Постановление Кабинета Министров ЧР от 30.12.2005 N 349 (ред. от 12.05.2011) “Об Энергетической стратегии Чувашской Республики на период до 2020 года“
Начало действия редакции - 12.05.2011.- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Изменения, внесенные Постановлением Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184, вступили в силу с 12 мая 2011 года.
КАБИНЕТ МИНИСТРОВ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 30 декабря 2005 г. N 349
ОБ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
(в ред. Постановлений Кабинета Министров ЧР
от 01.07.2010 N 198, от 12.05.2011 N 184)
Кабинет Министров Чувашской Республики постановляет:
1. Утвердить прилагаемую Энергетическую стратегию Чувашской Республики на период до 2020 года (далее - Энергетическая стратегия).
2. Рекомендовать органам местного самоуправления в Чувашской Республике руководствоваться Энергетической стратегией при разработке и реализации муниципальных программ в сфере топливно-энергетического комплекса.
3. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство градостроительства и развития общественной инфраструктуры Чувашской Республики с информированием Кабинета Министров Чувашской Республики ежегодно до 1 апреля года, следующего за отчетным.
(п. 3 в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
Председатель Кабинета Министров
Чувашской Республики
С.ГАПЛИКОВ
Утверждена
постановлением
Кабинета Министров
Чувашской Республики
от 30.12.2005 N 349
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ
ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
(в ред. Постановлений Кабинета Министров ЧР
от 01.07.2010 N 198, от 12.05.2011 N 184)
ВВЕДЕНИЕ
Необходимость разработки Энергетической стратегии Чувашской Республики на период до 2020 года (далее - Энергетическая стратегия) определена в Послании Президента Чувашской Республики Государственному Совету Чувашской Республики 2005 года “Великие свершения требуют великих замыслов“.
Энергетическая стратегия определяет цели и задачи долгосрочного развития энергетического комплекса Чувашской Республики на предстоящий период, приоритеты и ориентиры, а также механизмы энергетической политики республики на отдельных этапах ее реализации, обеспечивающие достижение намеченных целей.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Переход от централизованной к рыночной экономике, реформирование электроэнергетической отрасли, интенсивное старение генерирующего оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей, внедрение перспективных технологий и оборудования требуют прогнозирования динамики энергопотребления и роста энергетических мощностей, обоснования инвестиционных программ энергетических компаний, оценки эффективности и оптимизации инвестиционных предложений с учетом прогнозных цен на топливо и тарифов на тепловую и электрическую энергию.
Разработка инвестиционных программ и прогнозных балансов финансовых потоков невозможна без видения перспективной технической политики и производственных программ энергетических компаний на территории Чувашской Республики.
Республиканская энергетическая политика предусматривает:
учет географической асимметрии в обеспеченности природными энергетическими ресурсами и в структуре потребления энергоресурсов разных районов республики, включая принципиальные различия в условиях их энергоснабжения, резервирования мощностей и создания необходимых резервных запасов топлива;
возможное и экономически эффективное использование в районах местных источников топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР), в том числе возобновляемых.
I. Цели и задачи, приоритеты
Энергетическая стратегия направлена на решение следующих основных целей:
повышение надежности, устойчивости и эффективности функционирования энергетического комплекса Чувашской Республики, снижение себестоимости производства электрической и тепловой энергии на основе структурных, экономических и технических усовершенствований и изменений;
создание необходимых условий перехода энергетического комплекса на инновационный путь развития посредством выстраивания адекватной, экономически обоснованной тарифной политики и привлечения инвестиций для строительства конкурентоспособных объектов генерации энергии с применением экологически чистых технологий.
Задачами республиканской энергетической политики в рамках взаимодействия органов исполнительной власти Чувашской Республики, органов местного самоуправления, предприятий, организаций и индивидуальных предпринимателей в сфере энергетики являются:
устойчивое обеспечение населения и экономики Чувашской Республики энергоносителями в достаточных объемах;
повышение эффективности использования ТЭР, создание условий перехода экономики на энерго- и ресурсоэффективный путь развития;
поддержание экономики и снижение бюджетных затрат, поэтапный переход к единым тарифам для разных сфер экономики;
повышение безопасности энергетического обеспечения объектов экономики и населенных пунктов;
снижение негативного экологического воздействия энергетического комплекса на окружающую среду.
Основными средствами решения задач являются контроль и управление деятельностью субъектов энергетического комплекса, формирование контролируемого государством рынка энергоносителей, создание условий привлечения инвестиций в энергетический комплекс республики, управление размещением энергетических объектов и организация контроля и диагностики их энергетической, техногенной, экологической и антитеррористической безопасности.
Энергетическая стратегия предусматривает:
душевое потребление электрической энергии к 2020 году до 4600 - 5400 кВт.ч/чел. (рост в 1,3 - 1,5 раза к уровню 2004 года);
снижение энергоемкости валового регионального продукта в 2,0 - 2,2 раза;
ввод новых и замещение электрогенерирующих мощностей в объеме 240 - 320 МВт;
рост производства электрической энергии на территории Чувашской Республики до 6,8 - 6,9 млрд. кВт.ч в год (в 2004 году - 5,1 млрд. кВт.ч).
Душевое потребление электрической энергии должно вырасти во всех районах и городах (рис. 1.1) с наибольшим приростом в гг. Чебоксары, Новочебоксарске, Канаше, Алатыре и Шумерле.
Рис.1.1. Душевое потребление электроэнергии по районам
и городам Чувашской Республики
Рисунок не приводится.
Приоритетами Энергетической стратегии являются:
снижение энергоемкости внутреннего регионального продукта (далее - ВРП) при достижении намеченного его роста на душу населения за счет уменьшения удельных расходов на производство, транспортировку и использование энергетических ресурсов;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
рост производства электрической энергии в соответствии со спросом на увеличение ее потребления;
развитие энергетики по территориям с учетом прогнозируемого наибольшего роста потребления энергии в гг. Чебоксары, Новочебоксарске, Канаше, Шумерле и Алатыре;
взаимодействие в области создания генерирующих мощностей и распределительных сетей с крупными компаниями, имеющими достаточный производственно-технический, кадровый потенциал и инвестиционную привлекательность (филиал ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“, филиал ОАО “МРСК Волги“ - “Чувашэнерго“, ОАО “Чувашсетьгаз“ и др.);
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
комплексное использование традиционных и альтернативных энергетических ресурсов - преимущественно в сельской местности;
вовлечение крупного и малого бизнеса в реализацию проектов повышения энергетической эффективности объектов, развитие конкуренции на рынке энергосбережения.
Абзацы двадцать четвертый - двадцать шестой утратили силу. - Постановление Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198.
Состояние и прогнозные показатели основных производителей и потребителей энергетических ресурсов в республике, прогнозные объемы потребления конечных энергоносителей по районам и городам с учетом развития экономики и градостроительных планов.
Прогнозные значения роста ВРП могут быть достигнуты при условии:
обеспечения роста объемов потребления энергетических ресурсов в Чувашской Республике на уровне 30 процентов (рис. 1.2);
Рис. 1.2. Рост ВРП и потребления энергетических ресурсов
Рисунок не приводится.
повышения энергетической эффективности в 2,0 - 2,2 раза;
осуществления структурного изменения энергетического баланса, которое достигается:
в энергетике - за счет технического перевооружения, оптимизации схем энергоснабжения, внедрения современных технологий глубокой переработки первичных энергетических носителей и транспортировки, распределения энергии потребителю;
в непроизводственной сфере и жилищно-коммунальном хозяйстве - на основе замещения, нового строительства и модернизации жилых и общественных зданий;
в промышленности - за счет внедрения новых технологий и оборудования, а также структурной перестройки на выпуск наукоемких и трудоемких изделий;
в сельском хозяйстве - за счет развития производства и переработки сельскохозяйственной продукции, создания комплексных технологических циклов, включающих в себя производство, заготовку, переработку и хранение продукции;
в бытовом секторе экономики - за счет расширения энергетически малозатратной сферы услуг.
При этом энергетический баланс изменится в сторону снижения удельного потребления энергетических носителей в непроизводственной сфере, что позволит направить основной прирост поставок энергоносителей в производственную сферу (рис. 1.3).
Рис. 1.3. Структура баланса ТЭР в 2005 году (а) и 2020 году (б)
Рисунок не приводится.
Основной прирост поставок энергоносителей в производственную сферу будет использоваться в технологических целях, а прирост условно постоянных затрат энергоносителей будет незначительным. Это обеспечит рост технологической составляющей баланса энергоносителей в 2,4 - 2,6 раза и значимое увеличение потребления электрической энергии промышленными предприятиями.
Общее потребление ТЭР в производственной сфере составит 1,47 млн. т.у.т., а электрической энергии - 4,1 - 4,9 млрд. кВт.ч (возрастет в 1,3 - 1,5 раза). Рост потребления электрической энергии прогнозируется по умеренному сценарию, соответствующему повышению энергоэффективности в диапазоне 1,7 - 1,8 и энергоэффективному сценарию развития с ростом энергоэффективности в 2,0 - 2,2 раза (рис. 1.4).
Рис. 1.4. Прогноз потребления электрической энергии
Рисунок не приводится.
Энергетическая стратегия исходит из того, что Чувашская Республика обладает ограниченными и низкосортными топливными ресурсами, ввозит природный газ, мазут, каменный уголь и электрическую энергию. Динамика стоимости энергетических ресурсов приведена в таблице 1.1.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Таблица 1.1
(по годам)
----T-----------------T-----------T---------------T------T-----------------------------------------¬
¦ N ¦ Тарифы (с НДС) ¦ Единица ¦ Отчет ¦Оценка¦ Прогноз ¦
¦п/п¦ ¦ измерения +-----T----T----+------+--------T--------T-----T-----T-----T-----+
¦ ¦ ¦ ¦2002 ¦2003¦2004¦ 2005 ¦ 2006 ¦ 2007 ¦2008 ¦2009 ¦2010 ¦2020 ¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦1. ¦Природный газ ¦руб./тыс м3¦ 631¦ 965¦1027¦ 1269¦ 1624¦ 1850¦ 2080¦ 2310¦ 2530¦ 2795¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦<*> 1353¦ 1461¦ 1563¦ 1641¦ 1723¦ ¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦2. ¦Электроэнергия ¦руб./МВт.ч.¦ 467¦ 710¦ 832¦ 930¦ 996¦ 1556¦ 1635¦ 1721¦ 1852¦ 2046¦
¦ ¦(среднеотпускная)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦<*> 1284¦ 1348¦ 1402¦ 1444¦ 1473¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦3. ¦Теплоэнергия ¦руб./Гкал ¦ 307¦ 439¦ 505¦ 556¦ 642¦ 731¦ 822¦ 913¦ 1000¦ 1105¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦4. ¦Мазут ¦руб./т ¦ 2760¦2880¦3084¦ 3010¦ 3540¦ 3776¦ 4130¦ 4366¦ 4720¦ 5192¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦5. ¦Каменный уголь ¦руб./т ¦ 1200¦1250¦1200¦ 1698¦ 1888¦ 2242¦ 2596¦ 2950¦ 3422¦ 4012¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦6. ¦Торфобрикет ¦руб./т ¦ 526¦ 592¦ 764¦ 895¦ 944¦ 1062¦ 1180¦ 1416¦ 1652¦ 2124¦
+---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+-----+
¦7. ¦Дрова ¦руб./м3 ¦ 302¦ 435¦ 435¦ 448¦ 448¦ 460¦ 460¦ 472¦ 484¦ 531¦
L---+-----------------+-----------+-----+----+----+------+--------+--------+-----+-----+-----+------
--------------------------------
<*> В пределах параметров экономического и социального развития Чувашской Республики, то есть в рамках инфляционных процессов.
Прогнозные показатели рынка энергоносителей в соответствии с ростом потребности и по сценарию без ввода электрогенерирующих мощностей приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
---------------------T-----------T---------T----------T--------------¬
¦ Вид ¦ Единица ¦ 2005 г. ¦ 2010 г. ¦ 2020 г. ¦
¦ энергоносителя ¦ измерения +---------+----------+--------------+
¦ ¦ ¦ Единица измерения/млн. рублей ¦
+--------------------+-----------+---------T----------T--------------+
¦Электроэнергия ¦млн. кВт.ч ¦4696/5100¦5894/10610¦ 6194/12635¦
+--------------------+-----------+---------+----------+--------------+
¦Природный газ ¦млн. м3 ¦2507/3558¦2765/6995 ¦ 3390/9475 ¦
+--------------------+-----------+---------+----------+--------------+
¦Тепловая энергия ¦тыс. Гкал ¦8383/4660¦9057/9057 ¦ 10434/11529¦
+--------------------+-----------+---------+----------+--------------+
¦Электрическая энер-¦млн. кВт.ч ¦ 700/399 ¦1100/1320 ¦2800 <*>/4200 ¦
¦гия с оптового рынка¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------------------+-----------+---------+----------+---------------
--------------------------------
<*> Без ввода новых генерирующих мощностей.
Пропускная способность существующих магистральных электрических сетей с учетом прогнозных нагрузок на 2010 и 2020 годы позволит обеспечить режимы транспортировки электрической энергии в 2010 году с поставкой в республику извне до 1,2 - 1,4 млрд. кВт.ч в год. Передача больших объемов электрической энергии потребует модернизации магистральных сетей.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Это и другие факторы определили выбор сценария развития электроэнергетики, ориентированного на создание генерирующих мощностей на территории республики для покрытия дефицита электрической энергии с развитием генерации на основе потенциала газификации и централизованного теплоснабжения населенных пунктов.
Такой сценарий позволяет повысить надежность электро- и теплоснабжения населенных пунктов, снизить энергетическую зависимость от поставок из-за пределов республики, создать новые рабочие места и увеличить налогооблагаемую базу. При этом дефицит электрической энергии компенсируется ростом собственной выработки 1900 - 2100 млн. кВт.ч на мощностях филиала ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ и установках малой теплофикации в объеме 430 - 475 млн. кВт.ч, при этом сетевые мощности позволят покрыть энергодефицитность или экспортировать избыточную энергию за пределы республики на уровне 1,2 - 1,4 млрд. кВт.ч в год.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Большая доля газа в топливоснабжении (87 процентов в 2004 году) делает его главным ценообразующим фактором в топливно-энергетическом балансе республики. Правительство Российской Федерации определило следующую динамику регулируемых оптовых цен газа в среднем по России: рост на 23 процента в 2005 году, на 11 процентов в 2006 году, на 8 процентов в 2007 году и на 7 процентов в 2008 году. В последующем предусматривается опережающий рост регулируемых цен на газ - на 1 процент больше верхнего уровня инфляции. Это соответствует увеличению средней цены приобретения газа потребителями с 36,6 долл./тыс. куб. м в 2005 году до 51,5 долл./тыс. куб. м в 2010 году, в то же время существенная часть газа продается по ценам, на 25 - 30 процентов превышающим уровни регулируемых цен, и в последующем эта тенденция будет усиливаться в рамках предстоящего реформирования рынка газа.
II. Этапы реализации Энергетической стратегии
На первом этапе (2006 - 2010 гг.) энергетический комплекс обеспечивает сопровождение темпов экономического роста необходимым объемом энергоносителей в основном за счет существующих генерирующих мощностей и повышением эффективности их эксплуатации при структурных изменениях энергетического комплекса, реформе жилищно-коммунального хозяйства, административной реформе, а также при государственном контроле над энергетической безопасностью и государственном регулировании формирования и функционирования энергетических рынков.
На втором этапе (2010 - 2015 гг.) реализуются проекты создания новых генерирующих мощностей с использованием потенциала газификации и централизованных систем теплоснабжения, замещаются генерирующие мощности, выработавшие свой ресурс на ТЭЦ-2, ТЭЦ-3. Поддерживается достаточность генерации для покрытия нагрузок территорий республики. Совершенствуются отношения на рынках энергоносителей, создается инвестиционная привлекательность для внедрения энергетических технологий и оборудования высокого технического уровня, обеспечивающих конкурентные параметры энергетического производства.
На третьем этапе (2015 - 2020 гг.) формируется качественно новый энергетический комплекс, характеризующийся увеличением использования экологически чистых и возобновляемых технологий, внедрением энерготехнологических комплексов глубокой переработки ресурсов, подготавливается переход к энергетике второй половины 21 века, обеспечивающей минимальное воздействие на окружающую среду.
Ключевым фактором развития экономики и повышения благосостояния населения при реализации Энергетической стратегии является рост энергоэффективности во всех отраслях экономики, обеспеченный структурными изменениями в производстве, внедрением современных технологий и оборудования.
Для достижения основных целей и реализации приоритетов энергетической политики предусматривается осуществление органами исполнительной власти Чувашской Республики и органами местного самоуправления функций по:
регулированию цен (тарифов) на энергоресурсы в порядке, определенном законодательными и иными нормативными актами;
разработке и реализации республиканских, городских и районных энергетических программ (в том числе программ топливо- и энергообеспечения и энергосбережения);
поддержке строительства важнейших объектов топливно-энергетического комплекса и реализации энергосберегающих проектов;
проведению активной энергосберегающей политики, созданию и управлению фондами энергосбережения;
организации и регулированию теплоснабжения, модернизации и рационализации теплового хозяйства и теплоснабжения потребителей жилищно-коммунального комплекса;
разработке и осуществлению мероприятий, связанных с созданием сезонных и резервных запасов топлива на электростанциях и котельных;
поддержке производителей топлива и энергии, создающих новые эффективные генерирующие мощности в энергетике и осваивающих возобновляемые источники энергии, использующих энергоресурсы местного значения;
развитию социальной инфраструктуры и коммунально-бытовой сферы на долевой основе с производственными структурами ТЭК;
участию в разработке и реализации программ санации убыточных предприятий энергетики, в том числе муниципальной собственности;
повышению эффективности управления республиканской и муниципальной собственностью, относящейся к инфраструктуре энергетического комплекса;
контролю соблюдения субъектами энергетического комплекса законодательства Российской Федерации и законодательства Чувашской Республики;
адресной поддержке малоимущих слоев населения с целью компенсации расходов, связанных с приведением цен (тарифов) на топливо и энергию в соответствие с их реальной стоимостью, при ликвидации перекрестного субсидирования.
III. Структура, оценка состояния и основные
проблемы безопасности и эффективности энергетики
Чувашской Республики
Энергетика Чувашской Республики базируется на основе глубокой газификации и электрификации. Полная электрификация республики и создание основных электрогенерирующих мощностей были проведены в шестидесятых, семидесятых годах прошлого века. Глубокая газификация в основном завершена в 2005 году.
3.1. Система газоснабжения
ООО “Волготрансгаз“ - дочернее предприятие ОАО “Газпром“.
На территории Чувашской Республики размещены два филиала ОАО “Газпром“: “Чебоксарское линейное производственное управление магистральных газопроводов“ и “Заволжское линейное производственное управление магистральных газопроводов“ (с. Красноармейское). В функции управлений входят эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов, газокомпрессорных станций и газораспределительных станций (далее - ГРС). В их введении находятся 11 магистральных газопроводов протяженностью 1183 км, в том числе 343,2 км газопроводов-отводов к газораспределительным станциям, 3 единицы газокомпрессорных станций (Ишлейская, Чебоксарская и Красноармейская) и ГРС в количестве 45 единиц. Суммарная производительность станций составляет 1909 тыс. куб. м в час. Проектная производительность ГРС позволяет доставить в ГРС свыше 6 млрд. м3 природного газа, с учетом сезонной загрузки.
ОАО “Чувашсетьгаз“ - 51 процент и 49 процентов акций принадлежат, соответственно, ОАО “Газпром“ и Чувашской Республике.
Протяженность ГРС за последние четыре года возросла в 2,4 раза и на 1 января 2005 г. составила 13 тыс. км, в том числе:
высокого давления - 4011 км;
среднего давления - 342 км;
низкого давления - 8644 км.
В эксплуатации находятся 1079 газорегуляторных пунктов (далее - ГРП), 942 ГРП шкафного исполнения (далее - ШРП), 1522 установки электрохимической защиты стальных подземных газопроводов.
Проведенной газификацией создан потенциал развития децентрализованной энергетики, газифицировано свыше 500 котельных. Однако степень использования газопроводов остается крайне низкой, имеются ГРС, загруженные всего на 5 - 10 процентов.
19 аварийно-диспетчерских служб (далее - АДС) обеспечивают круглосуточное аварийное прикрытие ГРП, ШРП, газовых сетей и потребителей. В 2004 году число аварийных заявок в сельской местности возросло на 45,6 процента, что связано в основном с ростом количества установленного газового оборудования, и на 36,0 процентов в городской местности, где значительная часть газового оборудования эксплуатируется длительное время и изношена.
ООО “Чувашрегионгаз“, 85 процентов акций принадлежат аффилированным организациям ОАО “Газпром“ и 15 процентов - Чувашской Республике.
ООО “Чувашрегионгаз“ обеспечивает:
поставку природного газа потребителям всех форм собственности на территории Чувашской Республики;
реализацию природного газа населению Чувашской Республики.
По сетям ООО “Волготрансгаз“ и ОАО “Чувашсетьгаз“ природный газ поступает промышленным и приравненным к ним потребителям, в том числе и от независимых поставщиков, не входящих в ОАО “Газпром“.
Для обеспечения газом новых промышленных, коммунально-бытовых потребителей и строящихся жилых домов, сокращения потерь газа при транспортировке по газораспределительным сетям в г. Чебоксары требуется сооружение ГРС-3 и строительство распределительного газопровода от ГРС-3 до ГРП в районе завода “Контур“.
