Правила игры на энергетическом поле станут более жесткими
Прежде всего данный процесс обусловлен переходом предприятий к рыночным формам хозяйствования и активной научно-технической политикой в сфере энергосбережения, включая производство, транспортировку и распределение тепловой энергии. Немалую роль сыграли, разумеется, и высокие тарифы централизованных источников – ТЭЦ. Все это создало предпосылки для отказа промышленных потребителей больших количеств энергии в виде пара и сетевой воды от централей, а иногда и к созданию собственных генерирующих мощностей.
Одновременно происходит физическое и моральное старение основного оборудования ТЭЦ и возникает необходимость в его реконструкции, обновлении или замене более совершенным, что является проблематичным в нынешних экономических условиях, ибо возможности получения крупных государственных инвестиций на техническое переоснащение и развитие экономики ограничены.
«Межотраслевой научно-внедренческий центр энергосбережения «Энерготехно» на протяжении многих лет занимается проведением энергетического аудита субъектов хозяйствования. Накоплен определенный опыт в выполнении этих работ, – говорит директор компании Игорь Лысоиванов. – В среднем в год выполняется 9–10 аудиторских исследований».
Наиболее крупные из них проводились в нефтехимической отрасли, к примеру, на могилевском ПО «Химволокно», ОАО «Гродно Азот»; в мясомолочной промышленности – на ОАО «Беллакт» в Волковыске, Слонимском и Оршанском мясокомбинатах, Клецком молочном комбинате, Минском гормолзаводе. Стройиндустрия представлена в этом списке ОАО «Радашковичский керамический завод», ОАО «Березовский КСИ»; легпром – ОАО «Оршанский лен», РУП «Барановичское ПХБО», ОАО «Гронитэкс» и др.
В среднем в год проводятся энергоаудиты с суммарным потреблением ТЭР свыше 500 тыс. т. у.т., при этом программы по энергосбережению, разрабатываемые на их основе, охватывают мероприятия с годовой экономической эффективностью порядка 55–60 тыс. т. у.т. и окупаемостью не более 4–4,5 лет. Не все рекомендованные мероприятия осуществляются в намеченные сроки. Основная причина – отсутствие инвестиционных ресурсов. Из успешных проектов можно упомянуть внедрение системы утилизации тепловой энергии после паровой обработки газосиликатных блоков на ОАО «Березовский КСИ» со сроком окупаемости менее года. Кроме того, на РУП «Барановичское ПХБО» были заменены паровые калориферы сушильно-ширильных машин на горелки с прямым сжиганием природного газа. Годовая экономия составила 860 т. у.т., инвестиции оправдаются за срок чуть более двух лет.
Самым слабым звеном отечественных систем теплофикации и централизованного теплоснабжения, по мнению Игоря Лысоиванова, является транспортная инфраструктура, которая характеризуется значительными потерями и недостаточной надежностью. Причины: техническое несовершенство и неудовлетворительное состояние существующих инженерных коммуникаций (плохая тепловая и гидравлическая изоляция, быстрый наружный коррозионный износ трубопроводов), а также большая материалоемкость традиционных конструкций и значительные затраты при их изготовлении и прокладке подземных тепловых сетей.
В среднем в год компанией выполняется 9–10 аудиторских исследований. Наиболее известные из них проводились в нефтехимической отрасли.
«Наш опыт показывает, что с целью экономии ТЭР оправдывает себя строительство локальных котельных на предприятиях либо реконструкция действующих. В особенности это касается котельных на местных видах топлива при наличии их собственного выпуска или географической близости других производителей. Это не только позволяет сократить потери тепловой энергии при ее транспортировке, но и уменьшить стоимость 1 Гкал приблизительно в 2–3 раза. На этот счет полезные руководства к действию дает «Национальная программа «Развитие местных, возобновляемых и нетрадиционных энергоисточников на 2011–2015 годы».
Примером эффективных энергогенераторов служат котельная с механизированной подачей топлива Стародорожского лесхоза мощностью 2 МВт, работающая на отходах деревообработки (введена в эксплуатацию в 2010 году), котельная в РУПП «ИК‑19», также работающая на отходах собственного производства (введена в эксплуатацию в 2012 году). Размер инвестиций в строительство составил около $1 млн, а дисконтированный срок окупаемости не превышает 5–6 лет, при нормативном сроке службы оборудования 20 лет.
Игорь Лысоиванов уверен, что существующий уровень автоматизации управления тепловыми и гидравлическими режимами системы теплоснабжения явно недостаточен. Вызывает нарекания гидравлическая защита элементов тепловых сетей и абонентов при практикуемой у нас гидравлически зависимой схеме присоединения источников теплоснабжения и потребителей теплоты.
Среднегодовой удельный расход условного топлива на производство электрической энергии на ТЭЦ составляет 270–280 г/(кВт∙ч), а на современных ТЭЦ с обеспеченной тепловой нагрузкой, где величина комбинированной выработки электроэнергии доходит до 70–80 %, он не превышает 210–240 г/(кВт∙ч), тогда как на конденсационных электростанциях расход топлива составляет 320–360 г/(кВт∙ч). В Беларуси благодаря развитой теплофикации (сейчас на долю ТЭЦ приходится около 58 % от установленной электрической мощности энергосистемы) удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в среднем по энергосистеме находится на уровне 270 г у. т./(кВт∙ч).
Нового подхода требует применение малых ТЭЦ для промышленного и коммунального теплоснабжения небольших городов. В Беларуси их потенциал составляет более 7 % от установленной на данный момент мощности энергосистемы. Они могут вводиться в короткие сроки при ограниченных материальных ресурсах.
Разработка технико-экономических обоснований показывает, что для предприятий страны чаще всего оказывается рентабельным строительство собственных когенерационных установок. «Конкретными примерами реализованных на основании изготовленной нами проектно-сметной документации могут служить мини-ТЭЦ РУП «Гомсельмаш» (введена в эксплуатацию в 2012 году) и ОАО «Электродвигатель» (заканчивается строительство), – рассказывает директор центра. – Данные мини-ТЭЦ построены на базе газопоршневых агрегатов производства GE Jenbacher и Catterpillar. Выполненные расчеты показывают, что себестоимость выработанной электроэнергии приблизительно в четыре раза меньше, чем существующий тариф на покупку у электрических сетей. Динамический срок окупаемости объектов значительно меньше срока службы оборудования – 4 года и 30 лет. Проекты потребовали $10 млн капиталовложений».
В заключение Игорь Сергеевич отметил положительные сдвиги в умонастроениях, происходящие несмотря на относительную дешевизну российских энергоносителей: «Есть четкое понимание того факта, что риски для успешной работы предприятий создают не только увеличение стоимости энергоресурсов. Вызывает тревогу вступление России в ВТО, которое открывает дорогу на рынки наших стран новым крупным игрокам, в первую очередь – китайским производителям». Чтобы выжить в условиях нового витка конкуренцию, необходимо ускоренными темпами модернизировать свои производственные и энергетические мощности.