Всего новостей: 2529575, выбрано 611 за 0.159 с.

Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

?
?
?  
главное   даты  № 

Добавлено за Сортировать по дате публикации  | источнику  | номеру 

отмечено 0 новостей:
Избранное
Списков нет

Бразилия > Электроэнергетика > ved.gov.ru, 8 апреля 2014 > № 1050865

14 феврая с.г. представители Национальной организации нефтедобывающей отрасли (Organização Nacional da Indústria do Petróleo - Onip) сообщили о том, что проводится работа по подбору технологий по выработке и передаче электроэнергии под водой, которые находятся в стадии развития или уже разработаны и доступны в мире. Данное исследование является частью сотрудничества с правительством штата Рио-де-Жанейро и имеет целью создание подводного кластера. Среди новых решений уже отобраны и представляют интерес технологии выработки электроэнергии с использованием морских течений, разницы температур воды, геотермических источников, а также подводная ядерная система, находящаяся в настоящее время на испытаниях у российской компании, которая планирует её предложить для энергообеспечения подводного оборудования нефтедобычи в Арктике. Проводимая Организацией и правительством штата работа по подбору технологий должна, по их мнению, привлечь основных поставщиков для кластера, а также субподрядчиков для создания локальной производственной цепи. К настоящему моменту известно, что такие компании как «Дженерал Электрик» и «Сименс», уже имеющие офисы и фабрики на территории Бразилии, проводят исследования по созданию технологий по выработке и передаче электроэнергии под водой. В 2012 году «Сименс» приобрела у «ЭкспоГруп» отделение по производству измерительного оборудования, тем самым показав свой интерес к данной сфере. Представители немецкой компании прогнозируют, что инвестиции в развитие данных технологических решений к году 2020 могут достигнуть 2 млрд. евро.

(Brasil Energy 14/02/2014)

Бразилия > Электроэнергетика > ved.gov.ru, 8 апреля 2014 > № 1050865


Россия. ПФО > Электроэнергетика > regnum.ru, 3 апреля 2014 > № 1051215

ПУСК ЗАВОДА СОЛНЕЧНЫХ ПАНЕЛЕЙ В ЧУВАШИИ ПЛАНИРУЕТСЯ В ИЮНЕ - ПРЕМЬЕР

Пуск завода по производству солнечных панелей в Новочебоксарске (Чувашия) планируется в июне. Об этом заявил сегодня, 3 апреля, на встрече с журналистами премьер-министр Чувашии Иван Моторин, отвечая на вопрос корреспондента ИА REGNUM о запуске завода. "Мне называли в последний раз 20 июня. Если бы зависело все от меня, я бы за эту дату расписался", - сказал, в частности, председатель правительства.

Как ранее сообщало ИА REGNUM , открытие завода откладывалось неоднократно. Первоначально его планировали запустить в конце 2011 года, выйти на проектную мощность в 1 квартале 2012 года. Через некоторое время на ежегодной выставке, которая проходит в Москве под эгидой Роснано, было озвучено о запуске проекта в июне 2013 года. Затем сообщалось о том, что запуск основной технологической линии произойдет в июле 2013 года, а в ноябре 2013 года ожидается начало серийного производства продукции. После этого было объявлено о запуске проекта в ноябре 2013 года. Когда этого не произошло, в "Хевеле" обещали пробный пуск в конце февраля 2014 года, затем - в первом квартале с выходом на промышленный пуск в июне 2014 года. Сдвиги сроков во многом связывали со сложностями документооборота из-за отсутствия в нормативной базе необходимых регламентов.

Напомним, что заявленный объем производства при выходе на проектную мощность составит 1 млн. тонкопленочных фотоэлектрических модулей в год (130 МВт - пик). Общий объем инвестиций в проект превышает 20 млрд рублей. Доля госкомпании "РОСНАНО" в уставном капитале ООО "Хевел" составляет 49%, группы компаний "Ренова" - 51%.

Россия. ПФО > Электроэнергетика > regnum.ru, 3 апреля 2014 > № 1051215


Белоруссия. Россия > Электроэнергетика > regnum.ru, 3 апреля 2014 > № 1051208

ПОСТРОИВ АЭС, БЕЛОРУССИЯ ОБЕСПЕЧИТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ СЕБЯ И СМОЖЕТ ЕЕ ЭКСПОРТИРОВАТЬ: ЭКСПЕРТ

1-3 апреля в Минске проходит VI международный форум "Атомэкспо-Беларусь", проводимый по инициативе Министерства энергетики Белоруссии при поддержке госкорпорации "Росатом". Основной целью проведения выставки и конференции "Атомэкспо-Беларусь 2014" является демонстрация новейших технологий проектирования, строительства, эксплуатации и обеспечения безопасности АЭС; стимулирование проведения в Республике Белоруссия научно-исследовательских работ в области атомной энергетики; содействие формированию в республике системы подготовки кадров для атомной отрасли. В рамках форума организована конференция поставщиков атомной отрасли "Атомекс-Беларусь". Это коммуникационная площадка для развития диалога поставщиков с заказчиками, привлечения новых поставщиков, обсуждения актуальных вопросов сооружения Белорусской АЭС.

"На форум "Атомэкспо-Беларусь" я приехал, во-первых, с консультативной целью, поскольку мой отдел занимается сбором фактической информации по строительству, во-вторых, для налаживания контактов. Раньше я работал на Игналинской электростанции и бывал на подобных мероприятиях. На "Атомэкспо-Беларусь" я впервые, - рассказал начальник отдела полевого инжиниринга, ОАО "НИАЭП-АСЭ" Борис Илларионкин. - Я считаю, что если атомная станция строится, значит, все хорошо. Было бы неплохо со временем докомпоновать эти генерирующие мощности и реализовать возможности реализации энергии не только в Беларуси, но и за границей. И мне бы хотелось, чтобы были построены еще два блока в районе Бреста, там как раз очень хорошие выходы для экспорта".

"О перспективах можно говорить, когда мы пройдем нулевой цикл, своего рода точка невозврата будет пройдена, - считает эксперт. - Энергосистема идет нам на встречу. Плюс надо учитывать, что в Беларуси в основном используется газ, и любая внештатная ситуация, такая, как порыв газопровода или еще что-то, может привести к тому, что нам придется закупать электроэнергию. А со строительством атомной станции мы в первую очередь обеспечиваем себя, Беларусь, во вторую - поставляем на экспорт. Для того, чтобы оценить ход строительства Белорусской АЭС надо с чем-то сравнивать. Для нас это строительство первой электростанции. Если смотреть по графику, то первый блок идет по расписанию, а второй блок идет с опережением, но на общих строительных работах, которые сейчас выполняются, надо максимально наращивать темпы, максимально выиграть время, так как общестроительные работы-это количество людей, то есть когда много людей, арматура вяжется. И здесь все это прекрасно понимают".

Белоруссия. Россия > Электроэнергетика > regnum.ru, 3 апреля 2014 > № 1051208


Россия. СЗФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 3 апреля 2014 > № 1044678 Дмитрий Медведев

Совещание об энергоснабжении Калининградской области.

Вступительное слово Дмитрия Медведева:

Добрый день! Мы сегодня собрались с вами, для того чтобы обсудить развитие электроэнергетики в Калининградской области на период до 2020 года. Тема крайне важная и, скажем откровенно, весьма сложная для этого региона, особенно с учётом его географической изолированности от России.

В целом, как показала крупная авария, которая случилась в Калининградской области в прошлом году, когда произошло масштабное отключение электричества, региону нужно, конечно, иметь стабильное и надёжное энергоснабжение. Хотя сейчас энергетические потребности этой части нашей страны удовлетворяются в целом без дефицита, надёжность энергоснабжения, безусловно, вызывает вопросы. Мы должны принять такие решения, чтобы даже при возникновении форс-мажора люди, которые живут в этом нашем регионе, не остались без света и тепла.

Конечно, нужно решать проблему с подключением к новым сетям потребителей на территории области, потому что это, собственно, развитие этой территории, это новые экономические проекты, и энергетическая инфраструктура должна давать возможности для роста экономики региона, а не сдерживать этот рост.

Специально была создана рабочая группа, несколько вариантов подготовлено, для того чтобы развивалась электроэнергетика, – это и строительство электростанций, которые используют различные виды топлива, развитие соответствующей инфраструктуры. Подсчитаны инвестиции, они измеряются сотнями миллиардов рублей, мы должны обсудить, каким образом эти инвестиции осуществлять.

Цель сегодняшнего совещания в том, чтобы послушать предложения, те сценарии, которые были подготовлены, и принять решение на эту тему.

На что хотел бы обратить особое внимание: в результате всех этих решений модернизация Калининградской области не должна повлечь существенного роста цен для потребителей.

Россия. СЗФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 3 апреля 2014 > № 1044678 Дмитрий Медведев


Мексика > Электроэнергетика > mexico24.ru, 28 марта 2014 > № 1055969

В Мексике открыли солнечную электростанцию, которая сейчас считается самой мощной в Латинской Америке.

Она в состоянии производить 39 мегаватт. Напомним, что сейчас страна получает 25% электричества из экологически чистых источников, а к 2024 году планирует повысить этот показатель до 35%.

На церемонии открытия электростанции в штате Нижняя Южная Калифорния присутствовал и президент страны Энрике Пенья Ньето. Работа электростанции позволит обеспечить светом близлежищий Ла-Пас на 60%. Прездент подчеркнул, что переход на экологически чистые источники энергии проходит в рамках энергетической реформы.

Мексика > Электроэнергетика > mexico24.ru, 28 марта 2014 > № 1055969


Казахстан. Австрия > Электроэнергетика > kursiv.kz, 20 марта 2014 > № 1035585 Норберт Шварц

«Развитие малых ГЭС – будущее энергетики»

Аскар МУМИНОВ

Восток и юг Казахстана благодаря наличию горного рельефа имеют значительный гидроэнергетический потенциал. Долгое время это преимущество восточных и южных областей оставалось без должного внимания, однако в последнее время было запущено несколько проектов по строительству как больших, так и малых ГЭС. Среди наиболее заметных проектов последнего времени специалисты называют строительство Мойнакской ГЭС и модернизацию Шардаринской ГЭС. В обоих этих проектах заметная доля иностранного участия, в том числе и представителей австрийской компании Андритц Гидро. Вице-президент компании по странам Центральной и Восточной Европы и СНГ Норберт Шварц во время поездки по Восточно-Казахстанской, Южно-Казахстанской и Алматинской области в интервью kursiv.kz рассказал о перспективах гидроэнергетики в Казахстане, и о том, с какими проблемами она сталкивается

- Г-н Шварц, чем объясняется Ваш интерес к развитию гидроэнергетики в Казахстане? Является ли Казахстан привлекательным рынком?

- Безусловно, Казахстан, как быстроразвивающаяся страна нуждается в новых подходах, в том числе и в области энергетики, и в этом плане гидроэнергетика, в стране с таким горным рельефом имеет все шансы стать локомотивом для целого ряда важнейших отраслей экономики в целом. Мы представлены на рынке уже больше 100 лет, и следим за развитием гидроэнергетики во всем мире. И не случайно активизировали свою деятельность именно сейчас, так как видим, что у руководства страны, у политиков и представителей бизнеса существует понимание того, что новые ГЭС и модернизация старых – это мощный и ценный вклад в инфраструктуру, как сегодняшнего дня, так и для будущих поколений. И это понимание не случайно, гидроресурсы — возобновляемый и наиболее экологичный источник энергии, использование которого ведет к снижению выбросов в атмосферу тепловых электростанций и позволяет сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. На сегодняшний день в Казахстане мы осуществили поставку турбины для малой ГЭС Иссык-2, осуществили поставку турбин для Мойнакской ГЭС, в декабре 2013 года мы выиграли тендер Самрук - Энерго по модернизации Шардаринской ГЭС. Если говорить подробнее, на Шардаринской ГЭС с 2013 по 2016 год будет осуществляться модернизация, сейчас идет процесс оценки, обсуждаются чертежи и детали, и во второй половине 2014 года начнется уже непосредственно работа на ГЭС.

- Если рассматривать вопрос шире, в региональном аспекте. Общеизвестно, что сейчас много разговоров и споров в связи со строительством Рогунской ГЭС в Таджикистане, против чего активно выступает Узбекистан. Да и вообще строительство ГЭС в странах верховья, в Таджикистане и Кыргызстане не вызывает восторг у руководителей стран низовья, в том числе и в Казахстане? Какой выход из этого противостояния Вы видите?

- Мы как компания, которая занимается техническими поставками и анализом гидроэнергетических станций не вправе давать геополитических оценок и рекомендаций, но в целом мы надеемся, что все экологические риски будут оценены правильно, вовлеченными экспертами. Этим, кстати, активно занимаются международные институты при содействии Всемирного банка. Если они не видят проблем в строительстве, то, значит, оно возможно. Нам предлагали участвовать в строительстве этой ГЭС, однако на данный момент окончательного решения по этому вопросу нет, так как много политических мотивов у разных сторон, но думаю, что главное не руководствоваться эмоциями, а подходить рационально к вопросу. Таджикистан хочет обеспечить себя электричеством и это его право, которое он, как и любая другая страна может реализовать. Проблема только в том, что политическое руководство должно найти общий язык с партнерами по региону, мы придерживаемся таких подходов

- Возвращаясь к Казахстану, какие приоритеты развития гидроэнергетики в стране Вы можете выделить?

- Мне кажется, на первом этапе самым актуальным представляется модернизация уже имеющихся станций, сегодня с помощью новых технологий, широко применяемых в Европе можно значительно улучшить КПД ГЭС и выработку энергии. Нужно активнее заниматься строительством новых ГЭС, при этом не забывать, очень грамотно обдумывать каким образом будет собираться, и сохраняться энергия, получаемая при помощи возобновляемых источников энергии (ветровых, солнечных, гидроэлектростанций). Существуют технологии по аккумулированию энергии для выравнивания неоднородности графика электрической нагрузки.

Большое значение имеет строительство малых ГЭС. При этом нужно понимать, что строительство ГЭС это один из самых безопасных, в тоже время экологических способов получение энергии. Происходит сокращение CO2, второй важный аспект, что помимо генерирования энергии ГЭС могут использоваться для предупреждения наводнений. Наличие генерирующих мощностей важно и с той точки зрения, что они не зависят от цены на нефть и газ. Это дополнительная энергия, которая позволяет создавать новые производства, для создания которых сегодня не хватает энергии, это в свою очередь позволит увеличить добавленную стоимость выпускаемой продукции. Стоит отметить, что мировой опыт свидетельствует о тенденции максимального освоения гидропотенциала даже при наличии других энергоресурсов. Можно изучить опыт других стран, например, Норвегии, которая обладает весьма крупными запасами природного газа, но использует в значительной мере свой гидропотенциал или опыт Канады, которая тоже очень активно использует гидроэнергетику. Сейчас во всем мире идет масштабное строительство большого количества крупных ГЭС, особенно в странах с транзитной экономикой, таких как Китай, Индия, Бразилия.

- Какова экономическая выгода от использования гидравлической энергии в Казахстане?

- Гидроэнергетика самый чистый и выгодный источник получения энергии, это показали несколько международных исследований. В том числе и за счет того, что расходы при строительстве ГЭС выше, но срок их использования дольше, отсутствуют затраты на горючее, нет проблем с утилизацией отходов, очень низкие расходы по эксплуатации и техническому обслуживанию. После трагедии на Фукусиме в мире произошла резкая переоценка атомной энергетики, сейчас мы видим, что в Швейцарии, Германии постепенно отходят от ее использования, в Европе активно звучат призывы не использовать атомную энергию. Конечно, это не совсем правильно, нужно понимать, что гидроэнергетика не может заменить все другие виды энергии, здесь должен быть здравый подход, но важно, что в мире начали осознавать, что одно из важнейших преимуществ ГЭС связаны с экологической безопасностью.

- Как Вы в целом расцениваете стремление Казахстана развивать альтернативные источники энергии?

- Главное, что в Казахстане понимают, что зеленая экономика это основа прогресса в 21 веке. В этом смысле, такие шаги можно и нужно приветствовать. К тому же, если говорить о тарифах для малых ГЭС, которые планируется принять в Казахстане, то они здесь весьма выгодные, в том числе для иностранных инвесторов, планирующих инвестиции в развитие альтернативной энергии в Казахстане.

Тарифы планируется утвердить на 15 лет. И я по своему опыту в других странах могу лишь рекомендовать инициаторам проектов с самого начала подходить к вопросу профессионально: разработать качественное технико-экономическое обоснование с учетом экологической составляющей, чтобы международные финансовые институты, в случае необходимости дополнительного финансирования, видели серьезность подхода. Затем важно не экономить на покупке качественного оборудования, которое прослужит намного больше 15 лет, и будет работать бесперебойно, генерируя электроэнергию и деньги.

От воды к ЛЭП

Компания ANDRITZ HYDRO является международным поставщиком комплектных электромеханических систем и услуг («От воды к ЛЭП») для гидроэлектростанций. На мировом рынке компания является лидирующим поставщиком продукции для гидроэнергетических объектов. Компания ANDRITZ HYDRO осуществляет строительство новых гидроэлектростанций, а также предлагает услуги по реконструкции и модернизации действующих станций. Компания свыше 170 лет является производителем турбин, установила более 30 000 турбин (400 000 МВт); свыше 120 лет занимается строительством электростанций, поставляет весь ассортимент оборудования мощностью до 800 МВт и выше.

Казахстан. Австрия > Электроэнергетика > kursiv.kz, 20 марта 2014 > № 1035585 Норберт Шварц


Вьетнам. США > Электроэнергетика > vietnam-times.ru, 18 марта 2014 > № 1034907

Как сообщает информационное агентство Reuters со ссылкой на издание Thanh Nien, американский нефтегазовый гигант Exxon Mobil совместно с вьетнамской нефтегазовой компанией Petrovietnam собирается вложить около 20 миллиардов долларов в развитие газовых электростанций во Вьетнаме.

В проекте предусмотрено строительство двух электростанций с общей мощностью в 6-6,5 тысячи мегаватт.

В то же время Exxon Mobil, по примеру многих других крупных нефтегазовых компаний, стремится к тому, чтобы рационализировать свои капиталовложения для максимального сокращения расходов. В февраля текущего года компания объявила о том, что в будущем планирует сократить объем инвестиционных расходов по сравнению с показателем прошлого года на 13%.

Вьетнам. США > Электроэнергетика > vietnam-times.ru, 18 марта 2014 > № 1034907


Латвия > Электроэнергетика > telegraf.lv, 3 марта 2014 > № 1020859 Лаймдота Страуюма

Партии правящей коалиции договорились отложить либерализацию рынка электроэнергии для домашних хозяйств до 1 января 2015 года. Причина: нужно сделать все, чтобы в Латвии внутриполитическая ситуация оставалась стабильной, а также устранить любые риски провокаций. Рост цен на электричество мог составить 40%.

С инициативой переноса сроков открытия рынка выступила председатель Сейма и лидер «Единства» Солвита Аболтиня. Она заявила, что с учетом событий на Украине нужно сделать все, чтобы в Латвии внутриполитическая ситуация оставалась стабильной, а также устранить любые риски провокаций, подчеркнула спикер.

По словам спикера, открытие рынка должно быть отложено до того момента, когда будет предложен ясный механизм компенсаций удорожания электричества для малообеспеченных. Одновременно нужна дискуссия с компанией «Latvenergo» и Комиссией по регулированию общественных услуг о том, чтобы отсрочка либерализации не вызвала роста цен.

Согласно принятым Сеймом поправкам к закону о рынке электроэнергии, для домашних хозяйств он будет открыт с 1 апреля 2014 года. По прогнозам, рост цен на электричество может составить 40%.

Тем временем Латвийская федерация пенсионеров готовится 13 марта провести акции по всей стране, протестуя против решений правительства, которые приведут к снижению уровня жизни латвийцев, в том числе против открытия рынка электроэнергии.

Почему был выбран апрель?

Неделю назад в интервью Телеграфу премьер-министр страны Лаймдота СТРАУЮМА объяснила, почему рынок надо было открывать в апреле.

— Будет окончательно открыт рынок электроэнергии 1 апреля или не будет?

— Да, либерализация намечена на 1 апреля. Мы еще раз оценили все обстоятельства, поняли, что тарифы на электроэнергию все равно бы выросли, поэтому я не вижу оснований откладывать этот срок. Рано или поздно рынок придется открыть для входа на него новых игроков, и это будет означать ликвидацию монополии. Монополия — это всегда плохо.

Сейчас мы обсуждаем с министрами и руководителями самоуправлений, каким должен быть механизм помощи малообеспеченным, многодетным семьям, как выплачивать им компенсации, чтобы они не почувствовали роста цен на электроэнергию. Проблем с деньгами нет, деньги есть. Надо решить, как это все организовать.

— А почему вы раньше сомневались, что рынок надо открывать 1 апреля, и предлагали отложить этот срок до конца года?

— Я оценила все обстоятельства. Согласно регламенту ЕС, до 2015 года все страны-члены должны либерализовать свои рынки.

Почему не отложить открытие до 1 января 2015 года? Я поговорила с Министерством экономики и Latvenergo: 1 января — это зима. А если зимой происходит рост цен, то это всегда переносится тяжелее, чем летом. Кроме того, Latvenergo все равно отправит свои тарифы на рассмотрение Комиссии по регулированию общественных услуг с просьбой их повысить. Есть также предприятия, которые уже приготовились к выходу на рынок. Таким образом, экономических аргументов, почему нам это следует отложить, больше нет. Мы решили не менять ранее установленных правил и сконцентрироваться на выделении пособий, тем более что Министерство экономики на это нашло дополнительные средства.

— Сколько всего понадобится средств?

— По предварительным подсчетам, около 8 млн евро. Самоуправления должны предоставить списки людей, которым эта помощь причитается.

Латвия > Электроэнергетика > telegraf.lv, 3 марта 2014 > № 1020859 Лаймдота Страуюма


Казахстан > Электроэнергетика > kursiv.kz, 12 февраля 2014 > № 1030559 Олег Антонов

Зеленая энергетика Казахстана в 21 веке: мифы, реальность и перспективы

Олег АНТОНОВ

Kursiv.kz представляет собственное исследование о перспективах развития зеленой энергетики в Казахстане.

1. Общее состояние энергетики Казахстана

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384)

«В 1990 году при потребности Казахстана в электроэнергии 104.7 млрд. кВт?час собственное производство составило 87,4 млрд. кВт?час (при 17.9 млн. кВт установленной мощности) и сальдовый дефицит достигал 17.3 млрд. кВт?час.

В последующие годы были введены в работу новые генерирующие мощности с проектной выработкой около 8 млрд. кВт?час, в том числе два энергоблока по 525 МВт на Экибастузской ГРЭС-2 (один из них в декабре 1990), турбоагрегат 110 МВт на Карагандинской ТЭЦ-3, газотурбинная установка 100 МВт на АО "Актурбо" и гидроагрегат 117 МВт на Шульбинской ГЭС. Таким образом, потенциал производства электроэнергии на собственных электростанциях мог бы к настоящему времени составить около 95 млрд. кВт?час, что при установленной мощности 18,2 млн. кВт соответствует 5 тыс. часам использования установленной мощности.

В результате снижения платежеспособного спроса на электроэнергию, ее производство в 1996 году снизилось до 59,3 млрд. кВт?час, а в 1997 году - до 52,2 млрд. кВт?час, в 1998 году - до 49,215 млрд. кВт?час. По сравнению с 1997 годом производство электроэнергии (выработка) в 1998 году снизилась на 5,7%. При этом потребление в 1998 году составило - 53,027 млрд. кВт?час, или на 7,2% ниже уровня, в 1997 году. Сальдовый импорт составил 3,812 млрд. кВт?час.

Основное оборудование электростанций имеет значительный износ из-за наработки, превышающей расчетный ресурс.

Структура выработки электроэнергии различными типами электростанций в относительных единицах на уровне 2015 г. оценочно выражается следующими показателями:

ТЭС на угле - 66,8%

ТЭС на газе - 21,2%

ГЭС - 11,2%

АЭС - 0,6%

ВЭС - 0,2% .

Суммарное производство электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии (включая гидроисточники) в Казахстане составляло 8,3 млрд. кВт?час в 1995 г. и увеличится до 9,8 млрд. кВт?час в 2015 г.»

2) Из Программы по развитию электроэнергетики в Республике Казахстан на 2010 - 2014 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 29 октября 2010 года № 1129)

«На 1 января 2010 года установленная мощность электростанций в Казахстане составила 19,1 тыс. МВт, располагаемая мощность - 14,8 тыс. МВт.

Разрывы и ограничения мощности составили - 4,3 тыс. МВт, в том числе:

1,1 тыс. МВт - на ГЭС из-за ограничений по расходу воды и повышенному подпору нижнего бьефа, а также работой малых ГЭС по водотоку;

1,5 тыс. МВт - на ЭГРЭС-1 в связи с консервацией энергоблоков № 1, 2, 8, находящихся в неработоспособном состоянии;

1,7 тыс. МВт - в связи с неудовлетворительным состоянием основного и вспомогательного оборудования тепловых электростанций, недостатком теплопотребления, сжиганием непроектного топлива.

На сегодняшний день около 41 % генерирующих мощностей отработало более 30 лет.

Для покрытия роста перспективной потребности в мощности и электроэнергии развитие электростанций намечается осуществить по следующим основным направлениям:

техперевооружение и реконструкция оборудования действующих электростанций;

ввод новых мощностей на действующих электростанциях;

строительство новых электростанций (ТЭЦ, ТЭС, ГЭС, ГТЭС);

вовлечение в баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии (ВЭС, СЭС).

К 2014 году ожидается рост электрической нагрузки до 15,4 тыс. МВт.

Для покрытия роста электрической нагрузки необходимы мероприятия по расширению и техническому перевооружению действующих электростанций, а также строительство новых.»

Два последующих рисунка демонстрируют динамику производства и потребления электрической и тепловой энергии Казахстана в 21 веке. При этом необходимо учитывать, что основным потребителем электроэнергии (до 70 %) и тепловой энергии (до 50 %) является промышленность, а на долю населения приходится не более 25 % электроэнергии и 30 % тепловой.

По прогнозу Института энергетических исследований Российской Академии Наук (ИНЭИ РАН), потребление электроэнергии и тепла в мире с 2010 по 2035 г.г. будет расти за счет роста потребностей индустрии (промышленности) и населения (ЖКХ).

При сохранении старой базы промышленности и низких темпах её модернизации без внедрения энергосберегающих и энергоэффективных технологий, дальнейшее развитие производственных мощностей энергетики Казахстана, запланированных в программах и планах правительства, будет использовано только на удовлетворение потребностей промышленности без снижения показателя энергоэффективности. Это приведет к снижению конкурентоспособности, снижению качества продукции и сохранению статуса «сырьевого» придатка развитых стран мира.

Самым эффективным решением сокращения природных ресурсов, является практика энергосбережения и внедрения энергоэффективных технологий. Повышение энергоэффективности является весьма актуальной задачей для экономики Казахстана. Удельные показатели энергоемкости ВВП в Казахстане по данным МЭА остаются весьма высокими (1,8 USD/кг.у.т) по сравнению с развитыми странами (5,5 USD/кг.у.т). За период реформирования экономики с 1991 по 2001 г.г. энергоемкость ВВП еще повысилась на 15 - 20%, что негативно сказалось как на экономике в целом, так и на конечных потребителях. За период 2001-2012 энергоемкость ВВП немного снизилась, но все ещё превышает среднемировой тренд в 5 раз.

По экспертным данным перерасход топлива на производство электроэнергии составляет 10-15%, на теплоснабжение – 15-20%. Затраты на внедрение энергосбережения примерно в 5 раз ниже, чем на новое производство энергии.

2. Основы зеленой энергетики в Казахстане

2.1. Солнечная энергетика

2.1.1. Методика оценки гелиопотенциала Казахстана

Доступная солнечная энергия изменяется в течение дня из-за относительного движения Солнца и в зависимости от облачности. В полдень при ясной погоде энергетическая освещенность, создаваемая Солнцем, может достигать 1000 Вт/м2, тогда как в условиях плотной облачности она может упасть до 100 Вт/м2 и ниже, даже в полдень. Количество солнечной энергии меняется вместе с углом наклона установки и ориентацией ее поверхности, снижаясь по мере удаления от южного направления.

Способы получения электричества и тепла из солнечного излучения:

фотовольтаика - получение электроэнергии с помощью фотоэлементов;

гелиотермальная энергетика - нагревание поверхности, поглощающей солнечные лучи, и последующее распределение и использование тепла (фокусирование солнечного излучения на сосуде с водой для последующего использования нагретой воды в отоплении или в паровых электрогенераторах).

Фотоэлементы заводского производства имеют определенную номинальную мощность, выраженную в ваттах пиковой мощности (Втп). Это показатель их максимальной мощности в стандартных условиях испытаний, когда солнечная радиация близка к своему максимальному значению в 1000 Вт/м2, а температура поверхности фотоэлемента 25°C. На практике же фотоэлементам редко приходится работать в таких условиях.

Несмотря на северную широту географического расположения Казахстана, ресурсы солнечной энергии в стране являются стабильными и приемлемыми, благодаря благоприятным климатическим условиям.

По итогам исследований (МИНТ РК) потенциал солнечной энергии в южных районах страны достигает 2500 – 3000 солнечных часов в год и составляет 1,3-1,8 млрд. кВт?час на 1 кв. м в год.

Площадь Казахстана, доступная для установки фотоэлектрических преобразователей или гелионагревателей составляет не менее 50 % от общей площади (2 724 902 км2), потенциал энергии солнца может составлять 1700 ТВт*час за год.

С учетом того, что КПД фотоэлектрических панелей не превышает 30%, можно оценить технический потенциал гелиоэнергетики в 500 ТВт?час за год.

2.1.2. Обоснованность строительства СЭС

Как полагают эксперты Международного энергетического агентства (IEA), солнечная энергетика уже через 40 лет при соответствующем уровне распространения передовых технологий будет вырабатывать около 9 тысяч ТВт?час — или 20-25 % всего необходимого электричества, и это обеспечит сокращение выбросов углекислого газа на 6 млрд. тонн ежегодно.

Стоимость энергии, полученной из солнечной батареи, ежегодно снижается. Так, за 2011 год она уменьшилась на 50%, с 2008 года падение цены составило 75%. В 2011 году стоимость 1 Ватта солнечной электроэнергии впервые упала ниже 1 доллара.