В этих целях необходимо внедрять современное газовое оборудование с высоким КПД и энергосберегающие технологии, узлы учета в ГРП и у потребителей, средства телеметрии с выводом текущих показаний на диспетчерский пункт.
3.2. Электроэнергетика
Состояние электроэнергетики Чувашской Республики характеризуется наметившимся ростом объемов выработки и потребления электроэнергии на фоне производственного и экономического подъема и потенциалом ее развития, созданием новых субъектов электроэнергетики, а также сфер обращения электроэнергии (мощности) в границах экономического пространства Российской Федерации.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Полезный отпуск электроэнергии начиная с 1998 года постепенно нарастал и в 2004 году достиг уровня 4,7 млрд. кВт.ч, а потребление электроэнергии по республике возросло на 18,9 процента по сравнению с 1999 годом. В настоящее время собственной выработки электроэнергии в теплофикационном режиме для обеспечения потребностей республики недостаточно, приходится закупать ее на оптовом рынке энергии и мощности (далее - ОРЭМ). Удельное потребление электроэнергии в целом по республике составляет 3523 кВт.ч/чел. в год, что в 1,7 раза меньше, чем в среднем по России. При этом удельное потребление электроэнергии в социально-бытовой сфере находится на среднероссийском уровне. Полезный отпуск электроэнергии городским жителям составляет около 600 млн. кВт.ч/в год, а сельским - 300 млн. кВт.ч/в год.
Спрос на электроэнергию и возможности его регулирования зависят от общего подъема экономики республики и множества факторов, которые неоднозначно влияют на показатели электропотребления. Однако только на базе электрификации и опережающего развития электроэнергетики можно ожидать роста производительности труда и повышения материального и культурного благосостояния населения Чувашской Республики.
Субъектами электроэнергетики на территории Чувашской Республики являются электрогенерирующие, электросетевые компании, диспетчерские и сбытовые компании.
Филиал ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Филиал ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ является основой энергетического комплекса Чувашской Республики, обеспечивающей:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
1. Базовую выработку электрической энергии для снабжения потребителей на всей территории Чувашской Республики в годовых объемах свыше 2200 млн. кВт.ч;
2. Теплоснабжение крупнейших городов (ТЭЦ-3 - практически на 100 процентов тепловой энергией жилой и социальный секторы г. Новочебоксарска, а ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 - около 50 процентов г. Чебоксары, Алатырская производственная котельная (далее - ПК) - часть г. Алатыря);
3. Теплоснабжение крупнейших промышленных предприятий гг. Чебоксары и Новочебоксарска от ТЭЦ-1, 2, 3;
4. Устойчивое прохождение осенне-зимних максимумов нагрузки энергосистемы;
5. Тарифные преференции потребителям тепловой энергии.
Филиал ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ является не только основой устойчивого теплоснабжения потребителей городов, но и обеспечивает снижение потребления природного газа при вводимых технологических и аварийных ограничениях поставок газа в республику посредством поддержания необходимых резервов мазута. Вместе с этим он, приобретая свыше 435 млн. м3 природного газа по коммерческим ценам и обеспечивая резервы топливного мазута в установленных объемах, отпускает тепловую энергию по тарифам значительно ниже средних тарифов для газовых котельных республики.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Таблица 3.1
---------------T-----------------------T-------------T-------------¬
¦Установленная ¦ Станции ¦Располагаемая¦ Рабочая ¦
¦мощность, МВт ¦ ¦мощность, МВт¦мощность, МВт¦
+--------------+-----------------------+-------------+-------------+
¦ 12,0 ¦Чебоксарская ТЭЦ-1 ¦ 7,4 ¦ 6,0 ¦
+--------------+-----------------------+-------------+-------------+
¦ 460,0 ¦Чебоксарская ТЭЦ-2 ¦ 424,0 ¦ 280,0 ¦
+--------------+-----------------------+-------------+-------------+
¦ 380,0 ¦Новочебоксарская ТЭЦ-3 ¦ 380,0 ¦ 226,0 ¦
+--------------+-----------------------+-------------+-------------+
¦ 0,2 ¦Мариинско-Посадская ВЭС¦ 0,2 ¦ - ¦
+--------------+-----------------------+-------------+-------------+
¦ 852,2 ¦Итого ¦ 811,6 ¦ 512 ¦
L--------------+-----------------------+-------------+--------------
Чебоксарская ТЭЦ-1 эксплуатируется с 1954 года, степень износа котлоагрегатов станции составляет 100 процентов, степень износа турбоагрегатов N 2 - 4 - 100 процентов. Балансовая стоимость турбин с генераторами составляет 48,3 млн. рублей, при этом балансовая стоимость замененного в 1999 году турбоагрегата N 1 - 42,1 млн. рублей (степень износа - 11,3 процента).
Чебоксарская ТЭЦ-2 эксплуатируется с 1979 года, степень износа ее котлоагрегатов составляет 60,9 процента, а турбин - 64,4 процента. Балансовая стоимость котлоагрегатов - 273,6 млн. рублей, турбин - 65,1 млн. рублей.
Новочебоксарская ТЭЦ-3 находится в эксплуатации с 1965 года, степень износа котельного оборудования станции - 35,7 процента, при этом степень износа котлоагрегатов ст. N 1 - 5 - 100 процентов. Степень износа турбин - 78,8 процента, при этом степень износа турбин ст. N 1 - 4 - 100 процентов. Балансовая стоимость котельного оборудования составляет 383,5 млн. рублей, а турбин - 63,4 млн. рублей.
Надежное электрообеспечение, особенно при прохождении осенне-зимних максимумов, поддерживается главным образом высоким уровнем технического обслуживания энергетического оборудования в условиях эксплуатации необходимыми регламентными мероприятиями по продлению его ресурса.
Установленная тепловая мощность всех электростанций и промышленной котельной на 1 января 2005 г. составила 2680,8 Гкал/час: Чебоксарская ТЭЦ-1 - 251 Гкал/ч; Чебоксарская ТЭЦ-2 - 1329 Гкал/ч, (в том числе по турбоагрегатам - 969 Гкал/ч.); Новочебоксарская ТЭЦ-3 - 1057 Гкал/ч, (в том числе по турбоагрегатам - 957 Гкал/ч); Алатырская ПК - 43,8 Гкал/ч.
Доля собственной выработки (отношение выработки электроэнергии электростанциями филиал ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ к годовому потреблению электроэнергии) составила в 2004 году: 2239,2/4350,3 = 51,5 процента.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Коэффициент покрытия (отношение суммарной располагаемой мощности источников теплоснабжения к максимальной тепловой нагрузке) по филиалу ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ за 2004 год составил: 2680,8/2403,1 = 1,116, в том числе на:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
ТЭЦ-1 - 251/72,6 = 3,46;
ТЭЦ-2 - 1329/1306,8 = 1,017;
ТЭЦ-3 - 1057/1009,6 = 1,05;
АПК - 43,8/14,1 = 3,1.
Коэффициент покрытия с учетом отключения самого крупного агрегата по филиалу ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ за 2004 год - 2095,2/2403,1 = 0,872, в том числе на:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
ТЭЦ-1 (отключение ТГ ст. N 2 (ПР 4(12)-29/7/1.2) - 162/72,6 = 2,23;
ТЭЦ-2 (отключение ТГ ст. N 1 (ПТ-135/165-130/15) - 1022/1306,8 = 0,782;
ТЭЦ-3 (отключение ТГ ст. N 5 (Т-110-130) - 882/1009,6 = 0,874;
АПК (отключение котла КЕ-25/14) - 29,2/14,1 = 2,07.
Снижение эффективности тепловых станций определяется:
недостаточным потреблением пара из отборов турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 и недоиспользованием мощностей на тепловых электростанциях;
несоответствием генерирующих мощностей сложившемуся потреблению тепловой и электрической энергии предприятиями республики;
недостаточной производительностью вспомогательного оборудования тепловых электростанций (циркуляционные насосы, градирни);
старением основных пр“изводственных фондов;
несоответствием технологических режимов параметрам оборудования;
отсутствием единого пространства диспетчеризации распределения и учета электрической энергии;
наличием в тарифах на тепловую энергию перекрестного субсидирования промышленными потребителями жилищно-коммунального комплекса;
тенденциями ухода потребителей тепловой нагрузки от сетей ТЭЦ.
Снижение потребления тепловой нагрузки промышленными предприятиями и отборов пара из турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 снижает теплофикационную нагрузку энергетических блоков, ведет к увеличенному расходу топлива и возрастанию себестоимости тепловой и электрической энергии.
Для преодоления отмеченных негативных тенденций и повышения устойчивости и экономичности энергоснабжения требуются:
1. Увеличение потребления тепловой нагрузки и пара с коллекторов станций всех ТЭЦ, развитие магистральных тепловых сетей для обеспечения эффективной теплофикационной тепловой энергией жилищно-коммунального и промышленного комплекса городов.
2. Модернизация оборудования водоподготовки и насосных станций, вспомогательного оборудования, коммутационной аппаратуры, систем релейной защиты и автоматики для обеспечения современных требований по безопасности эксплуатации и повышения эффективности работы существующих генерирующих мощностей.
3. Замещение выработавших свой ресурс и морально устаревших генерирующих мощностей на энергетические комплексы, работающие в парогазовом цикле.
В филиале ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ разрабатываются конкретные мероприятия перспективного развития, которые требуют инвестиционного ресурса в объемах 8 - 10 млрд. рублей.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Филиал ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
В таблице 3.2 представлены суммарные мощности генераторов ГЭС.
Таблица 3.2
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
-----------------------T---------------T---------------T---------------¬
¦ Станция ¦ Установленная ¦ Располагаемая ¦ Рабочая ¦
¦ ¦ мощность, МВт ¦ мощность, МВт ¦ мощность, МВт ¦
L----------------------+---------------+---------------+----------------
Филиал ОАО “РусГидро - 1370,0 633,7 539,9
“Чебоксарская ГЭС“
Эксплуатация филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“ была начата в 1980 году. Степень износа ее гидротурбин и гидрогенераторов составляет 35,5 процента при общей сумме балансовой стоимости оборудования 862 млн. рублей.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Снижение эффективности работы оборудования, ограничение и недоиспользование мощности для филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“ обусловлены:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
непроектным (пониженным) напором на объекте филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
непроектным режимом работы гидротурбин филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“ в “пропеллерном“ режиме.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
В настоящее время суммарная установленная мощность всех электростанций на территории республики составляет 2222,2 тыс. кВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет всего 1445,3 тыс. кВт.
Территориальная электросетевая компания филиал ОАО “МРСК Волги“ - “Чувашэнерго“ включает в себя три подразделения электрических сетей: Алатырское (АЭС), Северное (СЭС), Южное (ЮЭС). Балансовая стоимость основных производственных фондов электрических сетей составляет 1834,34 млн. рублей, в том числе по АЭС - 305,6 млн. рублей, СЭС - 862,04 млн. рублей, ЮЭС - 666,7 млн. рублей. Степень износа основных фондов по филиалу ОАО “МРСК Волги“ - “Чувашэнерго“ составляет 60,6 процента, в том числе АЭС - 52,6 процента, СЭС - 70,3 процента, ЮЭС - 51,7 процента.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Протяженность воздушных линий, находящихся на балансе филиала ОАО “МРСК Волги“ - “Чувашэнерго“, составляет 20933 км. При этом протяженность воздушных линий на металлических опорах - 282 км, в том числе двухцепных линий - 76 км; на железобетонных опорах - 12560 км, в том числе двухцепных линий - 546 км; на деревянных опорах - 8091 км.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Линии электропередачи сельскохозяйственного назначения составляют 95,6 процента от общей протяженности линий, из них на напряжении 35 - 110 кВ - 1840 км; 6 - 10 кВ - 9253 км; 0,4 кВ - 9041 км.
По состоянию на 1 января 2005 года (с учетом нормативных сроков службы воздушных линий (ВЛ) на деревянных опорах - 25 лет, на железобетонных опорах - 33 года) самортизировано:
16621 км (17,6 процента от общей протяженности линий, находящихся в эксплуатации) ВЛ напряжением 6 - 10 кВ;
3932 км (43,7 процента от общей протяженности линий, находящихся в эксплуатации) ВЛ напряжением 0,4 кВ.
Анализ и экспертная оценка технического состояния высоковольтного оборудования магистральных сетей и подстанций напряжением 220 кВ и распределительных сетей 6 - 110 кВ, выполненные на основе результатов энергоаудитов, проведенных независимыми фирмами (ЗАО “НПО “Промэнерго“, Самарский центр энергосбережения и энергоэффективности, Региональный научно-технический и инновационный центр энергосбережения (РНТИЦЭ) “НП “АСИНЭКС“), а также экспресс-обследования, протоколы измерений и испытаний службы диагностики ООО “Инженерного центра“ показывают, что имеются проблемы, связанные с аппаратной надежностью энергосистемы.
Анализ структуры магистральных электросетей 220 кВ и материалов расследования произошедших аварий в энергосистеме показывают, что имеются определенные недостатки в проектных решениях. Наиболее уязвимым системным элементом в сети 220 кВ является открытое распределительное устройство - 220 кВ филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“ (ОРУ-220 кВ ЧеГЭС), к которому радиально подключены все четыре узловые подстанции и другой независимый источник электроэнергии - ТЭЦ-2 двумя ЛЭП-220 кВ. Шины 220-кВ ТЭЦ-2 не имеют непосредственных автономных связей с узловыми подстанциями магистральных сетей. Подстанция “Абашево“, обеспечивающая электроснабжение потребителя первой категории по надежности электроснабжения (газоперекачивающую станцию), имеет фактически только один независимый источник - шины ОРУ-220 кВ ЧеГЭС. Она запитана отпайками от двух линий электропередачи - 220 кВ (ЛЭП-220 кВ) “ЧеГЭС-Венец“ и “ЧеГЭС-Канаш-2“. Еще одним недостатком магистральной сети 220 кВ является связь по одной только ЛЭП-220 кВ подстанции “Венец“ и транзитной подстанции “Тюрлема“.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Основными проблемами распределительных сетей 110-10-6 кВ являются: неуклонное старение высоковольтного электрооборудования; снижение качества подвесных и опорных изоляторов, бумажно-масляной изоляции; ухудшение работы аппаратуры систем телемеханики, связи, противоаварийной автоматики и релейной защиты.
По анализу результатов диагностики к особенно напряженным элементам с наибольшим количеством развивающихся дефектов высоковольтного электрооборудования относятся: высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией; регуляторы под нагрузкой силовых трансформаторов; контактные системы высоковольтных выключателей; контуры заземления подстанций (из-за коррозии); железобетонные опоры ВЛ в сетях с изолированной нейтралью (6 - 35кВ) и значительными емкостными токами; системы молниезащиты подстанций, средства защиты высоковольтного электрооборудования от рабочих коммутационных и грозовых перенапряжений. Все перечисленные выше экспертные оценки состояния высоковольтного электрооборудования и основные актуальные проблемы высоковольтных электрических сетей касаются и подстанций генерирующих предприятий филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Главными целями дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей Чувашской энергосистемы являются: преодоление старения основных фондов электрических сетей и высоковольтного оборудования путем неуклонного увеличения масштабов работ по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению; развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.
Электрические сети муниципальной собственности - это 26 предприятий, по электрическим сетям которых передается 1215695 тыс. кВт.ч. электрической энергии или 28 процентов полезного отпуска.
Техническое состояние сетей в сельской местности характеризуется крайней степенью износа. На большинстве предприятий отсутствуют необходимые структуры надлежащего поддержания технического состояния оборудования (электротехнические лаборатории и др). В связи с недостаточным финансированием реконструкции сетей их износ ежегодно увеличивается на 1 - 2 процента, а в многопрофильных предприятиях коммунального хозяйства средства, получаемые за транспортировку электрической энергии, направляются для финансирования других, убыточных видов деятельности. Состояние электрических сетей критическое, при этом отсутствует система отраслевого контроля их состояния планирования замещения выбывающих мощностей.
По ряду предприятий отсутствует достоверная информация по исполнительным схемам электрических сетей, составу оборудования, его фактического состояния, все это представляет реальную угрозу надежности энергообеспечения.
Дополнительной угрозой надежности энергообеспечения являются коммерческие потери и хищения электрической энергии, которые не имеют источника покрытия в тарифе на транспортировку электрической энергии и составляют основу убыточности энергопредприятий.
Существующая структура коммунальных электросетевых предприятий не обеспечивает проведение скоординированной технической политики в электросетевой инфраструктуре Чувашской Республики, привлечение инвестиционных ресурсов для развития электрификации. Это является сдерживающим фактором развития электрификации и реализации на территориях программ экономического и социального развития, участия в национальном проекте “доступное жилье“. Приведение структуры муниципальных электрических сетей в соответствие с поставленными задачами является одним из первоочередных мероприятий.
Энергосбытовые организации, осуществляющие в качестве основного вида деятельности продажу другим лицам произведенной или приобретенной электрической энергии. Сбыт электрической энергии на территории республики осуществляют следующие энергосбытовые компании:
ОАО “Чувашская энергосбытовая компания“;
ООО “Транснефтьсервис С“.
Цели сбытовых организаций - снижение уровня коммерческих потерь и переход на расчеты по дифференцированным по зонам суток тарифам. Для достижения этих целей наиболее приемлемым средством являются внедрение автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии и системы выставления счетов бытовым потребителям.
Предпринимают шаги для вхождения в рынок электрической энергии другие компании, не зарегистрированные в Чувашской Республике (ЗАО “Нижегородская Электрическая Компания“), что может привести к частичной потере налоговой базы в республике.
Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики осуществляет системный оператор ЕЭС России (СО). Ему подчинены другие субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (ОДУ в Э), представляющие собой организации или физические лица, уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для ОДУ в Э нижестоящего уровня. На территории Чувашской Республики диспетчеризацию и управление частью системы осуществляет ремонтно-диспетчерское управление (далее - РДУ), выполняя следующие функции: оперативное управление энергетическими объектами на закрепленной территории, определение системных ограничений и предложений по их снятию, прогнозирование и оценка балансов электроэнергии и мощности, расчет диспетчерских графиков, организация балансирующего рынка и размещение резервов, долгосрочное планирование, согласование годового графика ремонтов оборудования электростанций и линий электропередачи, организация функционирования систем оперативно-технологического управления ЕЭС: ПА, АРЧМ, телемеханика и связь, АСДУ, АСКУЭ.
РДУ осуществляет оперативно-технологическое (диспетчерское) управление, взаимодействуя с диспетчерскими службами филиала ОАО “МРСК Волги“ - “Чувашэнерго“, филиалом ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и Чувашии“ и филиалом ОАО “РусГидро“ - “Чебоксарская ГЭС“.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
РДУ участвует в согласовании технических требований генерирующим и сетевым компаниям, квалифицированным потребителям на необходимые технические комплексы мониторинга и управления по объектам их балансовой принадлежности.
В перспективе основными направлениями совершенствования регионального диспетчерского управления следует считать:
создание оперативно-информационных комплексов, укомплектованных современными ЭВМ и специализированными программными продуктами;
построение региональной системы автоматического регулирования мощности;
внедрение цифровых комплексов многоуровневой противоаварийной автоматики;
установка систем АСКУЭ на энергетических объектах;
расширение сети каналов линейной и телефонной связи, а также устройств телемеханики.
Это позволит снизить операционные расходы, связанные с ликвидацией системных аварий, и наладить оперативное регулирование режимов работы энергетической системы Чувашской Республики, повысить надежность функционирования автоматизированных систем оперативно-технологического (диспетчерского) управления (РЗА, ПА, АРН, АРЧМ, АСДУ, АСКУЭ и средств связи).
Надежное функционирование системы электроснабжения Чувашской Республики обеспечивается, помимо государственного правового и финансового регулирования и контроля, техническим регулированием. В состав мер технического регулирования и контроля (надзора) входит принятие технических регламентов по направлениям технической и технологической безопасности, качества электрической и тепловой энергии, установление нормативов резерва мощности, а также устройства электроустановок деятельности субъектов, связанной с эксплуатацией электрического и теплового оборудования, в том числе с соблюдением техники безопасности его обслуживания.
3.3. Теплоэнергетика и теплоснабжение
В республике свыше 1630 котельных обеспечивают теплом системы централизованного теплоснабжения и отдельные объекты. Субъектами рынка тепловой энергии являются 103 организации.
Установленная мощность тепловой генерации в котельном оборудовании в настоящее время составляет 6214 млн. кВт.ч или 5342 Гкал/ч.
Анализ коэффициентов покрытия тепловой нагрузки по котельным районов и городов показывает несоответствие фактической нагрузки установленным мощностям, что определяет неоптимальные режимы работы схем теплоснабжения. Приборные обследования подтверждают необходимость оптимизации схем и режимов работы тепловых сетей. Канашские и Шумерлинские тепловые сети имеют избыточные тепловые мощности (рис. 3.1).
Рис. 3.1
а) Коэффициенты покрытия по котельным г. Канаша
б) Коэффициенты покрытия по котельным г. Шумерли
Рисунок не приводится.
В районах республики параметры генерирующих мощностей часто не соответствуют тепловым нагрузкам, что приводит к недоиспользованию оборудования, многолетним простоям и выходу его из строя, а также определяет низкую экономическую эффективность работы теплогенерирующих мощностей.
В то же время несколько котельных г. Цивильска, Порецкого района не способны обеспечить прохождение пиков тепловой нагрузки при минимальной расчетной температуре, что приводит к снижению температуры ниже допустимой в отапливаемых помещениях.
