Автономное энергообеспечениеЕще несколько слов о рынке малой энергетики: "Мировой опыт показывает, что на сегодня практически 90% всех изготавливаемых за рубежом газотурбинных двигателей используется для нужд энергетики. По данным зарубежных справочных изданий, сегодня среднее заказанное число промышленных двигателей — порядка 2000. Так вот, из них 90%, то есть порядка 1600, идет на нужды энергетики, порядка 150 идет на газоперекачку и порядка 70-80 — это судовые двигатели. Общая стоимость заказов энергетических машин в мире на сегодня оценивается в $40 млрд в год — это, конечно, очень большой рынок. Поэтому надо на нем работать", — отметил в начале своего выступления Анатолий Сташок, заместитель начальника УМПП ГП НПКГ "Зоря-Машпроект". Речь здесь безусловно идет об электрогенерации в целом, но практически все производители "больших" агрегатов работают и на рынке малой энергетики, а компании нефтегазового сектора во многих случаях участвуют и в рынке "большой" генерации.
Спрос на российском рынке малой энергетики наверное лучше всего охарактеризовал Юрий Покровский, генеральный директор ООО "А.Д.Д. Сервис", отметив: "Если бы [у нас] была сейчас большая составляющая оборотных средств, можно было бы еще построить примерно столько же энергокомплексов, сколько у нас есть сегодня, и, скорее всего, 80% из этого увеличенного парка было бы тут же введено в эксплуатацию". Учитывая, что собственный парк машин "А.Д.Д. Сервис" на сегодняшний день составляет около 35 МВт, цифра, конечно, не слишком велика, но это лишь ориентировочный объем рынка арендуемых мощностей. В то же время основная часть мини-электростанций все-таки находится в собственности потребителей. Так, по словам Михаила Зингера, заместителя директора дирекции по энергетике ЗАО "ЮКОС-ЭП", автономно генерируемая мощность в компании сегодня составляет до 48 МВт, своей очереди ждут еще около 32 МВт, а вся запланированная энергетическая программа выходит на цифры в 200-250 МВт. На пяти месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" установленная мощность составляет 1 56 МВт, и это тоже только часть программы.
Весь объем российского рынка собственных энергокомплексов не был назван на конференции, да и вряд ли кто-то сегодня располагает точными данными. По словам Ю. Покровского, "анализ поставленных турбин вообще, начиная с Советского Союза и до сих пор, показывает равное соотношение работающего и неработающего парков".
Еще несколько интересных цифр в целом по рынку. Андрей Петров, заместитель директора инженерного холдингового центра ОАО "Электрозавод", назвал среднюю по отрасли стоимость устанавливаемых мощностей: "Стоимость поршневых агрегатов сейчас колеблется где-то около $1000 за кВт. Половина от этой стоимости — вспомогательное оборудование. Стоимость турбинных агрегатов несколько ниже — около $600. Причем сама турбина в этой стоимости занимает меньшую долю по сравнению со вспомогательным оборудованием". При этом, средняя полная стоимость кВт*часа, без учета конкретных условий и включая полное сервисное обслуживание и эксплуатационные расходы, — 30 копеек, причем как для поршневых агрегатов, так и для мини-электростанций на турбогенераторах.
Это, конечно, средняя цифра, и в конкретных случаях она достаточно сильно варьируется. Кроме того, есть и непрямые затраты, например, озвученная М. Зингером ситуация с попутным газом: "На сегодняшний день ситуация такая. Если газ бесполезно сжигается на факелах, подогревая и загрязняя атмосферу, то он не стоит ничего. Но стоит ему попасть в камеру сгорания газовой турбины, его стоимость в соответствии с действующим налоговым законодательством возрастает в десятки раз. Это несовершенство налоговой системы, с которым мы, к сожалению, вынуждены жить, тяжелым бременем ложится на экономические обоснования проектов". М.Зингер вообще на конференции был основным критиком текущего энергетического законодательства и сложившихся взаимоотношений с энергосистемами.
Наконец, чтобы охарактеризовать границы рынка малой энергетики в энергообеспечении промыслов, можно привести еще два установочных тезиса.
Александр Свергин, начальник Управления энергоснабжения и связи ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз":
"Мы видим, что для автономных источников затратная часть очень высокая, малые мощности тоже идут с высокой себестоимостью. Их целесообразно использовать только там, где несопоставимы затраты капитальных вложений, но стоимость кВт*часа на этих месторождениях у нас очень большая. Я не хочу пугать^" аудиторию, но очень большая. Все зависит от того, есть ли возможность капитальных вложений в строительство централизованных сетей. Мы видим, что на малых месторождениях с нагрузкой 10-12 МВт целесообразно использовать автономные электростанции. Там, где перспективные нагрузки до 20-25 МВт, мы все-таки ориентируемся на энергосистему, по крайней мере пытаемся, и пока видим большие проблемы в турбинных станциях большей мощности. Я думаю, что они пока еще не совсем решены, и мы не рискуем втягиваться в такие проекты".
"Несмотря на то что все наши электростанции принадлежат компании "ЮКОС" и являются, что называется, плотью от плоти, деньги считают все, и мы вынуждены конкурировать с внешними источниками энергоснабжения. То есть, по сути дела, мы вынуждены конкурировать с энергосистемой. Наш опыт говорит о том, что из этого требования вытекает нижний предел по установленной мощности электростанций. Он находится, по нашему мнению, в диапазоне 20-25 МВт, потому что доля постоянных затрат на электростанцию практически одинакова и не зависит от установленной мощности. Соответственно с уменьшением мощности электростанции стоимость производства электроэнергии возрастает".
При всей кажущейся противоположности этих двух мнений следует отметить, что в первом случае речь идет о полностью автономном энергоснабжении в вынужденных условиях, тогда как во втором — об "альтернативной" электрогенерации и резервировании систем. По сути, это два разных сегмента рынка. Если прибавить к цитате М. Зингера планы компании по строительству электростанции мощностью 100-150 МВт с блоками единичной мощности по 25-30 МВт, то мы получаем ориентировочные границы и разбивку рынка по мощностям.
|