Методика расчета энергоокупаемости солнечных энергостанций достаточно проста и исходит из трех основных факторов: энергозатраты на производство солнечного элемента (EС), эффективность преобразования солнечной энергии (η) и среднегодовая мощность излучения в регионе, в котором предполагается размещение солнечного элемента (SP):

EP = EC/(η·SP).

Например, солнечный элемент на основе поликристаллического кремния требует 600 кВт·час на производство 1 м2 площади солнечного модуля. При эффективности в 12% и среднегодовой мощности солнечного излучения в 1700 кВт·час энергоокупаемость модуля составляет менее 4 лет. С учетом темпов роста эффективности фотопреобразования и оптимизации производства можно ожидать, что до 2020 года энергоокупаемость поликристаллических солнечных элементов снизится вдвое.

Тонкопленочные элементы (10% мирового рынка в 2011 году) используют очень небольшие объемы полупроводникового материала, поэтому наиболее энергозатратными процессами оказываются производство подложки (120 кВт·час на1 м2) и монтаж элементов в модули (также 120 кВт·час на 1 м2). Эффективность тонкопленочного кремниевого элемента составляет примерно 6%. В результате, энергозатраты на производство такого элемента окупаются в течение 3 лет, а более эффективные (η = 9-12%) тонкопленочные модули на основе теллурида кадмия (CdTe) и диселенида индия-меди (CIGS) могут достичь энергоокупаемости менее чем за год.

Таким образом, солнечные элементы окупают вложенную в них энергию уже за 2-4 года после ввода их в эксплуатацию, а в последующие 25-30 лет они будут снабжать потребителей экологически безопасной электроэнергией. За свой срок службы солнечная электростанция, обеспечивающая энергией небольшой дом, предотвратит выбросы более чем 100 тонн углекислого газа и тонны оксидов серы и азота.

2.1.3. Программы и планы Казахстана по использованию гелиопотенциала

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384)

«Солнечные нагреватели воды (СНВ) разработанные в Казахском НИИ энергетики и выполненные на основе полимерных материалов, более чем на порядок дешевле традиционных. Расчеты специалистов КазНИИЭнергетики показывают, что использование таких СНВ может быть экономически выгодно даже в условиях города, где имеется большое количество разнообразных источников энергии. При годовой потребности Казахстана 2,0 млн. м2 СНВ, КазНИИЭнергетики способен выпускать их до 150 тыс. м2.»

2) Из Плана мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 - 2020 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 25 января 2013 года № 43)

«Реализация проектов в области использования возобновляемых источников энергии. К 2020 году планируется ввести в эксплуатацию порядка 31 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 1040 МВт, включая: 4 СЭС – 77 МВт:

2.1.4. Практические результаты освоения гелиопотенциала на 2013 год

Проект государственной организации «Самрук-Энерго» солнечной ЭС мощностью 2МВт в городе Капшагай запущенный в 2012 году не закончен.

Есть проекты, реализованные частными компаниями, не имеющими отношения к госпрограммам: СЭС мощностью 1 МВт ТОО «КазЭкоВатт» в поселке Отар Жамбылской области, СЭС мощностью 52 кВт районного акимата в ауле Сарыбулак Алматинской области.

2.2. Ветровая энергетика

2.2.1. Методика расчета ветрового потенциала

Основу исходной информации для определения климатических характеристик ветровых энергоресурсов составляют материалы регулярных наблюдений на сети метеорологических станций (Госкомгидромет СССР до 1991 г.). Как правило, указанные наблюдения производились на протяжении нескольких десятилетий и легли в основу расчетов и оценок, до сих пор используемых в Республике Казахстан государственными и частными организациями (министерства, комитеты, научно-исследовательские институты).

1) По экспертным оценкам Министерства индустрии и новых технологий (МИНТ) Казахстана, ветроэнергетический потенциал оценивается в 920 млрд. кВт?час электроэнергии в год. В рамках проекта «Казахстан - инициатива развития рынка ветроэнергетики» был изучен ветропотенциал на различных площадках в областях РК. По 8-ми из них были проведены предварительные инвестиционные исследования. На всех из них было подтверждено наличие среднегодовой скорости ветра (около 5-6 м/с) пригодной для успешной реализации проектов. В рамках проекта был разработан Ветровой атлас Казахстана.

2) По данным Министерства охраны окружающей среды (МООС) Казахстана теоретический ветропотенциал составляет около 1820 млрд. кВт/ч в год, что в 25 раз превышает объем потребления всех топливно-энергетических ресурсов республики, а экономический потенциал определен более чем в 110 млрд. кВт?час, что в 1,5 раза больше годового внутреннего потребления энергоресурсов РК.

Для точной оценки ветропотенциала перспективных мест необходимы специальные метеорологические исследования с использованием метеомачт высотой 30-80 метров в течение, как минимум, одного года. Полученные метеоданные будут использованы для расчета годовой выработки электроэнергии ветроэнергетическими установками.

3) По оценкам отечественных экспертов, технический потенциал энергии ветра в республике составляет около 3 млрд. кВт?час в год.

4) Ветроэнергетический потенциал Казахстана экспертами ПР ООН оценивается в 0,929 - 1,82 млрд. кВт?час в год. Исследования, проведенные в рамках проекта Программы развития ООН по ветроэнергетике, показывают наличие в ряде районов Казахстана общей площадью около 50 тыс. кв. км среднегодовой скорости ветра более 6 м/с. Это делает их привлекательными для развития ветроэнергетики. Наиболее значительными являются ветроэнергетические ресурсы Жунгарского коридора (17 млрд. кВт?час на кв. м).

Как видно из карты ветропотенциала Казахстана, основные ветровые потоки на высоте 50-70 метров составляют от 4 до 5 м/с. Эксперты ПР ООН расчеты по потенциалу и определение перспективных площадок вели с использованием европейского опыта, где основными источниками служат мощные прибрежные ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения, рассчитанные на скорости ветра 5-12 м/с. Для Казахстана это не самый хороший пример, о чем можно судить по нижеследующим аргументам.

Лопастной ветрогенератор (с горизонтальной осью вращения) начинает производить ток при ветре 3 м/с и отключается при ветре более 25 м/с. Максимальная мощность достигается при ветре 15 м/с. Отдаваемая мощность пропорциональна третьей степени скорости ветра: при увеличении ветра вдвое, от 5 м/с до 10 м/с, мощность увеличивается в восемь раз.

Наиболее эффективной конструкцией для территорий с малой скоростью ветровых потоков признаны ветрогенераторы с вертикальной осью вращения, т. н. роторные, или карусельного типа. Принципиальное отличие роторного генератора от лопастного состоит в том, что вертикальному генератору достаточно 1 м/с чтобы начать вырабатывать электричество. Сейчас все больше производится таких установок, так как далеко не все потребители живут на побережье, а скорость континентальных ветров обычно находится в диапазоне от 3 до 12 м/с. В таком ветровом режиме эффективность вертикальной установки намного выше. Стоит отметить, что у вертикальных ветрогенераторов есть ещё несколько существенных преимуществ: они практически бесшумны, и не требуют совершенно никакого обслуживания, при сроке службы более 20 лет. Системы торможения, разработанные в последние годы, гарантируют стабильную работу даже при периодических шквальных порывах до 60 м/с.

Предприятиями Казахстана и Российской Федерации совместно разрабатываются, изготавливаются и вводятся в эксплуатацию комплексные энергетические системы КЭС с основой на ветровой роторной турбине (ВРТБ) модельного ряда 2÷ 5÷10÷20 кВт.

Они комплектуются солнечными преобразователями и аккумуляторами, интеллектуальными зарядными устройствами и средствами защиты по требованиям автономного объекта, обеспечивая надёжную подачу энергии потребителям.

2.2.2. Обоснованность строительства ВЭС в Казахстане

Интерес к развитию ветроэнергетики объясняется следующими факторами:

- возобновляемый ресурс энергии, не зависящий от цен на топливо;

- отсутствие выбросов вредных веществ и парниковых газов;

- развитый мировой рынок производства ветроустановок;

- конкурентная стоимость установленной мощности (1000-1400 долл. США/ кВт);

- конкурентная стоимость электроэнергии, не зависящая о стоимости топлива;

- короткие сроки строительства ВЭС с адаптацией мощности ВЭС к требуемой нагрузке;

- возможность децентрализованного обеспечения электроэнергией для отдаленных районов.

Основная часть себестоимости энергии, произведенной ВЭС определяется первоначальными расходами на строительство (cтоимость 1 кВт установленной мощности составляет в среднем 1000 долларов США).

Ветровые генераторы в процессе эксплуатации не потребляют ископаемого топлива. Работа ветрогенератора мощностью 1 МВт за 20 лет позволяет сэкономить 29 тыс. тонн угля или 92 тыс. баррелей нефти.

Перспективными для Республики Казахстан являются следующие направления развития ветроэнергетики:

- автономные ветроэнергетические комплексы малой мощности 2, 5, 10, 20, 100 кВт для питания обособленных объектов;

- энергетические комплексы средней мощности 200–800 кВт для питания рассредоточенной нагрузки на территориях с низкой плотностью населения;

- энергетические комплексы с агрегатами большой мощности 1600–5000 кВт для использования в синхронизированных энергосистемах

2.2.3. Программы и планы по использованию ветропотенциала

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384)

« На основании имеющихся метеорологических данных были выбраны первые площадки для сооружения ветровых электростанций (ВЭС):

Джунгарская ВЭС - 40 МВт;

Шелекская ВЭС - 140 МВт;

Сарыозекская ВЭС - 140 МВт;

Алакольская ВЭС - 140 МВт;

Каройская ВЭС - 20 МВт;

Шенгельдинская ВЭС - 20 МВт;

Курдайская ВЭС- 20 МВт.

Общая мощность этих ВЭС составит около 520 МВт с годовой выработкой электроэнергии около 1,8 - 2 млрд. кВт?час. Инвестиции в строительство этих ВЭС составляет порядка 500 млн. долларов США.»

2) Проектом развития ООН в 2006-2009 годах были проведены исследования и подготовлены рекомендации по развитию ветроэнергетики до 2024 года для Казахстана. Они были оформлены в программу развития ветроэнергетики до 2015 года с перспективой до 2024 года

«Программа предполагает использование ветроэнергетического потенциала страны для производства электроэнергии в объеме 900 млн. кВ*ч в год к 2015 году и 5 млрд. кВт?час к 2024-му. Ожидается, что реализация этого документа будет способствовать снижению энергодефицита в удаленных регионах Казахстана, которые испытывают сложности в энергоснабжении в настоящее время.

Предполагалось, что в марте 2011 года в Жамбылской области Казахстана начнется реализация крупных проектов: Жанатасского (400 МВт) и Шокпарского (200 МВт) ветроэнергетических комплексов (ВЭК). Сумма инвестиций в их строительство составила около 1 млрд. долларов США.

К 2014 году при поддержке государства предполагается строительство следующих ВЭК:

- в районе Шелекского коридора установленной мощностью 51 МВт;

- в районе Жунгарских ворот (50 МВт на первом этапе);

- в Уланском районе ВКО (24 МВт) и некоторых других.»

3) Из Программы по развитию электроэнергетики в Республике Казахстан на 2010 - 2014 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 29 октября 2010 года № 1129)

«Ввод новых мощностей за счет реализации проектов по использованию возобновляемых источников энергии (ветроэлектрические станции - ВЭС):

в Алматинской области:

ВЭС в районе Шелекского коридора установленной мощностью 51 МВт, с вводом в 2011 году;

ВЭС в районе Джунгарских ворот установленной мощностью 50 МВт на первом этапе, с запуском в 2012 году;

ВЭС в Уланском районе установленной мощностью 24 МВт, с вводом в 2011 году.

в Мангистауской области:

ВЭС в Тубкараганском районе установленной мощностью 40 МВт, с запуском в 2012 году.

в Акмолинской области:

ВЭС в Ерментауском районе установленной мощностью 35 МВт, с вводов в 2013 году.

в Карагандинской области:

ВЭС в Каркаралинском районе установленной мощностью 10 - 15 МВт, с запуском в 2013 году.

в Южно-Казахстанской области:

ВЭС в Байдыбекском районе установленной мощностью 40 МВт, с запуском в 2014 году;

в Костанайской области:

ВЭС вблизи города Аркалык установленной мощностью 41 МВт, с запуском в 2014 году.»

4) Из Плана мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 - 2020 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 25 января 2013 года № 43)

«Реализация проектов в области использования возобновляемых источников энергии. К 2020 году планируется ввести в эксплуатацию порядка 31 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 1040 МВт, включая:

13 ВЭС – 793 МВт;

14 ГЭС – 170 МВт;

4 СЭС – 77 МВт.

Таблица. Перечень ВЭС, намеченных к строительству по Плану на 2013-2020 г.г.»

2.2.4. Практические результаты по освоению ветропотенциала на 2013 год

Ни одного проекта из планов Правительства РК не реализовано.

Есть несколько проектов частных организаций, не имеющих отношения к госпрограммам:

ВЭС мощностью 1,5 МВт ТОО «Изен Су» в Кордайском районе Жамбылской области,

ВЭС мощностью 0,75 МВт ТОО «Родина» в ауле Родина Целиноградского района Акмолинской области.

Около 40 виндроторных ветрогенераторов мощностью 10-100 кВт были установлены в качестве источников питания для оборудования телекоммуникационного оборудования Казахтелекома.

В рамка Программы развития ООН в 2009 был построена ВЭС мощностью 2 МВт (общая стоимость проекта по исследованию метеоусловий по Казахстану и строительство опытной станции обошлось в 7 млн. долларов США за три года).

2.3. Гидроэнергетика

2.3.1. Методика оценки гидропотенциала Казахстана

Гидроэнергией (водной энергией) называют энергию, которой обладает вода, движущаяся в потоках по земной поверхности. Существуют три категории гидроэнергетического потенциала (ГП): теоретический, технический и экономический.

При определении теоретического гидропотенциала учитывается полный поверхностный сток рек со средней высоты суши 800 метров до уровня океана. Энергия воды (мощность) исчисляется как произведение массы воды на ускорение свободного падения и на разность высоты (или произведение ускорения свободного падения на объем стока и на перепад высоты). Произведенная при этом электроэнергия определяется как произведение мощности на количество часов в году (8760 часов).

Технический гидропотенциал – это та часть теоретического потенциала, которая технически может быть использована с учетом годовых и сезонных колебаний стока рек, наличия подходящих створов для сооружения ГЭС, а также потерь воды вследствие испарения, фильтрации и т. д. Коэффициент пересчета теоретического потенциала в технический для разных регионов Земли и стран не одинаков, но в среднем его обычно принимают равным 0,5.

Экономический гидропотенциал – это та часть технического потенциала, использование которой в данных конкретных условиях места и времени можно считать экономически оправданным. Он меньше технического потенциала и, по оценкам, составляет от 0,6 до 0,75 технического потенциала.

Принимаем средний сток всех рек за 100 000 000 кубических метров в год. Перепад воды (средний) равен общепринятому – 800 м.

Теоретический ГП составляет 6960 млрд. кВт?час.

Тогда технический потенциал составит 3480 млрд. кВт?час.

Экономический потенциал по минимуму можно считать равным 2088 млрд. кВт?час.

Количество электрической энергии, произведенной с помощью всех рек Казахстана с учетом того, что использование энергии рек в среднем не превышает 0,3 в течение года, получим равным 626 млрд. кВт?час.

Это значение превышает выработанную в 2012 году электрическую энергию всеми электростанциями Казахстана в 7 раз.

Примечание. Для малых ГЭС, которые относятся к альтернативным источникам энергии, сток крупных рек составляет 57 300 000 м3 (58% от общего количества стоков) и не учитывается в расчетах для малых ГЭС.

Таким образом, для малых ГЭС гидропотенциал Казахстана составляет не более 42% от расчетного и не превышает 263 млрд. кВт?час, что в 3 раза превышает всю выработку электроэнергии в Казахстане за 2012 год.

По данным Программы ООН для экономик Центральной Азии (СПЕКА), возобновляемый гидропотенциал в Центральной Азии в настоящее время используется только на 10%. Основной резерв гидропотенциала сконцентрирован в Таджикистане (69%), что обеспечивает ему восьмое место в мире после Китая, России, США, Бразилии, Заира, Индии и Канады. На долю Кыргызстана приходится 22% регионального гидроэнергопотенциала.

2.3.2. Обоснованность строительства МГЭС

Строительство МГЭС имеет широкие перспективы развития в различных регионах мира с трансграничными речными бассейнами. Малая гидроэнергетика свободна от многих недостатков крупных ГЭС и признана одним из наиболее экономичных и экологически безопасных способов получения электроэнергии, особенно при использовании небольших водотоков.

Преимущества малых ГЭС:

- смягчение влияния глобального изменения климата на окружающую среду за счет снижения выбросов СО2;

- эффективные технологии;

- минимальные площади затопления и застройки;

- местное и региональное развитие;

- помощь в обслуживании речного бассейна;

- электрификация сельских территорий;

- небольшой срок окупаемости.

При строительстве и эксплуатации МГЭС сохраняется природный ландшафт, практически отсутствует нагрузка на экосистему. К преимуществам малой гидроэнергетики - по сравнению с электростанциями на ископаемом топливе - можно также отнести: низкую себестоимость электроэнергии и эксплуатационные затраты, относительно недорогую замену оборудования, более длительный срок службы ГЭС (40–50 лет), комплексное использование водных ресурсов (электроэнергетика, водоснабжение, мелиорация, охрана вод, рыбное хозяйство).

2.3.3. Программы и планы по использованию гидропотенциала

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384)

«Возможности использования энергетических ресурсов рек Казахстана оценены институтом "АлматыГидропроект" на основе региональных схем размещения ГЭС в Восточной, Юго-Восточной и Южной зонах. Выявлены возможности создания 564 новых ГЭС и востановления 14 малых ГЭС, ранее бывших в эксплуатации.

Из общего числа ГЭС - 578, к крупным ГЭС (мощностью более 30 МВт) отнесены 38, к малым (мощностью до 30 МВт) - 540. Общая установленная мощность 38 крупных ГЭС составляет 3296 МВт, выработка электроэнергии - около 12 млрд. кВт.час. Для малых ГЭС общая мощность составляет 2412 МВт, выработка - около 11 млрд. кВт.час.

Институт "АлматыГидропроект", рассмотрев большое количество проектов, выделил из них 23 проекта, наиболее перспективных к внедрению.

Таблица. Перечень ГЭС, намеченных к строительству по Плану 1999 г.Таким образом, запланировано сооружение малых ГЭС общей мощностью 600 МВт и стоимостью 800-900 млн. долларов США.»

1) Из Программы по развитию электроэнергетики в Республике Казахстан на 2010 - 2014 годы(Постановление Правительства Республики Казахстан от 29 октября 2010 года № 1129)

«Ввод новых мощностей за счет реализации проектов по использованию возобновляемых источников энергии (малые гидроэлектростанции - МГЭС):

в Алматинской области:

каскад малых ГЭС на реке Коксу суммарной мощностью 42 МВт, с запуском в 2012 году;

малая ГЭС на реке Баскан установленной мощностью 4,37 МВт, с вводом в 2011 году;

малые ГЭС на реке Иссык суммарной мощностью 5 МВт, с вводом в 2011 - 2012 годах;

малые ГЭС на реке Шелек суммарной мощностью свыше 30 МВт, с запуском в 2014 - 2015 годах;

малая ГЭС на реке Лепсы установленной мощностью 4,8 МВт, с вводом в 2012 году.

в Южно-Казахстанской области:

малые ГЭС на реке Келес суммарной мощностью 10 МВт, с вводом в 2011 - 2014 годах.

2) Из Плана мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 - 2020 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 25 января 2013 года № 43)

"К 2020 году планируется ввести в эксплуатацию порядка 31 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 1040 МВт, включая: 14 ГЭС – 170 МВт:

Таблица. Перечень ГЭС, намеченных к строительству по Плану на 2013-2020 г.г.»

2.3.4. Практические результаты по освоению гидропотенциала на 2013 год

Кроме мощной Мойнакской ГЭС на 300 МВт, строительство которой было начато в 1989 году, и не относящейся к малым ГЭС, никаких объектов по госпрограммам не реализовано.

В Алматинской области частным инвестором построена Каратальская ГЭС-3 мощностью 4,4 МВт, не входящая в перечень госпрограммы. Также построена ГЭС мощностью 1,5 МВт ТОО “РемКомСтрой” в Жамбылской области.

2.4. Термальная энергетика

2.4.1. Методика оценки термопотенциала Казахстана

Геотермальная энергетика — направление энергетики, основанное на производстве электрической энергии за счёт энергии, содержащейся в недрах земли.

Геотермический градиент — физическая величина, описывающая прирост температуры горных пород в градусах Цельсия на определенном участке земной толщи. Математически выражается изменением температуры, приходящимся на единицу глубины. В геологии при расчете геотермического градиента за единицу глубины приняты 100 метров. В различных участках и на разных глубинах геотермический градиент непостоянен и определяется составом горных пород, их физическим состоянием и теплопроводностью, плотностью теплового потока, близостью к интрузиям и другими факторами. Обычно геотермический градиент колеблется от 0,5-1 до 20 °С и в среднем составляет около 3 °С на 100 метров.

Геотермальная энергетика подразделяется на два направления: петротермальная энергетика и гидротермальная энергетика.

Для Казахстана важна именно гидротермальная энергетика, использующая температуру геотермальных источников на ГеоТЭС.

Тепло, выделяемое внутри планеты, сможет обеспечить работу ГеоТЭС общей мощностью до 200-250 млн. кВт при глубине бурения скважин до 7 км и сроках работы станции порядка 50 лет. Также могут быть задействованы системы геотермального теплоснабжения мощностью до 1,2-1,5 млрд. кВт при глубине бурения скважин до 4 км и сроке эксплуатации 50 лет.

Геотермальные источники, согласно классификации Международного энергетического агентства, подразделяются на 5 типов:

1) месторождения геотермального сухого пара: сравнительно легко разрабатываются, но довольно редки. Тем не менее, половина всех действующих в мире ГеоТЭС использует тепло этих источников;

2) источники влажного пара (смеси горячей воды и пара): встречаются чаще, но при их освоении приходится решать вопросы предотвращения коррозии оборудования ГеоТЭС и загрязнения окружающей среды (удаление конденсата из-за высокой степени его засоленности);

3) месторождения геотермальной воды (содержат горячую воду или пар и воду): представляют собой, так называемые, геотермальные резервуары, которые образуются в результате наполнения подземных полостей водой атмосферных осадков, нагреваемой близко лежащей магмой;

4) сухие горячие скальные породы, разогретые магмой (на глубине 2 км и более): их запасы энергии наиболее велики;

5) магма, представляющая собой расплавленные горные породы, нагретые до 1300°С.

Ресурсы термальных (теплоэнергетических) вод подсчитываются как по месторождениям или эксплуатационным участкам с целью обоснования строительства водозаборных сооружений для теплоснабжения конкретных объектов, так и в пределах крупных гидрогеологических регионов для обоснования перспективных генеральных схем использования этих вод на различные нужды народного хозяйства, а также направлений и объемов поисково-разведочных работ.

По проведенным исследованиям в Казахстане и с учетом исследований, проводившихся в период 1970-1990 г.г., получены следующие данные:

Таблица. Общая характеристика артезианских бассейнов, перспективных на добычу геотермальных вод (по данным Министерства геологии и охраны недр РК, 1994 г.)Характеристика энергетического потенциала геотермальных вод Казахстана выглядит следующим образом: возобновляемые ежегодные ресурсы геотермальных вод по Казахстану для температурных зон 40 – 100 °С и более в целом определены: по объему – в 10,3 км3, а по теплу - в 97,1 млн. тонн у.т., что соответствует 790 млрд. кВт?час.

Это означает, что оцениваемый энергетический потенциал геотермальных вод в Казахстане превышает аналогичный потенциал ежегодно добываемой в последние годы в Казахстане нефти (70-80 млн. т.).

2.4.2. Обоснованность строительства ГТЭС

Преимущества геотермального способа получения энергии очевидны – он применим везде, в любой точке земного шара, пробурив достаточно глубокую скважину, проникаешь в разогретые средние и нижние слои земной коры. Там, где есть сложности с развитием энергетики, в том числе альтернативной, где недостаточны солнечная энергия, стабильность и сила ветра, где ограничены гидроэнергоресурсы, такой путь выглядит особенно привлекательно.

Но наряду с простотой объяснения и привлекательностью применения очевидны и трудности. Прежде всего, это дорого. Скважина глубиной 10 км или даже 5 км – это при нынешних технологиях очень затратно, и даже не всегда технически возможно. Это если говорить о бурении, но всю систему необходимо будет и обслуживать. Далее возникают другие вопросы - сам процесс закачивания воды в скважину на такую глубину технически сложен и энергозатратен, возникают потери тепла при транспортировке пара на поверхность, уязвимость скважины в случае подвижек литосферы и ряд других факторов.

Но, в принципе, эти трудности преодолимы. Пока технологий (во всяком случае, экономически эффективных) бурений на глубины порядка 10 км нет. Поэтому ограничиваются существенно меньшими глубинами (до 2 км). Там разогрев недр (до 120-130 С) позволяет использовать пар для отопления и выработки электроэнергии.

Возможности практического использования геотермальных вод:

- выработка электроэнергии (температура 80 -100 С);

- теплоснабжение (температура 65-80 С);

- горячее водоснабжение (температура 50-65 С);

- бальнеология, тепличное хозяйство (температура ниже 40 С);

- орошение в сельском хозяйстве (температура ниже 30 С).

2.4.3. Программы и планы по использованию термопотенциала

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384)

«Анализ имеющихся в Республике геотермальных и биологических ресурсов показывает, что их качество и потенциал для производства электроэнергии недостаточно высоки. Наиболее целесообразно использовать геотермальную энергию для теплоснабжения.»

2.4.4. Практические результаты по освоению термального потенциала на 2013 год

Никаких проектов по использованию геотермального потенциала с 1992 по 2013 годы Правительством РК не было разработано и реализовано.

2.5. Биоэнергетика

2.5.1. Методика оценки биопотенциала Казахстана

Биотопливо — топливо из растительного или животного сырья, из продуктов жизнедеятельности организмов или органических промышленных отходов. Различается по типу: жидкое биотопливо (этанол, метанол, биодизель), твёрдое биотопливо (дрова, брикеты, топливные гранулы, щепа, солома, лузга) и газообразное (синтез-газ, биогаз, водород).

Газообразные топлива наиболее дешевые и легко производимые: различные газовые смеси с угарным газом, метаном, водородом получаемые при термическом разложении сырья в присутствии кислорода (газификация), без кислорода (пиролиз) или при сбраживании под воздействием бактерий.

Состав биогаза: 50—87 % метана, 13—50 % CO2, незначительные примеси H2 и H2S. После очистки биогаза от СО2 получается биометан.

Перечень органических отходов, пригодных для производства биогаза: навоз, птичий помёт, зерновая и мелассная послеспиртовая барда, пивная дробина, свекольный жом, фекальные осадки, отходы рыбного и забойного цеха (кровь, жир, кишки, каныга), трава, бытовые отходы, отходы молокозаводов и пр.

Свалочный газ — одна из разновидностей биогаза. Получается на свалках из муниципальных бытовых отходов.

Выход биогаза зависит от содержания сухого вещества и вида используемого сырья. Из тонны навоза крупного рогатого скота получается 50—65 м³ биогаза с содержанием метана 60 %, 150—500 м³ биогаза из различных видов растений с содержанием метана до 70 %. Максимальное количество биогаза — это 1300 м³ с содержанием метана до 87 % — можно получить из жира.

Различают теоретический (физически возможный) и технически-реализуемый выход газа. В 20 веке технически возможный выход газа составлял всего 20-30 % от теоретического. Сегодня применение энзимов, бустеров для искусственной деградации сырья (например, ультразвуковых или жидкостных кавитаторов) и других приспособлений позволяет увеличивать выход биогаза на самой обычной установке с 60% до 95%. На практике из 1 кг сухого вещества получают от 300 до 500 литров биогаза.

1) Получение биогаза из отходов жизнедеятельности человека, домашних животных и отходов сельскохозяйственного производства

По средним данным, количество навоза от домашних животных в Казахстане за один год составляет:

КРС – до 5 тонн;

Лошади и верблюды – до 3 тонн;

Свиньи – до 2 тонн;

Овцы – до 0,5 тонны;

Птица – до 0,15 тонн.

Расчет позволяет оценить потенциал биогаза для имеющегося в Казахстане количества домашних животных:

Объем биогаза из отходов домашних животных (из расчета 30 м3 газа на 1 тонну навоза) будет составлять не менее 1 507 178 024 м3. Следовательно, потенциал биогаза от домашних животных при стойловом содержании может составлять (при условии, что из 1 м3 биогаза получают не менее 1,5 кВт электроэнергии) в Казахстане до 2260,7 млн. кВт*час.

1) Получение биогаза из отходов сельскохозяйственного производства злаковых и масличных культур

По данным Агентства РК по статистике урожай зерновых и бобовых культур в 2012 г. составил 14,04 млн. тонн в первичном виде (до обработки). Учитывая, что отходы после переработки и остатки зеленой массы на полях составляют не менее 30 % от собранного урожая, можно оценить пригодную для переработки органическую массу в 4,6 млн. тонн. Из 1 тонны биомассы, содержащей органику можно получить не менее 50 м3 биогаза.

Технический потенциал биогаза из сельскохозяйственных отходов можно оценить в 230 млн. м3 газа или 345 млн. кВт*час.

2) Получение свалочного газа из коммунальных отходов

В 2011 году на свалки поступило 3 554 410 тонн коммунальных отходов. До этого уже было депонировано 51 183 498 тонн отходов.

Если учитывать, что в коммунальных отходах содержится не менее 40 % биоразлагаемых отходов, то для производства свалочного газа следует учитывать имеющиеся запасы в 21 895 163 тонн.

Для оценки ежегодного производства свалочного газа можно учитывать ежегодный объем коммунальных отходов, вывозимых на свалки.

В среднем, в Казахстане на 1 человека приходится 1,5 м3 коммунальных отходов. При населении в 16 млн. человек, годовой объем отходов должен составлять не менее 24 млн. м3.

Расчет показывает, что технический потенциал получения свалочного газа из 24 млн. м3 отходов в Казахстане составляет 2,5 млн. м3.

По оптимистическим расчетам, из одного кубометра газа можно получить 1,5 кВт*час электроэнергии плюс около 3 кВт*час тепловой энергии.