Ряд котельных не соответствует вновь введенным требованиям по группе параметров: отсутствует резервное топливо, не соответствует категории надежности схема электроснабжения, не выполняются правила безопасности газового оборудования ПБ-12-529-03. Имеются котельные с низким уровнем надежности, требующие реализации мероприятий по модернизации и реконструкции.
Рис. 3.2. Срок эксплуатации котельных установок в зависимости
от производительности
Рисунок не приводится.
Парковый ресурс котельного оборудования представлен на рис. 3.6. Выбытие теплогенерирующих мощностей можно оценить на уровне 120 - 150 млн. кВт в год. Наиболее сложное положение основных фондов на сегодня в г. Алатыре, где в тепловых сетях самым современным котлом является котел 1986 года установки.
Минимизировать затраты на замещение выбывающих генерирующих мощностей позволяет комплексный подход, включающий оптимизацию схем теплоснабжения, их наладку и снижение потерь в системе “Источник - тепловая сеть - потребитель“ (рис. 3.3).
Рис. 3.3. Энергетический баланс системы
“Источник - тепловые сети - потребитель“
Рисунок не приводится.
Задачи повышения экономической и технической эффективности систем теплоснабжения можно подразделить на следующие:
оптимизация систем (схем) теплоснабжения с учетом перспектив развития населенных пунктов, повышения надежности и перехода на теплофикационную выработку тепловой энергии;
построение энергетических балансов системы “Источник - тепловая сеть - потребитель“ с учетом фактических параметров объектов и разработка мероприятий снижения издержек;
замещение неэффективных технологий и оборудования, внедрение современных котлов, систем химводоочистки (ХВО), насосных станций и др.;
внедрение комплексных автоматизированных систем управления, учета и диспетчеризации в системах теплоснабжения и у потребителей тепловой энергии.
Очередность направления средств на энергосбережение в системе теплоснабжения в соответствии со средним сроком окупаемости проводимых мероприятий представлена на рис. 3.4 на примере обследования 44 котельных.
Рис. 3.4. Очередность направления средств на
энергосбережение в системе теплоснабжения и средний срок
окупаемости проводимых мероприятий
Рисунок не приводится.
Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса и преобразования унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение и теплоснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с акционерными обществами энергетики и электрификации, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
IV. Энергетическая безопасность
Энергетическая безопасность Чувашской Республики - это состояние защищенности ее населения, общества и экономики от угроз надежному топливо- и энергообеспечению.
Угрозы энергетической безопасности определяются как внешними факторами, так и собственно состоянием и функционированием энергетики республики, диспропорциями в топливо- и энергообеспечении отдельных районов по возможностям поставок, производства и потребления природного газа, угля, мазута, тепловой и электрической энергии.
Анализ причин аварий на объектах энергетического комплекса показывает следующие причины их возникновения:
выработанный парковый ресурс и физический износ оборудования;
устаревшее и не функционирующее оборудование, контрольно-измерительные приборы и автоматика (далее - КИПиА);
несоблюдение технологических регламентов эксплуатации оборудования;
несоответствие фактических режимов работы оборудования, тепловых и электрических сетей проектным параметрам; ошибочные действия эксплуатационного персонала.
Развитие аварийных ситуаций и их переход в системные аварии обуславливается следующими причинами:
неудовлетворительное развитие сетей и их состояние, схем кольцевания и перемычек;
недостаточный резерв мощности генерирующих источников;
неудовлетворительное информационное обеспечение ДУ;
отсутствие средств автоматического контроля (расхождение фазовых углов, уровней напряжения, температур, давления, потокораспределения и др.) в режиме реального времени;
недостаточно отработанные процедуры организационного и технического взаимодействия в структурах управления при аварийных ситуациях и их ликвидации в коммунальной энергетике;
несоответствующая квалификация персонала;
неукомплектованность эксплуатационных и аварийных служб специальными машинами, механизмами и запасами материалов и оборудования для проведения ремонтных работ.
Для поддержания необходимого уровня энергетической безопасности Чувашской Республики следует обеспечить:
рациональный топливно-энергетический баланс;
необходимый уровень технического состояния энергетической инфраструктуры;
необходимую генерацию и распределение энергетических потоков;
внедрение современных методов и средств неразрушающего контроля и технической диагностики энергетических объектов - наиболее эффективных и надежных методов и средств.
4.1. Топливообеспечение
Энергетическая безопасность Чувашской Республики обеспечивается достаточным для достижения параметров Энергетической стратегии поступлением энергоресурсов из-за пределов республики (увеличится на 30 процентов, что соответствует увеличению внутреннего потребления первичных топливно-энергетических ресурсов в России к 2020 году).
Чрезмерно высокая доля в топливном балансе природного газа (свыше 87 процентов) является потенциальной угрозой безопасности из-за технических и экономических факторов. Поддерживаемый и субсидируемый государством уровень цен на природный газ определяет преимущества его использования. Прекращение субсидирования природного газа, доведение его цены на внутреннем рынке до уровня рентабельности добычи и транспортировки, развитие рынка природного газа и увеличение на нем доли “независимых“ поставщиков, а также возможное вступление России в ВТО могут существенно изменить соотношение цен на энергетические носители на внутреннем рынке.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Цена на природный газ станет соотноситься к цене на уголь в сопоставимых топливных эквивалентах, как 1,6 - 2,0. Соответственно существует угроза ускоренного роста тарифов в Чувашской Республике из-за ускоренного по сравнению с другими видами топлива роста цен на природный газ, изменятся экономические предпосылки потребления природного газа и его альтернатив.
Техническая надежность газоснабжения потребителей Чувашской Республики может быть достигнута:
созданием закольцованных систем распределительных сетей газоснабжения в населенных пунктах Чувашской Республики;
созданием локальных систем энергетической безопасности городов с возможным созданием хранилищ и складов резервного топлива (мазут, печное топливо, уголь, дрова и т.д.) для систем теплоснабжения при аварийных остановках газоснабжения или при резких похолоданиях в отопительный период.
Резервным видом топлива в республике является мазут и, в незначительных объемах, каменный уголь. Тренд стоимости топочного мазута за последние 3 - 4 года делает этот вид топлива экономически неэффективным. Тепло- и электрогенерирующим компаниям необходимо рассмотреть варианты его замещения углем или другими альтернативными видами топлива.
В республике имеется потенциал местных и возобновляемых энергетических ресурсов, которыми можно замещать до 10 - 15 процентов топливного баланса. Экономически целесообразным становится вовлечение их в энергетический баланс при стоимости природного газа на уровне 100 - 120 $ USA за 1000 м3. Следует предусмотреть создание экономической поддержки использования местных и возобновляемых энергетических ресурсов через систему экологического премирования, снижения налогообложения или другие механизмы.
На первом этапе следует реализовать проекты с замещением дорогого резервного топлива, мазута. На втором этапе, в зависимости от складывающейся ситуации на рынке природного газа, начать поэтапное его замещение или дополнение, ставя задачу снижения доли природного газа в топливном балансе ниже 80 - 85 процентов при наличии экономической целесообразности.
4.2. Обеспечение необходимого уровня технического состояния энергетической инфраструктуры
В настоящее время в целом системы транспортировки газа обеспечивают возможность доставлять потребителям свыше 6 млрд. м3 природного газа.
В то же время в газовом хозяйстве Чувашской Республики эксплуатируются подземные газопроводы, у которых истек нормативный срок эксплуатации (40 лет). Такие газопроводы должны подвергаться диагностированию с целью оценки технического состояния, продления сроков безопасной эксплуатации или их замены. Протяженность таких газопроводов ежегодно увеличивается. При положительных результатах диагностики срок эксплуатации продлевается еще на 5 - 10 лет. По истечении этого срока газопроводы подвергаются повторной диагностике, в этом случае возможно продление их эксплуатации еще на 3 - 5 лет.
После повторного продления срока эксплуатации значительное внимание должно быть уделено вопросам использования диагностических информационных технологий. При этом значительно увеличиваются эксплуатационные затраты на содержание этих газопроводов: в разы учащаются обходы, приборное обследование должно проводиться ежегодно, то есть в 5 раз чаще обычного.
Протяженность газопроводов, подвергнутых диагностике только за последние 3 года, составляет 111,9 км, из них в г. Чебоксары - 100,3 км. Необходимо решить вопрос плановой работы по замене газопроводов, прошедших диагностику в 2002 - 2005 годах, в противном случае возникнет необходимость замены 200 - 300 км газопроводов в один год, и далее - по результатам диагностики в последующих годах (в 2012 - 2015 гг.). В период 2006 - 2010 годы подлежат диагностированию 147,5 км подземных газопроводов (в том числе по г. Чебоксары - 107,3 км).
Аналогичная проблема стоит по газорегуляторным пунктам (далее - ГРП), отработавшим нормативный срок эксплуатации. Газооборудование в них физически и морально устарело и подлежит диагностике с целью определения остаточного ресурса. Количество таких ГРП составляет 90 шт., в том числе в г. Чебоксары - 75 шт. Дальнейшая их эксплуатация грозит случаями прекращения газоснабжения объектов г. Чебоксары и других населенных пунктов. ОАО “Чувашсетьгаз“ принято решение и ведутся работы по замене газооборудования в этих ГРП. Такое же положение создалось по устройствам электрохимзащиты стальных подземных газопроводов, нормативный срок эксплуатации которых составляет 20 лет. Количество таких средств коррозийной защиты (СКЗ) более 300 шт., в том числе в г. Чебоксары - 120 шт. Составлена программа по замене преобразователей и анодных сооружений.
По состоянию на 1 января 2005 г. в газовом хозяйстве Чувашской Республики находились в эксплуатации 471,4 км внутридомовых газопроводов с истекшими сроками службы (30 лет и более), в том числе в г. Чебоксары - 415,6 км и в г. Новочебоксарске - 55,8 км. Из-за отсутствия финансирования средств у владельцев этих домов не решаются проблемы диагностики или замены этих газопроводов.
Оценка минимума работ по результатам визуального и инструментального обследования технического состояния труб (включая также сварные швы, межэтажные переходы) обходится в среднем в 925 рублей, а при необходимости перекладки наиболее ветхих газопроводов стоимость работ ориентировочно составляет 4,1 - 4,2 тыс. рублей (с НДС) в расчете на 1 квартиру. Дальнейшая эксплуатация таких газопроводов в жилых домах создает угрозу надежности газоснабжения, жизни и здоровью людей.
Все более обостряются вопросы обеспечения газом новых промышленных, коммунально-бытовых потребителей и строящихся жилых домов в г. Чебоксары. Построенная по ул. Пролетарская перемычка временно разгрузила ГРС-1 г. Чебоксары, но уже сегодня эта проблема обострилась вновь. Необходимо решить вопросы строительства новой ГРС-3 и распределительного газопровода от ГРС-3 до ГРП в районе завода “Контур“. Стоимость выполнения работ по закольцовке составляет 59,3 млн. рублей.
Наряду с вышеизложенными проблемами одной из основных задач является ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь газа при транспортировке по газораспределительным сетям. В этих целях необходимо внедрять современное газопотребляющее оборудование с высоким КПД и энергосберегающие технологии, узлы учета в ГРП и у потребителей, средства телеметрии с выводом текущих показаний на диспетчерский пункт. Для выполнения этой программы только на 1 этапе потребуются финансовые вложения в размере 300 млн. рублей, в том числе по г. Чебоксары - 32 млн. рублей.
В последние несколько лет возросла необходимость принятия антивандальных мероприятий на газораспределительных сетях в связи с участившимися случаями несанкционированного вмешательства посторонних лиц.
Целый ряд потребителей не имеет исправного резервного топливного хозяйства, причем ситуация имеет тенденцию к ухудшению с каждым годом.
Электрические сети 110 - 220 кВ предназначены для внутрисистемных и межсистемных связей. С помощью этих сетей электроэнергия поставляется в республику и из гг. Чебоксары и Новочебоксарска доставляется во все районы республики. Данные сети способны обеспечить транспортировку электрической энергии в прогнозных объемах перетоков топливно-энергетического баланса до 2020 года. Однако в связи с выработанным ресурсом сетевого оборудования необходимо определить очередность модернизации дорогостоящего оборудования с использованием современных методов диагностики электрооборудования.
Износ кабельных линий (далее - КЛ) 6 - 10 кВ, трансформаторных подстанций (далее - ТП) 6(10)/0,4 кВ, распределительных устройств (далее - РУ) 6(10) кВ, а также КЛ 0,4 кВ представлены на рис. 4.1. В городских и поселковых электрических сетях необходимо выполнить следующие работы:
капитальный ремонт ВЛ-6(10) кВ с применением самонесущих изолированных проводов;
капитальный ремонт ВЛ-0,4 кВ с применением самонесущих изолированных проводов;
прокладка и включение в работу дополнительных КЛ-6(10) кВ;
замена изношенных высоковольтных масляных выключателей на вакуумные выключатели;
замена изношенных силовых трансформаторов на трансформаторы большей мощности;
замена изношенных КЛ 0,4 кВ.
Рис. 4.1. Сведения о техническом состоянии объектов
электросетевого хозяйства обособленного структурного
подразделения “Чебоксарские электрические сети“
ООО “Коммунальные технологии“
Рисунок не приводится.
Общее техническое состояние и сроки эксплуатации сетей 0,4 - 6 - 10 кВ требуют реализации программ по их модернизации для надежного обеспечения потребителей качественной электроэнергией.
Общим для большинства котельных Чувашской Республики является большой физический износ оборудования (рис. 3.6). Проведенные обследования и энергетические аудиты котельных показали, что котлы единичной мощностью до 4 Гкал/ч повсеместно имеют низкий КПД. Плохие показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности, таких как “НР-18“, “Универсал“, “Энергия“, “Братск“, “Факел“, “Минск-1“ и т.д. определяются крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, отсутствием в большинстве случаев автоматического регулирования процессов горения, повсеместным отсутствием либо неработоспособностью химической водоподготовки и, соответственно, сопровождающимися образованием накипи на тепловоспринимающих поверхностях и заносом котлов продуктами коррозии.
В более худшем состоянии находятся котельные, работающие на угле. Их КПД не превышает 60 процентов (худшие показатели на уровне 20 процентов). Это объясняется техническим состоянием котлов, уровнем водоподготовки, качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, механизации топливоподачи, а также низким техническим уровнем эксплуатационного персонала, невысокой заработной платой опе“аторов котельных.
Низкий КПД зачастую определяется недостаточной загруженностью котлов в условиях малой тепловой нагрузки систем теплоснабжения и несоответствием режимов установленному оборудованию.
Среднеэксплуатационный КПД котлов существенно отличается от данных режимных карт из-за отсутствия автоматизации процессов горения и отклонения от оптимального отношения воздух - топливо.
Техническое состояние тепловых сетей можно охарактеризовать по тепловым сверхнормативным потерям. Для решения этой проблемы необходимы последовательные мероприятия с приборным определением участков теплосети с максимальными теплопотерями и их перекладки на трубопроводы с улучшенной теплоизоляцией.
Системы теплопотребления зданий находятся в основном в неудовлетворительном состоянии. На 95 процентах тепловых узлов потребителей отсутствуют контрольно-измерительные приборы. Тепловая изоляция внутридомовых сетей трубопроводов не соответствует правилам технической эксплуатации (далее - Правила). Коэффициент смешения в элеваторных узлах не соответствует температурным графикам на вводе в тепловой узел и систем теплопотребления. Несоблюдение требований Правил в части обслуживания и учета параметров теплоносителя и тепловой энергии теплопотребляющих установок приводит со временем к разрегулированию системы теплопотребления в части эффективной транспортировки и преобразования тепловой энергии.
Для приведения в порядок систем теплопотребления необходима модернизация систем внутридомового теплоснабжения, приведение в соответствие нормативным документам их технического состояния, организация качественной эксплуатации на основе строгого соблюдения правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Это потребует повышения квалификации лиц, ответственных за тепловое хозяйство, по разработанным специализированным программам повышения квалификации.
4.3. Модернизация внутридомового инженерного оборудования
Внутридомовое инженерное оборудование не относится к объектам энергетического комплекса, а является приемным устройством потребителя. В связи с тем, что его техническое состояние является реальной угрозой для надежного и безопасного энергообеспечения социально важнейшей группы потребителей - населения, а также сдерживающим фактором создания розничного рынка энергоносителей, стратегически важно приведение внутридомового инженерного оборудования в соответствие с современными требованиями в строящихся домах и в существующем жилом фонде.
Сети 0,4 кВ в жилых и общественных зданиях старой постройки (до 1999 г.) не соответствуют ГОСТу 50571.1-25 “Электроустановки зданий“. Применение в таких однофазных двухпроводных сетях бытовой техники, рассчитанной на применение в однофазных трехпроводных сетях, создает повышенную опасность для жизни людей и повышенную пожароопасность. Основными недостатками таких систем являются:
малая пропускная способность;
выполнение электропроводки внутри здания проводом или кабелем с алюминиевыми жилами;
выполнение однофазных сетей двухпроводными, а трехфазных сетей -четырехпроводными;
неудовлетворительное техническое состояние из-за отсутствия квалифицированной эксплуатации;
отсутствие устройств защитного отключения.
Необходимо организовать осмотры и испытания электрических сетей в квартирах и частных жилых домах на соответствие нормативным требованиям. Сведения о соответствии технического состояния электроустановок старых зданий нормативным требованиям приведены на рис. 4.2. С целью совершенствования технического состояния электроустановок необходимо при модернизации старых и строительстве новых зданий обеспечить внедрение низковольтных комплектных устройств (далее - НКУ), устройств защитного отключения (далее - УЗО), приборов учета, измерительных приборов и т.д., в том числе выпускаемых предприятиями Чувашской Республики.
Рис. 4.2. Сведения о соответствии технического состояния
электроустановок зданий нормативным требованиям
а) жилищно-коммунальное хозяйство
б) бюджетные организации
Рисунок не приводится.
Следует широко внедрять современные системы учета электроэнергии, позволяющие снизить коммерческие потери и хищения электрической энергии, стимулировать эффективное использование электроэнергии в быту.
Внимание должно быть уделено вопросам качества электрической энергии. Сетевым предприятиям необходимо реализовать комплекс мероприятий для обеспечения качества электроэнергии в соответствии с ГОСТом 13109-97 “Электроэнергия, совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения“.
Необходимо провести разъяснительную работу среди граждан, проживающих в частных домах и приватизированных квартирах, о необходимости создания современных электроустановок зданий, а также проведения периодических испытаний и осмотров.
Отопительная система восполняет потери тепла зданием и поддерживает расчетную температуру внутреннего воздуха помещений, устанавливаемую санитарными нормами в зависимости от назначения помещений.
Сведения о соответствии нормативным требованиям параметров теплоносителя в тепловых узлах потребителя приведены на рис. 4.3.
Рис. 4.3. Сведения о соответствии нормативным требованиям
параметров теплоносителя
Рисунок не приводится.
Применение автоматизированных узлов управления с регулирующими клапанами и насосами позволит осуществить регулирование расхода и температуры теплоносителя в отопительной системе здания, тем самым достигается более эффективное использование тепловой энергии у потребителя. Для комплексного решения вопроса энергетической безопасности жилых и общественных зданий органам местного самоуправления в Чувашской Республике совместно с собственниками домов необходимо организовать работы по модернизации инженерного оборудования: систем внутридомового газового оборудования, тепло- и водоснабжения и водоотведения, электроснабжения, вентиляции и т.д.
4.4. Обеспечение необходимых энергетических потоков и достижение оптимального баланса
Прогнозируемый рост потребления топлива в Чувашской Республике к 2020 году составляет 30 - 35 процентов. Такой уровень приема энергоносителей уже сейчас может обеспечить как существующие газопроводы, так и необходимые склады и резервуары, соответственно, для угля и жидких углеводородов. Задача сводится к созданию условий поддержания инфраструктуры в удовлетворительном техническом состоянии.
В связи с тем, что потребление электроэнергии в 2020 году составит по энергоэффективному варианту 6,2 млрд. кВт.ч, по умеренному варианту - 7,2 млрд. кВт.ч (приложения N 1, 2), перед электросетевыми компаниями и РДУ встают следующие задачи:
обеспечить транспорт и преобразование электроэнергии районам и городам и организациям в соответствии с указанными в стратегии объемами;
изыскать дополнительные возможности для увеличения транспорта требуемого количества передаваемой энергии с оптового рынка энергии и мощности;
предусмотреть дополнительные межсистемные связи по условиям устойчивости и живучести энергосистемы.
Теплоэнергетической компании необходимо предусмотреть увеличение вырабатываемой электроэнергии и автономные источники для запуска станций при полной их остановке в результате нарушения межсистемных связей.
Важным фактором повышения энергетической безопасности в условиях возможного дефицита топлива является увеличение потоков электрической и тепловой энергии потребителю при сокращении (стабилизации) поставок энергоносителей с рынка природного газа и рынка топлива. На каждой тысяче кубометров газа, направленной на производство тепловой энергии, совместно с электрической экономится сто кубометров в целом для Чувашской Республики, даже в том случае, если тепловая энергия была бы выработана на самой современной котельной, а электрическая энергия - в конденсационном цикле.
Для эффективного преобразования первичных видов топлива и поддержания платежеспособного спроса на вторичные энергоносители генерирующим компаниям совместно с органами исполнительной власти Чувашской Республики необходимо реализовать комплекс мер, стимулирующих развитие теплофикации.
