. Из этого ряд экономистов делает вывод, что для совершенствования структуры топливно-энергетического комплекса и оптимизации потребления топливных ресурсов необходимо довести внутренние цены на топливо до уровня мировых цен, не задумываясь над тем, к чему это может привести экономику России.

Оптимальная цена на топливо на внутреннем рынке  должна формироваться на основе следующих  критериев:

– обеспечение  покрытия издержек производства и самофинансирования развития соответствующей отрасли ТЭК;

– стимулирование роста спроса на отдельные виды топлива, отвечающего оптимальной структуре  топливопотребления;

– достижение приемлемой экономической «нагрузки» на энергопотребляющие отрасли, обеспечивающей им возможность динамичного развития за счет собственных средств.

Экономическими  рычагами государственного управления внутренними  ценами на различные  виды топлива должны стать таможенные пошлины, акцизы, налоги и рентные платежи за использование природных ресурсов, а для угля - также и тарифные льготы на перевозки. Одновременно потребуется расширение полномочий Федеральной и региональных энергетических комиссий на регулирование цен на все виды энергетического топлива во взаимосвязи с общей экономической ситуацией.

Определение оптимальной цены на энергоресурс базируется на принципе самофинансирования развития отрасли, то есть на формировании такой  цены, при которой собственный инвестиционный фонд, включающий амортизационные отчисления и инвестируемые из прибыли или себестоимости (как, например, в атомной энергетике) средства, был бы достаточен для развития производства в заданных масштабах. При фиксированной экспортной цене на топливо обеспечить выполнение этого условия можно за счет изменения его цены на внутреннем рынке.

Таким образом, при заданных соотношениях объемов топлива для собственного потребления и экспорта можно  определить взаимосвязь между ценами на топливо на внутреннем и мировом рынках.

Для смягчения  влияния колебания экспортных цен  на топливо на цены внутреннего рынка  наиболее эффективным является применение в качестве буфера переменной ставки таможенной пошлины, зависящей от величины экспортной цены. Такая зависимость уже использована при экспорте нефти, и это позволило, как показано ниже, существенно ограничить колебания внутренних цен на нефть с изменением экспортных цен в достаточно широких пределах. Применение переменной таможенной ставки позволяет одновременно изымать в бюджет и использовать на народно-хозяйственные нужды значительную часть получаемой экспортерами сверхприбыли. Поэтому необходимо распространить этот опыт и на экспорт природного газа. 
При определении налогов, акцизов и таможенных пошлин наряду с нормативными данными была рассмотрена также целесообразность применения для природного газа переменной ставки таможенной пошлины в зависимости от экспортной цены.

Результаты  расчетов оптимальных прогнозируемых внутренних цен на основные виды топлива представлены в табл. 5 и 6.

Из приведенных  данных следует, что с применением  прогрессивной таможенной ставки на природный газ и увеличением  таможенной пошлины с 3.7 до 16 дол./1000 м3, то есть в 4.3 раза, цена на газ на внутреннем рынке при постоянной экспортной цене и обеспечении самофинансирования инвестиций возрастет примерно с 385 до 578 руб/1000м3, или в 1.5 раза. При этом чистая прибыль отрасли практически сохранится на одном уровне 289 -305 руб/1000м3. Средневзвешенная же потребительская цена на природный газ в течение всего расчетного периода 2000-2010 гг. при постоянной ставке таможенной пошлины сохранится на одном уровне около 990 руб/1000м3, а при переменной ставке за счет роста внутренней цены увеличится до 1100 руб/1000м3 (средняя цена 1999 г. составляла 927 руб /тыс. куб. м).

Цена  нефти на внутреннем рынке в связи  с применением переменной ставки таможенной пошлины слабее реагирует  на изменение экспортной цены: с  двукратным ее ростом (с 15 до 30 долл./баррель) цена нефти на внутреннем рынке при соблюдении условия самофинансирования инвестиций сократится только на 10%. Данные табл.5 показывают, что внутренняя цена на нефть, обеспечивающая самофинансирование инвестиций, на уровне 2005-2010 гг. должна быть, как минимум, ниже цены 2000 г. в 2.24 раза (1183 против 2640 руб/тонну). С увеличением доли экспортируемой нефти этот разрыв может достичь в пределе 8-кратной величины (330 против 2640 руб/тонну). Это свидетельствует о том, что в настоящее время нефтяная отрасль необоснованно получает значительную сверхприбыль, многократно превышающую потребности отрасли. В частности, в 1999-2000 гг. при инвестиционном фонде в 311-506 млрд. руб. в развитие отрасли инвестировалось ежегодно около 52 млрд. руб.