Следовательно, технический потенциал свалочного газа в Казахстане составляет 3,75 МВт*час электроэнергии и дополнительно 7,5 МВт*час тепловой энергии, получаемой при правильном использовании теплоты сгорания свалочного газа.

2.5.2. Обоснованность строительства БиоЭС

По оценкам Стэндфордского университета во всём мире из сельскохозяйственного оборота выведено 385—472 миллиона гектаров земли. Выращивание на этих землях сырья для производства биотоплив позволит увеличить долю биотоплив до 8 % в мировом энергетическом балансе. На транспорте доля биотоплив может составить от 10 % до 25 %.

Производство биогаза позволяет предотвратить выбросы метана в атмосферу. Метан оказывает влияние на парниковый эффект в 21 раз более сильное, чем СО2, и находится в атмосфере 12 лет. Захват метана — лучший краткосрочный способ предотвращения глобального потепления.

Переработанный навоз, барда и другие отходы применяются в качестве удобрения в сельском хозяйстве. Это позволяет снизить применение химических удобрений, сокращается нагрузка на грунтовые воды.

В настоящее время площадь заполненных свалок и полигонов Казахстана, пригодных для извлечения свалочного газа занимают площадь более 5 тыс. га. В этих районах удельный выход газа составляет 120-400 м3/тонну твёрдых бытовых отходов. Таким образом, потенциал биогаза, доступного для производства энергии, составляет более 1 млрд. куб. м в год.

2.5.3. Программы и планы по использованию биопотенциала

1) Из Программы развития электроэнергетики до 2030 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384).

«Наиболее целесообразно использовать геотермальную энергию для теплоснабжения, а биологические ресурсы для получения биогаза с последующим его использованием для обогрева и приготовления пищи, а также производства удобрений.»

2.5.4. Практические результаты по освоению биопотенциала на 2013 год

Никаких проектов по реализации биопотенциала госпрограммами в 1999-2013 годах не предусматривалось. В 2010 году была построена биогазовая установка ТОО «Караман-К» по переработке 44 тонн навоза ежедневно (около 100 кВт мощности) в поселке Караман Костанайской области, но до сих пор не получено разрешение на подключение к общей энергосети.

2.6. Потенциал низкотемпературных сред

2.6.1. Методика оценки НТ-потенциала Казахстана

Использование низкопотенциального тепла Земли или вторичных энергетических ресурсов возможно посредством тепловых насосов практически повсеместно.

Тепловой насос - устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии (с низкой температурой) к потребителю (теплоносителю) с более высокой температурой.

В тепловом насосе конденсатор является теплообменным аппаратом, выделяющим теплоту для потребителя, а испаритель — теплообменным аппаратом, утилизирующим низкопотенциальную теплоту: вторичные энергетические ресурсы и (или) нетрадиционные возобновляемые источники энергии.

Как и холодильная машина, тепловой насос потребляет энергию на реализацию термодинамического цикла (привод компрессора). Коэффициент преобразования теплового насоса — отношение теплопроизводительности к электропотреблению — зависит от уровня температур в испарителе и конденсаторе. Температурный уровень теплоснабжения от тепловых насосов в настоящее время может варьироваться от 35 °C до 62 °C . Что позволяет использовать практически любую систему отопления. Экономия энергетических ресурсов достигает 70 %. Промышленность технически развитых стран выпускает широкий ассортимент парокомпрессионных тепловых насосов тепловой мощностью от 5 до 1000 кВт.

Запасы низкопотенциального тепла (НПТ) огромны. Их экономический потенциал, т.е. величина энергии, получение которой из данного вида ресурса в настоящее время оправдано экономически, в 2003 г. был равен для России 31,5 млн. т/год условного топлива даже без учета НПТ отходящих газов энергетических и технологических установок. Это составляет 22% общего энергопотребления страны, превосходит экономический потенциал ветра и солнечной энергии.

Если принять, что промышленность Казахстана сопоставима с промышленностью России по объему производства продукции, то на 2003 год экономический потенциал НПТ Казахстана составлял 0,75 млн. т.у.т/год.

Следовательно, в 2013 году экономический потенциал НПТ с учетом того, что практически никак не использовался в последние 10 лет, составит не менее 1 млн.т.у.т./год, что соответствует выработке 8,1 миллионов МВт*час электроэнергии ежегодно.

2.6.2. Обоснованность использования тепловых насосов

Один из способов утилизации низкопотенциального тепла основан на использовании термодинамического цикла Ренкина. В качестве рабочего тела в тепловом контуре используется легко испаряемое органическое вещество, например, фреон.

Структура систем различной мощности идентична и состоит из двух основных частей – теплового контура, который преобразует тепловую энергию в механическую, и электромеханической части, которая преобразует механическую энергию в электрическую требуемого качества.

Самые эффективные но и самые дорогие схемы ТН предусматривают отбор тепла от грунта, чья температура не меняется в течение года уже на глубине нескольких метров, что делает установку практически независимой от погоды. По данным 2006 года в Швеции полмиллиона установок, в Финляндии 50 000, в Норвегии устанавливалось в год 70 000. При использовании в качестве источника тепла энергии грунта трубопровод, в котором циркулирует антифриз, зарывают в землю на 30-50 см ниже уровня промерзания грунта в данном регионе. На практике: 0,7-1,2 метра.

Здесь не требуется бурение, но требуются более обширные земельные работы на большой площади, и трубопровод более подвержен риску повреждения. Эффективность такая же, как при отборе тепла из скважины. Специальной подготовки почвы не требуется.

К преимуществам тепловых насосов в первую очередь следует отнести экономичность: для передачи в систему отопления 1 кВт*час тепловой энергии установке необходимо затратить всего 0,2-0,35 кВт*час электроэнергии.

Все системы функционируют с использованием замкнутых контуров и практически не требуют эксплуатационных затрат, кроме стоимости электроэнергии, необходимой для работы оборудования.

Ещё одним преимуществом тепловых насосов является возможность переключения с режима отопления зимой на режим кондиционирования летом: просто вместо радиаторов к внешнему коллектору подключаются фэн-койлы или системы «холодный потолок».

К недостаткам тепловых насосов, используемых для отопления, следует отнести большую стоимость установленного оборудования.

Для установки теплового насоса необходимы первоначальные затраты: стоимость насоса и монтажа системы составляет $300-1200 на 1 кВт необходимой мощности отопления. Время окупаемости теплонасосов составляет 4-9 лет, при сроке службы по 15-20 лет до капитального ремонта.

В промышленности используются тепловые насосы, использующие энергию выбрасываемых газов (отработанного пара).

Паротурбинные установки на органическом теплоносителе для производства механической и электрической энергии (мощность 50-800 кВт) нашли широкое применение в Германии. В Японии на «холодном» паре работают установки мощностью до 3000 кВт.

С помощью теплонасосных установок, затрачивая на их привод 1 кВт*час внешней электроэнергии, получают 3-6 кВт*час тепловой энергии с более высоким потенциалом. В четырех наиболее продвинутых в этом отношении странах (США, Швеция, Великобритания, Германия) в настоящее время работает около 10 млн. ТНУ, экономящих до 220 млн. т/год условного топлива. В России насчитывается 2-3 тыс. действующих теплонасосных установок.

2.6.3. Программы и планы по использованию потенциала

К практическим вариантам использования тепловых насосов в Казахстане следует отнести использование тепла сточных вод городской канализации и режим когенерации на промышленных предприятиях, использующих тепловые установки.

Эффективность капитальных вложений в производство энергии при использовании ВЭР в 2-3 раза выше, чем в топливно-энергетическом комплексе промышленности.

Таким образом, важнейшим результатом применения ВЭР является экономия первичного топлива, которая в основном определяет величину получаемого экономического эффекта.

Эффективность вовлечения ВЭР также повышается за счет увеличении числа потребителей НТП при теплофикации прилегающих к предприятиям промышленных узлов и жилых районов. При этом улучшается и экологическая обстановка при закрытии мелких котельных, загрязняющих окружающую среду.

2.6.4. Планы и практические результаты по освоению низкотемпературного потенциала

на 2013 год

Программами Правительства РК с 1991 по 2013 годы никаких проектов не предусматривалось. В 2012 году ТОО «Машзавод» в Усть-Каменогорске начал производство тепловых насосов, был реализован пилотный проект по обогреву школы поселка Прапорщиково Глубоковского района ВКО.

Промышленная теплонасосная установка НТ-3000 АО «Казцинк» мощностью 3,7 Гкал была запущена в 1999 году и работает до сих пор.

3. Перспективы развития зеленой энергетики

1) Из Стратегии эффективного использования энергии и возобновляемых ресурсов Республики Казахстан в целях устойчивого развития до 2024 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 24 января 2008 года N 60)

Самые эффективные но и самые дорогие схемы ТН предусматривают отбор тепла от грунта, чья температура не меняется в течение года уже на глубине нескольких метров, что делает установку практически независимой от погоды. По данным 2006 года в Швеции полмиллиона установок, в Финляндии 50 000, в Норвегии устанавливалось в год 70 000. При использовании в качестве источника тепла энергии грунта трубопровод, в котором циркулирует антифриз, зарывают в землю на 30-50 см ниже уровня промерзания грунта в данном регионе. На практике: 0,7-1,2 метра.

Здесь не требуется бурение, но требуются более обширные земельные работы на большой площади, и трубопровод более подвержен риску повреждения. Эффективность такая же, как при отборе тепла из скважины. Специальной подготовки почвы не требуется.

К преимуществам тепловых насосов в первую очередь следует отнести экономичность: для передачи в систему отопления 1 кВт*час тепловой энергии установке необходимо затратить всего 0,2-0,35 кВт*час электроэнергии.

Все системы функционируют с использованием замкнутых контуров и практически не требуют эксплуатационных затрат, кроме стоимости электроэнергии, необходимой для работы оборудования.

Ещё одним преимуществом тепловых насосов является возможность переключения с режима отопления зимой на режим кондиционирования летом: просто вместо радиаторов к внешнему коллектору подключаются фэн-койлы или системы «холодный потолок».

К недостаткам тепловых насосов, используемых для отопления, следует отнести большую стоимость установленного оборудования.

Для установки теплового насоса необходимы первоначальные затраты: стоимость насоса и монтажа системы составляет $300-1200 на 1 кВт необходимой мощности отопления. Время окупаемости теплонасосов составляет 4-9 лет, при сроке службы по 15-20 лет до капитального ремонта.

В промышленности используются тепловые насосы, использующие энергию выбрасываемых газов (отработанного пара).

Паротурбинные установки на органическом теплоносителе для производства механической и электрической энергии (мощность 50-800 кВт) нашли широкое применение в Германии. В Японии на «холодном» паре работают установки мощностью до 3000 кВт.

С помощью теплонасосных установок, затрачивая на их привод 1 кВт*час внешней электроэнергии, получают 3-6 кВт*час тепловой энергии с более высоким потенциалом. В четырех наиболее продвинутых в этом отношении странах (США, Швеция, Великобритания, Германия) в настоящее время работает около 10 млн. ТНУ, экономящих до 220 млн. т/год условного топлива. В России насчитывается 2-3 тыс. действующих теплонасосных установок.

2.6.3. Программы и планы по использованию потенциала

К практическим вариантам использования тепловых насосов в Казахстане следует отнести использование тепла сточных вод городской канализации и режим когенерации на промышленных предприятиях, использующих тепловые установки.

Эффективность капитальных вложений в производство энергии при использовании ВЭР в 2-3 раза выше, чем в топливно-энергетическом комплексе промышленности.

Таким образом, важнейшим результатом применения ВЭР является экономия первичного топлива, которая в основном определяет величину получаемого экономического эффекта.

Эффективность вовлечения ВЭР также повышается за счет увеличении числа потребителей НТП при теплофикации прилегающих к предприятиям промышленных узлов и жилых районов. При этом улучшается и экологическая обстановка при закрытии мелких котельных, загрязняющих окружающую среду.

2.6.4. Планы и практические результаты по освоению низкотемпературного потенциала

на 2013 год

Программами Правительства РК с 1991 по 2013 годы никаких проектов не предусматривалось. В 2012 году ТОО «Машзавод» в Усть-Каменогорске начал производство тепловых насосов, был реализован пилотный проект по обогреву школы поселка Прапорщиково Глубоковского района ВКО.

Промышленная теплонасосная установка НТ-3000 АО «Казцинк» мощностью 3,7 Гкал была запущена в 1999 году и работает до сих пор.

3. Перспективы развития зеленой энергетики

1) Из Стратегии эффективного использования энергии и возобновляемых ресурсов Республики Казахстан в целях устойчивого развития до 2024 года (Постановление Правительства Республики Казахстан от 24 января 2008 года N 60)

Ожидаемые результаты:

Повышение доли использования альтернативных источников энергии в Республике Казахстан до 0,05 % к 2012 году, 1 % к 2018 году, 5 % к 2024 году;

обеспечение замещения альтернативными источниками энергии к 2009 году 0,065 млн. тонн условного топлива, к 2012 году - 0,165 млн. т условного топлива, к 2018 году - 0,325 млн. т условного топлива, к 2024 году - 0,688 млн. т условного топлива и к 2030 году - 1,139 млн. т условного топлива;

повышение доли использования возобновляемых источников энергии (без учета крупных гидроэлектростанций) в производстве электрической энергии до 3000 МВт мощности и 10 млрд. кВт?час электроэнергии в год к 2024 году.

1) Из Плана мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 - 2020 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 25 января 2013 года № 43)

«К 2020 году планируется ввести в эксплуатацию порядка 31 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 1040 МВт, включая:

13 ВЭС – 793 МВт;

14 ГЭС – 170 МВт;

4 СЭС – 77 МВт.»

2) Из Плана мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 - 2020 годы (Постановление Правительства Республики Казахстан от 30 апреля 2013 года № 424)

Расчетный потенциал и степень освоения ВИЭ (авторская оценка)

Используя данные из последней программы Правительства по развитию энергетики на основе ВИЭ за 2013 год и данные о проектах, реализованных за последние 15 лет в Казахстане, можно сделать оценку по уровню использования всех возможных потенциальных источников энергии:

Результаты неутешительные: энергетика Казахстана в 2020 году останется «черной», ведь более 70 % электростанций будут потреблять нефть и газ. При этом очень сомнительно, что оборудование тепловых станций, построенных при СССР (имеющее 70 % износа будет заменено), оно лишь ещё больше состарится. А использование ВИЭ для производства электроэнергии и тепла вряд ли превысит 1% от имеющегося потенциала. Оценка эффективности использования потенциала ВИЭ в Казахстане

Из вышеприведенного материала можно сделать следующие выводы:За 12 лет нового века в Казахстане был реализован лишь проект из запланированных правительством страны – Майнакская ГЭС на 300 МВт, обошедшаяся в 720 млн. долларов США вместо 300 запланированных в 1999 году. Если присмотреться к приведенным перечням объектов (малые ГЭС), то видна простая закономерность: 10 из 23 ГЭС запланированных в 1999 году перекочевали в планы правительства 2013 года. Четыре проекта ВЭС из планов 1999 года повторились в планах 2010 и 2013 года. Само собой разумеется, что перекочевавший из старого плана в новый объект вновь будет заново «проектироваться и технико-экономически обосновываться», на что обычно тратится 10-30 % запланированных средств.

Населению Казахстана приходится самостоятельно осваивать «зеленую» энергетику, ведь тарифы на электроэнергию за последние 12 лет выросли в 3-4 раза и дальнейшее повышение тарифов неминуемо (энергетика Казахстана находится под контролем государства, которое все цены привязывает к мировым ценам на нефть).

Собственного производства ветровых электростанций в Казахстане не имеется. На рынке есть продукция Китая, России или Украины, по ценам от 2000 до 3500 $ за кВт мощности.

Малые гидроэлектростанции также не производятся, но из россии можно привезти контейнерную МГЭС от 5 до 25 кВт мощности по цене 1500-2000 $ за кВт.

Завод солнечных модулей 2-го поколения (ТОО «AstanaSolar»), принадлежащий государственной корпорации «Казатомпром» был запущен в 2011 году, после 5-летнего строительства. Продукция технически устарела (модуль весом в 24 кг и мощностью 250 Вт стоит 670$) и не может конкурировать с китайскими модулями (180 Вт) весом в 11 кг и стоимостью 135$. Китайский пленочный модуль мощностью 100 Вт весит всего 5 кг, хотя и стоят 630$, но имеет размер в 2 раза меньший, чем поликристаллический.

Гелиоколлекторы для домашних хозяйств на 200-500 литров воды с подогревом до 90 С стоят от 1500 до 3500 $.

Биогазовые установки, широко используемые в соседних Узбекистане и Киргизии, также не производятся, продукция России и Украины имеет стоимость от 1000 до 3000 $ за кВт мощности (без учета выхода тепловой энергии, составляющей до 30 %).

Тепловые насосы (отопление и кондиционирование) завозятся в Казахстан из Китая (под европейскими марками) и имеют стоимость от 200 до 500 $ за кВт. Производимые в Казахстане тепловые насосы (например, ТОО «САНДИ») не имеют спроса из-за высокой стоимости и использования импортных комплектующих (до 90%).

4. Заключение

За двадцать лет независимости в стране сменилось 7 министерств, отвечающих за энергетику страны. Министерство энергетики (как в 99 % стран мира) превратилось в Министерство индустрии и новых технологий. А контроль за воплощением планов по использованию альтернативных источников энергии в 2013 году вообще возложили на Министерство охраны окружающей среды и водных ресурсов (в 2012 году состоявшее из 23 сотрудников, не имеющих к энергетике никакого отношения!). И каждый раз планы строительства ГЭС, ВЭС и СЭС требовали новых бюджетов, ведь от ушедших министров никто не требовал отчета о расходах.

Согласно консервативной оценке GFI (программа Центра международной политики, США), из Казахстана в течение «нулевого» десятилетия было нелегально выведено за рубеж $123, 057 млрд. То есть, в среднем 12 млрд. долларов в год вывозилось из страны. На такие деньги можно было ежегодно строить 3-5 АЭС или 15-20 ГЭС общей мощностью 5-10 ГВт.

В апреле 2013 года ставка Правительства сделана на строительство АЭС 1 ГВт (5 млрд. долларов США) и Балхашской ТЭС на угле мощностью 1,32 ГВт (4 млрд. долларов США). Какая уж тут зеленая энергетика (31 объект мощностью 1 ГВт) стоимостью «всего» 2,3 млрд. долларов. Гораздо интереснее «распилить» бюджет в 9 млрд. долларов по 2 объектам, чем строить три десятка мелких! Поэтому стоит ожидать, что после проведения мероприятия «ЭКСПО-2017», посвященного именно развитию «зеленой» энергетики, стоимостью в 2,3 млрд. долларов будет принята новая программа развития энергетики Казахстана, а нынешние планы останутся планами (после активного «распила» выделенного бюджета).

Казахстан > Электроэнергетика > kursiv.kz, 12 февраля 2014 > № 1030559 Олег Антонов


Эстония. Финляндия > Электроэнергетика > delfi.ee, 9 февраля 2014 > № 1014087

Подключение морского кабеля Estlink 2 к энергосетям Эстонии и Финляндии позволило в три раза увеличить объем обмена электроэнергией между двумя странами.

”В прошлом году средняя величина использованной мощности морского кабеля Estlink 1 составила 200 мегаватт. А в период с 6 декабря прошлого года тот же показатель вырос уже до 580 мегаватт. При этом в те часы, когда кабель передавал электричество в направлении из Финляндии в Эстонию, то есть, большую часть рабочего времени, мощность составляла 600 мегаватт, а на направлении Эстония-Финляндия — 170 мегаватт”, — сообщил BNS пресс-секретарь сетевого предприятия Elering Айн Кестер.

”Испытательный период кабеля Estlink 2 успешно завершился. На период тестирования заметных ограничений на энергорынке не было введено. Полноценное функциональное тестирование удалось осуществить во многом благодаря кабелю Estlink 1, — пояснил Кестер. — В ходе тестирования произошло одно внеплановое отключение системы”.

Новое соединение между электросетями Эстонии и Финляндии по дну Финского залива позволит повысить мощность передачи электроэнергии до 1016 мегаватт. До того момента, пока не будет построена силовая станция в Кийза в Эстонии, мощность передачи между Эстонией и Финляндией будет ограничена 860 мегаваттами.

Estlink 2 включает в себя конвертерные станции в Эстонии и Финляндии — и трассу кабеля протяженностью свыше 170 км, в том числе почти 12 км трассы по территории Эстонии, почти 147 км по дну Финского залива, и около 14 км по суше на территории Финляндии.

Стоимость конвертерных станций в Пюсси и финском Анттила составляет около 100 млн евро, стоимость прокладки кабеля — свыше 180 млн евро. Европейский союз предоставил на сооружение Estlink 2 сумму в 100 млн евро.

Эстония. Финляндия > Электроэнергетика > delfi.ee, 9 февраля 2014 > № 1014087


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > wood.ru, 8 февраля 2014 > № 1003081

Дмитрий Медведев: Альтернативная энергия - тема важная и перспективнаяВ рамках рабочей поездки в Белгородскую область и заседания президиума Совета при Президенте Российской Федерации по модернизации экономики и инновационному развитию России Председатель Правительства РФ Д.А. Медведев посетил крупнейшую в России биогазовую станцию, которая находится в селе Лучки Прохоровского района.

Премьер-министр осмотрел уникальный объект, аналогов в стране которому по масштабам производства электрической и тепловой энергии на основе биогаза нет: станция вырабатывает около 20 млн кВтч электроэнергии и 18 тыс. Гкал тепловой энергии в год.

Первую электроэнергию в сеть биогазовая станция "Лучки" отпустила 25 июня 2012 года, а 20 июля 2012 года вышла на проектную мощность 2,4 МВт. Ежесуточно из 200 тонн отходов (животноводства, мясопереработки и сахарного производства) на станции "Лучки" вырабатывается около 57 тысяч киловатт-часов "зеленой" электрической энергии, которой достаточно для обеспечения нужд 35 тысяч жителей региона.

При этом станция поставляет для АПК 67 тыс. тонн в год эффективных органических биоудобрений, вырабатываемых из органических отходов. Эти удобрения не уступают по своему составу минеральным. Осмотрев биогазовую станцию "Лучки", Дмитрий Медведев отметил понравившуюся ему работу персонала станции и сказал, что ее сотрудники - пионеры в развитии альтернативной энергетики.

Сырьевой потенциал региона позволяет обеспечить функционирование биогазовых станций суммарной мощностью более 200 МВт - столько предполагается ввести к 2020 году. Развитие биоэнергетики в запланированных масштабах позволило бы переработать 15 млн. тонн отходов агропромышленного комплекса в год.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) стали основой инновационного развития экономики Белгородской области. Энергетика на основе ВИЭ - это прежде всего развитие новых направлений в сельском хозяйстве, реализация программы биологизации земледелия, создание и модернизация рабочих мест на селе с подготовкой высококвалифицированных кадров.

ООО "АльтЭнерго" - российская компания, специализирующаяся на реализации инновационных проектов в сфере альтернативной энергетики. Занимается апробацией, внедрением и популяризацией новейших технологий в отрасли ВИЭ с 2009 года. В настоящее время компания "АльтЭнерго" помимо крупнейшей в России биогазовой станции (село Лучки Прохоровского района Белгородской области) реализовала в Яковлевском районе Белгородской области проекты ВИЭ: солнечный парк мощностью 100 кВт и 5 ветрогенераторов суммарной мощностью 100 кВт.

В целом объекты "АльтЭнерго" с момента своего пуска в эксплуатацию выработали более 25 миллионов киловатт-часов "зеленого" электричества и тем самым предотвратили выброс в атмосферу более 19 тысяч тонн СО2, который произошел бы при выработке электроэнергии традиционными способами.

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > wood.ru, 8 февраля 2014 > № 1003081


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022620 Михаил Кирпичников

Сообщение декана биологического факультета МГУ имени М.В.Ломоносова Михаила Кирпичникова.

Д.Медведев: Спасибо. Короткая презентация прозвучала, теперь давайте поговорим всё-таки о том, каким образом нам стимулировать соответствующую отрасль, её развитие. Пожалуйста, коллеги, прошу высказываться.

М.Кирпичников (декан биологического факультета Московского государственного университета имени М.В.Ломоносова, сопредседатель некоммерческого партнёрства «Технологическая платформа “Биотех-2030”»): Спасибо, Дмитрий Анатольевич! Кирпичников Михаил Петрович, представитель платформы «Биотех-2030», академик Российской академии наук.

Я начну с того, чем закончил Денис Валентинович (Мантуров). Мне кажется, что ключевые моменты – это законодательное обеспечение для развития отрасли и техническое регулирование. О том, что нужно бизнесу для создания соответствующего рынка, я думаю, представители бизнеса скажут. Я же хотел бы сосредоточиться только на технологических моментах – не вообще на всех биотехнологиях, скажем, как технологии переработки возобновляемого сырья, а именно на высоких технологиях.

Здесь принципиальный момент – это масштабирование современных технологий, создание пилотных установок. На первом слайде такая установка показана – это та самая Рязань, о которой Денис Валентинович (Мантуров) упоминал. Я подчёркиваю: это не означает, что не надо заниматься низкими переделами переработки возобновляемого сырья (это пеллеты, брикеты и так далее), у них есть свои давно определившиеся рынки. Но я говорю о высоких технологиях.

Что собой представляет современное биотехнологическое производство (как сейчас говорят, by refinery)? C левой стороны слайда – источники сырья. Это может быть сельскохозяйственное сырьё, лесное, аквакультуры. В центре, собственно, и есть то самое by refinery, цель которого – из этого в результате ферментативной переработки биотехнологических процессов получить полупродукты, из которых мы (правая часть слайда) можем получать всё – от биотоплива до предметов специальной химии. Причём малотоннажная химия – особо ценный продукт, порой нужный стране в количестве нескольких тысяч тонн в год всего. При этом (правая, зелёная стрелка) добавленная стоимость, естественно, резко растёт снизу вверх, от биотоплива к малотоннажной химии, а тоннаж падает, естественно, так, как показано красной стрелкой.

Я бы отметил следующие особенности биотехнологического производства: антропогенная нагрузка гораздо меньше, чем, скажем, у нефтеперерабатывающих заводов – это очевидно, об этом я не говорю. Но особая гибкость, как вы видите… Гибкость как по сырью (фактически без капвложений by refinery может функционировать на очень широком спектре сырья), так и по выходу. Справа вы видите продукты, которые могут получаться, опять же, без существенных капитальных вложений, практически на тех же площадях.

Ключевой момент – это пилот, это связь между пробиркой (там, где работают учёные) и (справа) заводом. Это везде, в любой инновационной технологии, новой технологии. Существует даже термин – «долина смерти». Вот область, где стоит пилот у нас для биотехнологий – это та область, где государство считает, что это уже дело частного бизнеса, а частный бизнес считает, что риски слишком велики, сюда не идёт, не идёт в эту область.

Что даёт этот пилот? Прежде всего это повышение востребованности новых технологий, которые есть в стране, и снижение рисков для инвесторов. Создание новых промышленных технологий невозможно без их аудита промышленного, без проверки и масштабирования. Вот задача пилота.

10 дней назад в России на том самом рязанском комбинате была делегация промышленников, биотехнологов Германии, с огромным интересом они смотрели на эту установку (у них порядка трёх таких установок). Возвращаясь к нашей белгородской почве: сейчас здесь благодаря позиции администрации и бизнеса создаётся великолепное производство, самое современное производство незаменимых аминокислот в Шебекино (мы, к сожалению, его не смогли посмотреть сейчас), которое будет обеспечивать практически половину незаменимых аминокислот, необходимых в сельском хозяйстве – в птицеводстве, в животноводстве – для России. Так вот, сейчас, мне кажется, здесь не хватает именно пилотной установки, потому что стоит вопрос о выборе конкретной технологии.Такая пилотная установка является центром, по нашему пониманию, распределённого биотехнологического центра. На входе – наука, образование, запросы рынка, помощь ФАИП, кредитных организаций институтов развития. На выходах – подготовленные кадры, новые готовые технологии и эффективный трансфер передовых зарубежных технологий. Результаты работы распределённого центра показаны на этом слайде. Это исходные данные для проектирования промышленного предприятия, заключение об экономической целесообразности конкретной технологии. Снижение рисков для инвесторов как частных, так и государственных и эффективный трансфер передовых зарубежных технологий без пилотов, который как комплексный существует сегодня единственный в стране, сделан по государственному контракту с Минобрнауки и принят в 2013 году, – у нас нет перспектив двигаться дальше.

Что мы предлагаем? Мы предлагаем, собственно, четыре пункта, которые сейчас есть, и Вы можете с ними ознакомиться в проекте решения. Я зачитывать их не буду, они как раз касаются тех вопросов, которых я коснулся: это вопросы усиления подпрограммы «Промышленные биотехнологии» Минпромторга, это создание технического профильного комитета, это поддержка предложений программ «Биотех-2030»и «Биоэнергетика» в плане использования технологий переработки возобновляемого сырья и это конкретный пункт поддержки опытных промышленных установок. Спасибо.

Д.Медведев: Спасибо. Посмотрим тогда эти предложения окончательно к проекту решения, которое сегодня будет подписано.

Технический комитет какой должен быть создан?

М.Кирпичников: Технический комитет, Дмитрий Анатольевич, Госстандарта. Вообще говоря, работа подготовительная проведена с Госстандартом. Наверное, Госстандарт и Минпром выскажут свою точку зрения по этому вопросу.

Д.Мантуров: Это будет сделано.

Д.Медведев: Хорошо. Пожалуйста, коллеги, кто готов что-то ещё сказать. Прошу вас.

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022620 Михаил Кирпичников


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022607 Виктор Филатов

Сообщение генерального директора ООО «Альтэнерго» Виктора Филатова.

В.Филатов (генеральный директор ООО «Альтэнерго»): Первое. Хотел бы поблагодарить Вас за высокую оценку успешно завершённых наших проектов. Мы старались выполнить Ваше поручение, и рад, что выполнили его добросовестно. Хотя не скажу, что по пути нам не пришлось решить ряд вопросов, если бы не поддержка Минэнерго. Мне пришлось обращаться дважды, трижды к Аркадию Владимировичу, чтобы ряд препон административных был снят, и уже часть документов принята, в частности на совете рынка (упрощение процедуры), часть предстоит.С чем мы столкнулись при реализации проекта? Первое, и в моих предложениях дальше видно будет, что надо всё-таки определиться, чья эта отрасль, кому принадлежит и кто её курирует. Как такового направления у этой отрасли сегодня в России нет, кода нет, поэтому Минсельхоз…

Д.Медведев: Вы сами-то как считаете? Вы же, собственно, и есть пионеры, первенцы в этой сфере, у вас лучшая, единственная работающая полноценно…

В.Филатов: Небесспорный момент. Главный, конечно, здесь вопрос экологии, но получается некий биологическо-энергетический сельскохозяйственный кластер. Я дальше скажу, что мы увидели из реализации проекта, какие плюсы, какие минусы.