4.5. Экологическая безопасность
Объекты энергетики при сжигании органического топлива выбрасывают в атмосферу значительные количества диоксида углерода, а также оксиды азота, серы и другие вредные вещества. Страны, подписавшие Киотский протокол, обязались принимать меры, чтобы их совокупные антропогенные выбросы парниковых газов (диоксид углерода, метан, закись азота, гидрофторуглероды, перфторуглероды, гексафторид серы) в эквиваленте диоксида углерода не превышали установленных для них количеств.
В 1991 году при сжигании всех видов органического топлива в Чувашской Республике в атмосферу было выброшено в общей сложности 9710 тыс. тонн диоксида углерода. Из этого объема выбросов 1286 тыс. тонн было выброшено при сжигании моторного топлива (бензин, дизтопливо) и 8423 тыс. тонн при сжигании природного и сжиженного газа, мазута, угля, дров и торфа. Выбросы диоксида углерода без учета сжигания дров в 1991 году составили 8351,32 тыс. тонн. Наиболее значительное количество диоксида углерода (4557 тыс. тонн, или 54,1 процента) образовалось при сжигании 2305,0 млн. м3 природного газа, при сжигании 891 тыс. тонн мазута выбросы составили 2795 тыс. тонн (33,2 процента), при сжигании 454 тыс. тонн угля выбросы составили 897,6 тыс. тонн (10,65 процента). Общий расход условного топлива в 1991 году составил 4269 тыс. тонн.
После 1991 года вследствие перехода ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, а также ряда котельных с мазута на природный газ потребление мазута стало сокращаться и в настоящее время не превышает 20 тыс. тонн в год. За счет этого выбросы диоксида углерода при сгорании мазута уменьшились на 2732,75 тыс. тонн. Переход ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 с мазута на природный газ позволил снизить выбросы оксидов серы с 31,6 тыс. тонн в год до 0,62 тыс. тонн в год.
Проводимые на ТЭЦ мероприятия по сокращению выбросов оксидов азота позволили практически в два раза уменьшить выбросы оксидов азота. Укрупнение центров генерации тепловой энергии позволяет реализовывать новейшие технологии сжигания топлива с сокращением выбросов оксидов азота. Новый ГОСТ Р 50831-95 “Установки котельные. Техническое оборудование. Общие технические требования“ устанавливает нормы выбросов оксидов азота и серы. Их сокращение с использованием новейших технологий селективного каталитического восстановления или селективного некаталитического восстановления эффективно пропорционально единичной мощности котельных.
При росте к 2020 году потребления природного газа до 3391 млн. м3 выбросы диоксида углерода при его сгорании составят 6703 тыс. тонн или увеличатся на 2251 тыс. тонн по сравнению с 2004 годом. При сохранении потребления угля и мазута на уровне 2004 года выбросы диоксида углерода в атмосферу в 2020 году без учета дров составят 7042 тыс. тонн, что на 1308 тыс. тонн меньше, чем в 1991 году.
Рис. 4.4. Динамика потребления энергоносителей и
выбросов диоксида углерода
Рисунок не приводится.
Условия Киотского протокола, направленные на снижение выбросов “парниковых газов“, не являются ограничивающим фактором развития энергетики республики на период до 2020 года. Участие в реализации механизмов международного сотрудничества, предусмотренных Киотским протоколом, дает возможность привлечения инвестиционных средств для решения экологических проблем, связанных с выбросами парниковых газов на территории республики.
С экологической точки зрения требуется предусматривать поэтапное замещение преобразования энергии природного газа в тепловую энергию, на совместную выработку тепловой и электрической энергии, в первую очередь, на объектах с круглогодичным потреблением тепловой энергии.
Помимо сокращения выбросов парниковых газов, “углеродные“ инвестиции могут привести к возникновению значительных сопряженных выгод, включая:
попутное сокращение выбросов других видов загрязнителей;
снижение риска заболеваемости населения и деградации экосистем;
внедрение достижений научно-технического прогресса;
появление новых стимулов к экономии энергоресурсов;
развитие альтернативных экологически чистых технологий производства энергии.
Для этого необходимо реализовать проекты развития альтернативной энергетики и изменить государственную политику субсидирования традиционных (невозобновляемых) энергоносителей.
Сократить сбросы минерализованных стоков позволит совершенствование технологий водоподготовки, увеличение возврата конденсата, применение комплексонов. Применение комплексонов - ингибиторов солеотложения в 200 раз сокращает концентрацию солей в стоках и в 300 раз по массе снижает загрязнение. Уход потребителей тепловой нагрузки и пара от централизованного теплоснабжения ухудшает ситуацию со сбросом стоков из-за худших показателей менее мощных систем водоподготовки.
V. Стратегические направления развития энергетики и роста
энергоэффективности
5.1. Оценка рынка энергоносителей на период до 2020 года
В Чувашскую Республику поступают следующие энергоносители:
Природный газ в объеме 2303600 тыс. м3, в том числе 435500 тыс. м3 от независимых поставщиков по договорным ценам. С учетом платежей потребителей за транспортировку газа по сетям ОАО “Чувашсетьгаз“ объемы платежей (рынок) в 2005 году оцениваются в 3,0 - 3,2 млрд. рублей в год. На 2006 год стоимость природного газа в регулируемой части составит 1624 рубля (с НДС) за 1000 м3, а в нерегулируемой части прогнозируется на уровне 2100 - 2500 рублей.
Электроэнергия с оптового рынка (ОРЭ) в 2004 году закуплена в объеме 480 млн. кВт.ч, в том числе в секторе свободной торговли (АТС) - 146,8 млн. кВт.ч по 49,36 коп/кВт.ч, и в регулируемом секторе - 333,2 млн. кВт.ч по 51,80 коп/кВт.ч. Объемы закупок с оптового рынка зависят от ряда факторов, главные из которых: выработка электрической энергии филиалом ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“, теплофикационная загрузка ТЭЦ-2, ТЭЦ-3. Объемы закупок с оптового рынка при существующих генерирующих мощностях и уровне потребления могут колебаться от 500 до 800 млн. кВт.ч. в год, при уровне цен на оптовом рынке 0,55 - 0,60 руб/кВт.ч. При этом отток капитала из республики составит 0,275 - 0,48 млрд. рублей в год.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Каменный уголь все больше вытесняется природным газом, потребность составляет 80 - 100 тыс. тонн в год, с учетом затрат на железнодорожный транспорт стоимость ввозимого угля составляет 0,108 - 0,135 млрд. рублей в год.
Топочный мазут используется в качестве резервного топлива, объемы резерва составляют 50 - 70 тыс. тонн. Минимальное годовое потребление составляет 20 - 25 тыс. тонн для обновления запасов топлива один раз в три года. Стоимость завозимого мазута составляет 80 - 120 млн. рублей.
Сжиженный газ, практически замещенный в коммунальной энергетике, в основном используется в качестве моторного топлива для автомобилей. Сохранилось в сравнительно небольших объемах использование сжиженного газа населением для пищеприготовления. Объем поставок составляет около 20 тыс. тонн со стоимостью 60 - 70 млн. рублей.
Затраты на приобретение энергоносителей составляют 3,5 - 4,0 млрд. рублей в год. В 2005 году отношение закупаемых из-за предела республики энергоносителей к стоимости регионального валового продукта составит 6,7 - 6,9 процента.
Следует отметить, что 93 процента ввозимых в республику энергоносителей (природный газ и электрическая энергия) имеют превышающие инфляцию темпы роста цен. Прогноз на 2010 год показывает удвоение стоимости ввозимых энергетических ресурсов (12 - 15 млрд. рублей).
Рынок тепловой энергии сосредоточен в основном в городах и районных центрах, имеющих централизованные системы теплоснабжения. В зависимости от погодных условий рынок составляет 8,2 - 8,9 млн. Гкал в год, или с учетом сложившихся тарифов 3,7 - 4,1 млрд. рублей в год.
В настоящее время имеется тенденция ухода с рынка теплоснабжения от теплофикационных мощностей крупных потребителей. Так, ОАО “Химпром“ ввел в эксплуатацию собственную котельную и сократил потребление пара теплофикационного отбора на 40 тонн пара в час и в дальнейшем планирует развитие тепловой генерации до 75 тонн пара в час.
Развитие рынка определяется увеличением площади жилого фонда и приведением режимов промышленных потребителей в соответствие требованиям санитарных правил и норм температур в производственных помещениях.
Рынок электрической энергии в 2004 году составил 4,72 млрд. кВт.ч, или 5,156 млрд. рублей, распределенных по потребителям: промышленность - 40 процентов, сельское хозяйство - 3,6 процента, транспорт и связь - 19,6 процента, строительство - 2 процента, ЖКХ - 15 процентов, население - 6,7 процента.
В 2004 году в республику по сетям высокого давления поступило 2303600 тыс. м3 природного газа, в том числе 435500 тыс. м3 от независимых поставщиков с договорными ценами на природный газ. К 2010 году прогнозируется увеличение рынка как в физическом объеме до 2500000 - 2600000 тыс. м3, так и в стоимостном выражении до 12 - 15 млрд. рублей в год. В целях исключения двойного счета на внутреннем рынке энергоносителей по природному газу учитываются конечные потребители, за исключением использующих газ для производства и продажи тепловой и электрической энергии, так как газовая (топливная) составляющая учитывается в балансах и тарифах на конечные виды энергоносителей.
Конечными потребителями природного газа являются следующие группы потребителей:
населением в 2004 году потреблено 412 млн. м3, прогнозное потребление природного газа составит в 2010 и 2020 годах, соответственно, 525 и 532 млн. м3;
организации и предприятия, производящие тепловую энергию или использующие природный газ в технологическом процессе (объем оценочно 250 - 300 млн. м3 в год).
Перспективные возможности поставки природного газа в Чувашию зависят в первую очередь от прогнозируемых объемов добычи газа в России и развития действующей Единой системы газоснабжения страны.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
В рассматриваемый период ожидается существенный рост объемов добычи газа независимыми производителями: до 115 - 120 млрд. м3 (18 процентов) в 2010 году и 170 - 180 млрд. м3 (25 процентов) в 2020 году, добыча по ОАО “Газпром“ прогнозируется стабильной.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
При сложившемся ценовом регулировании на федеральном уровне и системе выделения лимитов на природный газ по регулируемым ценам в системе ОАО “Газпром“, природный газ является самым эффективным видом топлива по параметрам цена - качество. Так, тонна условного топлива (сопоставимый топливный эквивалент) природного газа стоит значительно дешевле, чем по другим видам топлива (табл. 5.1).
Таблица 5.1
-------------------------T------------T----------------T-------------¬
¦ Виды топлива ¦Теплотворная¦ Стоимость ¦ Стоимость ¦
¦ ¦способность ¦1 тонны (с НДС),¦ 1 т.у.т. ¦
¦ ¦ Ккал/кг ¦ рублей ¦ (с НДС), ¦
¦ ¦ ¦ ¦ рублей ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Мазут м-100 ¦8500 - 9500 ¦ 4000 - 5000 ¦2950 - 3687,5¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Уголь ¦ 5500 ¦ 1650 ¦ 2102 ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Торф (брикетированный) ¦3800 - 4000 ¦ 895 ¦ 1565,5 ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Природный газ ¦8300 - 8450 ¦ 1266 ¦ 1055 ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Древесные отходы ¦3500 - 4496 ¦ 500 ¦ 875 ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Электрическая энергия ¦ кВт.ч ¦ 1,02 ¦ 8160 ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Электрическая энергия на¦ кВт.ч ¦ 0,57 ¦ 4560 ¦
¦оптовом рынке ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+------------+----------------+-------------+
¦Тепловая энергия ¦ Гкал ¦ 450 ¦ 3150 ¦
L------------------------+------------+----------------+--------------
Следует отметить, что доля природного газа в топливном балансе Чувашской Республики значительно больше, чем средняя по России.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
В настоящее время сложилась ситуация, когда теплоснабжение населенных пунктов республики не обеспечено резервными источниками топлива (мазут, уголь) и полностью зависит от поставок природного газа. Это может привести к тяжелым экономическим и социальным последствиям при возникновении аварийных ситуаций на газопроводах, отключениях или резких ограничениях подачи природного газа.
Проблема резервирования топлива ежегодно обостряется. Это происходит не только из-за старения мазутных хозяйств и сокращения биотопливных источников тепловой энергии, но и из-за методологии тарифного регулирования на федеральном уровне, экономически стимулирующей использование природного газа без резервных видов топлива.
5.2. Формирование рационального топливно-энергетического баланса
Энергетическая стратегия сформирована с учетом оптимизации топливно-энергетического баланса по структуре и в разрезе видов топлива, отраслей.
Разработанные балансы топливно-энергетических ресурсов предусматривают:
рост производства и потребления электроэнергии, являющиеся необходимым условием развития экономики и повышения комфортности жизни населения;
существенное повышение эффективности потребления топлива и электроэнергии в экономике и в жилищно-коммунальном секторе за счет энергосбережения;
совершенствование структуры производства электроэнергии;
расширение использования экономически эффективных возобновляемых источников энергии.
Оптимизация расходной части топливно-энергетического баланса предусматривает реализацию мер по экономически эффективному энергосбережению и совершенствование структуры спроса на энергоносители по следующим основным направлениям:
продолжение электрификации экономики с ростом потребления электроэнергии в 1,05 - 1,1 раза быстрее общего спроса на энергию за счет повышения электровооруженности труда в промышленности, сельском хозяйстве и быту;
замедление роста расхода энергоресурсов на централизованное теплоснабжение в 1,07 - 1,1 раза относительно общего энергопотребления в связи с большими возможностями для снижения потерь и экономии тепла.
Для этого необходимы расширение использования перспективного (индикативного) топливно-энергетического баланса как одного из инструментов, обеспечивающих управление стратегическим развитием энергетического сектора, и согласованность балансов топливно-энергетических ресурсов с федеральным и республиканским бюджетами, с финансовыми планами компаний ТЭК.
Анализ структуры баланса ТЭР и его динамики с учетом
сценарных условий
Анализ топливно-энергетического баланса 2004 года (рис. 5.1, 5.2) показывает, что практически исчерпан резерв замещения неэффективных видов топлива на природный газ.
Рис. 5.1. Структура баланса по видам энергоносителей в 2004 году
Рисунок не приводится.
Рис. 5.2. Структура баланса по видам энергоносителей в 2020 году
Рисунок не приводится.
Замещены не только основные виды топлива - мазут, сжиженный газ, но и, в значительной части, каменный уголь. Развитие рынка природного газа в Чувашской Республике связано с развитием электроэнергетики и замещении рентабельным производством электрической энергии по когенерационным технологиям для покрытия дефицита электрической энергии, самого дорогостоящего импортируемого в республику энергоносителя. Баланс топливно-энергетических ресурсов в Чувашской Республике в 2004 - 2010 годах и до 2020 года представлен в таблице 5.2.
Таблица 5.2
-----------------------T-----------T-----------------------------------------¬
¦ Наименование ¦ Единица ¦ Годы ¦
¦ ТЭР ¦ измерения +-----------------T-----------------------+
¦ ¦ ¦ Факт ¦ Прогноз ¦
¦ ¦ +-----T-----T-----+-----T-----T-----T-----+
¦ ¦ ¦ 2002¦ 2003¦ 2004¦ 2005¦ 2006¦ 2010¦ 2020¦
+----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Электроэнергия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление (умеренный¦млн. кВт.ч ¦ 4316¦ 4373¦ 4350¦ 4397¦ 4872¦ 6772¦ 7247¦
¦вариант) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление (энергоэф-¦млн. кВт.ч ¦ 4316¦ 4373¦ 4350¦ 4397¦ 4696¦ 5895¦ 6194¦
¦фективный вариант) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Природный газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦потребность, всего ¦млн. куб. м¦ 2092¦ 2193¦ 2252¦ 2323¦ 2508¦ 2765¦ 3391¦
¦в том числе на произ-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦водство электроэнергии¦млн. куб. м¦ 662¦ 632¦ 631¦ 722¦ 751¦ 852¦ 1260¦
+----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Каменный уголь ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление ¦ тыс. т ¦ 292¦ 242¦ 151¦ 100¦ 100¦ 100¦ 100¦
+----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Мазут ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление ¦ тыс. т ¦ 43¦ 43¦ 72¦ 0,3¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦Возможность использо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вания ¦ тыс. т ¦ ¦ ¦ - ¦ 145¦ 218¦ 431¦ 1335¦
+----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Дрова ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление ¦тыс. куб. м¦ 392¦ 411¦ 386¦ 386¦ 386¦ 386¦ 386¦
¦Всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление (умеренный¦ тыс. ¦ 3235¦ 3327¦ 3365¦ 3314¦ 3580¦ 4104¦ 4871¦
¦вариант) ¦ т.у.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Потребление (энергоэф-¦ тыс. ¦ 3235¦ 3327¦ 3365¦ 3314¦ 3559¦ 3996¦ 4741¦
¦фективный вариант) ¦ т.у.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----------------------+-----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------
Большая доля топливно-энергетических ресурсов, используемых в республике, поставляется из других регионов России. С учетом роста цен на услуги всех видов транспорта, а также в связи с ростом стоимости угля, мазута и газа имеются основания анализа возможности использования собственных топливно-энергетических ресурсов. Рассматриваемые ресурсы местных видов энергоносителей возможно использовать как дополнительные или резервные, а также для вовлечения в энергетический баланс возобновляемых ресурсов.
Несмотря на значительное число рек в республике, равнинный рельеф территории и сравнительно небольшие потоки не позволяют мини- и микроГЭС считать существенным резервом ТЭР. Общий потенциал мощности на существующих гидросооружениях составляет около 1,5 - 2,0 МВт с возможной годовой выработкой 7,0 - 8,0 млн. кВт.ч или тыс. т.у.т. Создание мини- и микроГЭС может быть рентабельно при решении локальных проблем энергоснабжения и комплексном использовании водохранилищ.
Ветроэнергетические ресурсы: характер ландшафта в Чувашской Республике, роза и умеренная сила ветров, а также опыт эксплуатации Мариинско-Посадской ВЭС с установленной мощностью 200 кВт обуславливают и подтверждают число часов используемого максимума не более 2000 в год. При установке современных ВЭ-агрегатов единичной мощностью 1 - 3 МВт годовая выработка составит 2 - 3 млн. КВт.ч в год на один МВт установленной мощности, при стоимости капитальных вложений на один МВт установленной мощности 600 - 800 тыс. $ USA при существующем курсе рубля капитальные вложения составят до 20 млн. рублей/МВт установленной мощности, при тарифе на электрическую энергию 1 руб/кВт.ч сроки окупаемости превышают 10 - 12 лет. Потенциал ВЭС составляет свыше 150 - 200 МВт, однако, при существующем уровне цен на энергоносители и развитости электрификации территории республики ветровая энергетика экономически неэффективна. Электрическая энергия, вырабатываемая на ВЭС, сможет конкурировать с энергией тепловых электрических станций при стоимости природного газа 120 - 150 $ USA за 1000 м3 , или стоимости электрической энергии на уровне 3 - 5 руб./кВт.ч.
Биомасса перерабатывается в топливные и химические продукты различными методами: пиролизом, гидролизом, газификацией, гидрогенизацией и др. Эти процессы осуществляются на передвижных или стационарных установках.
Многие отрасли (ЖКХ, пищевая, химическая и др.) являются масштабными производителями сточных вод. Традиционным способом обработки сточных вод является аэробная биологическая очистка, сопряженная с большими затратами на аэрацию и утилизацию избытка активного ила. На биологических сооружениях гг. Чебоксары и Новочебоксарска ежегодно образуется до 300 тыс. тонн иловых осадков с 80-процентной влажностью. Общие объемы сточных вод по республике можно оценить 150 - 170 млн. м3 с ХПК 2 - 3 кг/м3, максимальный потенциал получения биогаза составляет 200 - 300 млн. м3, что эквивалентно 140 - 210 млн. м3 природного газа, или 115 - 175 тыс. т.у.т.
Более экономически и экологически эффективным решением на спиртзаводах, молокозаводах или очистных сооружениях населенных пунктов может быть комбинированная, анаэробно-аэробная технология очистки концентрированных сточных вод. В соответствии с этой схемой сточная вода поступает в высокоскоростной анаэробный реактор с гранулированной (иммобилизованной) биомассой (UASB-реактор), где происходит как минимум 90 процентов конверсии органических загрязнений в биогаз (70 процентов метана, 30 процентов углекислого газа).
Такие технологии могут быть использованы обеспечивая энерго-носителем и снижая экологическое загрязнение окружающей среды. Биогаз является ценным энергоносителем и может использоваться в заводских котельнях для генерации тепла/пара или конвертироваться в электроэнергию в газогенераторах.
Постоянно образующиеся органические отходы (навоз, канализационные стоки ферм, бытовые отходы, отходы переработки сельскохозяйственной и пищевой промышленности, отходы лесной и лесоперерабатывающей промышленности и т.д.) являются местным энергоресурсом, использование которого позволяет одновременно получить альтернативные энергетические ресурсы и организовать производство экологически чистых удобрений, повысить плодородие и оздоровить окружающую среду района. За рубежом, как правило, работают биогазовые установки, из них примерно три четверти приходится на небольшие установки с емкостью реакторов от 100 до 300 м3, перерабатывающие в основном отходы животноводческих ферм. В России имеются типовые проекты института Гипрокоммунводоканала МЖКХ РСФСР метатенков в монолитном железобетоне с рабочим объемом 1000, 1600, 2500 и 4000 м3, а также в металле с рабочим объемом 1100, 2500, 5000 и 9000 м3.
Дрова и отходы лесопереработки могут составить свыше 300 тыс. тонн в год при использовании технологий производства топливных пиллет или 120 - 140 тыс. т.у.т.