В первую очередь мы увидели, что есть огромная сырьевая база, где из отходов можно получить не только электроэнергию – можно получить тепло, можно получить органические удобрения. У нас отработала рабочая группа, и губернатор подписал программу по области «Развитие биоэнергетики переработки отходов». Что у нас получается? Мы видим, что из тех отходов, которые есть, можно выработать более 200 МВт электрической энергии, получив при этом примерно 1 млрд 700 млн кВт/ч энергии… Мы понимаем, что получаем тепловую энергию, которую, наверное, не совсем правильно куда-то расходовать. Есть разные виды, что с ней можно сделать. Можно на «хвосте» поставить генерацию, но рассмотрели вариант лучший: можно построить теплицы. Под этот проект у нас где-то получается 150–160 га теплиц, где получить можно продукции примерно 100 тыс. т в год, реализовав его ещё на 5 млрд рублей.

И третье направление – это то, о чём мы уже говорили, это органические удобрения. Сегодня область за пределами закупает на 3 млрд рублей минеральных удобрений, 220 тыс. т – содержание действующего вещества НПК. Практически эти минеральные удобрения на две трети можно заместить, тоже получив продукции на 2 млрд рублей, то есть новый валовой внутренний продукт примерно на 15 млрд, решив при этом вопросы экологии и создав не менее 10 тыс. интеллектуальных высокоэффективных рабочих мест. Что для этого необходимо?

В общей сложности оценка по финансированию – это 60 млрд рублей, которые финансовые институты готовы дать. Проработали предварительные вопросы со Сберегательным банком, но они готовы дать на определённых условиях. У нас сегодня проект тяжело шёл. Почему? Потому что нам надо было найти залоги, а предприятия, так скажем, среднего бизнеса. У нас этих залогов нет, нужны гарантии, наверное, в том числе государственные гарантии, нужно обеспечить возвратность и окупаемость проектов не за пять лет, за семь, как у нас получается, а в идеале бы, наверное, за 10 лет, и, соответственно, нужна определённая реальная поддержка.

Поддержка нужна в чём? Первые годы – инвестиционная фаза, мы вынуждены и гасить тело кредита, и гасить проценты. То есть, как видим, если есть возможность частично соинвестировать, иными словами компенсировать инвестиционные затраты, это есть одно из направлений. Есть примерные расчёты: можно взять на киловатт установленной мощности, можно взять на тонну перерабатываемых отходов (любые индикативные вещи считаются), можно традиционно – так, как работают объекты сельскохозяйственные. Созданы в области предприятия по производству мяса птицы и мяса свинины. Это экономически значимые проекты, которые субсидируются и по которым гарантирована поддержка государства на период инвестиционной фазы.

После окончания инвестфазы мы на рынке розничной электроэнергии находимся с объёмом где-то порядка 10% от общего потребления с ценой в 2 раза меньше, чем она сегодня существует. Понятно, никак нельзя обойтись без сетей, будет какая-то сетевая составляющая, но в целом это очень интересное направление, которое мы сегодня просчитали, готовы реализовать, и, если Вы не возражаете, принять эту реализацию как Ваше поручение в виде белгородского кластера, пилотного. Есть необходимость, готовы делиться своим опытом в целом по стране.

Хотел бы обратить внимание, что необходимо. Льготные условия кредитования – я думаю, что, наверное, в феврале, в идеале к окончанию Олимпиады всё-таки будет подписан комплекс мер.

У нас на полке с прошлого года семь контрактов лежит. Мы бы ввели 15 МВт мощности в прошлом году по биогазу, не смогли этого сделать из-за отсутствия нормативной базы. И я целиком и полностью поддерживаю и согласен с Михаилом Петровичем (Кирпичников): без НИОКР, без тех проектов, которые мы реализовали сегодня… Менталитет такой: лучше один раз увидеть, чем сто раз услышать. Мы в прошлом году четырежды пытались участвовать в тендерах и выиграть хоть что-то на продвижение. Например, очистка биогаза – это один из проектов, тоже есть контракт, можно заправлять общественный транспорт, можно поставлять в сеть. Есть сепарация и сушка органических удобрений – это тоже рынок, совершенно другой, и конкуренция минералке.

Однозначно нужно идти дальше. Переработка ТБО – изучили опыт, объездили полмира. Есть местные разработки, питерский Институт радиофизики – подписано соглашение, где небольшие деньги (10–20 млн) нам позволят создать пилотную установку и показать, что она работает. Есть иностранные разработки, и это тоже направление, над которым надо работать, и, соответственно, очистные сооружения, водоканалы – тоже есть этот проект, есть понимание, как и куда двигаться.

Есть команда, есть желание. Нужна поддержка, просьба её оказать. Все необходимые предложения в проект протокола через заинтересованные министерства и ведомства даны.

Д.Медведев: Спасибо большое. Я всё-таки так и не понял, кто должен вами заниматься? Вот исходя из того, что это на стыке всё находится?

В.Филатов: Но нами пока занимается Минэнерго, а надо бы, чтобы Минсельхоз занимался в первую очередь. Переработка, утилизация отходов, получение тепла…

Д.Медведев: Понятно. Я хотел это уточнить. Вы сказали: Минсельхоз ещё. И по поводу документов, о которых вы говорите вот здесь, новые нормативные акты.

В.Филатов: Нет, это не новые, это разрабатываемые, согласованные практически.

Д.Медведев: Я и говорю, новые. Они являются новыми до тех пор, пока на них не появилась закорючка подписи Председателя Правительства, а потом они уже действующие. Просто хотел вам сказать, что в течение 10 дней коллеги дают мне обязательство их окончательно сформулировать и положить на стол для подписания. Просто, чтобы вы были в курсе.

В.Филатов: Огромное спасибо.

Д.Медведев: Пожалуйста, коллеги, у кого есть что добавить ещё. Пожалуйста.

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022607 Виктор Филатов


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022604 Михаил Лифшиц

Сообщение генерального директора ЗАО «РОТЕК» Михаила Лифшица.

М.Лифшиц (генеральный директор ЗАО «РОТЕК»): Спасибо. Дмитрий Анатольевич! Уважаемые коллеги! Добрый день. Лифшиц Михаил Валерьевич, группа «Ренова». Я постараюсь, учитывая выступление Михаила Петровича (М.Кирпичников), пропустить темы технологические – собственно, их можно только поддерживать. То есть речь идёт о проекте строительства у нас в стране завода по изготовлению биопластиков из молочной кислоты. Соответственно, первый этап – это производство молочной кислоты.Картина, которая существует на рынке, достаточно показательно, на мой взгляд, видна здесь, на слайде. Зелёные – это существующие центры производства, и большие кружки – это прогноз консультантов по потреблению биополимеров до 2020 года. При этом три глобальных центра потребления, и на сегодня два центра производства. В Европе по состоянию на 2008 год было четыре крупных игрока, которые в эту сторону двигались, но кризис подкосил, и полянка осталась пустая. Собственно, о заполнении этой полянки идёт речь.

Проект достаточно хорошо просчитан. Одним, я считаю, из важных факторов его является то, что мы нашли полное понимание и с коллегами из сельского хозяйства – Рустем Габдулхакович здесь (группа «Разгуляй»). Поддержка науки – это Михаил Петрович Кирпичников и Михаил Юрьевич Бебуров (директор государственного научного центра Российской Федерации «Государственный научно-исследовательский институт генетики и селекции промышленных микроорганизмов») – все, то есть… Мы пытались найти, что плохо в проекте, – не видно.

Опытная установка по полимеризации собственной технологии Sulzer у нас есть в Швейцарии. Технология производства ферментов – это рязанское производство, которое сделало «Ростехнологии», здесь мы тоже мы кооперируемся достаточно глубоко. То бишь, проект хорошо посчитан и практически готов к реализации, определены площадки.

Очень коротко о сферах применения. Понятно всё про упаковку, но очень важная часть истории – это текстиль, это тканое и нетканое волокно, это замена хлопка, это химическая технология, которая позволяет изготовить естественный продукт из возобновляемого биосырья.

Факторы реализации или нереализации. Ещё один слайд, который здесь есть, – это то, что разные страны делают, для того чтобы такие проекты были. Если обобщить всё, что здесь написано, то это, наверное, понуждение некоторой розницы к использованию только биоразлагаемых продуктов в изготовлении одноразовой упаковки и посуды. Понуждение – это очень мягкая фраза. И второе, очень важное – это чёткое определение, что такое биоразложение, в законах.

Д.Медведев: А понуждение каким образом будет осуществляться? Это шантаж или, как принято говорить, угроза убийством, или что?

М.Лифшиц: В разных странах по-разному, начиная от утилизационных сборов, которые и у нас рассматриваются, и заканчивая прямыми запретами. Например, в Италии просто нельзя, запрещено.

Д.Медведев: И за использование штраф тогда соответствующий?

М.Лифшиц: Да. То есть розницу наказывают за…

Д.Медведев: А что такое биоразложение?

М.Лифшиц: Биоразложение – это когда в результате компаундирования получается не мусор, а биомасса. То есть есть технологии, когда мы добавляем компаунд в традиционные нефтяные пластики, и они тоже разлагаются, только разлагаются во всякую ядовитую дрянь. Если оно разлагается в биомассу, то это биоразложение. И важный аспект истории – это то, что в Европе биоразложение не является фактором, который позволяет эту историю продавать, потому что переработка отходов там отстроена. Фактором, который позволяет её продавать, является, собственно, чистота, то есть гипоаллергенность, отсутствие вредных влияний на здоровье и далее по списку, особенно в части химволокна, то есть это прокладки, памперсы и ткани, которые одеваются на тело.Возвращаясь к тому, что надо. Надо определить, что такое биоразложение в законе, в стандарте, и, понимая целевую цифру, что где-то 10% от традиционных пластиков займут биоразлагаемые, надо принимать меры по ограничению использования традиционных пластиков в том, что касается пищи и всего одноразового.

В экономической части фактор конкурентоспособности проекта – это процентная ставка, то есть в себестоимости у нас есть энергетика, есть сырьё и есть стоимость денег. С Минпромторгом мы работаем достаточно плотно, и понимание, я бы сказал, практически полное, по проекту мы движемся. Факторы, которые его ускорят и позволят его делать, они такие: это законы, компенсация кредитной ставки, если мы кредитуемся здесь, и, возможно, для того чтобы были локализованы в России собственные ферменты, собственные штаммы (тоже ключевые элементы технологии, которых у нас нет), – это какие-то средства на НИОКР. Большей частью у нас опорная точка – это рязанский проект «Ростехнологий».

Д.Медведев: Какой, вы считаете, рынок в России такого рода технологий, связанных с биоразложением пластиков?

М.Лифшиц: По прогнозу, по России (где-то у меня здесь была цифра, опять-таки расчётная) к 2020 году мы будем употреблять примерно 3,5–4 млн т пластиков. Если мы говорим про 10%, то полмиллиона тонн, 400 тыс. – это то, что произведёт Россия.

Д.Медведев: На рисунке 200 написано.

М.Лифшиц: У нас пессимистичные оценки везде стоят. Мы считаем и Россию, и Европу. 700 тыс. – это Европа, пустая на сегодня.

Д.Медведев: То есть 200 тыс., если считать, это порядка 4 млрд долларов США?

М.Лифшиц: Да.

Д.Медведев: Хорошо. Спасибо.

М.Лифшиц: Я прошу прощения, мы говорим про то, что проект ориентирован на Европу. В Европе игрока сегодня нет, и он будет один. Если мы это делаем, то это ориентация экспортная, здоровая, и с ключевыми игроками там в даунстриме мы работаем сегодня.

Д.Медведев: Спасибо.

Пожалуйста, расскажите о том, что мы посещали.

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022604 Михаил Лифшиц


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022599 Дмитрий Медведев

О развитии инновационных технологий с использованием возобновляемых источников энергии и сырья.

Заседание президиума Совета по модернизации экономики и инновационному развитию России.

Перед заседанием Премьер-министр осмотрел крупнейшую в России биогазовую станцию «Лучки» в Прохоровском районе Белгородской области. В настоящее время в России нет аналогов производства электрической и тепловой энергии по данной технологии в таком масштабе. Этого вполне достаточно для обеспечения нужд жителей Прохоровского района, где проживают более 30 тыс. человек.

Как рассказал Дмитрию Медведеву гендиректор «Альтэнерго» Виктор Филатов, именно на станции перерабатываются биоотходы с четырёх белгородских агропредприятий. В результате переработки получается электроэнергия, тепло и органические удобрения. Получаемый биогаз можно очистить и поставлять в автозаправочную сеть. Дмитрий Медведев ознакомился с системой управления станцией. Всеми процессами здесь управляет один оператор. Его главная задача – вовремя покормить бактерий и проследить за тем, чтобы норма выработки биогаза соблюдалась.

Биогазовая станция «Альтэнерго» в Белгородской области одной из первых была включена в схему размещения генерирующих объектов на территории России и прошла квалификацию как генерирующий объект.

О развитии инновационных технологий с использованием возобновляемых источников энергии и сырья.

Стенограмма:

Д.Медведев: Добрый день, уважаемые коллеги!У нас сегодня заседание президиума Совета по модернизации экономики и инновациям. Сегодня поговорим об инновационных технологиях с использованием возобновляемых источников. Тема обширная, большая и, конечно, перспективная, хотя и, скажем откровенно, непростая для нашей страны.

Речь идёт не только о выработке энергии, но и о получении различных веществ, материалов, которые в свою очередь довольно активно используются сегодня и в медицине, и в ветеринарии, и в сельском хозяйстве в целом, и в лёгкой и пищевой промышленности, в строительстве, а также для такой важной темы в нашей стране, как реабилитация экологически загрязнённых территорий. Причём, как известно, такие материалы можно синтезировать из самых разных отходов – и бытовых, и сельскохозяйственных.

В мире это считается одним из самых перспективных направлений технологического развития. Рынок формируется практически на наших глазах, возникают и стремительно растут его новые сегменты. Особенно это чувствуется, когда посещаешь государства, которые сделали на это ставку, в том числе так называемые быстрорастущие экономики. Для нас пока, хотя мы тоже относимся к числу таких государств, это всё-таки не является быстроразвивающимся сегментом, и сегодня мы как раз об этом поговорим.

Тем не менее тема устойчивого развития, зелёного производства, экологически ответственного потребления стала не только популярной, но на самом деле экономически во многом оправданной. Могу сказать даже по своим ощущениям: если ещё лет пять-семь назад эта тема у мировых политиков вызывала часто скепсис и ухмылки о том, что это всё нужно просто для того, чтобы успокоить экологов или отдать дань уважения каким-то современным научным исследованиям, то очевидно, что сегодня это уже бизнес. И это самое главное, потому что никакая отрасль не будет развиваться до тех пор, пока коммерческие структуры, пока предприниматели не почувствуют, что на этом можно зарабатывать деньги. И нам нужно этим заниматься.Россия обладает значительным ресурсным потенциалом, это и отходы лесопромышленного комплекса, и сельское хозяйство (его продукция не вовлекается во вторичный оборот). Мы должны сосредоточиться на развитии высокотехнологичных зелёных производств по переработке биологического сырья и использовать существующий научный и образовательный потенциал.

Ещё раз говорю, мы пока в этой сфере в отличие от наших партнёров по БРИКС, во всяком случае Бразилии прежде всего, да и Индии, Китая отчасти, не выглядим в качестве лидера, а они уже в число таких лидеров вошли.По экспертным оценкам, мировой рынок биотехнологий к 2025 году может составить порядка 2 трлн долларов США – это колоссальные деньги.

Безусловно, поэтому важно внимание государства к данной теме. Мы поставили задачу к 2020 году довести уровень производства с использованием биотехнологий до 1% валового внутреннего продукта.

В бюджете текущего года предусмотрены субсидии для предприятий лесопромышленного и химического комплекса, которые осуществляют инвестиционные проекты с использованием промышленных биотехнологий, всего на сумму 500 млн рублей. В рамках подпрограммы по энергетическому машиностроению финансируются исследования и разработки по созданию генерирующего оборудования, которое использует возобновляемые источники.Сегодня мы посещали такой объект, как биогазовая станция. Она реально работает, реально генерирует энергию в уже достаточных объёмах. Пока это у нас, по сути, первый полноценный опыт, но это и действительно эффективный способ утилизации отходов сельхозпроизводства, и источник энергии, который действительно можно использовать в самых разных местах (с учётом того, что сельское хозяйство у нас растёт довольно энергично).

Нормативная база Правительством сформирована, тем не менее она требует совершенствования. Я имею в виду и реализацию на оптовом энергорынке электроэнергии, которая вырабатывается возобновляемыми источниками на основе солнечной, ветровой энергии, а также мини-ГЭС. Завершается подготовка нормативных актов, которые регламентируют возобновляемые источники энергии на розничном и оптовом рынках электроэнергии, и эту работу необходимо завершить, обращаю на это внимание коллег по Правительству.Принципиально важно на базе пилотных проектов отработать механизмы запуска биотехнологических проектов. Поддержку им в целом оказывают наши институты развития, это и венчурная компания, и Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере, и «Роснано», и фонд «Сколково». Но работа здесь всё равно должна быть продолжена, и весьма энергично.

У нас в рамках «Ростехнологий» образован специальный холдинг, который занимается биотехпромом. Сформированы три технологические платформы по данному направлению: «Биотех-2030», «Биоэнергетика» и «Медицина будущего». Хорошо, что подобные проекты (хотя и не в таком количестве, наверное, как мы считаем правильным) появляются в регионах. Наиболее успешные, надеюсь, сегодня коротко будут представлены членам президиума.

Но есть и риски вхождения в такие проекты, и, наверное, это самое главное, ради чего мы собрались, потому что просто рассказать друг другу, как хорошо работают зелёные технологии, в этом смысла особого нет, тем более что в нашей стране пока эти технологии делают, скажем прямо, первые робкие шаги. А вот каким образом использовать механизмы содействия, как поддержать исследования по этой проблематике, разработки по этой проблематике и в конечном счёте способствовать коммерциализации этих результатов – это самое главное. Отработать возможные формы государственно-частного партнёрства.

Необходимо также развивать различные формы технического регулирования и стандартизации, включая стимулирование, хотя это непростой процесс, постепенного перехода на зелёные стандарты и в части производства, и в части потребления. Конечно, нужно говорить и о развитии биотехнологической индустрии.

Подготовлен довольно значительный проект поручений. Я хотел бы, чтобы те коллеги, которые здесь присутствуют, тоже своё мнение высказали: что туда попало, чего не попало и в чём мы могли бы всё-таки этому процессу поспособствовать.Всё. Сейчас я передам слово для короткого выступления Министру промышленности и торговли Денису Валентиновичу Мантурову, который нам сделает сообщение об инновационных технологиях с использованием возобновляемых источников, а потом всем присутствующим, если есть желание, я дам высказаться, но, естественно, прошу выступать максимально компактно и по существу.

Денис Валентинович!

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > premier.gov.ru, 4 февраля 2014 > № 1022599 Дмитрий Медведев


Казахстан. ОАЭ > Электроэнергетика > camonitor.com, 29 января 2014 > № 1034394

Лучше синица в руках, чем журавль в небе

Трезвый взгляд на энергетику будущего

Алмагуль ОЛЖАС

Нужно ли Казахстану ­пытаться догнать Европу и перегнать Америку, ориентированных на новую энергетику – энергетику будущего? Попытаемся разобраться.

На этой неделе в Абу-Даби (ОЭА) прошел седьмой по счету Всемирный саммит по энергетике будущего – World Future Energy Summit 2014. На нем, главным образом, обсуждались вопросы, которые волнуют все без исключения страны мира и эффективное решение которых способно в недалеком будущем кардинально изменить расстановку сил на мировой энергетической карте. Это вопросы энергии будущего (использования возобновляемых источников, атомной энергетики, природного газа), энергоэффективности и чистых технологий. К слову сказать, впервые на выставке, проходившей в рамках саммита, свой павильон, посвященный “Экспо-2017″ и ее главной тематике “Энергия будущего”, представила и наша страна, осознающая важность движения в этом направлении.

По данным международных аналитиков, именно использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в течение ближайших двадцати лет будет демонстрировать наибольший рост – порядка 6,5 процента в год (тогда как, например, рост потребления нефти оценивается в 0,8 процента ежегодно). Для сведения: по планам Еврокомиссии, к 2020-му более 20 процентов европейской энергетики будет генерироваться за счет ВИЭ, а при должном уровне финансирования еще через десять лет современные технологии позволят обеспечить Европу альтернативными источниками энергии на 50-65 процентов. В США тоже намечено существенно увеличить долю ВИЭ – к 2020 году в пять раз. Согласно Прогнозу мировой энергетики 2013 (WEO-2013), который описывает перспективы развития всех энергоносителей, регионов и секторов до 2035 года, к этому времени на ВИЭ придется почти половина роста мирового производства электроэнергии, а 45 процентов этого роста обеспечит использование ветровой и солнечной энергии. При этом отмечается, что доля ВИЭ в суммарном производстве электроэнергии превысит 30 процентов и превзойдет долю сначала природного газа, а к 2035 году и угля.

С поднятой на саммите тематикой и выводами ведущих мировых экспертов перекликается и последнее послание президента РК, который поставил задачу создания в Астане центра изучения и внедрения лучшего мирового опыта по поиску и созданию энергии будущего и зеленой экономики: “Группа специалистов под эгидой “Назарбаев Университета” должна приступить к этой работе”. Но хотя ученые считают, что Казахстан обладает с этой точки зрения существенным потенциалом в силу своего уникального географического положения, фанатизм, как показывает практика, тут неуместен. В том же послании глава государства говорит и о другом: “Энергетику мы будем развивать в ее традиционных видах. Необходимо поддержать поиски и открытия по очистке выбросов ТЭС, повсеместной экономии электроэнергии на основе новейших технологий в производстве и в быту… Недавно первая десятка крупнейших компаний Евросоюза публично выступила против энергостратегии ЕС, принятой по известной концепции зеленой экономики. За четыре года ее выполнения ЕС потерял 51 гигаватт энергомощностей. Работая над программой зеленой экономики, нам надо учесть эти ошибки”.

И тут, как нам кажется, самое время обратиться к выводам, содержащимся в Национальном энергетическом докладе, который был презентован на прошлой неделе ассоциацией KAZ­ENERGY (см. нашу публикацию “Энергетический пасьянс”). Применительно к ВИЭ они не столь оптимистичны, как в упомянутом выше прогнозе – “Доля возобновляемых источников в производстве электроэнергии к 2030 году составит не более 10 процентов”. Говоря же о Казахстане, авторы доклада отмечают: “Базовым сырьем для электростанций РК в долгосрочной перспективе останется уголь. Причем в связи с ростом цены и ограниченностью объемов товарного газа роль угля в обозримом периоде будет усиливаться”.

Эксперты ассоциации ясно дают понять, что, по крайней мере, для Казахстана ВИЭ если и являются переспективным будущим, то весьма отдаленным. “Наряду с такими преимуществами, как неисчерпаемость, доступность и экологичность, возобновляемые источники энергии имеют ряд недостатков, существенно ограничивающих экономическую целесообразность и технические возможности их использования”, – говорится в докладе. Одним из явных минусов называется высокая стоимость энергии, вырабатываемой за счет ВИЭ, в сравнении с традиционными источниками (см. таблицу). “Возобновляемые источники энергии остаются менее конкурентоспособными по сравнению с традиционными генерациями и требуют государственной поддержки. На данном этапе их использование целесообразно, главным образом, для локального, децентрализованного энергоснабжения”, – утверждают авторы доклада и добавляют: “Ископаемые виды топлива (нефть, газ, уголь) в обозримой перспективе останутся основными источниками энергии”.

Аналогичную позицию отразил в своем послании и президент Казахстана, потребовавший повысить эффективность традиционных добывающих секторов. “Они – наше естественное конкурентное преимущество, – прямо заявил Нурсултан Назарбаев. – Нам нужны новые подходы к управлению, добыче и переработке углеводородов, чтобы сохранить экспортный потенциал нефтегазового сектора. Надо окончательно определиться по возможным сценариям добычи нефти и газа”. И тут действительно есть над чем подумать. Тем более что в докладе KAZENERGY четко охарактеризованы не только проблемы добывающего сектора, но и возможные пути их решения. Впрочем, тут нужна и политическая воля…

Для ясности позволим себе вновь обратиться к докладу. В последние несколько лет добыча нефти в Казахстане держится на уровне около 80 миллионов тонн в год благодаря реализации крупных нефегазовых проектов, но после 2025 года поддержание уровня добычи будет возможно только за счет разработки новых месторождений. А это уже достаточно серьезная проблема. По данным аналитиков ассоциации KAZENERGY, “последние коммерческие обнаружения месторождений стали возможными благодаря геологоразведочным работам по контрактам, заключенным еще пятнадцать-двадцать лет назад, и начиная с 2015 года, следует ожидать значительного снижения уровня воспроизводства запасов углеводородного сырья, которое будет осуществляться преимущественно за счет переоценки уже открытых месторождений либо постановки на баланс тех, которые могут быть обнаружены в ближайшее время”.

Хотя в том же президентском послании прозвучало требование выйти на мировой рынок в области геологоразведки (“В эту отрасль следует привлекать инвестиции зарубежных инжиниринговых компаний, упростив законодательство”), есть ощущение, что государственные органы пытаются решить проблему взмахом волшебной палочки. Конечно, пока рано говорить о том, что конкретно подразумевается под упрощением законодательства, равно как и о том, способны ли только законодательные послабления дать толчок развитию отрасли, но, как нам кажется, вряд ли этого будет достаточно. По крайней мере, аналитики KAZENERGY считают, что для повышения инвестиционной привлекательности геологоразведки государство должно предпринять ряд конкретных шагов по обеспечению восполнения минерально-сырьевой базы. Во-первых, это принятие государственной программы геологоразведки. Во-вторых, введение сбалансированного налогового режима на уровне, оптимальном для привлечения инвестиций в геолого-разведочные работы. Как утверждают авторы доклада, предусмотренные законодательством налоговые льготы для разработки низкорентабельных месторождений на практике не применяются. В-третьих, необходимо рассмотреть возможность возвращения к практике совмещенных контрактов на разведку и добычу. И, конечно же, исходя из того, что “текущая система государственного управления отраслью геологоразведки несовершенна”, требуется создание самостоятельного госоргана, курирующего данные вопросы. В частности, отсутствие единой геологической службы не позволяет на должном уровне планировать опережающие региональные геологические исследования перспективных бассейнов и территорий, а также управлять ими, оценивать ресурсы на свободных и контрактных территориях, организовывать выполнение научно-исследовательских работ и обобщение существующих и новых геолого-геофизических данных, решать вопросы комплексного финансирования геолого-разведочных работ.

Что касается природного газа, то выводы специалистов KAZENERGY тоже далеки от оптимизма. По их мнению, “добыча газа в Казахстане существенно увеличится в среднесрочной перспективе, однако основной его объем будет использоваться для обратной закачки в пласт. При текущих прогнозах производства и потребления дефицит товарного газа ожидается к 2023 году”. Для предотвращения критической ситуации авторы доклада предлагают следующее. Уже сегодня все заинтересованные структуры, в том числе и государственные органы, должны разработать соответствующие меры и приступить к их реализации. В качестве таковых называются увеличение объемов переработки и реализации газа в рамках рассмотрения программ дальнейшего развития крупных месторождений, разработка и внедрение механизмов фискального стимулирования производства товарного газа в Казахстане, дальнейшее сокращение объемов сжигания газа на факелах и оптимизация его расходования недропользователями, а также ограничение темпов развития газовых генераций до появления стабильной ресурсной базы товарного газа.

Достаточно трезво оценивают специалисты и ситуацию в угольной отрасли: “Мировой рынок предъявляет жесткие требования к качеству угля, однако обогащение основных запасов РК – экибастузских углей – нерентабельно”. По прогнозам аналитиков, до 2020 года объем экспорта энергетического угля из Казахстана будет сохраняться на текущем уровне, однако впоследствии они не исключают значительного сокращения его потребления основным импортером – Россией, которая наращивает объемы добычи собственного угля. Выход же на иные рынки нецелесообразен по причине низкого качества угля и дороговизны транспортировки. Поэтому, как считают в KAZENERGY, для увеличения экспортного потенциала необходимо проводить исследования по рентабельности обогащения энергетических углей других месторождений.

Что касается урановой промышленности, то прогнозы достаточно благоприятные. “Влияние негативных для рынка урана тенденций будет ограничено краткосрочным, либо среднесрочным периодом. В долгосрочной перспективе спрос на уран будет расти, так как реализация планов большинства стран по переходу к низкоуглеродной энергетике возможна лишь при значительной доле атомной энергетики”, – отмечают аналитики KAZENERGY. Такая оценка опять же согласуется с обозначенными главой государства в послании трендами – “Нельзя забывать о перспективах развития ядерной энергетики. Потребность в дешевой атомной энергии в обозримой перспективе развития мира будет только расти. Казахстан – мировой лидер в добыче урана. Мы должны развивать собственное производство топлива для АЭС и строить атомные станции”.

Резюмируя все вышесказанное, уместно вспомнить мнение исполнительного директора Международного энергетического агентства (МЭА) Марии Ван дер Ховен, прозвучавшее в ходе 15-го заседания расширенного совета ассоциации KAZENERGY и подтверждающее трезвость взгляда авторов аналитического доклада на ситуацию относительно баланса традиционных и возобновляемых источников энергии: “Нынешняя доля ископаемых видов топлива в глобальной структуре так же, как и 25 лет назад, составляет более 80 процентов. Устойчивый рост возобновляемой энергии уменьшит его до 75 процентов только к 2035 году”.