Анализ морфологического состава твердых бытовых отходов гг. Чебоксары и Новочебоксарска позволяет оценить теплосодержание углеводородной составляющей на уровне 0,24 - 0,28 кг у.т./кг при массе мусора 150 - 200 тыс. тонн, топливный потенциал “ учетом возможного извлечения 60 процентов составит 25 - 30 тыс. т.у.т. Твердые бытовые отходы населенных пунктов по республике в объеме 350 - 400 тыс. тонн имеют теплотворную способность на уровне 80 - 90 тыс. т.у.т., с учетом степени извлечения горючей составляющей бытовых отходов топливный потенциал составляет 50 - 60 тыс. т.у.т.
Общий потенциал возобновляемых и вторичных энергетических ресурсов превышает миллион т.у.т. в год (около 15 процентов топливного баланса), однако экономически конкурировать с природным газом не позволяют низкая цена на газ и несовершенные технологии переработки ресурсов. Этот потенциал следует рассматривать как дополнительный в комплексных технологиях переработки ресурсов, решающих не только проблемы энергетики, но и экологические или производственные, например, повышение плодородия.
5.3. Показатели энергетической эффективности
Энергетическая стратегия предусматривает ряд показателей энергетической эффективности, достижение которых позволит иметь достаточное энергообеспечение при прогнозных параметрах развития отраслей экономики и обеспечить необходимый уровень энергопотребления непроизводственной сферы к 2020 году.
Показатели энергетической эффективности производственной сферы.
В качестве стратегического ориентира принимаются затраты энергии на единицу валового продукта. В 2005 году на производство валового продукта будет затрачено 0,808 млн. т.у.т, в 2020 году, при росте объема выпуска продукции 2,5 раза, прогнозируется потребление 1,47 млн. т.у.т. Прогнозируемое снижение энергозатрат на единицу выпускаемой продукции показано на рис. 5.3.
Рис. 5.3. Затраты энергии на единицу выпускаемой продукции
Рисунок не приводится.
Такое снижение должно быть обеспечено комплексом мероприятий, от увеличения загрузки производственных мощностей и применения энерго-эффективных технологий до замены выпускаемой продукции.
Показатели энергоэффективности в теплофикации
В настоящее время на совместную выработку 1 кВт.ч электрической и 1 кВт.ч тепловой энергии расходуется 413,4 г.у.т. К 2020 году данный показатель следует довести до 390 г.у.т., как это показано на рис. 5.4.
Рис. 5.4. Удельный расход топлива на выработку 2-х кВт-часов
(1 электроэнергии и 1 тепловой энергии)
Рисунок не приводится.
Показатели энергоэффективности в системах теплоснабжения от котельных
В качестве показателя энергоэффективности принимается суммарный КПД системы “Котельная - тепловая сеть - здания“. Данный показатель для систем теплоснабжения с газовыми котельными следует довести с 79,5 процента в 2005 году до 87 процентов в 2020 году, что представлено на рис. 5.5.
Рис. 5.5. Изменение суммарного КПД системы
“Котельная - тепловая сеть - здания“
Рисунок не приводится.
Удельные расходы тепловой энергии на отопление зданий.
Предельные нормативы расхода тепловой энергии на отопление зданий бюджетной сферы для климата Чувашской Республики, рассчитанные в соответствии с “Временной методикой проведения энергетических обследований административных и общественных зданий“ (утверждена Протоколом у Председателя Правительства Российской Федерации от 26 июня 2001 г. N МК-П9-25пр), составляют (Гкал/м2 в год):
для объектов здравоохранения - 0,235;
для школ - 0,216;
для дошкольных учреждений - 0,254;
для административных зданий - 0,216.
Данные показатели принимаются в качестве стратегических ориентиров. Уменьшение названных показателей к 2020 году произойдет в результате ввода в строй новых и реконструкции старых зданий, из-за чего значительно уменьшатся тепловые потери, а системы отопления будут более совершенными. В жилом секторе нормативные затраты тепловой энергии на отопление колеблются в пределах 0,1 - 0,218 Гкал/м2 в год в зависимости от года постройки (здания, построенные по новым строительным нормам и правилам, более экономичные). При увеличении доли новых зданий к 2020 году средний удельный расход тепловой энергии снизится до 0,14 - 0,15 Гкал/м2 в год.
5.4. Направления развития энергетики
Основой энергообеспечения республики до 2020 года останутся существующие системы газоснабжения и электроснабжения.
Базовым видом топлива остается природный газ, с постепенным добавлением в топливный баланс возобновляемых биологических и вторичных энергетических ресурсов по мере формирования экономических и технических предпосылок.
В газовой отрасли следует реализовать мероприятия повышения надежности газоснабжения крупных населенных пунктов кольцеванием и строительством ГРС, поддержанием системы в нормативном техническом состоянии.
Основной объем роста спроса на электрическую энергию - обеспечить увеличение выработки электрической энергии на мощностях ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 для чего: на первом этапе способствовать увеличению теплофикационной выработки первоочередным выделением площадей под застройку в зоне эффективной теплофикации, согласовывать соответствующие технические условия, разрабатывать мероприятия замещения локальных котельных в г. Чебоксары с подключением тепловой нагрузки к ТЭЦ-2; на втором этапе, сначала на ТЭЦ-3, далее на ТЭЦ-2 заменить физически и морально выработавшее ресурс оборудование на современные парогазовые установки с электрическим КПД не менее 50 процентов.
С целью повышения маневренности и уровня использования установленной мощности филиала ОАО “РусГидро - “Чебоксарская ГЭС“, обеспечения регулирования мощности, напряжения и частоты утвердить оптимальную отметку Чебоксарского водохранилища.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198)
Наиболее неэффективными являются системы теплоснабжения. Для повышения их развития следует разработать по населенным пунктам генеральные планы теплоснабжения в соответствии с генеральными градостроительными планами и районированием зон по виду теплоснабжения (централизованного и децентрализованного). В зонах централизованного теплоснабжения разработать мероприятия по повышению надежности и эффективности систем, провести подготовку систем для теплофикации, использовать для теплофикации круглогодичную тепловую нагрузку, отопительную нагрузку покрывать мощностью пиковых котлов.
Для покрытия теплофикационной нагрузки использовать когенерационные газотурбинные надстройки котлов-утилизаторов или газопоршневые установки в гг. Чебоксары, Алатыре, Канаше, Шумерле.
Для поддержания и развития электрификации обеспечить развитие сетевой и технологической инфраструктуры, реализуя мероприятия по расшивке узких мест по пропускной способности и надежности схем электроснабжения. Преодолеть старение и износ оборудования планированием реконструкций и ремонтов по фактическому состоянию сетей и оборудования с использованием современных методов технической диагностики.
Во всем энергетическом комплексе повысить управляемость и уровень защит внедрением информационных технологий, интеллектуальных электротехнических устройств и программно-технических комплексов (далее - ПТК) верхнего уровня, реализующих задачи автоматизированного, оперативно-диспетчерского управления и учета в соответствии с правилами оптового и розничного рынков энергоносителей. Обеспечить для многоуровневых ПТК программную и аппаратную совместимость и многопользовательские возможности.
Особым направлением является обеспечение инженерным оборудованием строящихся и реконструируемых жилых зданий системами, обеспечивающими надежное и безопасное энергообеспечение, регулирование и учет потребления, контроль качества и реализацию рыночных механизмов на рынке коммунальных услуг.
VI. Управление энергетикой
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
В управлении энергетикой в Чувашской Республике участвуют территориальные органы федеральных органов исполнительной власти и органы исполнительной власти Чувашской Республики, а также органы местного самоуправления в Чувашской Республике.
Приволжское управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору осуществляет (в пределах своей компетенции) контроль и надзор за соблюдением требований безопасности в электроэнергетике (технический контроль и надзор в электроэнергетике), включая требования безопасности электрических и тепловых установок и сетей (кроме бытовых установок и сетей).
Министерство градостроительства и развития общественной инфраструктуры Чувашской Республики осуществляет организацию надежного и устойчивого обеспечения потребности экономики и населения Чувашской Республики в топливе и энергии, их рационального, эффективного и безопасного использования.
Государственная служба Чувашской Республики по конкурентной политике и тарифам осуществляет государственное регулирование цен (тарифов) в соответствии с законодательством Российской Федерации в отраслях, где применяется государственное регулирование цен (тарифов), отнесенное к ведению Чувашской Республики.
Органы местного самоуправления в Чувашской Республике разрабатывают и реализуют муниципальные программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, организуют проведение энергетического обследования многоквартирных домов, помещения в которых составляют муниципальный жилищный фонд в границах населенных пунктов, организуют проведение иных мероприятий, предусмотренных законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности.
--------------¬ --------------------------¬
¦ Рынок ¦ ¦ Оптовый рынок ¦
¦продажи газа ¦ ¦электроэнергии и мощности¦
L------T------- L---------------------T----
-------------------¬ .........¦.........................................¦...................................
¦ Министерство ¦ . -------+--------------¬ ¦ .
¦градостроительства¦ . ¦ООО “Газпром трансгаз¦ -----+--------------------¬ .
¦ и общественной ¦ . ¦ Нижний Новгород“ ¦ ¦ Федеральная ¦ -------¬ .
¦ инфраструктуры ¦->. L------T--------------- ¦ сетевая компания ¦<..¦СО ЦДУ¦ .
¦ Чувашской ¦ . ¦ L------------------------T- .L------- .
¦ Республики ¦ . ¦ --------/-------¬ -------------------¬ ¦ . / .
L------------------- . -------+------------¬ ¦ООО “Газпром ¦ ¦ Филиал ¦ ¦ . . .
-----------------¬ . ¦ОАО “Чувашсетьгаз“ ¦ ¦ межрегионгаз ¦ ¦ ОАО “РусГидро“ - +-+ . . .
¦ Приволжское ¦ . L------T------------+--> < Чебоксары“ > ¦“Чебоксарская ГЭС“¦<............. .
¦ управление ¦ . ¦ L-------/-------- L------------------- ¦ . . . .
¦ Федеральной ¦ . ¦ -----------------------------------------------¬ ¦ . . . .
¦ службы по +--> . +----+------------------T-----------------------¬ ¦ ¦ . . . .
¦экологическому, ¦ . ¦ ¦ . . . . . /. . . . . . / / ¦ / / / .
¦технологическому¦ . ¦ ¦ . ---------------¬ . --------------------¬ ¦ ---------¬ .
¦ и атомному ¦ . ¦ ¦ . ¦Теплогенерация¦ . ¦Филиал ОАО “ТГК-5“ ¦<...>¦ РДУ ¦ .
¦ надзору ¦ . ¦ ¦ . L--------------- . ¦ “Марий Эл и ¦ ¦ ¦ ¦ .
L----------------- . ¦ ¦ . ¦ . ¦ Чувашии“ ¦ ¦ L--------- .
-----------------¬ . ¦ ¦ . / . L-----------T-------- / / / .
¦Государственная ¦ . ¦ ¦ . ---------------¬ . / / / ¦ .
¦служба Чувашской¦ . ¦ ¦ . ¦Тепловые сети ¦ . ¦ -----------------------T----¬ ¦ .
¦ Республики +--> . ¦ ¦ . L------T-------- . ¦ ¦ Филиал ¦ ДУ ¦ ¦ .
¦по конкурентной ¦ . ¦ ¦ . ¦ . +->¦ ОАО “МРСК Волги“ - ¦ ¦ ¦ .
¦ политике ¦ . ¦ ¦ . . . . . .¦. . . . . . ¦ ¦ “Чувашэнерго“ ¦ ¦ ¦ .
¦ и тарифам ¦ . ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------T----------+----- ¦ .
L----------------- . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ / ¦ .
-----------------¬ . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ / / ¦ .
¦Органы местного ¦ . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------------------T----¬ ¦ .
¦ самоуправления +--> . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Электросетевые ¦ ДУ ¦ ¦ .
¦ в Чувашской ¦ . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ организации ¦ ¦ ¦ .
¦ Республике ¦ . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L-------------------+-T--- ¦ .
L----------------- . ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ --------/-------¬ ¦ ¦ .
. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Гарантирующий ¦ ¦ ¦ .
. ¦ ¦ ¦ L--+-->< поставщик ><--+----- .
. ¦ ¦ ¦ ¦ L------ /-------- ¦ .
. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ .
. / / / / / / .
. ----------------------------------------------------------------------------¬ .
. ¦ Потребитель ¦ .
. L---------------------------------------------------------------------------- .
.......................................................................................
Рис. 6.1. Структура энергетического комплекса
Чувашской Республики
VII. Бюджетная эффективность энергетики
Энергетический сектор экономики связан сложными и разнообразными взаимоотношениями с бюджетами всех уровней, являясь источником формирования его доходной части и получателем бюджетных средств за предоставленные услуги бюджетным организациям, и возмещения средств субсидий на услуги коммунальной энергетики и оказание льгот. Обеспечение эффективности указанных взаимоотношений является важнейшей государственной задачей и основной целью стратегии, направленной на достижение бюджетной эффективности энергетики.
Основными задачами достижения бюджетной эффективности являются:
устойчивое поступление средств в бюджеты всех уровней от организаций энергетического сектора и возможность их планирования на будущий период;
планирование и минимизация бюджетных расходов на оплату топливно-энергетических ресурсов;
учет республиканской и муниципальной собственности в объектах энергетики, контроль эффективности ее использования;
контроль эффективности в использовании государственных средств, а также инвестиций, осуществляемых под контролем государства.
Повышение бюджетной эффективности планируется осуществить за счет:
поддержки темпов развития экономики необходимыми объемами энергоносителей;
создания новых производств и развития энергетических мощностей, увеличения объема выпуска электрической энергии и соответствующего роста налоговых поступлений в бюджеты всех уровней;
снижения потребления и платежей за поставляемые энергоносители в ЖКХ и бюджетную сферу, снижения прямых платежей бюджета, уменьшения льгот и субсидий на оплату коммунальных услуг.
Для сокращения потребления энергоносителей в непроизводственной сфере следует продолжить мониторинг энергоэффективности, разработку энергофинансовых балансов на основе обоснованных нормативов энергопотребления и реализацию мероприятий, повышающих энергетическую эффективность на объектах бюджетной сферы.
Анализ тарифов на тепловую и электрическую энергию и методология их формирования показывает, что для реализации крупномасштабных проектов в республике, городских округах и муниципальных районах требуется привлечение инвестиций, в том числе частного капитала. Необходимо разработать механизмы стимулирования экономической мотивации частных инвестиций с возможностью прямой поддержки в виде финансирования из бюджетов, как это было реализовано в программе газификации, если проекты имеют стратегическое значение или высокую социальную значимость, или разработать механизмы поддержки реализации проектов развития энергетических комплексов и повышения энергоэффективности у потребителей путем субсидирования процентных ставок по кредитам или оплаты части лизинговых платежей.
VIII. Тарифное регулирование
Технологические факторы: эффект масштаба производства и эффект сети обуславливают преимущества монопольной деятельности в энергетическом комплексе и, соответственно, необходимость экономического регулирования. Роль государственного управления - способствовать развитию монополизированных секторов экономики в интересах общества через прямое участие в бизнесе, тарифное или налоговое регулирование и контроль за технической и экологической безопасностью.
Тарифное регулирование осуществляется на основе разработанных федеральными органами исполнительной власти единого порядка и методологии ценового (тарифного) регулирования организаций естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе. Общими принципами и основами государственной тарифной политики Чувашской Республики в сфере электроэнергетики являются:
соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей энергии;
повышение конкурентоспособности экономики Чувашской Республики;
обеспечение справедливого доступа потребителей к максимально качественным услугам;
обеспечение недискриминационных условий доступа к услугам по передаче электрической энергии.
Государственное тарифное регулирование решает следующие задачи:
1) обеспечение доступности услуг с установленным уровнем качества для всех потребителей на всей территории республики;
2) обеспечение макроэкономической стабильности в долгосрочной перспективе на основе баланса интересов между потребителями и поставщиками услуг;
3) создание эффективных и прозрачных регулятивных процессов;
4) создание условий для экономически оправданного перехода монопольных (нерыночных) секторов электроэнергетики к конкурентным рыночным отношениям;
5) создание экономических стимулов для привлечения инвестиций в развитие и перевооружение энергетики;
6) определение процедур введения или отмены государственного регулирования (дерегулирования) с учетом состояния секторов электроэнергетики;
7) обеспечение информационной прозрачности деятельности субъектов регулирования и раскрытие потребителям существенной информации об услугах.
Масштаб тарифного регулирования зависит от разделения видов деятельности в электроэнергетике, то есть в отделении функций (видов деятельности) естественных монополий от так называемых конкурентных функций. К естественно-монопольным видам деятельности относятся: передача электроэнергии (по сетям, относящимся к ЕНЭС); распределение электроэнергии (по распределительным сетям, не относящимся к ЕНЭС); функции системного оператора (централизованное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и чьи диспетчерские команды и распоряжения обязательны для всех субъектов отрасли и потребителей электроэнергетики с управляемой нагрузкой).
К потенциально конкурентным видам деятельности относятся: производство (генерация) электроэнергии; сбыт электроэнергии; ремонтные и сервисные услуги.
Задача регулятора по соблюдению баланса интересов на рынке энергоносителей сводится к формированию доступных цен для потребителей и поддержания финансовых результатов, привлекательных для регулируемых предприятий, их кредиторов или инвесторов, а также созданию условий (стимулов) для снижения издержек и повышения надежности.
Принципы формирования управляющих воздействий должны соответствовать законодательной и нормативной базе, а также стимулировать достижение показателей Энергетической стратегии, повышение эффективности и надежности энергообеспечения.
Введение правил на оптовом и розничном рынках электрической энергии, а также формирование рынка природного газа приведут к усилению конкуренции в секторе производства и при неадекватном регулировании могут усилить негативные факторы, сложившиеся на регулируемых рынках энергоносителей и стимулировать определенные действия их субъектов.
Для снижения стремления получения локальных выгод потребителя при отключении от теплофикационных мощностей следует устранить перекрестное субсидирование в тепловой и электрической энергии.
Однако в первое время предполагается сохранить существующий механизм перекрестного субсидирования.
По прогнозу с 2007 года предполагается осуществить переход на новую систему субсидирования, которая предусматривает введение социальной нормы потребления электроэнергии, в пределах которой социально значимые категории потребителей будут получать электроэнергию по пониженным тарифам, а сверх нее - по экономически обоснованным, а также создание в федеральном бюджете социального резерва для выплаты субсидий в целях компенсации убытков, связанных с необходимостью поставки электроэнергии социально значимым категориям потребителей по пониженным тарифам.
По мере доведения тарифов для населения до экономически обоснованного уровня, но не позже окончания переходного периода реформирования электроэнергетики, предполагается перейти к системе адресной поддержки населения из бюджета, предусматривающей предоставление субсидий не предприятиям электроэнергетики, а непосредственно населению.
График перехода на установление экономически обоснованных тарифов на электрическую энергию в разрезе групп потребителей с целью доведения тарифов до экономически обоснованного уровня (в условиях 2006 года):
в руб./кВт.ч без НДС
---------------------T-------T-------T-------T----------T----------T----------¬
¦ Потребители ¦2006 г.¦2007 г.¦2008 г.¦ 2007 г. к¦ 2008 г. к¦ 2008 г. к¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2006 г., ¦ 2007 г.,¦ 2006 г.,¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ % ¦ % ¦ % ¦
+--------------------+-------+-------+-------+----------+----------+----------+
¦Население ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦городское ¦ 0,93 ¦ 1,26 ¦ 1,78 ¦ 135,0 ¦ 141,0 ¦ 191,4 ¦
¦сельское ¦ 0,75 ¦ 1,01 ¦ 1,43 ¦ 135,0 ¦ 141,0 ¦ 191,4 ¦
+--------------------+-------+-------+-------+----------+----------+----------+
¦Потребители 750 кВА¦ 0,96 ¦ 0,98 ¦ 0,88 ¦ 102,0 ¦ 90,0 ¦ 92,0 ¦
¦и выше ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+-------+-------+-------+----------+----------+----------+
¦Крупные промпредпри-¦ 0,85 ¦ 0,92 ¦ 0,88 ¦ 108,0 ¦ 96,0 ¦ 103,0 ¦
¦ятия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+-------+-------+-------+----------+----------+----------+
¦ООО “Волготрансгаз“ ¦ 1,27 ¦ 1,17 ¦ 0,88 ¦ 92,0 ¦ 75,0 ¦ 69,0 ¦
L--------------------+-------+-------+-------+----------+----------+-----------
Тарифное регулирование должно обеспечить условия инвестирования в развитие генерации и (или) сетевых объектов, создать механизмы, снижающие тарифную нагрузку на потребителя и позволяющие инвестору строить долгосрочные прогнозы возврата заемных средств, выплат лизинговых вознаграждений и др.
IX. Научно-техническое обеспечение энергетики
Целевая ориентация всего комплекса энергетических научных исследований и разработок должна быть направлена на:
поиск рациональных путей обеспечения различных сфер хозяйства и населения Чувашской Республики энергоресурсами;
повышение коэффициента полезного использования энергии у потребителя на основе внедрения энергоэффективных технологий;
сокращение непроизводительных энергетических затрат и потерь энергии в условиях ее производства, транспортировки, преобразования и распределения.
Среди направлений научно-технической деятельности в рамках развития региональной энергетики с учетом мировых тенденций и потребностей экономики Чувашской Республики можно выделить наиболее приоритетные:
повышение эффективности посредством перевооружения ТЭЦ и внедрения экономичного оборудования и высокоэффективных технологий сжигания топлива;
ввод высокоэкономичных парогазовых и газотурбинных установок при наращивании и замене энергоагрегатов ТЭЦ;
снижение выбросов парниковых газов и повышение экологической безопасности и природоохранной деятельности;
развитие и реконструкция сетевой инфраструктуры и многоуровневой системы противоаварийной автоматики как основного средства повышения надежности энергоснабжения Чувашской Республики;
организация рынка электрической и тепловой энергии и адекватной тарифной политики.
Наряду с научными исследованиями, обеспечивающими технико-экономическую эффективность энергетического оборудования, будут осуществляться исследования, направленные на использование возобновляемых источников энергии и на получение от агрегатов малой энергетики, а также устойчивого функционирования систем с распределенной электрической генерацией и источниками малой мощности.
По договорам совместных с энергетиками НИР и НИОКР продолжатся и исследования коллективов ученых ФГОУ ВПО “Чувашский государственный университет им. И.Н.Ульянова“, ОАО “ВНИИР“, ООО НПП “ЭКРА“, ООО “АББ-Автоматизация“, ООО “Электром“, ЗАО “Чебоксарский электроаппаратный завод“ и др. организаций по разработкам нового энергооборудования, устройств коммутации, систем управления и автоматизации производственных процессов, поддержания оптимальных режимов работы энергосистемы, новых технологических процессов на предприятиях Чувашской Республики, новых эффективных микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, методик определения оптимальных параметров электропотребления, компьютерных технологий и устройств обработки и регистрации информации, электронных регуляторов, частотно-регулируемых электроприводов, позволяющих снизить расходы электроэнергии в объектах водоснабжения, канализации и т.д.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
Продолжатся научные исследования в направлении продления ресурса энергооборудования по его диагностике, что в нынешних условиях имеет первостепенное значение.
Особое внимание будет уделено оснащению энергосистемы и систем электроснабжения устройствами распознавания аварийных ситуаций и созданию адаптивных реле, а также противоаварийной автоматики.
Предстоит выполнить исследования по созданию разнообразных накопителей и источников энергии, их оптимальному размещению на территории Чувашской Республики с учетом пропускной способности ЛЭП, нагрузки, трансформаторных мощностей, использования городского мусора, местных видов топлива и т.д.
Не менее острой является и задача формирования конкурентной среды и повышения эффективности потребления электроэнергии и тепла в условиях реформирования отрасли.
Абзац утратил силу. - Постановление Кабинета Министров ЧР от 01.07.2010 N 198.
В области эффективного использования результатов научной деятельности планируется:
завершение нормативной правовой базы, необходимой для вовлечения в хозяйственный оборот интеллектуальной собственности;
адаптация современных технологий к условиям Чувашии, разработка механизмов их реализации в экономике республики;
развитие инновационной деятельности как процесса внедрения научно-технических достижений и разработок на производстве и реализация продуктов и новых технологий на рынке товаров и услуг.
Х. Кадровое сопровождение реализации Энергетической стратегии
Важнейшим звеном реализации настоящей Энергетической стратегии является ее кадровое сопровождение, включающее профессиональную подготовку, переподготовку и повышение квалификации специалистов по электроэнергетическим, электротехническим направлениям, а также в области энергоэффективных технологий и их информационного обеспечения. В процессе подготовки профессиональных кадров для энергетики выделяется ряд уровней подготовки:
обучение технического персонала эксплуатации энергетического оборудования станций, тепловых и электрических сетей, других энергетических объектов;
подготовка и переподготовка инженерно-технических работников с высшим техническим образованием и техников со средним профессиональным образованием;
подготовка специалистов по направлениям экономики энергопотребления и менеджменту электрохозяйства, энергетическим обследованиям объектов энергетики и по энергосбережению.
Первый вид подготовки необходимо проводить в учебных комбинатах, специализированных классах и учебных заведениях предприятий и организаций с привлечением ведущих специалистов-практиков, доцентов, профессоров высших учебных заведений.
Инженерную подготовку осуществлять в высших учебных заведениях, выпускающих специалистов по многоступенчатой системе подготовки по направлениям в области энергетики, электротехники, электротехнологии, промышленной электроники, управления и информатики в технических системах, электромеханики и машиностроения.
Необходимо расширять новые формы подготовки и переподготовки кадров:
целевой прием;
обучение по сокращенной программе (после СПУЗ);
обучение по индивидуальным планам (для лиц с ВО);
целевая подготовка по заказам предприятий;
курсы повышения квалификации (на предприятии);
переподготовка и стажировка специалистов;
обучение в научно-образовательных и производственных центрах (центрах профильной подготовки), организованных совместно с предприятиями и вузами.
Необходимо организовать выпуск специалистов по специальностям (таких как - неразрушающий контроль и техническая диагностика энергетических объектов) в ФГОУ ВПО “Чувашский государственный университет им. И.Н.Ульянова“, а затем по новым специальностям для продвижения энергоэффективных и информационных технологий в энергетику и другие отрасли, также по заявкам предприятий-работодателей ввести соответствующие управленческо-экономические дисциплины на инженерных специальностях.
С учетом реформирования энергетики и предстоящей реформы высшего образования в дальнейшем потребуются согласованные действия для удовлетворения потребностей энергетической отрасли в квалифицированных кадрах. Наиболее эффективный путь - это совместное участие в подготовке специалистов энергетического профиля вузами, генерирующими сетевыми, энергосбытовыми, диспетчерскими и др. компаниями на основе продуманных шагов, внедрения новых организационных форм взаимодействия. Для этого необходимо:
разработать и реализовать на практике систему кадрового мониторинга региональных предприятий;
сформировать организационную структуру социального партнерства;
создать материально-техническую базу, соответствующую современным требованиям, для подготовки, переподготовки и повышения квалификации инженерно-технических работников предприятий энергетики по согласованным с вузами программам, удовлетворяющим международным критериям;
обеспечить условия для получения работниками энергетической отрасли дополнительного профессионального образования, выполнения ими научных исследований по региональным и федеральным программам;
готовить в Чувашской Республике новых специалистов широкого профиля в области энергоэффективных технологий производства, передачи, распределения и р“гулирования электроэнергии как менеджеров и управленцев энергетических предприятий.
XI. Ожидаемые результаты и система реализации
Энергетической стратегии
Основные общеэкономические результаты
В результате реализации мероприятий, предусмотренных в приложении N 8 к Энергетической стратегии, будут обеспечены рост эффективности использования потенциала энергетического сектора для социально-экономического развития республики, стабильное и эффективное удовлетворение потребностей развивающейся экономики и населения в топливно-энергетических ресурсах.
Основные ожидаемые результаты при этом характеризуются следующим:
предусматривается 2,0 - 2,2-кратное снижение удельной энергоемкости валового регионального продукта в сравнении с 2004 годом;
будет обеспечено удовлетворение энергетических потребностей республики в первичных топливно-энергетических ресурсах (рост спроса на них в 2020 году по сравнению с 2004 годом составит 30 процентов при росте валового регионального продукта в 2,5 раза);
предусматривается увеличение душевого потребления электрической энергии к 2020 году до 4600 - 5400 кВт.ч/чел. (рост в 1,3 - 1,5 раза к уровню 2004 года);
рост производства электрической энергии на территории республики до 6,8 - 6,9 млрд. кВт.ч в 2020 году;
ввод новых и замещение электрогенерирующих мощностей в объеме 240 - 320 МВт;
при сохранении объемов потребления каменного угля и мазута на уровне настоящего времени выбросы диоксида углерода в атмосферу в 2020 году снизятся на 1308 тыс. тонн по сравнению с 1991 годом (на 16 процентов).
Поэтапное формирование энергетического рынка с развитием соответствующей инфраструктуры позволит обеспечить постепенную рационализацию топливно-энергетического баланса республики.
Для покрытия дефицита электрической энергии предусматривается создание генерирующих мощностей на территории республики с развитием генерации на основе потенциала газификации и централизованного теплоснабжения населенных пунктов.
Предполагаемые результаты реализации мероприятий, предусмотренных настоящим документом, соответствуют основным направлениям социально-экономического развития республики.
Система реализации Энергетической стратегии
Система реализации Энергетической стратегии исходит из следующих принципов:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
взаимосвязанное осуществление 2 процессов - воплощение в жизнь основных положений государственной энергетической политики и конкретизация параметров важнейших мероприятий по развитию энергетики;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
выделение на каждом этапе реализации Энергетической стратегии важнейших ориентиров и концентрация основных имеющихся ресурсов для достижения указанных ориентиров;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
организация систематического опережающего мониторинга реализации Энергетической стратегии для сопоставления фактических и ожидаемых результатов осуществления государственной энергетической политики и прогнозных показателей развития и функционирования топливно-энергетического комплекса.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
Следование указанным принципам позволит осуществлять корректировку текущих ориентиров государственной энергетической политики при сохранении ее главной целевой направленности. Это должно явиться одним из важнейших механизмов снижения рисков реализации Энергетической стратегии.
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
Система реализации Энергетической стратегии также предусматривает:
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
принятие нормативных правовых актов, обеспечивающих реализацию основных положений Энергетической стратегии;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
обеспечение учета основных положений Энергетической стратегии при разработке корпоративных и республиканских стратегических документов и формировании инвестиционных планов и программ в сфере энергетики;
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
совершенствование системы показателей результативности государственной энергетической политики;
(абзац введен Постановлением Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
формирование информационно-аналитического обеспечения системы мониторинга реализации Энергетической стратегии с использованием государственных информационных ресурсов, привлечением различных общественно-политических структур и объединений, представителей законодательной власти, средств массовой информации, научных центров и институтов;
(абзац введен Постановлением Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
своевременное выявление и системный анализ происходящих изменений в целях предупреждения и преодоления негативных тенденций, влияющих на энергетическую безопасность Чувашской Республики.
(абзац введен Постановлением Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
Доработка и уточнение Энергетической стратегии осуществляется не реже 1 раза в 5 лет.
(абзац введен Постановлением Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При разработке Энергетической стратегии Чувашской Республики до 2020 года проведены выборочные экспертные и приборные обследования объектов газоснабжения, электрических станций и сетевой инфраструктуры, систем теплоснабжения и внутридомового инженерного оборудования, использованы математическое моделирование электрических сетей для определения режимов работы. Составлен прогноз потребления энергетических ресурсов по районам и городам Чувашской Республики с учетом перспектив развития и прогнозируемого потребления крупнейшими потребителями.
Проведен анализ топливно-энергетического баланса, определены потенциалы использования местных топливных ресурсов и потенциал повышения энергетической эффективности.
Проведен анализ различных сценариев развития экономики и энергетики, предложены основные направления развития энергетического комплекса в области:
развития системы газоснабжения и повышения ее надежности;
развития и размещения электрогенерирующих мощностей;
совершенствования систем теплоснабжения населенных пунктов;
совершенствования систем электроснабжения;
систем автоматизированного и диспетчерского управления, систем коммерческого учета энергетических носителей.
Предложены параметры для контроля реализации Энергетической стратегии.
Реализация Энергетической стратегии позволит:
обеспечить развитие экономики необходимым объемом энергетических носителей, и, прежде всего, электрической энергией;
повысить надежность систем газового, электрического и теплового снабжения;
создать техническую основу функционирования оптового и розничного рынка энергоносителей;
сдержать темпы роста тарифов;
не допустить роста энергетической зависимости экономики от поставок электрической энергии с оптового рынка энергии и мощности.
Дополнительные информационные материалы приведены в приложениях к Энергетической стратегии (N 1 - 8).
Приложение N 1
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ
Умеренный вариант
----T-----------------------T--------------------------T--------T----------------------------------------------------------¬
¦ N ¦ Показатели ¦ Отчет ¦ Оценка ¦ Прогноз ¦
¦п/п¦ +--------T--------T--------+--------+--------T-------T-------T-------T-------T-------T---------+
¦ ¦ ¦ 2002 г.¦ 2003 г.¦ 2004 г.¦ 2005 г.¦ 2006 г.¦2007 г.¦2008 г.¦2009 г.¦2010 г.¦2015 г.¦ 2020 г.¦
L---+-----------------------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+----------
1. Объем промышленной 31240,3 33645,8 36909,4 39493,1 42963 47130 52738 63550 73900 97030 123240
продукции в ценах
2002 года (млн. рублей)
2. Прирост промышленной - 2,3 6,0 2,4 2,4 2,4 2,5 2,5 2,5 2,6 2,7
продукции на процент
прироста потребленной
промышленным комплексом
электроэнергии (%)
3. Потреблено 4648,7 4692,9 4720,8 4819 4944 5103 5294 5683 5994 6665 7274
электроэнергии, всего
(млн. кВт.ч)
4. Потребление 2210,8 2285,7 2322,4 2390 2477 2577 2700 2921 3111 3486 3835
электроэнергии
промышленным комплексом
(млн.кВт.ч)
5. Доля потребления 47,6 48,7 49,2 49,6 50,1 50,5 51,0 51,4 51,9 52,3 52,7
электроэнергии
промышленным комплексом
в общем объеме (%)
Приложение N 2
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ
Энергоэффективный вариант
----T-----------------------T--------------------------T--------T--------------------------------------------------------------¬
¦ N ¦ Показатели ¦ Отчет ¦ Оценка ¦ Прогноз ¦
¦п/п¦ +--------T--------T--------+--------+--------T--------T--------T--------T--------T-------T---------+
¦ ¦ ¦ 2002 г.¦ 2003 г.¦ 2004 г.¦ 2005 г.¦ 2006 г.¦ 2007 г.¦ 2008 г.¦ 2009 г.¦ 2010 г.¦2015 г.¦ 2020 г.¦
L---+-----------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-------+----------
1. Объем промышленной 31240,3 33645,8 36909,4 39493,1 42963 47130 52738 63550 73900 97030 123240
продукции в ценах
2002 года (млн. рублей)
2. Прирост промышленной - 2,3 6,0 2,4 2,4 2,4 2,5 2,6 2,7 3,0 3,5
продукции на процент
прироста потребленной
промышленным комплексом
электроэнергии (%)
3. Потреблено 4648,7 4692,9 4720,8 4819 4857 4927 5028 5296 5487 5912 6194
электроэнергии, всего
(млн. кВт.ч)
4. Потребление 2210,8 2285,7 2322,4 2390 2477 2577 2700 2913 3089 3411 3674
электроэнергии
промышленным комплексом
(млн. кВт.ч)
5. Доля потребления 47,6 48,7 49,2 49,6 51,0 52,3 53,7 55,0 56,3 57,7 59,3
электроэнергии
промышленным комплексом
в общем объеме (%)
Приложение N 3
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
(млн. кВт.ч)
------------------------T-----------------------T-------T-------------------------------------------------------T--------------¬
¦ Наименование ¦ Отчет ¦Оценка ¦ Прогноз ¦ Примечание ¦
¦ +-------T-------T-------+-------+-------T-------T-------T-------T-------T-------T-------+ ¦
¦ ¦2002 г.¦2003 г.¦2004 г.¦2005 г.¦2006 г.¦2007 г.¦2008 г.¦2009 г.¦2010 г.¦2015 г.¦2020 г.¦ ¦
L-----------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+---------------
Производство, всего 4380 4486 5149 4712 4812 4894 4963 5047 5156 6163 6871
в том числе:
на ТЭЦ 2312 2243 2239 2562 2662 2734 2792 2808 2823 3531 4239
на ГЭС 2068 2243 2910 2150 2150 2160 2160 2160 2160 2160 2160
когенерация - - - - - - 11 79 173 472 472
в том числе:
г. Чебоксары 11 53 95 305 305
г. Алатырь 26 26 26 26
г. Канаш 26 89 89
г. Шумерля 26 26
промышленная генерация
г. Шумерля 13 13 13
г. Алатырь 13 13 13
Приложение N 4
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ОБЪЕМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ
РАЙОНАМИ И ГОРОДАМИ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ,
ТЕПЛОЭНЕРГИИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА
ЗА 2002 - 2010 ГГ. И ДО 2020 ГОДА
Энергоэффективный вариант
----T-------------------T-------T--------------------------T--------T-----------------------------------------------------T-----¬
¦ N ¦Наименование ТЭР, ¦Единица¦ Отчет ¦ Оценка ¦ Прогноз ¦При- ¦
¦п/п¦ района, города ¦измере-+--------T--------T--------+--------+--------T--------T--------T--------T--------T--------+меча-¦
¦ ¦ ¦ния ¦ 2002 г.¦ 2003 г.¦ 2004 г.¦ 2005 г.¦ 2006 г.¦ 2007 г.¦ 2008 г.¦ 2009 г.¦ 2010 г.¦ 2020 г.¦ние ¦
+---+-------------------+-------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦
L---+-------------------+-------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+------
1. г. Чебоксары
Электроэнергия МВт.ч 2654207 2681159 2667233 2696051 2893761 3091471 3289181 3486891 3684601 3882313
Теплоэнергия Гкал 4311191 3937049 4179352 4328652 4384355 4447745 4509169 4576470 4663000 5371768
Природный газ, тыс. м3
всего 963506 1062484 1077208 1115701 1204586 1234108 1266939 1296888 1328665 1662955
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 372179 365848 377539 420744 433998 447252 463870 480145 496421 720517
теплоэнергии Гкал 513595 614317 609811 602792 671949 681664 691080 701394 714655 823282
для населения тыс. м3 77732 82319 89858 92165 98639 105192 111989 115349 117589 119156
2. г. Новочебоксарск
Электроэнергия МВт.ч 562262 618563 615350 621999 673832 725665 777498 829331 881164 932999
Теплоэнергия Гкал 1939210 1581342 1900784 1738245 1760338 1785191 1811137 1838168 1872924 2157605
Природный газ, тыс. м3 572445 525116 544569 554760 599492 611471 619670 625963 633005 832541
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 290038 266515 253915 301740 316686 323736 326838 328530 329940 485632
теплоэнергии Гкал 271287 247387 278413 240209 269791 273600 277576 281719 287046 330676
для населения тыс. м3 11120 11214 12241 12811 13015 14135 15256 15714 16019 16233
3. г. Канаш
Электроэнергия МВт.ч 122364 129088 128418 129806 138460 147114 155768 164422 173076 181728
Теплоэнергия Гкал 423625 425059 418770 469757 476175 483501 490826 498153 507572 584721
Природный газ, тыс. м3 66159 74286 75069 76141 83841 85505 87173 88655 98747 130920
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 8410 28593
теплоэнергии Гкал 59217 65503 67131 67272 72979 74101 75225 76348 77791 89614
для населения тыс. м3 6942 8783 7938 8869 10862 11404 11948 12307 12546 12713
4. г. Алатырь
Электроэнергия МВт.ч 90871 95748 95251 96280 101869 107512 113128 118744 124360 129978
Теплоэнергия Гкал 245509 211471 248080 246760 243428 243702 244191 247836 252521 290905
Природный газ, тыс. м3
всего 49891 49868 55066 54261 58194 59279 60403 70060 75441 81647
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 8410 12614 12614
теплоэнергии Гкал 34319 32978 36468 34363 37308 37350 37425 37983 38701 44585
для населения тыс. м3 15572 16890 18598 19898 20886 21929 22978 23667 24126 24448
5. г. Шумерля
Электроэнергия МВт.ч 75032 75037 74647 75454 79227 83000 86773 90546 94319 98090
Теплоэнергия Гкал 319658 312548 318535 345415 350135 355521 360909 366295 373220 429950
Природный газ, тыс. м3 97311
всего 58499 61730 61005 63006 69506 71353 72985 74342 79962
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 4205 12614
теплоэнергии Гкал 44684 48740 46825 48102 53662 54487 55313 56139 57201 65894
для населения тыс. м3 13815 12990 14180 14904 15844 16866 17672 18203 18556 18803
6. Чебоксарский район
Электроэнергия МВт.ч 122414 126897 126238 127602 132919 138236 143553 148870 154187 159503
Теплоэнергия Гкал 227651 186223 209910 205806 208617 211827 215037 218246 222373 256173
Природный газ, тыс. м3
всего 82959 82058 85946 91121 97536 101303 105083 107739 109814 116003
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 31823 29041 30857 28660 31973 32465 32957 33449 34081 39261
для населения тыс. м3 51136 53017 55089 62461 65563 68838 72126 74290 75733 76742
7. Ядринский район
Электроэнергия МВт.ч 42812 46558 46316 46816 48767 50718 52669 54620 56571 58520
Теплоэнергия Гкал 145526 151014 133413 166895 169175 171778 174380 176983 180329 207740
Природный газ, тыс. м3
всего 55083 56899 57014 62529 67167 69626 72094 73854 75274 80109
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 20342 23551 19612 23241 25928 26327 26726 27125 27638 31838
для населения тыс. м3 34741 33348 37402 39288 41239 43299 45368 46729 47636 48271
8. Моргаушский район
Электроэнергия МВт.ч 48029 46000 45761 46255 48182 50109 52036 53963 55890 57819
Теплоэнергия Гкал 99773 94219 102055 104128 105550 107173 108798 110421 112509 129611
Природный газ, тыс. м3 39165 42413 45954 47159 50157 52217 54385 55766 56840 59989
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 13947 14693 15002 14501 16177 16426 16674 16923 17243 19864
для населения тыс. м3 25218 27720 30952 32658 33980 35791 37711 38843 39597 40125
9. Цивильский район
Электроэнергия МВт.ч 97341 86295 85847 86775 90391 94007 97623 101239 104855 108469
Теплоэнергия Гкал 94158 92010 99269 101685 103075 104661 106246 107832 109871 126572
Природный газ, тыс. м3 31560 32708 34633 35791 38501 39878 41260 42252 43064 45973
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 13161 14349 14593 14161 15798 16041 16284 16527 16839 19399