Казахстан. ОАЭ > Электроэнергетика > camonitor.com, 29 января 2014 > № 1034394


Евросоюз > Электроэнергетика > inosmi.ru, 24 января 2014 > № 990772

УПУЩЕННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ РЕВОЛЮЦИЯ ДОРОГО ОБОЙДЕТСЯ ЕВРОПЕ (" ATLANTICO ", ФРАНЦИЯ )

Николя Маццуччи (Nicolas Mazzucchi)

Atlantico: С чем связан рост затрат на энергетику в Европе по сравнению с американскими, российскими и китайскими партнерами?

Николя Маццуччи: Прежде всего, нужно уяснить для себя, что такое основанное на грубых цифрах сравнение сложно назвать адекватным. Так, в России, США и Китае существует централизованная государственная энергетическая политика, пусть даже в американском производственном секторе действуют либеральные нормы. В ЕС же каждое государство следует собственному курсу в тех рамках, которые устанавливает формируемая в Брюсселе конкурентная политика. То есть, мы не можем говорить о "европейском энергетическом секторе" по той простой причине, что его не существует. Как вообще можно сравнивать Францию с ее развитой ядерной энергетикой (75% вырабатываемого в стране электричества) и государства, которые в основном используют уголь (Польша, Чехия, Венгрия и т.д.), переключились на газ (Италия) или придерживаются смешанной системы (Германия, Великобритания, Испания)? Каждая страна выбирает собственный курс, и о единой европейской политике в этой области говорить не приходится. Некоторые сектора энергетики обходятся дороже других, потому что европейские страны за небольшим исключением не являются производителями углеводородов.

Цены на энергоносители в России и Китае, как и во многих странах-производителях углеводородов (Алжир, Катар, Казахстан и т.д.), в значительной мере субсидируются государством, что и объясняет относительно невысокие тарифы. В США энергетический вопрос стоит острее, а нынешнее снижение цен связано в первую очередь со сланцевой революцией и интеграцией трубопроводных сетей в рамках Североамериканского соглашения о свободной торговле: Мексика и Канада являются для США главными поставщиками углеводородов. Тем не менее, не стоит забывать о планах администраций Буша и Обамы до 2010 года (в частности по развитию атомной и угольной отрасли) и регулярных проблемах с электроснабжением Калифорнии после дела Enron. Там все тоже далеко не идеально.

- Как этим странам в отличие от Европы удалось получить такое конкурентное преимущество?

- Все это - крупные производители углеводородов, как газа (США и Россия), так и нефти (Китай и Россия), не говоря уже об угле. Причина то или следствие, они сделали выбор в пользу далеко не самой экологически чистой энергетической смеси, в которой большое место отводится ископаемому сырью. Так, например, производство электричества в США по большей части опирается на газ (41%) и уголь (31%). То же самое относится и к Китаю, где уголь безраздельно царит в энергетике с показателем почти в 90%. Использование добываемого на собственной территории сырья (Китай занимает четвертое место в мире по объемам производства нефти), которое означает меньшие сложности и меньшие затраты, позволяет им сохранить конкурентоспособность, несмотря на крайне высокие энергетические потребности. Управление по энергетической информации США подсчитало стоимость кВт/ч каждого вида энергии. Для газа, нефти и угля затраты относительно невысоки и составляют от 60 до 90 долларов, тогда как возобновляемая энергетика и атомный сектор обходятся намного дороже (от 100 долларов на АЭС до 400 долларов с солнечных панелей). Кроме того, унификация инфраструктуры и энергетической политики позволяет этим странам, несмотря на их размеры, добиться большей эффективности, чем в Европе, где каждое государство принимает собственные решения.

Как бы то ни было, такое решение в пользу высокой производительности не лучшим образом отражается на окружающей среде. Китай и США - два лидера по загрязнению атмосферы, и именно на них в первую очередь лежит отнесенность за нынешнее потепление климата. В то же время многие европейские страны и в том числе Франция пошли по гораздо более "зеленому" пути и предпочли значительно более чистые отрасли вроде гидроэнергетики и атомного сектора (выбросы СО2 на АЭС в 500 раз меньше, чем на угольной ТЭС).

- Какие другие ограничения (политические, экологические, культурные...) влияют на конкурентоспособность европейского энергетического сектора?

- Принятые в Европе решения по поводу защиты климата, безусловно, отразились на энергетической конкурентоспособности всего континента. Европа всего шла впереди всех в этих вопросах, и это стремление правительств многих государств, в числе которых, разумеется, была и Франция, повлекло за собой последствия для экономики. Различные европейские страны столкнулись со сложной ситуацией, в которой им пришлось удовлетворять энергетические потребности и в то же время выполнять взятые на себя обязательства по защите окружающей среды (20% сокращение выбросов СО2, расширение доли возобновляемой энергетики до 20% в общенациональном производстве). Все это обходится весьма недешево, потому что возобновляемая энергетика еще не достигла зрелости в экономическом и технологическом плане для крупномасштабного внедрения. Хотя Германия и хвалится своими достижениями, ей удалось отказаться от атомной энергетики только благодаря активному использованию угля из Силезии и российского газа.

Что касается регулирования цен и производства, у каждой страны есть собственная независимая политика, и понять, какой расклад самый лучший в абсолютных показателях, не представляется возможным. Как бы то ни было, Францию, вероятно, ждут перемены после принятия под давлением Брюсселя закона, который откроет электроэнергетический рынок для внешней конкуренции: это вряд ли негативно отразится на ценах для конечных потребителей, но станет тяжелым ударом для французских операторов.

- Каковы экономические последствия нового энергетического расклада в Европе? Что он влечет за собой в плане потребления энергоресурсов и инвестиций по снижению дисбаланса?

- Европа - это первый континент, где началось массовое развитие производства электроэнергии на промышленном уровне (это даже не говоря об опиравшейся на уголь первой промышленной революции начала XIX века), и, следовательно, существующие там производственные мощности - самые старые. В частности это ощущается среди ТЭС и АЭС, некоторые из которых были построены еще в 1960-х годах. Британцы, например, в 2003 году остановили свою первую атомную электростанцию "Колдер Холл", которая была запущена еще в 1956 году. Точно так же поступили бельгийцы с "Дул-1", и испанцы с "Санта Мария де Гарона": обе они были построены в конце 1960-х годов. Во Франции большая часть парка АЭС приходится на 1970-1980-е годы. Все это предполагает серьезную работу по приведению электростанций в соответствие с новыми нормами и техобслуживание для поддержания производства на необходимом уровне. Кроме того, старение объектов и транспортной инфраструктуры в перспективе неизменно влечет за собой ощутимое увеличение расходов на эксплуатацию.

Таким образом, перед нами вырисовывается огромная стройка с непростыми решениями как на национальном, так и на европейском уровне. Первое из них касается разработки настоящей европейской энергетической политики, которая, по сути, является одним из столпов ЕС. Сейчас речь идет о скорее о неких контролируемых на европейском уровне национальных обязательствах, масштабы которых зависят от доброй воли каждой страны. Так, например, хотя Европейская комиссия внесла предложение о 40% сокращению выбросов парниковых газов к 2035 году, государства-члены (в первую очередь Великобритания и Испания) будут бороться за снижение этого уровня до подписания итогового варианта договора. С этой точки зрения можно сказать, что европейская энергетическая революция завершилась неудачей. В первую очередь это связано с тем, что европейцы не захотели по-настоящему объединиться и решили разыгрывать карту собственных партнерских отношений с государствами за пределами ЕС (Россией, США и т.д.).

Второе решение коснется национального уровня. Франции предстоит сделать важный выбор. Продолжим ли мы и дальше следовать по пути атомной энергетики или же попытаемся сократить ее долю, расширив использование угля или возобновляемых источников энергии (солнечные батареи, морские ветряки)? Преемственность в этой области пока что кажется наиболее разумным вариантом с точки зрения ожидающих страну в будущем сложностей в области конкурентоспособности и обязательств по защите климата. В любом случае, каким бы ни был выбранный путь, нам совершенно определенно придется проделать большую работу по реконструкции существующих объектов и строительству новых, а также модернизации электросетей с тем, чтобы сократить затраты в долгосрочной перспективе.

- Может ли данное европейскими властями разрешение на добычу сланцевого газа в некоторых странах позволить континенту сократить отставание в плане стоимости?

- Вообще, это решение относится главным образом к нескольким странам Центральной и Восточной Европы, Польше и Румынии. Кроме того, оно объясняется в первую очередь соображениями энергетической независимости, а не цены. Так, Польша находится между Германией и Россией, которые поддерживают энергетическую связь через Газпром. Польша стала главной жертвой российско-украинских газовых войн в конце 2000-х годов. Поэтому рекомендации следует рассматривать через призму безопасности, так как отход от российского газа в конечном итоге может обойтись Польше весьма недешево. В частности из-за геологических особенностей ее территории ей придется сверлить больше и глубже, чем США.

Николя Маццуччи, геоэкономист, специалист по энергетическим вопросам.

Евросоюз > Электроэнергетика > inosmi.ru, 24 января 2014 > № 990772


Россия > Электроэнергетика > minenergo.gov.ru, 22 января 2014 > № 1045412 Александр Новак

Прямой эфир с Александром Новаком на радиостанции "Эхо Москвы" 22.01.2014.

О. БЫЧКОВА: Добрый вечер, добрый день, это программа «Большой дозор, у микрофона Ольга Бычкова. Я приветствую министра энергетики Российской Федерации Александра Новака. Александр Валентинович, добрый вечер.

А. НОВАК: Добрый вечер.

О. БЫЧКОВА: У нас большое количество вопросов. У меня много вопросов к вам, у наших слушателей уже тоже их достаточно присланных на сайт «Эхо Москвы» в интернете. Я напомню, что есть у нас смс-портал +7-985-970-45-45, куда можно продолжать присылать свои вопросы министру энергетики. Есть также для этих целей аккаунт в Твиттере под названием @vyzvon, вы его все хорошо знаете. Ну, и начать я хочу с темы, которая сейчас у всех… ну, или, вернее, с названия, которое сейчас у всех, конечно, на слуху – это Украина. Мы все наблюдаем с большой тревогой за тем, что там происходит. Но я вас хочу спросить, как вот эта вот вся очень сложная политическая ситуация, которая сейчас там, отражается на энергетическом сотрудничестве? Поступают ли платежи, там, как осуществляется график выплат, не влияют ли вот эти все катаклизмы на денежные энергетические вопросы?

А. НОВАК: Я хочу сказать, что, в первую очередь, у нас очень давние такие исторические связи в области энергетики, и мы очень активно с Украиной сотрудничаем, развиваем наши взаимоотношения. Надеемся, конечно, что эти события, которые сегодня происходят, никоим образом не повлияют на наши взаимоотношения в энергетике. И сейчас не влияют, поскольку мы работаем в единой, фактически синхронной работе по электроэнергетике, еще сохранились со времен Советского Союза электроэнергетические связи…

О. БЫЧКОВА: А вот кроме газа, да, что у нас?..

А. НОВАК: … и у нас осуществляется перетоки электроэнергии. Сейчас зима, сейчас очень важно, чтобы эти…

О. БЫЧКОВА: Перетоки российской энергии в сторону Украины или это по-разному?

А. НОВАК: В зависимости от ситуации, от потребления, они могут осуществляться как в сторону России, так и наоборот, из Российской Федерации в Украину. У нас есть определенное соглашение, по которому мы, в зависимости от этих перетоков, получаем расчет или, наоборот, расплачиваемся за поставленную электроэнергию и мощность.

Конечно, ключевой вопрос – это газовая тематика. Вы знаете, по тем договоренностям, которые были недавно достигнуты, и по цене у нас на сегодня нормализовалась ситуация по расчетам за поставленный газ. Кроме этого, мы осуществляем сотрудничество по поставкам и транзиту через Украину нефти, по поставкам на нефтеперерабатывающие заводы в Украине российской нефти. И одно из направлений – это в том числе сотрудничество в угольной отрасли. Это также взаимные поставки угля на границах для обеспечения энергетики необходимым топливом. Поэтому сейчас в этом плане ситуация стабильная, и мы считаем, что вот зимой эта стабильность не должна нарушаться, должно продолжаться наше сотрудничество на основе тех договоренностей, которые есть между нашими странами.

О. БЫЧКОВА: То есть, угроз пока вы не видите со стороны политики в сторону экономики и энергетики?

А. НОВАК: Мы считаем, что стабильность – это лучшая основа для того, чтобы те угрозы были нивелированы.

О. БЫЧКОВА: Ну, хочу теперь перейти к российским проблемам. У нас есть несколько тем, вот которые очень волнуют наших слушателей, и одна из этих тем – это, конечно, социальные нормы потребления, или, как пишет, например, слушатель Валгео: «Не кажется ли вам, что история с энергопайками напоминает об эшелонах хлеба на экспорт во время голода в стране?» И так далее. Вот давайте мы начнем с этого. Насколько я знаю, что несколько регионов некоторое время назад, целые объединения региональные выступали против социальных норм. Насколько этот вопрос можно считать решенным?

А. НОВАК: Вы знаете, я на самом деле сказал бы, что… может быть, не очень удачный термин выбран, «социальная норма», или вот распространенная сейчас такая терминология, как «социальный паек». Вообще речь идет о введении некоего двухставочного тарифа, по аналогии, как это существует сегодня в связи, вот в сотовой связи, например, существуют разные тарифные планы. Поэтому, оплата электроэнергии у нас тоже, вы знаете, производится по разным тарифным планам: в дневное время, в ночное время, есть, там, в пиковое время разные тарифы. Поэтому введение так называемого понятия «социальная норма» - это очень распространенное явление во многих странах уже давным-давно.

Кстати, в Российской Федерации также во многих субъектах Российской Федерации давно существуют такие понятия, как «социальная норма». Например, вот в Красноярском крае еще в 2007-м году была введена социальная норма. В принципе, здесь речь идет об основных целях, направленных на энергосбережение. И в этой связи приняты все необходимые нормативно-правовые акты, которые полностью регулируют данную ситуацию. На мой взгляд, сегодня вот те пилотные проекты, которые реализуются в субъектах Российской Федерации, дают положительный эффект…

О. БЫЧКОВА: Например?

А. НОВАК: … уже нет того напряжения, которое было, которое мы ощущали в то время, когда только вводилось. Сегодня в 7 регионах идут пилотные проекты, в том числе это и Ростовская область и другие регионы. Мне кажется, что основная задача – это правильно объяснить, поскольку сегодня, в соответствии с принятыми документами, примерно… как рассчитывается объем социальной нормы? То есть, того объема электроэнергии, который оплачивается по более дешевой цене. Это 80% населения, которое проживает в конкретном субъекте Российской Федерации. Берется среднее потребление. И устанавливается этот объем потребления, который платится, наоборот, по более дешевой цене, чем сегодня, то есть, со скидкой. Скидка эта составляет до 10%. А вот потребление сверх этого объема, второй тарифный план так называемый – для потребителей, которые имеют возможность больший объем потреблять электроэнергии, тратить его на содержание более дорогих энергопринимающих устройств, большего количества. Ну, например, это могут быть различные потребления, дизель-генераторные установки, или, может быть, это коттедж большой площади, например. Дифференциация тарифа должна быть установлена на уровне от 30 до 40% выше, чем уровень тарифа для социальной нормы, что, в свою очередь, должно стимулировать, безусловно, для сокращения этих неэффективных расходов.

О. БЫЧКОВА: А вот можно оценить сейчас, каковы эти неэффективные расходы электроэнергии в России? Потому что у меня есть такое интуитивное, вот такое житейское подозрение, что на самом деле масштабы эти должны быть очень большие, потому что люди привыкли к тому, что можно, там, лампочку не выключать где угодно или, там, не знаю, ну, там, помимо электричества, там, есть еще вода и все что угодно, тепло. В общем, ну, как-то наш народ привык так к этому относиться достаточно легко, да? Не так, как в других странах. А в цифрах?

А. НОВАК: Есть такие цифры, и мы проводили такой анализ. У нас, в целом, в стране энергосбережение меньше, чем по сравнению с Европейскими странами, от 40 до 60%. То есть, учитывая, что в России потребляется где-то один триллион киловатт-часов электроэнергии и наша энергоемкость нашей продукции, наше потребление примерно выше от 40 до 60%. То есть, можно считать, что мы могли бы больше электроэнергии направлять на другие нужды, на увеличенный объем нашего валового внутреннего продукта, либо более эффективно использоваться существующее потребление. Это такие большие на самом деле цифры.

Но я хочу сказать, что сейчас принята программа повышения энергоэффективности, принят соответствующий закон. За последние 10 лет у нас энергоемкость снизилась на 33%.

О. БЫЧКОВА: Это что значит?

А. НОВАК: Энергоемкость – это объем энергии, который потребляется на единицу валового внутреннего продукта. На 33%. Конечно…

О. БЫЧКОВА: А надо на сколько?

А. НОВАК: Вообще стоит задача, по сравнению, по отношению к 2007-му году, в 2020-м году снизить еще на 40%. У нас огромный потенциал, огромные есть резервы в этом плане. Особенно это касается таких отраслей, как электроэнергетика, жилищно-коммунальное хозяйство, транспорт.

О. БЫЧКОВА: А резервы – это что значит? Ну, в жилищно-коммунальном хозяйстве – понятно, да? Там, меньше жечь электричества и как-то более рачительно к этому относиться. А в энергетике?

А. НОВАК: Речь идет в том числе и о потерях в жилищно-коммунальном хозяйстве. У нас большие потери. То есть, требует замены оборудование. Если говорить о тепле, поскольку энергоэффективность касается не только электроэнергии, но и тепла, в основном потери в жилищно-коммунальном хозяйстве в тепле, там, где, допустим, нужно менять изношенные трубы. В электроэнергетике в основном это генерирующее оборудование старых годов ввода в эксплуатацию и производства…

О. БЫЧКОВА: Оно все, небось, старых годов.

А. НОВАК: Нет, не все. У нас очень много было введено за последнее время нового оборудования, поэтому…

О. БЫЧКОВА: Много – это сколько?

А. НОВАК: … мы сейчас уже в другой ситуации находимся.

О. БЫЧКОВА: 2%? 3%?

А. НОВАК: Вы знаете, вот за последние 5 лет у нас было введено около 10% от общей мощности энергогенерирующего оборудования. То есть, это почти 20 гигаватт. Столько не было введено за предыдущие 10 лет. То есть, фактически вот последние 5 лет была очень серьезная модернизация.

О. БЫЧКОВА: То есть, остальные 90 тоже надо менять на самом деле, если по-хорошему.

А. НОВАК: Не совсем так. У нас, конечно, большое количество оборудование, у которого срок эксплуатации уже за 30 лет, а есть такое, еще которое, оборудование, его не так много, но, тем не менее, его возраст свыше 50 лет. Ну, вот вы знаете, здесь всегда нужно подходить индивидуально к тому оборудованию, которое требует замены и модернизации, поскольку в этот период эксплуатации, конечно же, происходила его и модернизация, и замена, и ремонт, и все это происходит в соответствии с планово-предупредительными графиками ремонтов. Поэтому иногда бывает так, что здание очень старое, ветхое, требует существенной реконструкции, а оборудование, поскольку прошло модернизацию, стоит новое.

Но я хочу сказать, что все равно есть большие резервы, и у нас, например, на сегодняшний день удельные расходы условного топлива на единицу выработанной электроэнергии на киловатт-час составляют около 330 грамм, в то время как лучшие практики – это меньше 300 грамм. То есть, у нас на сегодняшний день есть большой резерв по экономии энергетических ресурсов при производстве электроэнергии и тепла на нашем генерирующем оборудовании.

О. БЫЧКОВА: А нет идеи, например, запустить какую-то социальную программу, для того чтобы людям просто объяснять, что это живые деньги, в том числе из их кармана? Вот я никогда не видела, например, нигде таких призывов к экономии электроэнергии.

А. НОВАК: Абсолютно правильный вопрос, поскольку во многом, конечно же, тема энергосбережения зависит от нашего мировоззрения, от умов и в первую очередь от пропаганды этой идеи. Но я бы хотел сказать, что есть еще, помимо таких факторов, и экономические стимулы. Почему, допустим, в Германии в той же или в Норвегии энергосбережение гораздо выше, чем во многих странах? Потому что там тарифы самые высокие. Я не призываю к тому, что у нас должен быть тариф высокий, но, конечно, когда мы говорим об экономии, всегда в первую очередь все считают деньги. И если цена товара более дорогая, безусловно, человек больше обращает внимание на то, чтобы сэкономить на этой цене товара.

О. БЫЧКОВА: Понятно, да. Ну, вот, например, слушатель с ником Скум пишет на сайт среди тех вопросов, которые сюда пришли: «Почему электроэнергия во многих европейских странах дешевле, чем в России?» Действительно, где-то дороже, где-то дешевле, правильно? «Не кажется ли вам странным, что у нас киловатт-час стоит, как в Израиле, а при этом подключение для потребителей в России требует неимоверных затрат и чудовищных усилий?» Или, например, пишет еще Миголовка (это тоже такой ник у слушателя): «Почему потери при передаче электроэнергии от электростанции до потребителя на единицу расстояния у нас вдвое больше, чем в Европе и США, а их стоимость полностью перекладывается на конечного потребителя?» Это так?

А. НОВАК: Начну с первого вопроса, если говорить о стоимости электроэнергии в разных странах. Мы недавно проводили такой анализ. Вот часто звучит такая тема, что в России высокие тарифы на электроэнергию. Совсем это не так. Мы сегодня сопоставимы по стоимости электроэнергии только с Соединенными Штатами Америки, где, понятно, из-за более дешевой цены на газ сегодня, по сравнению с тем, что было несколько лет назад, производство электроэнергии стало чуть дешевле. Поэтому у нас примерно одинаковая стоимость для населения и для потребителей, в районе 2 рублей, до 2 рублей 80 копеек. Что касается других стран, производящих электроэнергию, Европа, либо это азиатско-тихоокеанские страны, там гораздо выше стоимость. Вот я уже приводил в пример Германию. Например, в Германии в 5 раз стоимость электроэнергии выше для населения. Для промышленных потребителей чуть меньше, примерно в 3 раза выше. Ну, безусловно, мы не должны здесь говорить о том, что у нас все в порядке. У нас есть в том числе и резервы по повышению эффективности стоимости киловатт-часа. У нас очень большую долю в стоимости электроэнергии занимает тариф на передачу. Это я перехожу ко второму вопросу…

О. БЫЧКОВА: Да, да.

А. НОВАК: … который вы задали, с точки зрения сравнения стоимости передачи электроэнергии также в других странах.

О. БЫЧКОВА: Ну, вот в этом потребитель точно не виноват уже.

А. НОВАК: Потребитель не виноват, но есть все-таки специфика Российской Федерации с ее масштабами, размерами. И могу сказать, что у нас расстояние и протяженность линий электропередач просто в разы выше от генерирующего оборудования к потребителю, чем в других странах, поскольку у нас плотность населения гораздо ниже, чем в других странах. Поэтому тариф на передачу включает в себя, безусловно, расходы на содержание таких протяженных линий электропередач, на создание дополнительных…

О. БЫЧКОВА: А в Штатах, например? А в Канаде?

А. НОВАК: … генерирующее оборудование и так далее. Я могу сравнить, допустим, вот с Финляндией. Там действительно тариф на передачу составляет 20% стоимости…

О. БЫЧКОВА: А с Америкой если сравнить? С Северной.

А. НОВАК: В Америке более разветвленная также энергетическая сеть и больше плотность населения, больше плотность заселения территории, расположения промышленных предприятий. Поэтому это тоже влияет в свою очередь на себестоимость единицы продукции, единицы стоимости передачи электроэнергии.

Мы сейчас делаем… у нас утверждена стратегия развития электросетевого комплекса буквально в 2013-м году, в прошедшем году ее утвердили. И очень серьезные задачи поставили перед собой, руководство страны поставило перед нами, по повышению эффективности электросетевого комплекса. Я также считаю абсолютно необходимым снижать издержки, связанные с передачей электроэнергии…

О. БЫЧКОВА: А каким образом?

А. НОВАК: ... поскольку это становится на сегодняшний день уже источником нашей неконкурентоспособности для наших промышленных предприятий. То есть, промышленные предприятия иногда при высокой стоимости вынуждены строить свою собственную генерацию. Это не совсем хорошо с точки зрения развития единой энергетической системы, поскольку все-таки при такой единой системе мы имеем меньшие издержки на единицу производимой продукции. Поэтому сейчас основная задача стоит – повышение эффективности. Что на этот счет делается? Мы сейчас вводим такие показатели, как бенчмаркинг, сравнение, при тарифообразовании разных сетевых организаций между собой. И, соответственно, при установлении тарифа региональными энергетическими комиссиями они будут пользоваться некими эталонными затратами на содержание электросетевого хозяйства.

Второй момент. Все инвестиционные расходы электросетевых компаний будут проходить аудит, аудит ценовой и инвестиционный при формировании инвестиционных программ. Это мы сейчас все будем внедрять в 2014-м году, вот сейчас.

О. БЫЧКОВА: Вот прямо сейчас.

А. НОВАК: В этом году, да. Кроме этого, при реализации инвестиционных программ, то есть при строительстве объектов типовых (например, это подстанции, трансформаторные либо распределительные подстанции) будут применяться и разрабатываются сейчас удельные нормативы расходов при строительстве таких типовых объектов. То есть, чтобы не было ситуации, когда одна и та же подстанция, одной и той же мощности, в разы строительства по сумме отличаются между собой. Это приведет в соответствие общий объем расходов, высвободятся деньги, и в том числе даст возможность либо сократить издержки на передачу, либо, может быть, направить их на другие нужды для расшивки узких мест.

Кроме этого, мы сегодня разрабатываем критерии для территориальных сетевых организаций. В чем еще вот мы видим неэффективность? Если раньше было в стране примерно еще лет, там, 7-8 назад около четырехсот всего в стране сетевых организаций, сейчас мы наблюдаем последние годы тенденцию к росту, и уже около 4,5 тысяч сетевых организаций, которые участвую в рынке.

О. БЫЧКОВА: Почему так?

А. НОВАК: Потому что очень выгодно сетевым организациям сегодня получать тариф и, соответственно, делить между собой, там, допустим, линию электропередач на отдельные кусочки, получая тариф, зарабатывать на этом.

О. БЫЧКОВА: А мне это выгодно как потребителю?

А. НОВАК: Потребителю это, безусловно, невыгодно, и мы будем сейчас приводить в соответствие, проводить политику, направленную на сокращение количества территориальных сетевых организаций.

О. БЫЧКОВА: А как их можно сократить?

А. НОВАК: Путем определения критериев, по которым ТСО, территориальные сетевые организации, будут… если не будут соответствовать критериям… например, наличие квалифицированных кадров, например, наличие соответствующей техники. То есть, по сути дела, это будет проводиться сертификация, но не в формальном плане, а с точки зрения получения тарифа региональными энергетическими комиссиями. То есть, та территориальная сетевая организация, которая не будет попадать под эти критерии, по размерам, по квалификации основных фондов, персонала, эти сетевые организации не получат тариф и вынуждены будут либо объединяться, либо прекращать свой бизнес просто.

О. БЫЧКОВА: Вы думаете, сколько их должно стать в результате?

А. НОВАК: Мы планируем, что, в соответствии со стратегией, которая утверждена, к 2017-му году количество таких территориальных сетевых организаций должно стать в два раза меньше, а к 2022-му году ее вдвое меньше станет. То есть, это тоже путь очень такой трудный, непростой, но, тем не менее, его нужно пройти.

О. БЫЧКОВА: Ну, это такая война и битва должна быть в результате. Потому что кто же будет отказываться от таких выгодных спекуляций на тарифах и энергии?

А. НОВАК: Согласен, что это будет непростая ситуация, и, тем не менее, нам нужно этим заниматься, с тем чтобы повышать эффективность нашего электросетевого комплекса и не допускать роста тарифов. Поскольку все-таки большое количество территориальных сетевых организаций влияет в том числе и на рост тарифа на передачу.

О. БЫЧКОВА: А сколько… тут такое большое количество вопросов у меня по поводу роста тарифов, ну, я даже все не буду, потому что их очень много. Тут много таких реплик, типа: достали уже со своим ростом тарифов на электроэнергию. Но вот спрашивает, например, Анби71: «По каким причинам дорожает электроэнергия, отпускаемая населению? Назовите хотя бы одну объективную». Вот «объективную» - ключевое слово, конечно, здесь.

А. НОВАК: Вы знаете, здесь нельзя сказать только по одной объективной причине. Я могу просто пояснить, из чего складывается стоимость электроэнергии. Она складывается из трех составных вещей. В первую очередь, это производство электроэнергии, так называемая генерация. Себестоимость составляет примерно до 50% от общей стоимости электроэнергии. И если при производстве этой электроэнергии растет тариф на газ (а он составляет порядка 60% общей стоимости генерации электроэнергии), генерирующим компаниям ничего не остается делать, как в свою очередь закладывать стоимость этого газа в производство электроэнергии.

О. БЫЧКОВА: Плюс старое оборудование, издержки и то, что вы сказали раньше.

А. НОВАК: Да, вы знаете, что у нас стоимость газа росла, за последние 10 лет примерно рост цены газа составил 3,3 раза. При этом цена на генерацию увеличилась всего в 3,2 раза, то есть, чуть-чуть меньше даже. По идее, должна была цена вырасти примерно в таком же размере. То есть, это говорит о том, что все равно генерирующие компании за этот период сократили свои собственные издержки. И это на самом деле так, поскольку генерирующие компании сегодня работают в рынке и вынуждены конкурировать между собой. Генерации, которые сегодня, установлена мощность, есть в Российской Федерации, с учетом последних вводов (я уже сказал, это порядка 20 тысяч мегаватт за последние 5 лет), на сегодняшний день позволяет осуществлять поставки электроэнергии с учетом резерва и с учетом конкуренции между собой генерирующих компаний.

Вторая составляющая в цене, если вернуться к этому вопрос – это, я уже говорил, 40% тариф на передачу. Не буду повторяться, что нужно делать, для того чтобы сократить издержки. И третья составляющая – это примерно от 5 до 10%, это тарифы энергосбытовых организаций, которые занимаются покупкой и продажей электроэнергии непосредственно уже потребителям: предприятиям жилищно-коммунальных хозяйств, промышленным предприятиям, населению. Здесь мы тоже в прошлом году отрегулировали ситуацию и полностью сократили тариф, тариф для энергосбытовых организаций, утвердив нормативы, по которым устанавливается надбавка для энергоснабжающих организаций. То есть, сейчас проводим все необходимые мероприятия, для того чтобы обеспечить вот – как сказать? – неувеличение тарифов, и чтобы такие вопросы, которые сейчас возникают, их не было. И в том числе, кстати, на это направлено было решение правительства Российской Федерации по замораживанию тарифов для монополий. Вы знаете, что с 2014-го года заморожены тарифы для таких монополий, как «Российские сети», «Федеральная сетевая компания», заморожены тарифы на 1 год в том числе и для газа. На наш взгляд, это даст серьезный вот стимул, для того чтобы тарифы не росли.