для населения тыс. м3 18399 18359 20040 21630 22703 23837 24976 25725 26225 26574
10. Козловский район
Электроэнергия МВт.ч 37786 30311 30154 30480 31750 33020 34290 35560 36830 38100
Теплоэнергия Гкал 78186 83706 92326 92509 93772 95215 96658 98101 99956 115148
Природный газ, тыс. м3 23542 24211 27722 26027 28169 29079 29992 30668 31256 33798
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 10930 13054 13572 12882 14372 14593 14814 15034 15319 17648
для населения тыс. м3 12612 11157 14150 13145 13797 14486 15178 15634 15937 16150
11. Вурнарский район
Электроэнергия МВт.ч 50773 47425 47178 47688 49675 51662 53649 55636 57623 59610
Теплоэнергия Гкал 107092 118829 106694 131325 133120 135168 137215 139264 141896 163465
Природный газ, тыс. м3 22839 27138 25079 28328 31046 31891 32739 33404 34042 37511
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 14970 18531 15684 18288 20402 20716 21030 21344 21747 25053
для населения тыс. м3 7869 8607 9395 10040 10644 11175 11709 12060 12295 12458
12. Мариинско-
Посадский район
Электроэнергия МВт.ч 43250 40617 40407 40844 42546 44248 45950 47625 49354 51055
Теплоэнергия Гкал 110861 105837 99765 116967 119209 120390 122213 124037 126383 145592
Природный газ, тыс. м3 21046 22311 21488 23128 25450 25989 26629 27146 27663 30719
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 15497 16505 14666 16288 18270 18451 18730 19010 19369 22314
для населения тыс. м3 5549 5806 6822 6840 7180 7538 7899 8136 8294 8405
13. Урмарский район
Электроэнергия МВт.ч 35077 27017 26876 27166 28162 29158 30154 31150 32146 33143
Теплоэнергия Гкал 45021 42671 36702 47159 47807 48538 49274 50009 50955 58700
Природный газ, тыс. м3 20913 21343 21551 23723 24982 26299 27534 28246 28791 30257
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 6293 6655 5395 6568 7327 7439 7552 7664 7810 8996
для населения тыс. м3 14620 14688 16156 17155 17655 18860 19982 20582 20981 21261
14. Канашский район
Электроэнергия МВт.ч 52266 52325 52053 52615 54544 56473 58402 60331 62260 64190
Теплоэнергия Гкал 16338 30608 34288 36184 38081 39977 41875 42500 43304 49885
Природный газ, тыс. м3 6862 12288 13243 13380 14318 14748 15178 15538 15836 16968
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2284 4773 5040 5039 5836 6127 6418 6514 6637 7646
для населения тыс. м3 4578 7515 8203 8341 8482 8621 8760 9024 9199 9322
15. Красноармейский
район
Электроэнергия МВт.ч 41123 41117 40903 41345 42861 44377 45893 47409 48925 50441
Теплоэнергия Гкал 20351 20253 22687 23942 25197 26452 277707 28121 28652 33007
Природный газ, тыс. м3 11415 11731 12693 12851 13538 13890 14241 14604 14885 15693
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2845 3158 3335 3334 3862 4054 4246 4310 4391 5059
для населения тыс. м3 8570 8573 9358 9517 9676 9836 9995 10294 10494 10634
16. Ибресинский район
Электроэнергия МВт.ч 29096 29126 28975 29288 30362 31436 32510 33584 34658 35731
Теплоэнергия Гкал 62762 58012 64974 68567 72162 75755 79351 80535 82058 94530
Природный газ, тыс. м3 17822 19502 20963 21155 22860 23604 24350 24897 25374 27457
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 8773 9047 9551 9549 11060 11610 12161 12343 12576 14488
для населения тыс. м3 9049 10455 11412 11606 11800 11994 12189 12554 12798 12969
17. Комсомольский
район
Электроэнергия МВт.ч 28846 28860 28710 29020 30084 31148 32212 33276 34340 35404
Теплоэнергия Гкал 11209 11719 13128 13854 14580 15307 16033 16272 16580 19100
Природный газ, тыс. м3 4951 8168 8852 8969 9392 9621 9850 10109 10303 10793
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1567 1827 1930 1929 2235 2346 2457 2494 2541 2927
для населения тыс. м3 3384 6341 6922 7040 7157 7275 7393 7615 7762 7866
18. Порецкий район
Электроэнергия МВт.ч 31741 27225 27084 27377 29659 31941 34223 36505 38787 41066
Теплоэнергия Гкал 9350 13193 14779 15596 16414 17231 18049 18319 18665 21502
Природный газ, тыс. м3 5218 6653 7574 7666 8102 8319 8536 8749 8919 9434
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1307 1704 2172 2172 2516 2641 2766 2807 2861 3295
для населения тыс. м3 3911 4949 5402 5494 5586 5678 5770 5942 6058 6139
19. Батыревский район
Электроэнергия МВт.ч 25243 22996 22877 23124 23972 24820 25668 26516 27364 28211
Теплоэнергия Гкал 6917 10942 12260 12938 13616 14294 14973 15196 15484 17837
Природный газ, тыс. м3 1749 4851 5235 5292 5636 5799 5962 6105 6223 6634
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 967 1706 1802 1802 2086 2191 2295 2329 2373 2734
для населения тыс. м3 782 3145 3433 3490 3550 3608 3667 3776 3850 3900
20. Аликовский район
Электроэнергия МВт.ч 21511 22394 22278 22519 23345 24171 24997 25823 26649 27473
Теплоэнергия Гкал 22257 22412 25108 26497 27886 29274 30664 31121 31710 36529
Природный газ, тыс. м3 10355 12663 13699 13868 14622 15006 15388 15780 16083 16972
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 3111 3495 3691 3690 4274 4487 4699 4770 4860 5599
для населения тыс. м3 7244 9168 10008 10178 10348 10519 10689 11010 11223 11373
21. Яльчикский район
Электроэнергия МВт.ч 20510 19506 19405 19615 20334 21053 21772 22491 23210 23930
Теплоэнергия Гкал 933 4920 5513 5818 6123 6428 6733 6833 6963 8021
Природный газ, тыс. м3 969 3242 3512 3558 3732 3825 3918 4019 4097 4300
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 130 767 810 810 938 985 1032 1047 1067 1229
для населения тыс. м3 839 2475 2702 2748 2794 2840 2886 2972 3030 3071
22. Алатырский район
Электроэнергия МВт.ч 21394 18586 18487 18687 19372 20057 20742 21427 22112 22798
Теплоэнергия Гкал 17330 16651 18655 19687 20719 21751 22783 23123 23560 27141
Природный газ, тыс. м3 4355 5766 6201 6259 6752 6969 7186 7349 7491 8091
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2423 2597 2742 2741 3175 3333 3492 3544 3611 4160
“ для населения тыс. м3 1932 3169 3459 3518 3577 3636 3694 3805 3880 3931
23. Янтиковский район
Электроэнергия МВт.ч 17296 17330 17240 17426 18065 18704 19343 19982 20621 21260
Теплоэнергия Гкал 13878 16887 18915 19961 21008 22054 23100 23445 23888 27519
Природный газ, тыс. м3 4250 5330 5725 5773 6265 6474 6684 6832 6962 7564
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1940 2633 2781 2779 3220 3380 3540 3593 3661 4218
для населения тыс. м3 2310 2697 2944 2994 3045 3094 3144 3239 3301 3346
24. Шумерлинский район
Электроэнергия МВт.ч 18299 16615 16529 16708 17321 17934 18547 19160 19773 20384
Теплоэнергия Гкал 4606 3590 4019 4241 4464 4686 4908 4982 5075 5847
Природный газ, тыс. м3 1923 2924 3171 3220 3352 3430 3508 3602 3671 3827
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 644 560 591 591 684 718 752 764 778 895
для населения тыс. м3 1279 2364 2580 2629 2668 2712 2756 2838 2893 2932
25. Красночетайский
район
Электроэнергия МВт.ч 15779 15663 15582 15750 16333 16916 17499 18082 18665 19250
Теплоэнергия Гкал 15940 14530 16279 17179 18080 18980 19881 20178 20559 23686
Природный газ, тыс. м3 5490 6528 7045 7123 7581 7798 8016 8210 8368 8917
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2228 2266 2393 2392 2771 2909 3047 3093 3151 3630
для населения тыс. м3 3262 4262 4652 4731 4810 4889 4969 5117 5217 5287
26. Шемуршинский район
Электроэнергия МВт.ч 10322 10255 10202 10312 10690 11068 11446 11824 12202 12581
Теплоэнергия Гкал 22668 19685 22054 23274 24494 25713 26934 273336 27853 32086
Природный газ, тыс. м3 9106 11044 11946 12091 12754 13089 13424 13763 14030 14809
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 3169 3070 3242 3241 3754 3941 4128 4188 4269 4918
для населения тыс. м3 5937 7974 8704 8850 9000 9148 9296 9575 9761 9891
Всего
Электроэнергия МВт.ч 4315644 4372713 4350001 4397002 4696483 4996018 5295526 5595007 5894542 6194046
Теплоэнергия Гкал 8372000 7585380 8218314 8383041 8497580 8628312 9009044 9135776 9057860 10434640
Природный газ, тыс. м3 2092072 2193255 2252163 2322880 2507531 2570570 2633127 2694540 2764806 3391192
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 662217 632363 631454 722484 750684 770988 790708 817085 851590 1259970
теплоэнергии Гкал 1081453 1182907 1208109 1167396 1302347 1322382 1342419 1362455 1388216 1599222
для населения тыс. м3 348402 377985 412600 433000 454500 477200 500000 515000 525000 532000
Приложение N 5
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ОБЪЕМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ
РАЙОНАМИ И ГОРОДАМИ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ,
ТЕПЛОЭНЕРГИИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА
ЗА 2002 - 2010 ГГ. И ДО 2020 ГОДА
Умеренный вариант
----T-------------------T-------T--------------------------T--------T-----------------------------------------------------T-----¬
¦ N ¦Наименование ТЭР, ¦Единица¦ Отчет ¦ Оценка ¦ Прогноз ¦При- ¦
¦п/п¦ района, города ¦измере-+--------T--------T--------+--------+--------T--------T--------T--------T--------T--------+меча-¦
¦ ¦ ¦ния ¦ 2002 г.¦ 2003 г.¦ 2004 г.¦ 2005 г.¦ 2006 г.¦ 2007 г.¦ 2008 г.¦ 2009 г.¦ 2010 г.¦ 2020 г.¦ние ¦
+---+-------------------+-------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦
L---+-------------------+-------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+------
1. г. Чебоксары
Электроэнергия МВт.ч 2654207 2681159 2667233 2696051 3003760 3311469 3619178 3926887 4234596 4542306
Теплоэнергия Гкал 4311191 3937049 4179352 4328652 4384355 4447745 4509169 4576470 4663000 5371768
Природный газ, тыс. м3 963506 1062484 1077208 1115701 1204586 1234108 1266939 1296888 1328665 1662955
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 372179 365848 377539 420744 433998 447252 463870 480145 496421 720517
теплоэнергии Гкал 513595 614317 609811 602792 671949 681664 691080 701394 714655 823282
для населения тыс. м3 77732 82319 89858 92165 98639 105192 111989 115349 117589 119156
2. г. Новочебоксарск
Электроэнергия МВт.ч 562262 618563 615350 621999 700267 778535 856803 935071 1013339 1091609
Теплоэнергия Гкал 1939210 1581342 1900784 1738245 1760338 1785191 1811137 1838168 1872924 2157605
Природный газ, тыс. м3 572445 525116 544569 554760 599492 611471 619670 625963 633005 832541
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 290038 266515 253915 301740 316686 323736 326838 328530 329940 485632
теплоэнергии Гкал 271287 247387 278413 240209 269791 273600 277576 281719 287046 330676
для населения тыс. м3 11120 11214 12241 12811 13015 14135 15256 15714 16019 16233
3. г. Канаш
Электроэнергия МВт.ч 122364 129088 128418 129806 143609 157412 171215 185018 198821 212622
Теплоэнергия Гкал 423625 425059 418770 469757 476175 483501 490826 498153 507572 584721
Природный газ, тыс. м3 66159 74286 75069 76141 83841 85505 87173 88655 98747 130920
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 8410 28593
теплоэнергии Гкал 59217 65503 67131 67272 72979 74101 75225 76348 77791 89614
для населения тыс. м3 6942 8783 7938 8869 10862 11404 11948 12307 12546 12713
4. г. Алатырь
Электроэнергия МВт.ч 90871 95748 95251 96280 105579 114878 124177 133476 142775 152074
Теплоэнергия Гкал 245509 211471 248080 246760 243428 243702 244191 247836 252521 290905
Природный газ, тыс. м3 49891 49868 55066 54261 58194 59279 60403 70060 75441 81647
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 8410 12614 12614
теплоэнергии Гкал 34319 32978 36468 34363 37308 37350 37425 37983 38701 44585
для населения тыс. м3 15572 16890 18598 19898 20886 21929 22978 23667 24126 24448
5. г. Шумерля
Электроэнергия МВт.ч 75032 75037 74647 75454 82006 88558 95110 101662 108214 114765
Теплоэнергия Гкал 319658 312548 318535 345415 350135 355521 360909 366295 373220 429950
Природный газ, тыс. м3 58499 61730 61005 63006 69506 71353 72985 74342 79962 97311
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт. ч 4205 12614
теплоэнергии Гкал 44684 48740 46825 48102 53662 54487 55313 56139 57201 65894
для населения тыс. м3 13815 12990 14180 14904 15844 16866 17672 18203 18556 18803
6. Чебоксарский район
Электроэнергия МВт.ч 122414 126897 126238 127602 137438 147274 157110 166946 176782 186619
Теплоэнергия Гкал 227651 186223 209910 205806 208617 211827 215037 218246 222373 256173
Природный газ, тыс. м3 82959 82058 85946 91121 97536 101303 105083 107739 109814 116003
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 31823 29041 30857 28660 31973 32465 32957 33449 34081 39261
для населения тыс. м3 51136 53017 55089 62461 65563 68838 72126 74290 75733 76742
7. Ядринский район
Электроэнергия МВт.ч 42812 46558 46316 46816 50425 54034 57643 61252 64861 68468
Теплоэнергия Гкал 145526 151014 133413 166895 169175 171778 174380 176983 180329 207740
Природный газ, тыс. м3 55083 56899 57014 62529 67167 69626 72094 73854 75274 80109
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 20342 23551 19612 23241 25928 26327 26726 27125 27638 31838
для населения тыс. м3 34741 33348 37402 39288 41239 43299 45368 46729 47636 48271
8. Моргаушский район
Электроэнергия МВт.ч 48029 46000 45761 46255 49821 53387 56953 60519 64085 67648
Теплоэнергия Гкал 99773 94219 102055 104128 105550 107173 108798 110421 112509 129611
Природный газ, тыс. м3 39165 42413 45954 47159 50157 52217 54385 55766 56840 59989
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 13947 14693 15002 14501 16177 16426 16674 16923 17243 19864
для населения тыс. м3 25218 27720 30952 32658 33980 35791 37711 38843 39597 40125
9. Цивильский район
Электроэнергия МВт.ч 97341 86295 85847 86775 93464 100153 106842 113531 120220 126909
Теплоэнергия Гкал 94158 92010 99269 101685 103075 104661 106246 107832 109871 126572
Природный газ, тыс. м3 31560 32708 34633 35791 38501 39878 41260 42252 43064 45973
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 13161 14349 14593 14161 15798 16041 16284 16527 16839 19399
для населения тыс. м3 18399 18359 20040 21630 22703 23837 24976 25725 26225 26574
10. Козловский район
Электроэнергия МВт.ч 37786 30311 30154 30480 32830 35180 37530 39880 42230 44577
Теплоэнергия Гкал 78186 83706 92326 92509 93772 95215 96658 98101 99956 115148
Природный газ, тыс. м3 23542 24211 27677 26027 28169 29079 29992 30668 31256 33798
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 10930 13054 13527 12882 14372 14593 14814 15034 15319 17648
для населения тыс. м3 12612 11157 14150 13145 13797 14486 15178 15634 15937 16150
11. Вурнарский район
Электроэнергия МВт.ч 50773 47425 47178 47688 51364 55040 58716 62392 66068 69744
Теплоэнергия Гкал 107092 118829 106694 131325 133120 135168 137215 139264 141896 163465
Природный газ, тыс. м3 22839 27138 25079 28328 31046 31891 32739 33404 34042 37511
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 14970 18531 15684 18288 20402 20716 21030 21344 21747 25053
для населения тыс. м3 7869 8607 9395 10040 10644 11175 11709 12060 12295 12458
12. Мариинско-
Посадский район
Электроэнергия МВт.ч 43250 40617 40407 40844 43992 47140 50288 53436 56584 59734
Теплоэнергия Гкал 110861 105837 99765 116967 119209 120390 122213 124037 126383 145592
Природный газ, тыс. м3 21046 22311 21488 23128 25450 25989 26629 27146 27663 30719
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 15497 16505 14666 16288 18270 18451 18730 19010 19369 22314
для населения тыс. м3 5549 5806 6822 6840 7180 7538 7899 8136 8294 8405
13. Урмарский район
Электроэнергия МВт.ч 35077 27017 26876 27166 29101 31036 32971 34906 36841 38777
Теплоэнергия Гкал 45021 42671 36702 47159 47807 48538 49274 50009 50955 58700
Природный газ, тыс. м3 20913 21343 21551 23723 24982 26299 27534 28246 28791 30257
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 6293 6655 5395 6568 7327 7439 7552 7664 7810 8996
для населения тыс. м3 14620 14688 16156 17155 17655 18860 19982 20582 20981 21261
14. Канашский район
Электроэнергия МВт.ч 52266 52325 52053 52615 56363 60111 63859 67607 71355 75102
Теплоэнергия Гкал 16338 30608 34288 36184 38081 39977 41875 42500 43304 49885
Природный газ, тыс. м3 6862 12288 13243 13380 14318 14748 15178 15538 15836 16968
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2284 4773 5040 5039 5836 6127 6418 6514 6637 7646
для населения тыс. м3 4578 7515 8203 8341 8482 8621 8760 9024 9199 9322
15. Красноармейский
район
Электроэнергия МВт.ч 41123 41117 40903 41345 44290 47235 50180 53125 56070 59016
Теплоэнергия Гкал 20351 20253 22687 23942 25197 26452 277707 28121 28652 33007
Природный газ, тыс. м3 11415 11731 12693 12851 13538 13890 14241 14604 14885 15693
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2845 3158 3335 3334 3862 4054 4246 4310 4391 5059
для населения тыс. м3 8570 8573 9358 9517 9676 9836 9995 10294 10494 10634
16. Ибресинский район
Электроэнергия МВт.ч 29096 29126 28975 29288 31374 33460 35546 37632 39718 41805
Теплоэнергия Гкал 62762 58012 64974 68567 72162 75755 79351 80535 82058 94530
Природный газ, тыс. м3 17822 19502 20963 21155 22860 23604 24350 24897 25374 27457
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 8773 9047 9551 9549 11060 11610 12161 12343 12576 14488
для населения тыс. м3 9049 10455 11412 11606 11800 11994 12189 12554 12798 12969
17. Комсомольский
район
Электроэнергия МВт.ч 28846 28860 28710 29020 31087 33154 35221 37288 39355 41423
Теплоэнергия Гкал 11209 11719 13128 13854 14580 15307 16033 16272 16580 19100
Природный газ, тыс. м3 4951 8168 8852 8969 9392 9621 9850 10109 10303 10793
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1567 1827 1930 1929 2235 2346 2457 2494 2541 2927
для населения тыс. м3 3384 6341 6922 7040 7157 7275 7393 7615 7762 7866
18. Порецкий район
Электроэнергия МВт.ч 31741 27225 27084 27377 30822 34267 37712 41157 44602 48047
Теплоэнергия Гкал 9350 13193 14779 15596 16414 17231 18049 18319 18665 21502
Природный газ, тыс. м3 5218 6653 7574 7666 8102 8319 8536 8749 8919 9434
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1307 1704 2172 2172 2516 2641 2766 2807 2861 3295
для населения тыс. м3 3911 4949 5402 5494 5586 5678 5770 5942 6058 6139
19. Батыревский район
Электроэнергия МВт.ч 25243 22996 22877 23124 24771 26418 28065 29712 31359 33007
Теплоэнергия Гкал 6917 10942 12260 12938 13616 14294 14973 15196 15484 17837
Природный газ, тыс. м3 1749 4851 5235 5292 5636 5799 5962 6105 6223 6634
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 967 1706 1802 1802 2086 2191 2295 2329 2373 2734
для населения тыс. м3 782 3145 3433 3490 3550 3608 3667 3776 3850 3900
20. Аликовский район
Электроэнергия МВт.ч 21511 22394 22278 22519 24123 25727 27331 28935 30539 32143
Теплоэнергия Гкал 22257 22412 25108 26497 27886 29274 30664 31121 31710 36529
Природный газ, тыс. м3 10355 12663 13699 13868 14622 15006 15388 15780 16083 16972
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 3111 3495 3691 3690 4274 4487 4699 4770 4860 5599
для населения тыс. м3 7244 9168 10008 10178 10348 10519 10689 11010 11223 11373
21. Яльчикский район
Электроэнергия МВт.ч 20510 19506 19405 19615 21012 22409 23806 25203 26600 27998
Теплоэнергия Гкал 933 4920 5513 5818 6123 6428 6733 6833 6963 8021
Природный газ, тыс. м3 969 3242 3512 3558 3732 3825 3918 4019 4097 4300
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 130 767 810 810 938 985 1032 1047 1067 1229
для населения тыс. м3 839 2475 2702 2748 2794 2840 2886 2972 3030 3071
22. Алатырский район
Электроэнергия МВт.ч 21394 18586 18487 18687 20018 21349 22680 24011 25342 26674
Теплоэнергия Гкал 17330 16651 18655 19687 20719 21751 22783 23123 23560 27141
Природный газ, тыс. м3 4355 5766 6201 6259 6752 6969 7186 7349 7491 8091
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2423 2597 2742 2741 3175 3333 3492 3544 3611 4160
для населения тыс. м3 1932 3169 3459 3518 3577 3636 3694 3805 3880 3931
23. Янтиковский район
Электроэнергия МВт.ч 17296 17330 17240 17426 18667 19908 21149 22390 23631 24874
Теплоэнергия Гкал 13878 16887 18915 19961 21008 22054 23100 23445 23888 27519
Природный газ, тыс. м3 4250 5330 5725 5773 6265 6474 6684 6832 6962 7564
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 1940 2633 2781 2779 3220 3380 3540 3593 3661 4218
для населения тыс. м3 2310 2697 2944 2994 3045 3094 3144 3239 3301 3346
24. Шумерлинский район
Электроэнергия МВт.ч 18299 16615 16529 16708 17898 19088 20278 21468 22658 23849
Теплоэнергия Гкал 4606 3590 4019 4241 4464 4686 4908 4982 5075 5847
Природный газ, тыс. м3 1923 2924 3171 3215 3352 3430 3508 3602 3671 3827
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 644 560 591 591 684 718 752 764 778 895
для населения тыс. м3 1279 2364 2580 2624 2668 2712 2756 2838 2893 2932
25. Красночетайский
район
Электроэнергия МВт.ч 15779 15663 15582 15750 16879 18008 19137 20266 21395 22523
Теплоэнергия Гкал 15940 14530 16279 17179 18080 18980 19881 20178 20559 23686
Природный газ, тыс. м3 5490 6528 7045 7123 7581 7798 8016 8210 8368 8917
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 2228 2266 2393 2392 2771 2909 3047 3093 3151 3630
для населения тыс. м3 3262 4262 4652 4731 4810 4889 4969 5117 5217 5287
26. Шемуршинский район
Электроэнергия МВт.ч 10322 10255 10202 10312 11047 11782 12517 13252 13987 14720
Теплоэнергия Гкал 22668 19685 22054 23274 24494 25713 26934 273336 27853 32086
Природный газ, тыс. м3 9106 11044 11946 12091 12754 13089 13424 13763 14030 14809
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч
теплоэнергии Гкал 3169 3070 3242 3241 3754 3941 4128 4188 4269 4918
для населения тыс. м3 5937 7974 8704 8850 9000 9148 9296 9575 9761 9891
Всего
Электроэнергия МВт.ч 4315644 4372713 4350001 4397002 4872007 5347012 5822017 6297022 6772027 7247033
Теплоэнергия Гкал 8372000 7585380 8218314 8383041 8497580 8628312 9009044 9135776 9057860 10434640
Природный газ, тыс. м3 2092072 2193255 2252118 2322875 2507531 2570570 2633127 2694540 2764806 3391192
всего
в том числе:
на производство:
электроэнергии МВт.ч 662217 632363 631454 722484 750684 770988 790708 817085 851590 1259970
теплоэнергии Гкал 1081453 1182907 1208064 1167396 1302347 1322382 1342419 1362455 1388216 1599222
для населения тыс. м3 348402 377985 412600 432995 454500 477200 500000 515000 525000 532000
Приложение N 6
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ЭЛЕКТРОЕМКОСТЬ ПРОМЫШЛЕННОЙ ПРОДУКЦИИ
Умеренный вариант
-------T---------T--------T--------T---------T--------T-------------¬
¦ Годы ¦Объем ¦Объем ¦Тариф ¦Стоимость¦Доля ¦ Удельные ¦
¦ ¦выпу- ¦затра- ¦электри-¦электри- ¦стои- ¦ затраты ¦
¦ ¦щенной ¦ченной ¦ческой ¦ческой ¦мости ¦электрической¦
¦ ¦продукции¦электри-¦энергии ¦энергии ¦электри-¦энергии (тыс.¦
¦ ¦(млн. ¦ческой ¦с НДС ¦(млн. ¦ческой ¦кВт.ч/руб.) ¦
¦ ¦рублей) ¦энергии ¦(руб./ ¦рублей) ¦энергии ¦ ¦
¦ ¦ ¦(млн. ¦кВт.ч) ¦ ¦(%) ¦ ¦
¦ ¦ ¦кВт.ч) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+---------+--------+--------+---------+--------+--------------
2002 31240 2211 0,467 1033 3,3 0,071
2003 33646 2286 0,71 1623 4,8 0,068
2004 36909 2322 0,832 1932 5,2 0,063
2005 39493 2390 0,93 2223 5,6 0,061
2006 42963 2477 0,996 2467 5,7 0,058
2007 47130 2577 1,556 4010 8,5 0,055
2008 52738 2700 1,635 4415 8,4 0,051
2009 63550 2921 1,721 5027 7,9 0,046
2010 73900 3111 1,852 5762 7,8 0,042
2015 97030 3486 1,992 6944 7,2 0,036
2020 123240 3835 2,046 7846 6,4 0,031
Электропотребление на рубль товарной продукции
Рисунок не приводится.