О. БЫЧКОВА: Ну, про нефть и газ – это отдельная, конечно, группа вопросов, и мы займемся этим сразу после небольшого выпуска новостей после середины часа через несколько минут. Знаете, что еще хотела вас спросить или хотя бы начать спрашивать сейчас? Вот тут много спрашивают про Олимпиаду в Сочи. Насколько я понимаю… там, конечно, кошмарят нас слушатели насчет того, что а вдруг там чего-нибудь случится с энергетическим коллапсом? Но, насколько я понимаю, как и все остальное на строительстве олимпийских объектов в Сочи, энергетика там тоже с чистого листа практически создавалась.

А. НОВАК: Вы знаете, не совсем так. Безусловно, энергетика там была, исторически была, но она была рассчитана на то потребление, которое есть в Сочи.

О. БЫЧКОВА: И не очень хорошо работала.

А. НОВАК: Было в Сочи, да. Когда было принято решение о проведении Олимпиады в городе Сочи, естественно, понадобилось скорректировать схемы энергоснаблжения самого города Сочи и тех объектов, которые должны были быть построены к Олимпиаде. Поэтому была разработана соответствующая схема электроснабжения. Могу сказать, что задача, которая была поставлена, и она реализована – это тройное резервирование надежности. То есть, есть такое понятие n-2, обеспечение энергонадежности снабжения Олимпиады. Вот эта надежность, она обеспечена путем того, что построено необходимое количество генерирующих объектов, в пять раз больше, чем раньше было генерации построено. Кроме этого, построено 22 подстанции большие и 20 крупных линий электропередач.

О. БЫЧКОВА: Ничего себе.

А. НОВАК: Поэтому я могу с уверенностью сказать, что энергообеспечение Олимпиады и города Сочи будет на высоком уровне. Я буквально вчера был там, проводил соответствующий…

О. БЫЧКОВА: Подождите, сейчас расскажете. Мы сейчас сделаем перерыв, потом продолжим наш разговор с Александром Новаком, министром энергетики.

НОВОСТИ

О. БЫЧКОВА: Мы продолжаем программу «Большой дозор», у микрофона Ольга Бычкова. И в студии у меня Александр Новак, министр энергетики Российской Федерации. Вы начали перед перерывом рассказывать, как вы только что были в Сочи на олимпийских энергетических объектах. Вы там что, проводили последнее или это еще не последнее совещание по готовности?

А. НОВАК: Вы знаете, у нас действует уже давно оперативный штаб по энергоснабжению Олимпиады, и я его возглавляю, у нас постоянно проводятся такие мероприятия. Кроме этого, хотел бы такую интересную вещь сказать, что в Министерстве энергетики была введена должность отдельного заместителя, заместителя на период Олимпиады и на период подготовки к Олимпиаде, который просто постоянно находится в городе Сочи. И он занимается в текущем режиме этими вопросами, связанными с энергоснабжением, с подготовкой. Я, конечно, провожу, за последние три недели я был там уже три раза, и мы вчера провели штаб, проверили состояние готовности. Хочу сказать, что вчера последний, 49-й объект был введен в эксплуатацию…

О. БЫЧКОВА: Энергетический.

А. НОВАК: Энергетический, имеется в виду, конечно же, наш объект. То есть, мы свою программу закончили за 4 года вчера. Последний объект – это распределительная сеть электросетей города Сочи. Ну, этот объект, он почему, так сказать, поздно, не поздно, а вот именно в эти сроки был принят, практически уже перед Олимпиадой, за две недели? Поскольку по нему выполнялся огромный объем работы, связанный с заменой кабельных электрических сетей и воздушных линий электропередач самого города Сочи. То есть, этот объект был направлен на улучшение энергоснабжения города Сочи, жилищно-коммунального хозяйства, гостиниц, других потребителей, промышленности и так далее. Очень много было, почти 500 подстанций реконструировано в городе Сочи. И я уверен, что после уже Олимпиады все жители почувствуют, безусловно, улучшение, и те проблемы, которые были в период подготовки, связанные с ремонтными работами, они забудут надолго.

О. БЫЧКОВА: А в каком-нибудь еще есть регионе такое количество, такая концентрация энергетических объектов такого качества нового?

А. НОВАК: Вы знаете, у нас сегодня в основном, конечно, реализация таких крупных проектов под какие-то мероприятия идет. Например, последнее мероприятие, которое значительно улучшило инфраструктуру именно энергетическую, было во Владивостоке под саммит АТЭС. И, в общем-то…

О. БЫЧКОВА: Та же история, похожая.

А. НОВАК: В Казани под Универсиаду была очень серьезно расшита инфраструктура. Но это, я хочу сказать, что это дополнительные, скажем так, ресурсы, которые направляются в этот период. В целом, конечно же, у нас и так на сегодня значительно изменилась инфраструктура за последние 10 лет, энергетическая инфраструктура в стране. Мы недавно подводили итоги реформы энергетической, электроэнергетики, которая началась 10 лет назад. И могу сказать, что действительно за последние 5 лет существенный объем инвестиций пришел в энергетику, создана эффективная рыночная модель оптового рынка, розничного рынка. Конечно, мы понимаем, что ее нужно и дальше совершенствовать. Но сравнивая, допустим, нашу модель с моделями в других странах, многие признают, что мы на порядок впереди, по сравнению с другими.

И в этой связи хочу сказать, что мы анализировали в том числе и качественные показатели, конечно же, которые должны характеризовать результаты, скажем так, проводимой реформы. Качественные показатели – это снижение длительности восстановления при технологических нарушениях и такой показатель, как уменьшение количества самих технологических нарушений. За последние пять лет эти показатели изменились соответственно в сторону уменьшения на 45% и на 25%. То есть, это довольно такой серьезный результат.

Но если вернуться к Олимпиаде, если есть…

О. БЫЧКОВА: Да, давайте закроем эту тему и пойдем дальше.

А. НОВАК: Мы сейчас в оставшееся время проводим тестирование всех энергообъектов, тестирование нагрузок, которые должны быть, осуществляться в период Олимпиады. В настоящее время появляются уже окончательные потребители. Сегодня, вчера я был в Сочи, уже в том же, допустим, медиацентре приезжают уже компании, которые будут транслировать Олимпиаду, устанавливают свое оборудование. Мы 25-го числа проведем соответствующее тестирование очередное, и потом 2-3 февраля сделаем тестирование, для того чтобы уже окончательно убедиться, что все в порядке, где есть какие-то неточности, которые можно будет подправить.

И основное направление сейчас – это организация работы штаба по энергоснабжению. У нас создан центр управления энергетикой города Сочи и Олимпиады, в этом центре сконцентрированы все необходимые силы: оперативное управление, информация со всех энергетических объектов и олимпийских объектов. То есть, это стадионы, гостиницы и так далее. То есть, все стекается в один центр. Поэтому сейчас идет наладка вот буквально уже взаимоотношений и взаимодействия между всеми-всеми, кто участвует в Олимпиаде.

О. БЫЧКОВА: Нефть и газ. Вы выступали на Гайдаровском форуме только что с прогнозом того, что будет происходить с нефте и газодобычей в 2014-м году. И, как я понимаю, на ближайшие 20 лет, до 35-го года, Россия вообще может не очень беспокоиться по поводу своего места на энергетической карте мира. Но самое же интересное – а что будет после 35-го года? Потому что развитие альтернативных источников, развитие всех других источников, оно, конечно же, не стоит на месте, и, конечно же, никто не ждет и никто не обещает нам, что на ближайшие сто лет у нас все будет так же прекрасно, как в предыдущие годы. Что случится с нами через 20 лет?

А. НОВАК: Знаете, чтобы ответить на этот вопрос, нужно заглянуть в историю. С точки зрения роли…

О. БЫЧКОВА: И там мы узнаем, что ничто не вечно, да.

А. НОВАК: … роли России, Россия всегда была крупным экспортером, независимо от того, топливно-энергетические это ресурсы либо другие ресурсы. Раньше торговали пушниной, лесом и так далее, появились источники такие, как топливно-энергетический комплекс, который приносит валюту, создает положительный торговый баланс. Это на самом деле очень позитивно.

За последние 10 лет, считаю, что Россия прочно заняла место мирового лидера именно в топливно-энергетическом комплексе в мировых масштабах. Об этом говорят несколько цифр. Мы за этот период увеличили объем добычи нефти, причем на 200 миллионов тонн. Ни у одной страны таких темпов роста не было. Из 323 миллионов выросли до 523 миллионов тонн. И сегодня мы по объемам добычи нефти делим первое-второе место с Саудовской Аравией, а по экспорту нефти вообще занимаем первое место.

Если коснуться газовой отрасли, здесь также мы мировые лидеры и мы добываем… вот за прошлый год добыли 668 миллиардов кубических метров газа.

Но один из основных показателей, который бы характеризовал место России, я бы назвал – это доля в мировой торговле топливно-энергетическими ресурсами. Так вот, на сегодня доля составляет около 20%. И по оценкам различных экспертов, вы об этом только что сказали, мировых энергетических агентств, которые занимаются прогнозами, конечно, до 2035-го года сегодня… сегодня многие просто прогнозируют не далее, чем 35-й год – 40-й. 50-й год – это очень далеко, за это время очень многое может измениться. Например, как вы знаете, что за последние 5-6 лет сланцевая ситуация очень серьезно изменила глобальные мировые рынки топливно-энергетических ресурсов, поэтому…

О. БЫЧКОВА: И нет никаких шансов, что это не будет продолжаться.

А. НОВАК: Да, поэтому к 50-му году мало кто дает сегодня таких хороших прогнозов или оценок. И мы к 50-му году не стараемся сейчас точно прогнозировать. Мы сейчас свою стратегию в России, энергетическую стратегию, корректируем на период до 2035-го года. В этой стратегии мы сохраняем лидирующую роль и сохраняем потенциал нашего топливно-энергетического комплекса. Понятно, что в первую очередь, конечно же, мы будем обеспечивать внутренние потребности страны: обеспечение нефтепродуктами, обеспечение электроэнергией, углем, будем развивать возобновляемые источники электроэнергии. Об этом могу отдельно сказать.

О. БЫЧКОВА: Скажите прямо сейчас.

А. НОВАК: Сказать, да? Очень важное решение было принято в прошедшем году 2013-м. Было принято постановление правительства о стимулировании развития в нашей стране возобновляемых источников энергии. О чем идет речь? Чтобы было понятно. В принципе, почему нужно стимулировать? Почему они сами не развиваются и не строятся в рыночных условиях? Потому что производство на сегодня электроэнергии из ветряных электростанций или солнечных электростанций намного дороже, чем производство электроэнергии из традиционных источников. И вот в связи с этим они не могут конкурировать на рынке производства электроэнергии. Поэтому государство здесь вынуждено помогать, помогать, создавая условия для покупки этой более дорогой электроэнергии и оплаты ее потребителями в общей массе, то есть, на общем рынке.

О. БЫЧКОВА: А где это функционирует, например?

А. НОВАК: Это функционирует на оптовом рынке. И мы сегодня за следующие 7 лет, с 14-го по 20-й год, таким способом простимулируем строительство в стране около 6 тысяч мегаватт соответствующих мощностей возобновляемых источников энергии.

О. БЫЧКОВА: А 6 тысяч – это какая часть?

А. НОВАК: 6 тысяч… ну, смотрите, у нас примерно, не примерно, а точно, на начало этого года 228 тысяч мегаватт. То есть, 6…

О. БЫЧКОВА: 3%.

А. НОВАК: … это будет примерно 3%. На сегодняшний день менее одного процента у нас составляет. Тем не менее, 6 тысяч – это очень много. Почему именно к этой цифре пришли? Эта цифра дает возможность создать условия в том числе и для производства необходимого оборудования для строительства солнечных электростанций и ветряных электростанций...

О. БЫЧКОВА: А сами будем производить или покупать будем? А. НОВАК: Одним из условий оказания такой помощи при строительстве, при покупке электроэнергии по более дорогой цене будет локализация производства именно в Российской Федерации. Но процент локализации, изначально он будет около 45-50%, то есть это означает, что половина стоимости этого оборудования должно производиться в России, с последующим увеличением до 70% к 2020-му году. Это основное условие, с тем чтобы производство этого оборудования развивалось именно в Российской Федерации.

О. БЫЧКОВА: А у нас есть вообще для этого технические возможности? Потому что, например, Европа прошла ведь за последние годы и десятилетия такой очень большой путь в производстве этих батарей солнечных от очень дорогих до теперь уже все более дешевых и все более эффективных. То есть, я всей душой, конечно, за отечественного производителя, но это не будут, там, очередные Жигули, например?

А. НОВАК: Нет, вы знаете, сейчас настолько в мире очень серьезная происходит глобализация этих процессов и использования современных технологий… Понимаете, у нас уже на сегодняшний день есть такие предприятия, которые производят и солнечные станции, и гидрогенерирующее оборудование. Но вот нет стыковки между производителем и потребителем этой продукции. Я недавно встречался с нашими предприятиями, которые производят энергетическое оборудование, они сами проявили даже инициативу, пришли, для того чтобы помочь им организовать взаимодействие между поставщиками и производителями. Для них что важно? Важен длительный заказ. И если мы понимаем, что у нас до 2020-го года будет заказ на 6 тысяч мегаватт, значит, производители готовы привлекать кредиты, строить соответствующее оборудование, покупать, для того чтобы производить эти станции, это оборудование в Российской Федерации. И это очень важно для того, чтобы создать всю эту технологическую цепочку.

О. БЫЧКОВА: А вот спрашивает, например, еще один слушатель с очень длинным ником, извините, не могу его прочесть, заканчивается на «moscow»: «Почему нет программы по электромобилям типа Tesla?» Не доросли еще до таких высоких технологий…

А. НОВАК: Действительно, производство автомобилей, электромобилей – это очень высокий технологический уровень, но здесь комплекс на самом деле проблем. Вы знаете, у нас есть отдельные наработки в этой части, всем известный электромобиль, в том числе и "Ё-мобиль". Что такое Tesla? Это на самом деле калифорнийский проект Tesla-мобиль, и это так сказать, в Калифорнии сегодня производятся такие электромобили, но, в целом, не единственная модель, очень много стран на сегодняшний день выпускает. Вопрос в другом.

О. БЫЧКОВА: В том-то и дело, конечно. И кому потом будет нужна наша нефть после этого?

А. НОВАК: Опять же, должна быть цепочка не только между производителями таких электромобилей, но и возможностью развития инфраструктуры, которая бы обеспечивала дешевую заправку таких автомобилей, наличие источников заправки и соответствующую потребительскую стоимость. Все эти автомобили на сегодняшний день неконкурентоспособны с точки зрения цены. Даже с учетом того, что там происходит экономия в виде топлива, цена автомобиля достаточно дорогая. Я, конечно, думаю, что в перспективе эта тема будет серьезно развиваться, этим сегодня в том числе и наши «Россети» занимаются, изучением вопроса по созданию соответствующей сети, где можно было бы заряжать аккумуляторы для таких автомобилей в домашних условиях либо не в домашних условиях.

О. БЫЧКОВА: Да, в Калифорнии, или в Америке, или в Европе, машины типа Tesla когда, вы думаете, уже будут функционировать по-настоящему? Они уже ведь продаются, и покупаются, и уже катаются, и уже заряжаются вполне доступно в некоторых местах.

А. НОВАК: Я повторю, пока это дорогое удовольствие, и развитие этого сегмента рынка будет зависеть от себестоимости производства и продажи, будут ли они конкурентоспособны.

О. БЫЧКОВА: Вы думаете, какой это будет год? Мы же видим, как все быстро меняется.

А. НОВАК: Ну, вот недавно на Гайдаровском форуме мы активно эту тему обсуждали, буквально несколько дней назад. Есть разные оценки. Некоторые наши коллеги, например, вот ведущий нашей панели Ковальчук Михаил Валентинович, он очень скептично относился вообще к развитию электромобилей. Почему? Он как бы прикинул, было посчитано, что для того, чтобы перейти на достаточно большое количество электромобилей и заряжать электроэнергией аккумуляторы, потребуется огромное количество новых генерирующих мощностей, либо использование существующей генерации, которая не может быть в принципе даже обеспечена. Поэтому здесь нужно сопоставлять, конечно, возможности всей энергетической системы, которая бы…

О. БЫЧКОВА: Ну, понятно, да.

А. НОВАК: Сам по себе автомобиль же не может ездить.

О. БЫЧКОВА: Понятно.

А. НОВАК: Дополнительно необходимо производить электроэнергию…

О. БЫЧКОВА: Нужна розетка, в которую его нужно втыкать.

А. НОВАК: Да. И нужно произвести электроэнергию из того же газа или угля, который пойдет на производство этой электроэнергии, а электроэнергией будет заряжен автомобиль. То есть, цена вопроса на самом деле еще не факт, что будет дешевле.

О. БЫЧКОВА: То есть, короче, вы уходите от ответа, потому что нам не светит.

А. НОВАК: Нет, я, в принципе, считаю, что технологии не стоят на месте. Пока этих технологий дешевых нет, но в перспективе, на мой взгляд, в ближайшее, там, десятилетие, скорее всего, такое изменение произойдет в сторону увеличения доли автомобилей, потребляющих не традиционные источники топлива, а именно электроэнергию.

О. БЫЧКОВА: Но что будет после 35-го года, мы пока оценивать не беремся и не решаемся.

Хочу успеть спросить вас про большую политику. «Южный поток», такая большая и не только энергетическая тема. «Южный поток» наткнулся на Третий энергопакет Европейского союза. Вопрос один и тот же: есть ли на сегодняшний момент какие-то варианты договориться?

А. НОВАК: Тема «Южного потока» актуальна, поскольку, вы знаете, сегодня уже идет активное строительство «Южного потока». У нас подписаны были все необходимые межправительственный соглашения со странами-участниками проекта. И сегодня консорциум из компаний, в том числе европейских и российского «Газпрома», уже строит морскую часть «Южного потока» по дну Черного моря. Конечно, актуален вопрос по поводу имплементации и выработки механизма соответствия вот европейского законодательства и реализации, то есть, регулятивных процессов этого строительства такой инфраструктуры. Мы, в целом, считаем, что Третий энергетический пакет, он в основном был направлен на создание таких конкурентных условий и регулятивных условий для инфраструктуры, которая находится внутри Европейского союза.

О. БЫЧКОВА: Ну да, но нам это не нравится.

А. НОВАК: А вот «Южный поток», он проходит по территории многих стран. Это глобальная инфраструктура, которая призвана обеспечить энергоснабжение многих стран европейских. И диверсифицировать сегодняшние поставки, транзиты, проходящие по территории других стран, и обеспечить поставки, надежные поставки на много-много лет вперед для европейских потребителей. Европа, в целом, заинтересована в строительстве такого инфраструктурного проекта. К сожалению, механизма на сегодняшний день, который бы в соответствии с Третьим энергопакетом позволил построить такой огромный крупный инфраструктурный проект, нет. То есть, Третий энергопакет этого не предусматривает.

Мы видим выход из этой ситуации следующий. Он довольно простой, и мы предложили год назад подписать соответствующее соглашение между Российской Федерацией и Евросоюзом, которое называется «Об условиях функционирования и строительства трансграничных инфраструктурных проектов». Это соглашение, в котором были бы урегулированы все вопросы, касающиеся механизмов финансирования, строительства и эксплуатации таких крупных проектов.

Сегодня мы ведем с Евросоюзом переговоры. Буквально недавно у меня была встреча с еврокомиссаром, господином Эттингером, в Москву он прилетал, и мы договорились, что будет создана рабочая группа, которая выработает предложения по правовому механизму строительства и эксплуатации таких крупных инфраструктурных проектов.

О. БЫЧКОВА: Ну, а компромисс-то на основе чего должен быть?

А. НОВАК: Компромисс? Мы считаем, что вот в этом соглашении, которое мы планируем подписать, будут описаны механизмы, касающиеся осуществления тарифообразования, то есть, регулятивные процессы, механизмы заполнения трубопровода, и какие-то будут источники, какие могут компании участвовать в этом процессе. То есть, это все должно быть прописано в этом документе. Это уже прописано, мы его передали в Евросоюз.

С той стороны, к сожалению, на сегодняшний день пока до настоящего времени была позиция, что давайте менять межправительственное соглашение, подписанное с европейскими странами. Но мы в данном случае считаем, что межправительственные соглашения по своему статусу, как наднациональные соглашения, которые над местным национальным законодательством, они имеют приоритетный статус. То же самое, так же считают и те страны, с кем подписаны соответствующие соглашения. Поэтому, вот я думаю, у нас есть очень хорошие перспективы для того, чтобы в рамках этой рабочей группы договориться о «Южном потоке».

О. БЫЧКОВА: Можно несколько вопросов вот в таком блиц-режиме? Потому что вопросов много, но вот несколько таких… Дмитрий спрашивает: «До сих пор продают в магазинах лампочки 100 ватт и больше. А как же запрет на их производство?» Если коротко.

А. НОВАК: Запрет действует, и такие лампочки не должны продаваться. Я думаю, что, скорее всего, речь идет о лампочках, которые меньше 100 ватт и которые попадают под законодательство.

О. БЫЧКОВА: Андрей спрашивает: «Какая цена газа внутри страны заложена в долгосрочной перспективе к 20-му году?»

А. НОВАК: Вы знаете, что на 2014-й год цена на газ заморожена, а в дальнейшем, в соответствии с прогнозом социально-экономического развития, будет производиться индексация цены на газ. Но это все будет зависеть от того, какой прогноз будет утвержден до конца этого года на долгосрочную перспективу. Вот могу точно только сказать по этому поводу, что на сегодня, в соответствии с прогнозом социально-экономического развития, который был в ноябре-месяце представлен и обсуждался Министерством экономического развития, там значительно изменены параметры темпов роста цены на газ. Если раньше планировался выход на равнодоходность, сейчас в прогнозе этого нет. То есть, выхода на равнодоходность по сравнению с европейской ценой не будет.

О. БЫЧКОВА: Вот Аля спрашивает, когда газифицируют Россию. Ну, наверное, тут лекцию читать мы уже не успеем, а скажите, насколько недогазифицирована на сегодня?

А. НОВАК: Сегодня общая газификация составляет 65% - это по Единой газотранспортной системе. У нас нет необходимости газифицировать всю страну. Вы сами понимаете, что это неэффективно, тянуть трубы…

О. БЫЧКОВА: Не, ну, понятно, что не всю территорию. А все потребности насколько...

А. НОВАК: Поэтому у нас есть еще такой механизм, как поставки сжиженного углеводородного газа, которым осуществляется потребность в полном объеме. И поставки такие осуществляются в те регионы, где нет газификации трубопроводным транспортом.

О. БЫЧКОВА: Спасибо вам большое. Министр энергетики Александр Новак был гостем программы «Большой дозор».

Россия > Электроэнергетика > minenergo.gov.ru, 22 января 2014 > № 1045412 Александр Новак


Россия. США > Электроэнергетика. Финансы, банки > forbes.ru, 20 января 2014 > № 985592

Консультант Сечина: как Цуканова приобрела репутацию специалиста по деликатным сделкам

Ксения Докукина, корреспондент Forbes

Как связаны реформа РАО «ЕЭС России», Игорь Сечин и бывшая глава JP Morgan Наташа Цуканова

В апреле 2009 года глава российского офиса международного инвестбанка JP Morgan Наташа Цуканова неожиданно покинула свой пост в компании, где за 12 лет сделала блестящую карьеру. «Вы не знаете Цуканову? Она будет неформальным советником российского правительства, тесно связанным с вице-премьером Игорем Сечиным», — вскоре после этого написала газета Wall Street Journal. Источники Forbes утверждают, что тогдашний вице-премьер и глава совета директоров «Роснефти» действительно предложил Цукановой стать консультантом правительства по приобретению зарубежных активов российскими компаниями. Но в итоге государственных постов она не заняла, а создала компанию Xenon Capital Partners, которая и сейчас управляет крупнейшим российским фондом акций энергетических компаний. Rusenergo Fund создавали частные структуры в 2008 году в ходе реформы РАО ЕЭС, рассчитывая на взрывной рост акций новых компаний. Сегодня долги фонда — десятки миллиардов рублей — в разы превышают стоимость его активов. Но основные кредиторы — ВТБ и государственные энергокомпании — не спешат требовать уплаты долгов. Что стоит за такой лояльностью?

«Гарвардская девочка»

В 1992 году заместитель председателя Госкомимущества России Дмитрий Васильев приехал в Гарвардский университет на конференцию по реформам и приватизации. «В то время по-английски я не говорил, и наш консультант профессор Шлейфер назначил свою ученицу Наташу моим переводчиком», — вспоминает Васильев.

Худенькая темноволосая 25-летняя аспирантка Гарварда сопровождала заместителя Анатолия Чубайса в течение пяти дней и первое время очень робела.

Дочь бывшего министра сельского хозяйства Дагестанской АССР, выпускница экономфака МГУ Наташа Мамедова попала в Гарвард в конце 1980-х. Цукановой она стала в 1992 году, выйдя замуж за будущего основателя компании «ЦентрИнвест Капитал Партнерс» Игоря Цуканова. От общения с журналистом Forbes для этой статьи она отказалась.

Учеба в США круто изменила жизнь Цукановой, в Москву она вернулась в 1992 году вместе с группой «гарвардских мальчиков» во главе с Джонатаном Хэйем и профессором Андреем Шлейфером и стала одним из консультантов Госкомимущества накануне ваучерной приватизации. Занималась в основном бумажной работой: отслеживала статистику аукционов, составляла служебные записки. Один из последних проектов Цукановой в Госкомимуществе — участие в организации ваучерного аукциона по приватизации «Юганскнефтегаза», ключевого актива нефтяной компании ЮКОС и одного из самых крупных предприятий из когда-либо выставленных на чековые аукционы. В 1994 году Цуканова устроилась консультантом в Boston Consulting Group в Москве и Лондоне. В 1997 году перешла в международный инвестбанк JP Morgan на должность старшего специалиста и в 2005-м стала главой банка в России и СНГ. Инвестбанк под ее руководством заметно укрепил позиции в России, агрессивно работая на рынке слияний и поглощений. «Наташа любит делать сделки, это ее сильная сторона», — говорит ее хороший знакомый.

Государственники из JP Morgan

Основой бизнеса JP Morgan в середине 2000-х стали сделки для крупных клиентов из числа госкомпаний. Банк и лично Цуканова участвовали в разработке плана реструктуризации РАО «ЕЭС России», в размещении допэмиссии Сбербанка. В 2006 году JP Morgan был одним из организаторов IPO «Роснефти» объемом $10,7 млрд, ставшего на тот момент самым крупным публичным размещением в России.

«Цуканова вела размещение «Роснефти» как со стороны JP Morgan, так и со стороны синдиката банков и принимала самое активное участие в сделке. Она напрямую общалась с [экс-президентом «Роснефти» Сергеем] Богданчиковым и с [тогдашним помощником президента РФ Игорем] Сечиным», — рассказывает бывший коллега Цукановой по JP Morgan Альберт Сагирян.

В 2007 году российский JP Morgan вошел в тройку лидеров по M&A-сделкам в России. Государство делило тогда активы ЮКОСа — вся история вокруг компании вызвала большое международное возмущение, но в каком-то смысле перелом наступил, когда крупные газовые активы опальной компании купили итальянские Eni и Enel. Через три года часть активов ЮКОСа они перепродали «Газпрому». «Это легитимировало распродажу ЮКОСа для внешнего мира, который критиковал Россию за грабеж, — говорит источник, близкий к тем сделкам. — Всю эту историю курировал Сечин, и он не собирался делиться с итальянцами, но он не смог ничего сделать, так как между Сильвио Берлускони и Владимиром Путиным были очень теплые отношения». Консультантом деликатной сделки был JP Morgan. «В мире инвестбанкиров все держится на связях с клиентами и теми, кто патронирует отрасли сверху, — говорит бывший топ-менеджер инвестбанка. — А у Наташи были обширные связи».

Примечательной сделкой Цукановой, когда она возглавляла российский JP Morgan, стала покупка «Сургутнефтегазом» 21,2% венгерской нефтегазовой компании MOL у австрийской OMV. В переговорах участвовали чиновники правительства России, в том числе увлеченный идеей международной экспансии Сечин. «Сургутнефтегаз» приобрел пакет MOL, но встретил ожесточенное сопротивление самой компании и венгерских властей и за два года не смог провести представителя в совет директоров. В итоге «Сургут» был вынужден продать акции правительству Венгрии.

Сама Цуканова никогда не подтверждала и не опровергала тезис о своей близости к Кремлю и непосредственно Сечину. В июне 2009 года она создала компанию Xenon Capital Partners, которая уже по итогам первого полугодия 2010-го заняла место в десятке главных организаторов сделок M&A в России.

Xenon открыла офисы в Лондоне и Москве, следом за Цукановой в компанию перешел костяк «энергетической» команды из московского офиса JP Morgan. Позже к ним присоединилась экс-глава AIG Investments в СНГ Шарлотта Филиппс, до этого 12 лет проработавшая в ЕБРР. Хenon собиралась управлять активами и консультировать сделки M&A в нефтегазовом и энергетическом секторе. Будущее энергетики виделось тогда в радужных тонах.

Открытие фонда

В 2008 году история РАО «ЕЭС России» подошла к концу, единый холдинг в рамках реформы распался на независимые компании — генерирующие, сетевые, сбытовые. Акционерам РАО и его дочерних компаний были обещаны новые рынки и светлое будущее. Советником РАО по реформе, в результате которой появилось 23 самостоятельных компании, был JP Morgan во главе с Цукановой. Реструктуризация РАО «ЕЭС России» привлекла в отрасль 880 млрд рублей — государственные пакеты новых компаний выставлялись на аукционы. Продававшаяся последней ОГК-1 была оценена в огромные $5 млрд (в 2012 году ОГК-1 слилась с «Интер РАО» и стоила $1,3 млрд).

Первое время капитализация новых компаний быстро росла.

«Это были дни, когда все перло вверх, и мы думали, что энергетика — forever», — вспоминает бывший аудитор РАО ЕЭС и его дочерних компаний Александр Чмель.

Впрочем, нашлись и недовольные реформой акционеры, которые не хотели обменивать акции РАО и требовали их выкупа. Эти бумаги оценивались в $3 млрд, а денег на выкуп у РАО не было, говорит бывший топ-менеджер энергохолдинга. И тогда в дружественном Анатолию Чубайсу банке «Открытие» придумали схему, с помощью которой можно было выполнить обязательства перед акционерами, да еще и неплохо заработать. Брокерский дом «Открытие» в 2001 году создал финансист Вадим Беляев, а в 2004-м председателем правления компании стал давний знакомый Чубайса по Госкомимуществу Борис Минц.

«Не Чубайс придумал схему в далеком кучерявом году, а мы! — говорит экс-председатель правления УК «Открытие» Бадри Гобечия. — РАО было синтетическим инструментом, по большому счету фондом». Идея была в том, чтобы заменить большой «фонд РАО» таким же, но поменьше: создать фонд и положить в него акции РАО, выкупленные у недовольных реформой акционеров. РАО ЕЭС идея понравилась. Тогдашний финансовый директор РАО, а сейчас член совета директоров ВТБ Сергей Дубинин договорился с этим банком о предоставлении кредита на выкуп бумаг. Объем фонда Otkritie UES Capital Partners Fund PLC составил 45 млрд рублей, из них кредит ВТБ — 38,8 млрд рублей. Комментарии Дубинина получить не удалось. Два бывших менеджера РАО рассказали Forbes, что кредит ВТБ был частично гарантирован депозитами ФСК и «Русгидро» в этом банке. Фондом управляла одна из структур банка «Открытие», который вместе с кипрской «дочкой» ВТБ Russian Commercial Bank (РКБ) тоже предоставил небольшую часть финансирования.

Внесло деньги и РАО ЕЭС. По данным Счетной палаты, 5 млрд рублей, полученных в ходе реформы, холдинг вложил в векселя ФК «Открытие». Эти деньги, по словам бывшего топ-менеджера РАО, фонд направил на выкуп акций у миноритариев. «Фондирования не хватало, частично помогли энергетики», — объясняет он. Предполагалось, что доход от векселей ФК «Открытие» пойдет на финансирование инвестпрограмм энергокомпаний.

Всего фонд Otkritie UES Capital Partners Fund PLC собрал около 5% акций РАО на $1,8 млрд, в июле 2008 года этот пакет стоил уже $2,4 млрд. В начале 2009 года фонд собирался провести IPO на Лондонской фондовой бирже, рассказывает Гобечия. Консультации о том, когда и как лучше размещаться, велись CUBS и все тем же JP Morgan. Но все изменил кризис, осенью 2008 года российский фондовый рынок рухнул.

Смена собственников

«Люди подняли деньги, вложили в фонд, а после этого все обвалилось. Победителей нет. Ребята реально попали», — рассуждает бывший топ-менеджер РАО. В конце 2009 года активы Otkritie стоили $1,5 млрд. И тут в судьбе фонда неожиданно приняла участие дочерняя структура «Роснефти» Всероссийский банк развития регионов (ВБРР) и недавно созданная Цукановой компания Xenon. В конце 2009 года собственником 19% Otkritie UES Capital Partners Fund стал ВБРР. Остальные 81% приобрел офшор Xerilda Holdings (по документам принадлежит двум гражданам Кипра). Новые владельцы переименовали фонд в Rusenergo Fund и передали под управление Xenon.

Интерес ВБРР к фонду объясняется интересом Сечина к энергетике, утверждает знакомый главы «Роснефти». Какова роль Цукановой? Она сама предложила взять Rusenergo Fund под управление, рассказывают несколько ее знакомых.

«Наташа постоянно ездила советоваться с Сечиным по поводу ключевых решений о фонде. Сечин к ней прислушивался», — утверждает источник, близкий к Xenon.

«Цуканова всегда была одним из консультантов Сечина, она опытный и знающий энергетику человек», — говорит топ-менеджер одной из компаний, аффилированных с Сечиным. Представитель Сечина утверждает, что глава «Роснефти» не имеет никакого отношения к этой истории.

В 2009 году в Rusenergo были пакеты 23 энергокомпаний — от 1,5% до 5% акций. По словам знакомых Цукановой, активного участия в управлении фондом она не принимала. В прежнем офисе у нее даже кабинета не было, она живет на два города (Москву и Лондон) и больше отвечает за стратегию, а не за тактику, говорит один из ее знакомых.

В 2010 году рынок рос, и дела фонда шли удачно. По подсчетам аналитика «ТКБ БНП Париба Инвестмент Партнерс» Руслана Мучипова, к концу года стоимость портфеля могла составить $2 млрд. «Рынок акций электроэнергетики неликвидный, продать бумаги на такую сумму на рынке, не обвалив цены, невозможно», — говорит знакомый Цукановой. Xenon не стал фиксировать прибыль. Видимо, зря.

В 2011 году котировки энергокомпаний, торгующихся на ММВБ, обрушились почти на 40%. К концу 2012 года стоимость активов Rusenergo Fund снизилась до $990 млн (Forbes удалось ознакомиться с его структурой на осень 2012-го).

В 2013 году большого оптимизма на рынке не наблюдалось, а в апреле Владимир Путин предложил ограничить рост коммунальных тарифов в России на уровне 6%. Рынок отреагировал очередным падением. Сейчас, по оценке Мучипова, стоимость активов Rusenergo оценивается в $510 млн.

«Кому должен — всем прощаю»

Находящиеся у Rusenergo акции энергокомпаний сильно потеряли в цене, а ведь они покупались на кредитные средства. По всем правилам за падением рыночных котировок следуют маржин-коллы, после которых банки приходят к тем, кто должен по займам, за пополнением обеспечения кредитов или за возвратом долгов, рассуждает гендиректор компании «Сбербанк Управление Активами» Антон Рахманов. Пока никто не пришел.

Как следует из документов Xenon, обязательства по кредитам, на которые формировался Otkritie UES Capital Partners Fund PLC, перешли к фонду Rusenergo. Forbes ознакомился с презентацией для кредиторов фонда, сделанной Xenon в июне 2013 года. Основной кредитор — группа ВТБ, сумма долга — 70,4 млрд рублей, из них проценты составляют 23,1 млрд рублей. Общий долг по векселям перед «Русгидро», ФСК и МОЭСК — 32 млрд рублей, его нужно погасить 12 декабря 2014 года.

Источник, близкий к кредиторам фонда, говорит, что банк постепенно списывает убытки по кредиту (официально банк от комментариев отказался). Так же поступают и другие кредиторы Rusenergo. В отчетности по МСФО за 2012 год «Русгидро» и ФСК сообщили об обесценении векселей «Энерго-финанс» на 9,4 млрд рублей и 9,2 млрд рублей соответственно. Ссориться с Сечиным никто не хочет.

Показательный пример. На совещании 19 октября 2009 года комитет по инвестициям «Русгидро» проявил необъяснимую щедрость. Компания, пережившая двумя месяцами ранее страшную катастрофу на Саяно-Шушенской ГЭС, на восстановление которой требовалось 40 млрд рублей, разрешила своим должникам расплатиться через пять лет, хотя до начала выплат оставались считаные дни. «Русгидро» держала тогда те самые векселя «Открытия», купленные РАО «ЕЭС России» при формировании фонда Otkritie UES Capital Partners Fund PLC.

Комитет по инвестициям рекомендовал обменять эти векселя на 6,6 млрд рублей (с учетом набежавших процентов) со ставкой 9–9,8% и погашением в октябре 2009-го — апреле 2010-го на векселя ООО «Энерго-финанс» на 7,1 млрд рублей со ставкой 13% и погашением в декабре 2014-го. Собственниками этого ООО оказались все те же ВБРР и офшор Xerilda, купившие эту компанию в 2009 году, до этого она называлась «Открытие-Финанс». «Реструктуризация — это решение, которое принималось по всей отрасли, компаниям были спущены правительственные директивы», — утверждает топ-менеджер одной из компаний, участвовавший в принятии решений по векселям. Интересно, что на этом совещании присутствовала Цуканова в должности советника министерства энергетики.

Судя по сценариям, подготовленным Xenon для кредиторов фонда, для того чтобы расплатиться с ними через 10 лет, необходим среднегодовой рост активов фонда в размере 10% и списание всех процентов. А чтобы вернуть долги без процентов через пять лет, рост должен составить 22%, через три года — 39%. За 11 месяцев 2013 года отраслевой энергетический индекс ММВБ упал на 45%.

Главный клиент

Фонд Rusenergo задумывался как уменьшенная копия РАО ЕЭС, и его история похожа на уменьшенную копию реформы РАО.

Положение дел в энергетике ухудшается, а состояние людей, отвечавших за ее развитие, растет.

В 2013 году рейтинг богатейших бизнесменов Forbes пополнился вторым после Михаила Абызова соратником Чубайса по РАО ЕЭС — в список с состоянием $950 млн вошел Андрей Раппопорт.

Компания Xenon в 2011 году въехала в офисный центр класса А «Белая площадь», где снимает 430 кв. м на 14-м этаже, этажом ниже расположился JP Morgan. В компании работает около дюжины сотрудников, руководство почти всегда в разъездах. По долгам фонда Rusenergo управляющие не отвечают и живут на комиссию. По словам знакомого Цукановой, только комиссия за управление фондом (management fee) составляет около $2 млн в год, еще $2-3 млн в 2012 году Xenon получил в виде комиссионных со сделок. Каждую сделку необходимо согласовывать с ВТБ, ведь все активы фонда находятся в залоге у банка-кредитора. «Фонд может предлагать идеи, но для сделок бумаги надо выводить из-под залога, а ВТБ не очень любит это делать», — говорит финансист, знакомый с делами фонда.

Если ВТБ одобряет, Rusenergo участвует в больших сделках. Основной клиент Xenon — энергетическая компания «Интер РАО» с Сечиным во главе совета директоров. С 2009 года Xenon заключила сделки на $8,4 млрд, и почти все они (более чем на $8,2 млрд) связаны с «Интер РАО».

В 2012 году Rusenergo возглавил консорциум инвесторов, купивших у «Интер РАО» 26,4% акций ОГК-5 за $625 млн (денежная доля фонда — примерно $175 млн). Консорциум покупал акции ОГК-5 по 2 рубля, а к началу декабря 2013 года они упали до 1,14 рубля. Весной 2013 года Xenon участвовал в очередной крупной сделке — на $700 млн (одной из сторон была «Интер РАО») — по продаже долей в двух генерирующих компаниях холдингу Access Industries Леонарда Блаватника. Представитель «Интер РАО» заявил Forbes, что отношения с Xenon строятся «на рыночной основе». Инвестиционного банкира, специалиста по деликатным ситуациям Наташу Цуканову это, кажется, устраивает.

Россия. США > Электроэнергетика. Финансы, банки > forbes.ru, 20 января 2014 > № 985592


Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 26 декабря 2013 > № 974862 Анатолий Чубайс

Последняя миля: что сделать, чтобы реформа энергетики заработала в полную силу

Анатолий Чубайс, председатель правления ОАО "Роснано"

Бывший глава РАО ЕЭС Анатолий Чубайс подводит итоги первого десятилетия работы электроэнергетики по новым правилам

В уходящем году реформе электроэнергетики исполнилось десять лет, и, судя по отсутствию публичных дискуссий, никто этого особенно не заметил. Поразительно, но каких-то сильных споров и баталий не возникло и во время недавних парламентских слушаний, посвященных результатам реформы. А какой яростной была полемика всего несколько лет назад! Что же произошло? Неужели критики остепенились с годами?

Если говорить серьезно, то я думаю, что отсутствие жарких дискуссий вокруг реформы электроэнергетики десять лет спустя — знак того, что задачи, стоявшие перед энергетикой, были решены. Но я убежден, что обсуждение реформы необходимо — в первую очередь для того, чтобы наметить дальнейшие шаги. 

Попробуем разобраться, какие проблемы удалось решить в ходе реформы, а с какими еще предстоит иметь дело.

Начнем с главного. Можно ли считать успешно решенной основную задачу реформы — привлечение частных инвестиций для модернизации энергосистемы страны и обеспечения бесперебойной подачи электроэнергии? Давайте вспомним: всего каких-то семь-восемь лет назад основной бедой российской энергетики была катастрофическая нехватка мощностей. Именно реформа создала механизмы, которые позволили единовременно привлечь в отрасль колоссальный объем частных средств — около 900 млрд рублей. Это был один из крупнейших отраслевых инвестиционных рывков в истории страны за последние 25 лет. На что пошли эти деньги? В первую очередь — на развитие генерации. За последние три года в стране введено 17 566 МВт генерирующих мощностей — больше, чем за период с 2003 по 2010 года.

Привлечение инвестиций позволило сделать российскую энергосистему надежнее и безопаснее — в ходе реформы значительно снизилось количество так называемых регионов высокого риска. Именно к такому выводу пришли участники недавних слушаний в Думе. Вот цитата из рекомендаций правительству, принятых по итогам этого заседания: «В период с 2007 по 2008 гг. к регионам высокого риска относили 8 территорий, а в 2008-2009 гг. — уже 7. В 2009-2010 гг. число регионов высокого риска снизилось до 5. Из числа проблемных удалось вывести Московскую и Ленинградскую энергосистемы». Существенно улучшились технико-экономические параметры отрасли: удельный расход топлива и потери в сетях, вдвое снизилась средняя продолжительность перерывов в энергоснабжении.

А ведь всего каких-то восемь лет назад Москва и область были буквально на волоске от принудительного отключения потребителей в максимум зимней нагрузки. Экономили на всем, отключали не только иллюминацию и вывески, но в ряде районов даже рынки, склады и офисы. Мало кто помнит, что в 2007 году, для того чтобы избежать отключения жилых кварталов в Одинцовском районе, там пришлось устанавливать американские мобильные газотурбинные установки. Сейчас энергосистема столицы и Подмосковья находится на качественно другом уровне, и об экстренном латании дыр вспоминают разве что специалисты. Так что, когда сейчас реформу критикуют за образовавшийся в стране избыток мощностей, я спокойно воспринимаю эту критику.

Масштаб инвестиционного рывка в энергетике оказался таким, что он дал серьезный импульс отечественному энергомашиностроению и электротехнике. В этом нет ничего удивительного. Было бы даже странно, если бы спрос на такую продукцию не рос на фоне массового введения новых генерирующих мощностей.

Построенный в ходе реформы оптовый рынок создал предпосылки для реальной конкуренции. В результате этого, например, мы регулярно наблюдаем падение цен на электроэнергию летом — в период сезонного снижения спроса.

Я не хочу, чтобы у читателя сложилось впечатление, что реформа решила все проблемы. До сих пор не пришел в движение важнейший механизм реформы — конкуренция за конечного потребителя на розничных рынках электроэнергии.

Еще одна серьезная проблема — рост цен для конечного потребителя.

Но здесь основная причина не реформа энергетики, как некоторые пытаются это представить, а непрекращающееся удорожание основных видов топлива для электростанций. Отмечу, что в послереформенный период (2006-2012 гг.) темп роста цен на электроэнергию практически всегда соответствовал инфляции и был ниже, чем рост цен на газ. Электроэнергия подорожала в 2,56, а газ — в 2,83 раза. При этом в дореформенный период (1999-2005 гг.) электроэнергия дорожала быстрее, чем газ, а темп роста цен на нее значительно опережал инфляцию. Это означает, что реформированная энергетика стала системным фактором, сдерживающим темп роста цен. Создание полноценных розничных рынков позволит по-настоящему затормозить удорожание электроэнергии для конечного потребителя. Основа для этого уже создана.

Серьезной проблемой остаются устаревшие и неэффективные механизмы регулирования в сфере теплогенерации. Реформа электроэнергетики не затронула эту тему, но сейчас откладывать ее становится просто опасно и для потребителей тепла, и для самой отрасли.

До сих пор нет регламентов и процедур, по которым неэффективные станции выводились бы с рынка. Решение этой задачи позволило бы заметно снизить расходы потребителя на оплату электроэнергии, произведенной на устаревшем оборудовании.

Еще одно слабое место российской энергетики — затрудненный доступ к сетям.

Это обстоятельство не только вызывает оправданное раздражение потребителя, но и отбрасывает Россию назад во всевозможных межстрановых сопоставлениях, таких как Doing Business. И это несмотря на то что объемы подключений выросли в результате реформы более чем в два раза. Агентством стратегических инициатив была разработана подробная дорожная карта по решению проблемы затрудненного доступа к сетям. Работа по ее реализации должна быть обязательно доведена до конца.

Критикуют реформу и некоторые собственники. Прежде всего это часть представителей крупного российского бизнеса, которые пришли в отрасль с краткосрочными целями и не получили ожидаемой отдачи, поскольку и сегодня цена мегаватта мощности на рынке ценных бумаг ниже, чем в момент входа. Но можно ли критиковать менеджмент РАО ЕЭС за то, что он обеспечил продажу активов по максимально возможной цене, в условиях реальной конкуренции, с признанной всеми участниками транспарентностью и при очевидном отсутствии коррупции? Неслучайно именно реформа привела в российскую энергетику крупнейших европейских стратегов, которые и сейчас там эффективно работают.

Реформа электроэнергетики не ограничивалась реорганизацией РАО ЕЭС. Она требовала еще ряд важных мер. Многие из них так и не были реализованы. На то есть достаточно причин — среди них и наши просчеты, и несовершенство ряда нормативных актов, и непоследовательность действий регуляторов.

Несмотря на недоработки самой реформы и слабости послереформенной политики, серьезные специалисты прекрасно понимают, что России удалось создать одну из самых передовых моделей отрасли. Хорошо известный «Третий энергопакет» Евросоюза выдвигает в качестве цели преобразований в электроэнергетике как раз то самое отделение конкурентных секторов от монопольных, которое в России уже давно закреплено законом и реализовано на практике.

Что необходимо делать дальше? Убежден, что энергетике больше не нужны преобразования такой степени радикальности, которые уже были осуществлены в ходе реформы. Но создание обновленной модели рынка мощности, запуск розничных рынков электроэнергии и преобразование рынка тепла откладывать уже невозможно. Я вижу целый ряд шагов, которые делаются в этом направлении. Результатом ноябрьских парламентских слушаний с участием министра энергетики Александра Новака стали рекомендации правительству подготовить меры по решению большинства перечисленных мной проблем. Надеюсь, что обсуждение и принятие этих нормативных актов в правительстве и Государственной думе не затянется.

Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 26 декабря 2013 > № 974862 Анатолий Чубайс


Россия. СФО > Электроэнергетика > ria.ru, 20 декабря 2013 > № 977551

Пятый гидроагрегат Саяно-Шушенской ГЭС введен в промышленную эксплуатацию в пятницу, сообщает ОАО "РусГидро".

Пятый гидроагрегат - один из наименее пострадавших во время техногенной аварии на СШГЭС в 2009 году агрегатов. Был введен в работу одним из первых уже в 2010 году. В 2012 году гидроагрегат был остановлен для полной замены его оборудования на новое.

"В рамках восстановления и комплексной реконструкции Саяно-Шушенской ГЭС введен в эксплуатацию агрегат со станционным номером "пять", - говорится в сообщении.

По данным компании, в 2013 году заработали три новых гидроагрегата общей мощностью 1,9 тысячи МВт, с начала года станцией выработано более 23 миллиардов кВт.ч электроэнергии.

Саяно-Шушенская ГЭС - самая крупная по установленной мощности (6,4 тысячи мегаватт) гидравлическая электростанция России и седьмая в мире, расположена на реке Енисей в Хакасии. В августе 2009 года на ГЭС произошла крупная авария в результате которой все десять гидроагрегатов были повреждены или полностью разрушены, погибли 75 человек. Сейчас восстановительные работы на станции подходят к концу, по плану Минэнерго РФ они должны быть завершены в 2014 году.

Россия. СФО > Электроэнергетика > ria.ru, 20 декабря 2013 > № 977551


Германия. ПФО > Электроэнергетика > metalbulletin.ru, 3 декабря 2013 > № 978118

Кремниевый завод переедет из Германии в Мордовию из-за китайцев

Российский производитель компонентов солнечных модулей "Гелиос-Ресурс", прежде ориентированный на немецкий рынок возобновляемых источников энергии (ВИЭ), откроет в Мордовии завод по выпуску солнечных модулей полного цикла. По соглашению с республикой "Гелиос-Ресурс" получает площадку завода "Электровыпрямитель", где выпускались полупроводниковые приборы, и 75% в СП, рассказал основной акционер компании Александр Орса. Производство начнется весной 2014 года.

До сих пор у "Гелиос-Ресурса" был лишь один завод в России, в подмосковных Мытищах, где выпускались компоненты для солнечных электростанций — кристаллы кремния и поликремниевые пластины (наиболее энергоемкие элементы). Детали солнечных модулей экспортировались в Германию, где HR Photovoltaic Industries GmbH (входит в один холдинг с "Гелиос-Ресурсом") располагала сборочными линиями для производства конечной продукции. Но в связи с сокращением субсидий на тарифы ВИЭ в Германии компания решила со следующего года свернуть производство в стране и переориентироваться на Россию, где, наоборот, активизируется поддержка "зеленой энергетики".

"Тариф для солнечных электростанций в Германии был примерно вдвое выше, чем для традиционных, что позволяло получать высокую рентабельность,— поясняет Александр Орса.— Но с 2008 года субсидии начали сокращаться, а на европейский рынок пришли китайские производители солнечных панелей, и производство HR Photovoltaic Industries оказалось на грани рентабельности". На Китай уже приходится около 80% продаж солнечных модулей на европейском рынке. Как показало расследование Еврокомиссии, завершенное летом, китайские производители модулей получали госсубсидии на родине. В результате с августа китайцев обязали продавать модули не ниже минимальных цен, установленных ЕС (тогда они могут не платить антидемпинговую пошлину, достигающую 67,9%). Вчера Еврокомиссия утвердила антидемпинговые меры для тех производителей, которые не соблюдали установленных минимальных цен, до конца 2015 года. Но в Германии все равно сохраняется высокая конкуренция, которую по-прежнему задают китайские компании, уверяет господин Орса, и на этом фоне российский рынок ВИЭ, где еще почти нет игроков, выглядит привлекательнее.

Оборудование из Германии и Московской области перенесут в Мордовию, что позволит производить солнечные модули на 60МВт в год. В Мордовии выгоднее производить кремниевые компоненты, поскольку электроэнергия там дешевле, чем в Подмосковье и Германии (на нее приходится около половины себестоимости модулей). "Мы вполне сможем выпускать панели по той же стоимости, что и китайские производители",— считает господин Орса. До 2015 года производство планируется расширить в 2,5раза до 200МВт. Кредиты на инвестиции для расширения привлекаются в госбанках, говорит господин Орса. Источник, близкий к СП, оценивает проект в $100-120млн.

200МВт — это вдвое больше, чем планирует выпускать структура главного российского конкурента — Avelar Energy Group Виктора Вексельберга, которая также сама реализует проекты по строительству солнечных станций. Причем Avelar планирует покупать продукцию "Гелиос-Ресурса". "Появление нового производителя солнечных панелей подтверждает интерес инвесторов и девелоперов к солнечной энергетике",— отметил гендиректор Avelar Александр Пилясов. В НП "Ассоциация предприятий солнечной энергетики" в 2014 году ожидают спроса на солнечные панели в объеме 35МВт, но уже в 2015 году рынок может достигнуть 230МВт в год и 15,5млрдруб. в денежном выражении. В целом к 2020 году мощность солнечных станций в России должна достигнуть 1,5ГВт.

Германия. ПФО > Электроэнергетика > metalbulletin.ru, 3 декабря 2013 > № 978118


Абхазия. ЮФО > Электроэнергетика > ved.gov.ru, 13 октября 2013 > № 929699 Владимир Апухтин

В энергетике случайных людей не бывает

Председатель Совета директоров крупного российского холдинга «Самсон», в прошлом депутат городской Думы, председатель комитета по вопросам экономики, торговли, сельского хозяйства и предпринимательства Владимир Апухтин более 20 лет занимается бизнесом в самых разных областях. Два года назад этот перечень пополнился энергетической отраслью. Владимир Апухтин - один из инвесторов, восстанавливающих СухумГЭС.

- Сегодня много говорят о проблемах энергетики Абхазии. При обсуждении состояния этой отрасли, конечно же, речь заходит об энергообъектах, в частности, СухумГЭС. Насколько соответствует действительности информация о том, что Вы один из инвесторов, восстанавливающих станцию?

- Прежде чем ответить на Ваш вопрос, хочу поприветствовать всех читателей и пожелать доброго здравия и мира. Готов ответить на все вопросы, какими каверзными или сложными они бы ни оказались. Это правда, я являюсь одним из инвесторов, восстанавливающих СухумГЭС.

- Кроме небольшой информации из всемирной паутины о Вас мало что известно жителям Абхазии. Расскажите, пожалуйста, о себе подробнее…

- Гражданин России Владимир Апухтин. Живу в Краснодаре. Являюсь соучредителем компании «Самсон». Это крупный холдинг, обладающий разветвленной интегрированной структурой, включающей в себя более десяти подразделений. Назову лишь некоторые сферы деятельности - строительство объектов производственного и непроизводственного назначения, оптовая и розничная торговля, гостиничный бизнес, банковские услуги. Компания достаточно крупная и имеет возможность вкладывать инвестиции.

- Как Вы попали в Абхазию и почему СухумГЭС?

- Я буду не первым человеком, который скажет, что Абхазия - очень красивый уголок. Это страна, о которой хочется знать все - и ее историю, и легенды. Я здесь часто бывал в детстве. Ведь, правда, такой красоты как в Абхазии, нигде не увидишь. Изумительная, богатая разнообразием ещё не тронутая человеком природа на каждом шагу. И главное, здесь добрейшей души народ, перенесший много испытаний за свою многовековую историю. И эта страна наш доброжелательный сосед. У меня в Абхазии много друзей, с которыми меня связывает крепкая многолетняя дружба.

- И все же, почему СухумГЭС?

- Эта отрасль для нашего холдинга новая, и очень хотелось в ней себя попробовать. И как деловому человеку, мне интересны проекты, которые расширят бизнес. И тут, как нельзя кстати, пригодилась помощь друзей, с которыми мы несколько раз посещали станцию. Обсудив и взвесив все за и против, было принято решение инвестировать средства в СухумГЭС.

С тех пор прошло почти два года. Оглядываясь назад, могу с уверенностью сказать, что основная цель данного проекта не обогащение, хотя это немаловажно. Тут, скорее, совместились две вещи - желание сделать благо для страны, для моих друзей и заняться чем-то для себя новым. Сказать, что станция была в плачевном состоянии - это ничего не сказать. Помимо того, что там царила полная разруха, так еще и территория вокруг ГЭС - непроходимый лес. В таком состоянии этот объект, откровенно говоря, инвестиционной привлекательности не имел. Неоднократные переговоры, обсуждения темы и, в конце концов, я принял решение участвовать в этом проекте.

- Когда Вы приняли решение начать этот проект, Вам изначально объем инвестиций был понятен?

- С самого начала?! Да вы что! Определить объем инвестиций на том этапе, на котором мы увидели станцию, было невозможно. Сначала нужно было очистить территорию, откопать станцию, отмыть от многолетнего ила, и только затем можно было о чем-то детально говорить. И, прежде всего, нужно было восстановить дорогу, чтобы техника и люди могли добраться до ГЭС.

- И Вы вот так, на ура, не видя сам объект, согласились?

- А как иначе. Для того чтобы иметь полную картину, нужно было увидеть станцию. За прошедший год восстановлена дорога и частично коммуникации, очищена территория и сама ГЭС. Теперь специалисты-проектировщики и энергетики имеют доступ к объекту и могут начать составлять проектно-сметную документацию. На данном этапе выполнен большой объем работ, на который потрачено более 2 миллионов долларов. Все это время мы занимались приведением в порядок территории как внутри, так и вокруг ГЭС. О демонтаже или замене оборудования пока речь не идет.

- Проводились ли предварительные расчеты того, когда станция начнет приносить доход?

- Срок окупаемости по нашим самым минимальным подсчетам, это при том, что быстро ее восстановим, и она будет работать без сбоев и нас не ждут никакие проблемы - 25 лет. В энергетике, в частности, в гидроэнергетике, объемы капитальных вложений достаточно большие, из-за чего и увеличивается срок окупаемости.

- Каков объем выработки СухумГЭС и кому хватит этой электроэнергии?

- Хоть и не энергетик, но все же, как потребитель, немного разбираюсь. Я являюсь крупным потребителем в Краснодарском крае. Общая выработка Сухум ГЭС от 60 до 80 миллионов киловатт часов в год. Небольшой объем. И это при наличии достаточного уровня воды, при работе всех генераторов. Для сравнения приведу пример - такой объем электроэнергии потребляют сегодня 2, максимум 3 санатория в Абхазии. Выработка станции невелика, так как есть множество факторов, которые будут влиять на ее работу. И главный - вода. И никто не отменял мелководье, половодье и многое другое. Так что в полную мощность на протяжении всего года станция работать не сможет. Верно, различные факторы помешают.

- Наверняка Вы слышите волну критики в адрес людей, взявшихся восстановить СухумГЭС. Ищут инвесторов, пытаются выяснить историю происхождения инвестиций. Критике подвергается и государство, которое отдало в аренду данный объект вместо того, чтобы самостоятельно заняться его восстановлением. Итак, кто инвесторы СухумГЭС, кроме Вас?

- Я изначально не хотел быть единственным инвестором данного проекта, так как речь шла о больших деньгах. Риски были большие, и я должен был иметь, скажем так, некую страховку. И когда появился соинвестор Важа Чачба в лице «Универсал-банка» - это уже не риск одного человека, и я дал свое согласие на осуществление проекта. Мы очень хотели видеть соучредителем компании и государство, так как для нас это, прежде всего, защита инвестиций. Первое, с чего мы начали обсуждение будущего проекта - предложили государству принять участие на любых условиях, были согласны на минимальное финансовое вложение государства и максимальную долю. Однако в ответ мы услышали отказ, аргументированный наличием более важных стратегических задач.

Пользуясь таким замечательным случаем, хочу пригласить инвесторов к нашей работе. Энергетическая отрасль Абхазии ой как нуждается в серьезной помощи. Если есть желающие вложить деньги в энергетику, принять участие в нашем проекте восстановления СухумГЭС - мы открыты для сотрудничества. Эти проекты крайне важны, и мы готовы к совместной работе с теми, кому интересен этот бизнес и кто готов вложить свои средства.