Приложение N 7
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
---------------------------¬
¦ Энергетическая стратегия ¦
¦ Чувашской Республики ¦
L------------T--------------
--------------------T-----+--------------T------------------¬
¦ ¦ ¦ ¦
¦/ ¦/ ¦/ ¦/
-----------------¬ ----------------¬ ----------------¬ ----------------¬
¦ Энергетическая ¦ ¦Энергетическая ¦ ¦ Бюджетная ¦ ¦ Экологическая +----¬
¦ безопасность ¦ ¦ эффективность ¦ ¦ эффективность ¦ ¦ безопасность ¦ ¦
L--------T-------- L-------T-------- L-------T----T--- L---------------- ¦
------------- --------- ¦ ¦ ---------------¬ ¦
¦ ------------------¬ ¦ -------------------¬ ¦ L------>+ Наполнение +---¬ ¦
¦ ¦Обеспечение обос-¦ ¦ ¦Современное про-¦ ¦ ¦ бюджетов ¦ ¦ ¦
+->+нованного спроса+->¬ +->+изводство тепловой+->¬ ¦/ L--------------- ¦ ¦
¦ ¦на энергоносители¦ ¦ ¦ ¦энергии 173 - 472¦ ¦------------------------------¬ ¦ ¦
¦ L------------------ ¦ ¦ ¦млн. кВт.ч. ¦ ¦¦Оптимизация энергопотребления¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L------------------- ¦¦бюджетных организаций ¦ ¦ ¦
¦ ------------------¬ ¦ ¦ -------------------¬ ¦L--T--------------------------- ¦ ¦
¦ ¦Эффективное рас-¦ ¦ ¦ ¦Эффективное энер-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пределение и пот-+->+ +->+гопотребление ¦ ¦ ¦ ------------------------¬ ¦ ¦
+->+ребление, предот-¦ ¦ ¦ ¦субъектами хозяй-+->+ +->+ Энергомониторинг +->¬ ¦ ¦
¦ ¦вращение дефицита¦ ¦ ¦ ¦ствования 3,1 -¦ ¦ ¦ +-----------------------+ ¦ ¦ ¦
¦ L------------------ ¦ ¦ ¦3,7 млрд. кВт.ч ¦ ¦ ¦ ¦Топливно-энергетические¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L------------------- ¦ ¦ ¦ балансы, фактические ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ------------------¬ ¦ ¦ -------------------¬ ¦ +->+ параметры объектов ¦->+ ¦ ¦
¦ ¦Предотвращение ¦ ¦ ¦ ¦Энергоэффективные ¦ ¦ ¦ L------------------------ ¦ ¦ ¦
¦ ¦техногенных и¦ ¦ ¦ ¦системы теплоснаб-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L->+других угроз сис-¦ ¦ ¦ ¦жения и электро-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦темам газо-,+->+ L->+снабжения населен-+->+ ¦ -----------------------¬ ¦ ¦ ¦
¦электро- и тепло-¦ ¦ ¦ных пунктов 0,14 -¦ ¦ L->+ Предельные нормативы +-->+ ¦ ¦
¦снабжения ¦ ¦ ¦0,15 Гкал/м2 год ¦ ¦ ¦ потребления энергии ¦ ¦ ¦ ¦
L------------------ ¦ ¦КПД 85% ¦ ¦ L----------------------- ¦ ¦ ¦
¦ L------------------- ¦/ ¦ ¦ ¦
--------------¬ ¦ --------------------------¬ ¦ ¦ ¦
----+ Техническое +<-+ ¦Определение и достижение ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ состояние ¦ ¦ ¦стратегических ориентиров¦ ¦ ¦ ¦
¦ L-------------- ¦ ¦ энергоэффективности ¦ ¦ ¦ ¦
¦ --------------¬ ¦ L------T------------------- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ Режимы +<-- ¦ ----------------------------------¬ ¦ ¦ ¦
¦ -+ работы ¦ ¦ ¦Ориентиры энергоэффективности¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦L-------------- +->+организации - доля стоимости эл.+->¬ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергии в прод. 7,8% - 6,4% ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L---------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ----------------------------------¬ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Ориентиры эффективности систем¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +->+теплоснабжения и теплофикации+->+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦0,14 - 0,15 Гкал/м2 год КПД - 90%¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L---------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ----------------------------------¬ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Ориентиры энергоэффективности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +->+ непроизводственной сферы +->+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L---------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ----------------------------------¬ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Ориентиры энергоэффективности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +->+ систем газоснабжения +->+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ L---------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ----------------------------------¬ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Ориентиры энергоэффективности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ L->+ систем электроснабжения расход +->+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ топлива при когенерации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦/¦/ ¦ до 390 г.у.т/2 кВт.ч КПД 63% ¦ ¦/ ¦/¦/¦/
L----------------------------------
-------------------------------------------------------------------------------------------¬
¦ Проекты и мероприятия ¦
L-------------------------Приложение N 8
к Энергетической стратегии
Чувашской Республики
на период до 2020 года
ПРОГРАММНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
К ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
(в ред. Постановления Кабинета Министров ЧР от 12.05.2011 N 184)
----T-------------------------T-------------------------T------------------------------T----------T-----------------------¬
¦ N ¦ Наименование ¦ Цели ¦ Задачи и содержание ¦ Срок ¦ Исполнители ¦
¦п/п¦ мероприятий ¦ ¦ ¦реализации¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 1.¦Разработка энергетических¦обеспечение нормального¦проведение обязательных¦ежегодно ¦органы исполнительной ¦
¦ ¦паспортов по результатам¦функционирования ¦энергетических обследований в¦ ¦власти Чувашской ¦
¦ ¦проведенных ¦энергетических ¦соответствии с Федеральным¦ ¦Республики, органы ¦
¦ ¦энергетических ¦комплексов, экономики и¦законом от 23 ноября 2009 г.¦ ¦местного самоуправления¦
¦ ¦обследований ¦социальной инфраструктуры¦N 261-ФЗ “Об энергосбережении¦ ¦<*>, государственные ¦
¦ ¦ ¦населенных пунктов ¦и о повышении энергетической¦ ¦учреждения Чувашской ¦
¦ ¦ ¦ ¦эффективности и о внесении¦ ¦Республики, ¦
¦ ¦ ¦ ¦изменений в отдельные¦ ¦муниципальные ¦
¦ ¦ ¦ ¦законодательные акты¦ ¦учреждения <*>, ¦
¦ ¦ ¦ ¦Российской Федерации“ ¦ ¦электросетевые ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦организации <*>, ¦
¦ ¦ ¦ ¦определение основных задач¦ ¦энергосбытовые ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергетической безопасности¦ ¦организации <*>, ¦
¦ ¦ ¦ ¦населенных пунктов ¦ ¦крупные потребители ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергоносителей ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(годовые затраты ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦которых на ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергоресурсы превышают¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦10 млн. рублей) <*> ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 2.¦Разработка программы¦оптимизация топливно-¦разработка и согласование¦2007 - ¦Минстрой Чувашии, ¦
¦ ¦развития теплофикации в¦энергетического баланса¦среднесрочных планов развития¦2012 гг. ¦филиал ОАО “ТГК-5“ ¦
¦ ¦Чувашской Республике ¦энергоресурсов ¦генерирующих мощностей филиала¦ ¦“Марий Эл и Чувашии“ ¦
¦ ¦ ¦обеспечение роста¦ОАО “ТГК-5“ “Марий Эл и¦ ¦<*>, Госслужба Чувашии ¦
¦ ¦ ¦валового регионального¦Чувашии“ ¦ ¦по конкурентной ¦
¦ ¦ ¦продукта; обеспечение+------------------------------+ ¦политике и тарифам, ¦
¦ ¦ ¦энергетической ¦повышение энергоэффективности¦ ¦органы местного ¦
¦ ¦ ¦безопасности, снижение¦ТЭЦ. Расширение зоны действия¦ ¦самоуправления, ¦
¦ ¦ ¦техногенного воздействия¦ТЭЦ: прокладка магистральных¦ ¦специализированные ¦
¦ ¦ ¦на окружающую среду ¦тепловых сетей к другим¦ ¦организации <*> ¦
¦ ¦ ¦ ¦потребителям ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦стимулирование потребителей,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦получающих тепловую энергию от¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ТЭЦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦выделение зон эффективной¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦теплофикации. Разработка¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦проектов и строительство новых¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦источников по совместному¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦производству электрической и¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦тепловой энергии на основе¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ПГУ, ГТУ и ГПУ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦недопущение строительства¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦котельных в зоне ТЭЦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 3.¦Разработка программы¦повышение надежности и¦строительство новых и¦2006 - ¦филиал ОАО “МРСК Волг蓦
¦ ¦развития электрических¦устойчивости ¦модернизация существующих¦2015 гг. ¦- “Чувашэнерго“ <*>, ¦
¦ ¦сетей ¦электроснабжения ¦подстанций, линий¦ ¦электросетевые ¦
¦ ¦ ¦ ¦электропередачи, замена¦ ¦организации, органы ¦
¦ ¦ ¦ ¦коммутирующего и другого¦ ¦местного самоуправления¦
¦ ¦ ¦ ¦электротехнического ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦оборудования ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 4.¦Организация планирования¦снижение потерь¦обеспечение в муниципальных¦ежегодно ¦Минстрой Чувашии, ¦
¦ ¦и системы контроля¦энергетических ресурсов,¦образованиях ежегодного¦ ¦органы исполнительной ¦
¦ ¦показателей ¦повышение бюджетной¦контроля показателей¦ ¦власти Чувашской ¦
¦ ¦энергоэффективности ¦эффективности ¦энергоэффективности и принятия¦ ¦Республики, органы ¦
¦ ¦бюджетных организаций и¦ ¦оперативных мер по повышению¦ ¦местного самоуправления¦
¦ ¦объектов ЖКХ ¦ ¦энергоэффективности инженерных¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦систем объектов, финансируемых¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦из местных бюджетов ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦передача органам местного¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦самоуправления компьютерного¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦обеспечения для контроля¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦показателей ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергоэффективности ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦организация в муниципальных¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦образованиях ежегодного¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦определения показателей¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергоэффективности ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦составление топливно-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергетических балансов¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦“котельная - тепловая сеть -¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦здания“ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦стимулирование внедрения¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергоэффективных мероприятий¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦через снижение тарифов ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 5.¦Мониторинг ¦повышение ¦составление топливно-¦ежегодно ¦Минстрой Чувашии, ¦
¦ ¦энергоэффективности ¦энергоэффективности ¦энергетических балансов¦ ¦электросетевые ¦
¦ ¦организаций ¦организаций, снижение¦организаций ¦ ¦организации, ¦
¦ ¦энергетического комплекса¦технических и+------------------------------+ ¦теплоснабжающие ¦
¦ ¦ ¦коммерческих потерь¦определение объемов¦ ¦организации <*> ¦
¦ ¦ ¦электрической энергии ¦потребления электроэнергии за¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦год всеми потребителями,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦подключенными к фидеру ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦определение технических потерь¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦по всему фидеру ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦определение объемов¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦отпускаемой по данному фидеру¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦определение небаланса¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦электроэнергии по фидеру.¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Составление энергетических¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦паспортов организаций ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦разработка планов повышения¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергоэффективности ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦организаций ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 6.¦Разработка мероприятий по¦модернизация тепловых¦составление балансов¦ежегодно ¦теплоснабжающие ¦
¦ ¦устойчивому обеспечению¦сетей для передач覓источник - тепловая сеть -¦ ¦организации ¦
¦ ¦потребителей тепловой¦тепловой энергии¦здания“ с целью перехода от¦ ¦ ¦
¦ ¦энергией ¦потребителям в объемах,¦фактических к нормализованным,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦заданных Энергетической¦а затем к энергоэффективным¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦стратегией. Сдерживание¦балансам ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦роста тарифов +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦последовательная модернизация¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦котельных, тепловых сетей,¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦внутридомовых сетей с учетом¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦эффективности реализации¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергосберегающих мероприятий ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 7.¦Обследование ¦повышение надежности¦выявление наиболее проблемных¦ежегодно ¦электросетевые ¦
¦ ¦электрических сетей¦распределительных сетей,¦элементов ¦ ¦организации, ¦
¦ ¦подстанций и¦энергетической +------------------------------+ ¦Приволжское управление ¦
¦ ¦распределительных ¦безопасности ¦последовательная модернизация¦ ¦Ростехнадзора <*> ¦
¦ ¦устройств (0,4-6-10 кВ) ¦ ¦оборудования начиная с¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦наиболее проблемных элементов ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦использование сетевыми¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦организациями передовых¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦методов обследований ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦проведение плановых ремонтных¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦мероприятий по материалам¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦обследований ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 8.¦Разработка и реализация¦повышение энергетической¦модернизация внутридомовых¦2006 - ¦органы местного ¦
¦ ¦муниципальных программ по¦безопасности, ¦тепловых, газовых и¦2012 гг. ¦самоуправления, ¦
¦ ¦модернизации инженерного¦безопасности граждан,¦электрических сетей. Замена¦ ¦организации ЖКХ <*>, ¦
¦ ¦оборудования зданий ¦предупреждение пожаров,¦однофазных двухпроводных сетей¦ ¦энергосбытовые и ¦
¦ ¦ ¦повышение качества¦на однофазные трехпроводные,¦ ¦электросетевые ¦
¦ ¦ ¦электрической энергии у¦установка УЗО. Установка¦ ¦организации ¦
¦ ¦ ¦потребителя, создание¦домовых узлов учета и¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦технических условий для¦регулирования потребления¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦розничных рынков¦энергоносителей, поэтапное¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦энергоносителей и воды ¦создание АСКУЭ в ЖКХ ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦ 9.¦Подготовка персонала для¦подготовка специалистов с¦подготовка персонала для¦ежегодно ¦Минобразования Чувашии,¦
¦ ¦организаций ¦высшим и¦организаций промышленности ¦ ¦Минстрой Чувашии, ФГОУ ¦
¦ ¦энергетического комплекса¦среднетехническим +------------------------------+ ¦ВПО “Чувашский ¦
¦ ¦ ¦образованием по основным¦подготовка персонала для¦ ¦государственный ¦
¦ ¦ ¦направлениям для¦объектов ЖКХ ¦ ¦университет имени ¦
¦ ¦ ¦организаций +------------------------------+ ¦И.Н.Ульянова“ <*>, ¦
¦ ¦ ¦энергетического комплекса¦подготовка персонала для¦ ¦общеобразовательные ¦
¦ ¦ ¦ ¦электросетевых организаций ¦ ¦учреждения <*>, ¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦субъекты ¦
¦ ¦ ¦ ¦подготовка персонала для¦ ¦энергетического ¦
¦ ¦ ¦ ¦теплоснабжающих организаций ¦ ¦комплекса <*> и крупные¦
¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦потребители ¦
¦ ¦ ¦ ¦подготовка персонала для¦ ¦энергоносителей ¦
¦ ¦ ¦ ¦газотранспортирующих и¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦газораспределительных ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦организаций ¦ ¦ ¦
+---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+-----------------------+
¦10.¦Разработка и применение¦повышение эффективности и¦разработка информационных¦2006 - ¦Минстрой Чувашии, ¦
¦ ¦информационных ¦надежности ¦технологий и ПТК для повышения¦2015 гг. ¦электросетевые ¦
¦ ¦технологий, программно-¦энергетического ¦энергоэффективности в¦ ¦организации, ¦
¦ ¦технических комплексов¦оборудования, создание¦промышленности (АСУ ТП, АСКУЭ¦ ¦теплоснабжающие ¦
¦ ¦(ПТК), систем диагностики¦технических условий¦и АСОДУ) ¦ ¦организации ¦
¦ ¦и защиты энергетического¦перехода от тарифного+------------------------------+ ¦ ¦
¦ ¦оборудования ¦регулирования к¦разработка информационных¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦договорным отношениям ¦технологий для повышения¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергетической безопасности с¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦использованием методов¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦неразрушающего контроля для¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦диагностики ¦ ¦ ¦
L---+-------------------------+-------------------------+------------------------------+----------+------------------------
--------------------------------
<*> Исполнение мероприятий осуществляется по согласованию.