- На сколько лет вам отдана в аренду гидростанция?

- Пока на 15 лет.

- Какой объем работ выполнен на сегодняшний день?

- Не более 30%. Под словами «восстановить станцию» необходимо понимать восстановление всей инфраструктуры, ведь станция сама по себе в отрыве существовать не может. На станции должны работать люди, они должны где-то жить, как-то туда добираться и, в конце концов, работать в человеческих условиях. А эти понятия вбирают в себя очень многое. Дорога, электрификация той части района, возможность красивого отдыха на берегу речки, да много других полезных дел. Это хорошее, благое дело и, честно говоря, мы от населения, общества ждем положительных отзывов.

- Что будет с оборудованием, которое находится на станции?

- Оборудованием 1938 года? Помилуйте, оно ведь давно исчерпало свой ресурс, устарело. И даже если бы станция работала без простоя в 20 лет, и за ней был надлежащий уход, все оборудование устарело. Ему ведь более 70 лет. Мы планируем установить оборудование новейшего образца, соответствующее нынешним стандартам.

- Отчистили от грязи, мусора, как Вы заметили, откопали станцию. Вследствие этих работ было ли вами обнаружено что-нибудь, скажем так, непредвиденное, что-то, требующее дополнительных затрат?

- У меня возникает ощущение, что Вы изучили состояние станции почти наравне со мной. Дефекты действительно были обнаружены. Деривационный канал оказался практически забит. Из-за долгого простоя обрушился бетон. Это серьезная проблема. Повреждения обнаружены и на плотине. Станцию остановили в рабочем режиме, а не в режиме консервации, как того требовали правила техники безопасности. Это привело к повреждению и смещению бетонных плит в основании фундамента плотины. Сейчас мы выясняем способы устранения этих повреждений.

- Можно ли увеличить мощность станции? Технически это возможно?

- Объем выработки электроэнергии изменить нельзя, так как она напрямую зависит от воды. Ее количество в реке невозможно увеличить, а значит - не увеличишь и объемы электроэнергии, вырабатываемые этой водой.

- Владимир Павлович, реформа энергетики Абхазии - это, на Ваш взгляд, необходимость или необоснованная прихоть отдельных людей?

- 20 лет в энергетике страны ничего не делалось, а значит, выросли риски всевозможных аварий. Поэтому необходимо заниматься своевременной профилактикой и ремонтом действующих мощностей, строить эффективные и надежные энергообъекты. Новых реформ не надо. Вспомните пословицу о том, что лучшее - враг хорошего. Когда на Востоке принимают решение разрушить колодец, то, прежде чем это сделать, выкопают два новых. К сожалению, у нас могут старый закопать, притом, что нового еще нет и в помине или он ненадлежащего качества.

На мой взгляд, перспективы у жизнеобеспечивающих отраслей страны, в том числе и энергетики, есть, но они жестко связаны с перспективами развития самой страны. Нужно научиться разговаривать с гражданами не языком «раздачи слонов», а в режиме честной и зачастую нелицеприятной дискуссии о насущных проблемах. Разъяснять им, что кризисные явления в энергетике - это плата за многолетнюю практику расточительного отношения к энергоресурсам, за ужасающую «энергонеэффективность» экономики, за неготовность брать на себя необходимую ответственность за свою собственность и принимать сложные решения. Если говорить конкретно, то нужно все-таки понять, что не может работать рынок в электроэнергетике, если нет рынка в смежном теплоснабжении, нет рынка в ЖКХ, если цены на ресурсы для нужд населения жестко регулируются, а нормативы их потребления назначаются из популистских соображений. Можно долго рассуждать, что с этим делать, с какой стороны «заходить», но решение, по большому счету, может быть одно. Если хотим иметь нормальный рынок в электроэнергетике со всеми его атрибутами - конкуренцией и инвестициями, клиентоориентированностью и саморегулированием, в том числе ценовым, то нужно строить такие же рынки и в смежных отраслях жизнеобеспечения: в теплоснабжении, в водоснабжении, в ЖКХ. А самое главное, слова не должны расходиться с делом.

Пресс-служба ГК «Черноморэнерго»

Абхазия. ЮФО > Электроэнергетика > ved.gov.ru, 13 октября 2013 > № 929699 Владимир Апухтин


Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 7 октября 2013 > № 930151 Юрий Желябовский

АФЕРА НА 60 МЛРД РУБЛЕЙ: КАК РУХНУЛ КРУПНЕЙШИЙ ЧАСТНЫЙ ПРОДАВЕЦ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Ксения Докукина корреспондент Forbes

Холдинг "Энергострим" с выручкой в 170 млрд рублей стал жертвой агрессивной скупки активов и вывода средств

На рабочем столе у заместителя министра энергетики Михаила Курбатова лежит увесистая папка с документами о долгах холдинга "Энергострим". Рассказывая корреспонденту Forbes о самом проблемном продавце электроэнергии, чиновник не скрывает раздражения. Мало того что на разбирательство с "Энергостримом" он потратил более года - из-за участия в ликвидации холдинга его фото несколько месяцев красовалось на сайте Cоmpromat.ru, а в интернете появилась масса статей с красочными подробностями его личной и профессиональной жизни. По мнению Курбатова, история "Энергострима" - показательный пример того, как чересчур агрессивная скупка активов и наглый вывод средств могут в одночасье похоронить бизнес с выручкой 170 млрд рублей. В сентябре Михаил Курбатов ушел в отставку с формулировкой "по собственному желанию".

Некогда крупнейший частный энергосбытовой холдинг до сих пор не дает покоя многим. Деятельность его руководства расследуют правоохранительные органы России и Германии. В списке кредиторов, заждавшихся возврата средств, - крупнейшие энергокомпании страны и Сбербанк. Сумма долгов, по их оценкам, близка к 60 млрд рублей. Пока кредиторы бьются за свои деньги, компании "Энергострима" по отдельности переходят к новым собственникам. Среди тех, кто заинтересовался кусками рухнувшей империи, - структуры РЖД, "Интер РАО" и миллиардера Михаила Гуцериева.

Взлет "Энергострима" был столь же стремителен, сколь и падение. Всего за три года холдинг стал владельцем 22 сбытовых компаний и продавал каждый десятый киловатт энергии в 16 регионах России.

"Мы не платили дивиденды, мы все средства вкладывали в покупки новых активов, планировав в дальнейшем перейти на одну акцию и выйти на биржу уже единой компанией", - ностальгировал экс-гендиректор холдинга Юрий Желябовский, сочинивший открытое письмо бывшим компаньонам незадолго до того, как был объявлен в международный розыск. Кто стоит за "Энергостримом" и куда делись его деньги?

Интересное предложение

"Энергострим", как и все другие электроэнергетические компании, - порождение реформы РАО "ЕЭС России". В 2008 году активы монополиста были распроданы в ходе грандиозной приватизации. Компании, производящие энергию, передающие ее по проводам и продающие конечным потребителям, достались разным собственникам. Продавцы (к началу распродажи в структуре РАО было около 70 энергосбытовых компаний) не вызвали большого интереса у крупных инвесторов. Сбытовой бизнес для многих был загадкой, вспоминает директор фонда Spring и один из первых иностранных портфельных инвесторов в энергетику РФ Дэвид Херн: его приобретение означало только покупку клиентской базы и самой функции продавца. "Тогда мало кто понимал, как с этого можно будет получать прибыль", - признается он. Зато учредители ООО "Энергострим", созданного накануне распродаж, эту возможность разглядели.

Скупая сбытовые компании, можно было стать незаменимым звеном в цепочке поставки электроэнергии пользователям и генерировать огромные объемы наличности.

Идея построить такой холдинг возникла у совладельцев группы компаний "Оптима" отца и сына Валерия и Андрея Шандаловых, рассказывает их знакомый. "Оптима", специализируясь на инжиниринге, системной интеграции и других IT-сервисах, обслуживала сетевые компании РАО "ЕЭС России". Шандалов-младший, напротив, утверждает, что вложиться в энергетику его уговорил институтский друг Юрий Желябовский (вместе они учились в МГИМО). Бывший начальник одного из департаментов "ЕЭС России", проработавший там восемь лет, Желябовский заверил, что это "высокодоходная, низкорисковая, долгосрочная инвестиция", говорит Андрей Шандалов.

Желябовский стал гендиректором холдинга и привел с собой команду бывших сотрудников РАО. В частности, назначил своими заместителями Татьяну Бондареву, занимавшуюся в "ЕЭС России" предпродажной подготовкой активов, и Татьяну Муромцеву, возглавлявшую отдел департамента экономического планирования и финансового контроля в РАО. На что он рассчитывал? "Оптима", пишет Желябовский в упомянутом открытом письме, "обслуживала практически все правоохранительные органы, соответственно, обладала связями". Потому Андрей Шандалов занялся вопросами безопасности и взял на себя наиболее щепетильные вопросы, в том числе открытие офшоров (сам Шандалов опровергает это).

Первыми активами "Энергострима" стали компании в Ивановской, Брянской, Пензенской и Орловской областях, приобретенные в 2008 году. Формальным покупателем выступило никому не известное ООО "Строй Деко", в совокупности заплатившее еще существовавшему РАО "ЕЭС России" 1,2 млрд рублей. Откуда деньги? Выручка ОАО "Оптима" в 2008 году составляла 2,3 млрд рублей. Андрей Шандалов утверждает, что сделки проводились "исключительно на личные средства инвесторов" и группа "Оптима" в них не участвовала. Известно, что в "Энергостриме" у них были партнеры - Павел Киселев, совладелец "Оптимы", и бизнесмен Валерий Елисеев, институтский друг Шандалова-младшего и Желябовского. Так или иначе, средства нашлись. Но за последующие два года "Энергострим" приобрел еще 14 компаний. По словам двух источников, близких к основателям "Энергострима", на консолидацию активов было потрачено 26,5 млрд рублей. Желябовский в открытом письме называет цифру поменьше - 15,5 млрд рублей, утверждая, что деньги были заемными. Но история сделок свидетельствует о другом.

Секретные операции

Холдинг создавался по принципу пирамиды: после покупок первых четырех "сбытов" менеджмент "Энергострима" стал расходовать их выручку на следующие приобретения, рассказывает бывший член совета директоров "Бурятэнергосбыта" и миноритарий нескольких сбытовых структур Юрий Ивлев. Например, "Ивановская сбытовая компания" через несколько месяцев после обретения нового собственника стала акционером "Белгородской сбытовой компании" и "Бурятэнергосбыта". "Пензаэнергосбыт" купила доли в омском и томском "сбытах", а брянский продавец энергии вскоре оказался совладельцем сразу шести сбытовых фирм. Эта схема воспроизводилась в каждой новой покупке.

Совладельцы "Энергострима", напрямую владевшего лишь миноритарными пакетами акций или игравшего роль управляющей компании, старательно избегали прозрачности. Подконтрольные "Энергостриму" доли находились в постоянном движении от одной аффилированной фирмы к другой. Например, акции "Ивэнергосбыта" за три месяца дважды меняли собственников. Информации о бенефициарах холдинга тоже не было, зато в руководстве сбытовых компаний холдинга заседали одни и те же люди - в большинстве своем из "Энергострима".

В январе - марте 2012 года ООО "Строй эксперт", подконтрольное "Оптиме", продало миноритарные пакеты акций 11 сбытовых компаний "Курскрегионэнергосбыту", подконтрольному "Энергостриму" (в квартальных отчетах компаний эти операции не отражены, но у Forbes есть копии договоров и выписки из депозитариев о смене собственника). Цены сделок странные: в одних договорах они в 2-10 раз ниже рынка, в других - в 5-10 раз выше, замечает Александр Глебов, миноритарий тех же сбытовых компаний. Суммарно "Строй эксперт" должен был получить 3,2 млрд рублей. Но таких денег у покупателя не было (баланс компании на конец 2011 года всего 2,7 млрд рублей). Возможно, договоры предназначены для вывода акций через сбыт, полагает он.

Совокупная выручка компаний холдинга в 2011 году достигла 170 млрд рублей. При этом чистая рентабельность, как сообщали миноритарные акционеры "сбытов" "Энергострима" в письме Владимиру Путину в апреле 2012 года, составляла 0,11% от оборота - в 10-40 раз меньше по сравнению с другими энергосбытовыми структурами России. "Энергострим" не стеснялся в тратах по делу и без, объясняет бывший сотрудник холдинга.

"Бюджета как такового не было, были обязательные расходы типа зарплат - явно выше рыночных, аренды шикарных офисов - обязательно с видом на Кремль, и огромная статья "на жизнь", - вспоминает он.

Ради укрепления своего имиджа в регионах "Энергострим" купил и начал финансировать брянский футбольный клуб "Динамо" (потрачено более 400 млн рублей) и пензенский хоккейный клуб "Дизель" (более 35 млн рублей).

Не скупились и на управленческие расходы. Так, в 2011 году "Ивэнергосбыт" заплатил "Энергостриму" как управляющей компании 207,6 млн рублей, оставшись в итоге с 1000 рублями чистого убытка. А директору "Волгоградэнергосбыта" Александру Машинцеву пришлось уйти с должности, после того как он отказался принимать работы "Энергострима" по договору на управление стоимостью 150 млн рублей, одобренному советом директоров. "Управленческая деятельность "Энергострима" чего-то стоит, на 90% меньше, чем с нас требовали", - жестко объясняет Машинцев.

Как только сбытовая компания входила в "Энергострим", она обзаводилась долгами. "Наши фонды продали "Энергостриму" в 2010 году "Тульскую сбытовую компанию" без долгов, а она через два года оказалась банкротом", - изумляется Дэвид Херн. На конец 2012 года ее чистый долг составлял 8,7 млрд рублей при выручке 12 млрд рублей.

"Рома, дашь? - Дам"

Самое интересное в финансовых операциях "Энергострима" - внутрикорпоративные займы. В этих многоходовых сделках можно разбираться часами.

У Forbes есть копии огромных - на несколько листов формата А3 - схем перераспределения акций, подготовленных постфактум в одной из компаний Шандаловых (по словам двух источников, близких к "Оптиме" и "Энергостриму"). Если обобщить все данные, получается, что компании-акционеры энергосбытовых фирм взяли взаймы у них же, а также у нескольких банков в целом 23,6 млрд рублей, после чего перепродали свои доли в "сбытах"-кредиторах нескольким офшорам. Причем оплата сделок по договорам продажи наступает в 2020 году. "Смысл операций в том, чтобы лишить компанию-заемщика возможности расплатиться по долгам, - объясняет партнер юридической фирмы King & Spalding Илья Рачков. - У ООО нет ни имущества - оно продано, ни денег - они должны поступить только в 2020 году".

В итоге владельцами от 0,1% до 38% в уставных капиталах 13 сбытовых энергокомпаний стали офшоры "Кваттро лимитед", "Глобал Ревард Лимитед" и "Санстрак Энтерпрайзес лимитед". Два источника Forbes, близких к "Энергостриму", говорят, что это фирмы Желябовского. Среди активных заемщиков сбытовых компаний Forbes также обнаружил по меньшей мере семь фирм, владельцами которых были или являются Шандаловы, Киселев и аффилированные с ними люди. Крупнейшим заемщиком оказался "Строй эксперт" - по базе Высшего арбитражного суда (ВАС) Forbes насчитал иски на взыскание с нее долгов на 11,3 млрд рублей. Желябовский в своем открытом письме утверждал, что вместе с процентами компании Шандаловых должны фирмам "Энергострима" около 20 млрд рублей.

Судя по служебной записке, которую летом 2012 года составил гендиректор ООО "Энергострим-Энергосбыт" Александр Щербаков, в самих сбытовых компаниях решения о займах принимались по принципу "Рома, дашь? - Дам" или "Рома, а можешь взять? - Да могу" (копия записки есть у Forbes). По словам источников, знакомых с акционерами "Энергострима", долгое время операции по займам и перетасовкам акций происходили с ведома Шандаловых, однако осуществлял их Желябовский. "Андрей Шандалов не силен в таких схемах", - говорит один из знакомых Шандалова. "К займам мы отношения не имеем, - отрицает Андрей Шандалов. - Это касается не только сбытовых компаний, но еще и множества фирм-однодневок, обслуживавших интересы менеджмента "Энергострима".

Выгодные недочеты

До конца 2011 года владельцам "Энергострима" везло. Сама модель рынка позволяла сбытовым компаниям, собирающим платежи на многомиллиардные суммы, не отказывать себе в тратах. "Сбыты - это кровеносная система энергетики, без них никак", - замечает Михаил Курбатов.

Перекрыть денежный поток могло только лишение сбытовой компании статуса участника оптового рынка электроэнергии, чего не происходило: Минэнерго пеклось о системе, от которой зависела жизнедеятельность целых субъектов Федерации. А внушительные обороты делали "сбыты" желанными клиентами у банков, обслуживавших их счета еще во времена РАО "ЕЭС России". Одним из основных кредиторов "Энергострима" стал Сбербанк. Он предоставил займы сбытовым компаниям холдинга на сумму примерно 5 млрд рублей, сообщил Forbes представитель Сбербанка. Всего же компании "Энергострима" заняли в разных банках 17,3 млрд рублей (по данным, предоставленным Сбербанком в Минэнерго, - копия документа есть у Forbes).

"Энергострим" умело пользовался и рыночными правилами - вернее, недочетами в них, объясняет Михаил Курбатов. При этом доходы сбытовых компаний формально регулировались - надбавка при продаже электроэнергии должна составлять не более 2,5% выручки, "сбыты" могли легально зарабатывать в три-четыре раза больше. Например, продавая свет предприятиям с неравномерным потреблением электроэнергии по повышенным ставкам: до 11 рублей за 1 кВт при среднем тарифе по стране 2,2 рубля. Делалось это с размахом. "Путин приезжал в каждый регион, и бизнесмены хором просили его изменить правила, произнося загадочную аббревиатуру: "ЧЧИМ!" - рассказывает замминистра (ЧЧИМ, число часов использования мощности - термин, характеризующий равномерность потребления энергии).

Но смена правил, не устраивающих бизнес, затягивалась. По мнению источника Forbes в правительстве, в этом есть большая заслуга Желябовского, обладавшего лоббистскими ресурсами в министерстве, - он приятельствовал с бывшим министром энергетики Сергеем Шматко.

"Шматко не давал слова сказать оппонентам "Энергострима", был к холдингу очень лоялен", - подтверждает энергетик, часто присутствовавший на совещаниях в Минэнерго.

Сам Сергей Шматко через представителя отказался от комментариев.

Кончилось все в один день. "Завтра в 9 часов утра чтобы у меня был согласованный проект постановления правительства, который решит проблему сверхприбылей у энергосбытовых компаний", - скомандовал чиновникам Владимир Путин в ноябре 2011 года. Правила переписали буквально за ночь, оставив компании, привыкшие жить на широкую ногу (у некоторых надтарифные доходы составляли до 80% выручки) с одной базовой сбытовой надбавкой.

Гнев Путина

В один прекрасный день создателям "Энергострима" изменило чутье. Незадолго до краха империи ею начали интересоваться покупатели. В частности, осенью 2011 года с ее владельцами вел переговоры подконтрольный государству энергохолдинг "Интер РАО". Но не удалось договориться ни по сумме сделки, ни по ее условиям: Шандаловы торопились с предложениями, но отказывались дать разрешение на due diligence, говорит источник, близкий к обсуждавшейся сделке. По словам двух знакомых Шандаловых, отец и сын заказывали Deutsche Bank оценку бизнеса и получили цифру $2 млрд.

"А дальше Андрей почувствовал себя миллиардером и снижать цену продажи не захотел", - замечает один из них. "Интер РАО" же был готов заплатить не более $500 млн (представитель "Интер РАО" от комментариев отказался). Но в "Энергостриме" не учли, с кем имеют дело. Председателем совета директоров "Интер РАО" до лета 2011 года был вице-премьер Игорь Сечин (он ушел в отставку в ходе одобренной Кремлем замены чиновников в руководстве госкомпаний). C конца 2011 года для "Энергострима" началась черная полоса. 19 декабря с критикой на компанию обрушился Владимир Путин. Он обвинил холдинг в выводе средств на сумму более 25 млрд рублей, назвав основного, по его мнению, бенефициара этих операций - "господина Желябовского".

Холдинг "Энергострим" с выручкой в 170 млрд рублей стал жертвой агрессивной скупки активов и вывода средств

Вскоре после этого произошел раскол между создателями "Энергострима". Бывшие друзья и партнеры начали обвинять друг друга в проблемах холдинга. По версии Шандаловых, Желябовскому они слепо доверяли, а он обманул их, похитив акции и средства холдинга. Якобы Шандаловы не занимались операционным управлением и "о кошмарной ситуации в компании" узнали из выступления Путина. У опального компаньона (по данным ЕГРЮЛ, Желябовский оставался гендиректором "Энергострима" до июня 2012 года) был другой вариант: Шандаловы обманывали его, вынуждая сбытовые компании выдавать многомиллиардные займы аффилированным с "Оптимой" фирмам и разоряя таким образом "Энергострим".

Критика Путина вызвала панику в банках-кредиторах "Энергострима", которые стали требовать досрочного погашения займов и отказываться выдавать новые, рассказывает сотрудник холдинга. Весь 2012 год в авральном режиме "Энергострим" сокращал долги перед банками, так как именно с этой стороны могли прийти первые иски на банкротство. Но из-за этого росли долги перед генерирующими и сетевыми компаниями - к началу 2013 года они, по словам представителей двух кредиторов холдинга, превысили 40 млрд рублей.

Внимание, розыск!

Несмотря на многомиллиардные долги, Андрей Шандалов не проявлял беспокойства, рассказывает его знакомый. Как говорит бывший сотрудник холдинга, его акционеры еще рассчитывали продать хозяйство "Энергострима": было даже подписано соглашение о намерениях с неким покупателем. "На переговоры приходил человек из окружения Сечина, сделка готовилась", - утверждает он. По словам другого источника, знакомого с деталями готовившейся сделки, переговоры велись от имени "Роснефтегаза" - материнской компании "Роснефти" (Игорь Сечин в мае 2012 года был назначен президентом "Роснефти" и вошел в совет директоров "Роснефтегаза"). Он видел соглашение о намерениях, датированное 2 апреля 2012 года, но на документе стояла только одна подпись - Желябовского. В "Роснефтегазе" отказались от комментариев. И эта сделка не состоялась.

Совсем уж отчаянная попытка продаться за бесценок "Росэнергоатому" была предпринята в конце 2012 года, признается директор "Росэнергоатома" по сбыту Александр Хвалько. "Но было понятно, что мы купим себе долги", - объясняет он.

В феврале 2013 года Путин вновь публично вспомнил об "Энергостриме", поинтересовавшись, почему не возбуждаются уголовные дела против руководства компаний, накопивших огромные долги, и пообещав "найти потерпевших". К тому моменту было открыто несколько дел по факту мошенничества в разных региональных компаниях.

Скандал вышел за пределы России: входившая в холдинг "Тулаэнергосбыт" оказалась владельцем немецкой энергосбытовой фирмы TelDaFax, историю с которой СМИ Германии называют "самым громким и большим делом о банкротстве". В течение 2,5 лет тульская фирма выдавала займы и покупала ценные бумаги у TelDaFax, находившейся в предбанкротном состоянии. В июне МВД предъявило экс-заместителю директора "Энергострима" Роману Михальченко обвинение в мошенничестве. Экс-директор "Тверьэнергосбыта" Павел Поляк в августе был задержан спецназом ФСБ прямо в московском ресторане "Карусель", он обвиняется в злоупотреблении полномочиями. Сам Желябовский и два его зама объявлены в международный розыск и, по словам бывших коллег, сейчас находятся в Лондоне. Forbes передал вопросы Желябовскому через его знакомых, но на момент подготовки октябрьского номера он на них так и не ответил.

Изгнание с рынка

К концу 2011 года, когда на "Энергострим" обрушился гнев Владимира Путина, сумма долга холдинга составляла 7,3 млрд рублей - почти четверть всех долгов на рынке перед энергогенерирующими компаниями.

По правилам отрасли за долги компании холдинга следовало лишить статуса гарантирующего поставщика и участника рынка, а их сбытовые функции разыграть на конкурсе. Но руководство "Энергострима" кормило всех обещаниями расплатиться с долгами, и Минэнерго притормозило процесс лишения. Но в мае 2012 года сменился кабинет министров, и кресло Сергея Шматко занял Александр Новак - выходец из министерства финансов. Его заместитель Михаил Курбатов вплотную занялся проблемным холдингом.

"Энергострим" - это была нога с гангреной, и надо было ее спасти или отрезать. Было страшно, и отрезать совсем не хотелось", - вспоминает Курбатов.

В конце 2012 года лопнуло терпение кредиторов. "Платить совсем перестали, - объясняет генеральный директор "Газпром энергохолдинга" Денис Федоров. - Я пришел к Курбатову от имени всех и сообщил, что будем лишать фирмы "Энергострима" статуса участников рынка. Курбатов предупредил, что обратного пути не будет".

В то время как чиновники Минэнерго раздумывали, дать ли "Энергостриму" еще один шанс, из постановления правительства, регулирующего энергосбытовую деятельность, после внесения поправок исчезла строчка о том, кто должен исполнять функции ушедшей с рынка сбытовой компании на время конкурса. Конкурс мог затянуться на год, и у впавшей в немилость компании по-прежнему оставались функции сбора платежей, но исчезал бы смысл платить по счетам. То есть операция по сбору денег могла повториться.

Курбатов решил действовать. Процесс изгнания структур "Энергострима" с рынка он называет спецоперацией. Замминистра вызывал недовольных губернаторов, объяснялся с профсоюзами сбытовых компаний, вел переговоры с банками и Почтой России, принимающей платежки от граждан. В январе 2013 года сразу шесть "сбытов" "Энергострима" были лишены статуса участников рынка, а их функции временно передали другим энергокомпаниям. К лету с рынка удалили еще четыре компании. "Энергострим" теперь - это бизнес, который невозможно возродить, констатирует Андрей Шандалов. По его словам, это стало бессмысленным после лишения фирм холдинга статуса участника рынка.

Кто будет расплачиваться по долгам, общая сумма которых близка к 60 млрд рублей?

Борьба за долги

Условия конкурсов на исполнение энергосбытовых функций предполагают, что победитель выкупит долги, накопленные сбытовыми компаниями перед производящими компаниями. Но желающих брать на себя весь объем пока не нашлось ни в одном регионе. Вероятно, пройдут еще три-четыре этапа конкурса и победители в итоге выкупят долги по 20%, максимум 40% от номинала, полагает Александр Хвалько из "Росэнергоатома" (сбытовые компании "Энергострима" должны концерну 5,3 млрд рублей). О желании поучаствовать в конкурсе на сбытовой бизнес сообщили Forbes генеральный директор "Энергосбытовой компании Русгидро" Иван Абрамов, руководитель "ТНС энерго" Дмитрий Аржанов и глава ЗАО "КЭС-Энергосбыт" Сергей Емельченков.

Но кредиторы ждать не готовы. Главы "Газпром энергохолдинга", "Евросибэнерго" и "КЭС-холдинга", объединившись, наняли частных юристов из сыскного агентства Akin Gump Straus Hauer & Feld, чтобы попробовать разыскать средства, выведенные за рубеж. По словам источника, знакомого с расследованием, удалось найти около €100 млн на иностранных счетах. Компании-кредиторы намерены подавать уголовные иски в суды Швейцарии, рассказывают их сотрудники.

Борьба за долги идет и в российских судах. Почти все заемщики сбытовых компаний, аффилированные или дружественные с Шандаловыми, в 2012 году поменяли место регистрации на Удмуртию и начали банкротиться. Переезд в Удмуртию часто проходил в один день и совпадал с первыми исками к заемщикам от энергосбытовых компаний. На сцене появился офшор с Британских Виргинских островов - Exard System Inc. "Сбыты"-кредиторы принялись переуступать ему свои долги, разрешая расплатиться после их погашения заемщиками. Например, "Брянскэнергосбыт" в январе 2013 года уступил Exard System требования на сумму 1,2 млрд рублей, а в апреле сам начал банкротиться. Следом с долгами на сумму 1,9 млрд рублей расстались "сбыты" из Орла и Омска, и весной же вступили в процедуру банкротства. В августе права требования 1,2 млрд рублей переуступила читинская сбытовая компания. Банкротство начато и в новгородской, пензенской и тверской сбытовых фирмах. Общая сумма заявленных претензий к этим банкротящимся фирмам (по базе ВАС) - 28,2 млрд рублей.

Сбербанк намерен оспаривать переуступку долгов: это безвозмездные, а значит, сомнительные сделки, подчеркивает представитель банка. Exard System, объясняет он, собирает долги для того, чтобы иметь контроль в банкротствах, в том числе выбирать арбитражного управляющего. С контрольным пакетом голосов компания-офшор сможет блокировать решения собраний кредиторов об оспаривании проведенных сделок по выводу имущества и денег.

Финальная распродажа

Когда стало понятно, что империя "Энергострима" рушится, на ее куски вдруг нашлись претенденты. В день изгнания первых сбытовых компаний с рынка представитель Желябовского пообещал кредиторам, что вскоре "сбыты" "Энергострима" будут куплены структурами владельца "Русснефти" Михаила Гуцериева. Миллиардер договаривался об этом через своего давнего знакомого - предпринимателя Сергея Веремеенко, рассказывают два собеседника Forbes, близкие к переговорам. Источник, знакомый с Гуцериевым, утверждает, что инициатива исходила от "Энергострима" и поддержки у бизнесмена не нашла. Тем не менее в конце 2012 года в 11 "сбытах" холдинга, согласно данным самих компаний, появились новые совладельцы: офшор Ivlet Group Inc и некто Назир Тляшев.

Голливудский продюсер уфимского происхождения Назир Тляшев выпускал фильм "Белый лебедь" с балериной Софьей Аржаковской, третьей женой Веремеенко, в главной роли. Автором идеи и соинвестором фильма был Михаил Гуцериев. Сам Веремеенко не раз приходил в банки-кредиторы "Энергострима" и назывался его представителем, рассказывают сотрудники банков и других кредиторов холдинга. Веремеенко и Тляшев не ответили на вопросы Forbes, Гуцериев через своего представителя отказался от комментариев.

Прошедшим летом контроль над "Белгородэнергосбытом" перешел к менеджменту группы компаний "Агро-Белогорье". Условия сделки не раскрывались. В августе фирмы, близкие к Шандаловым, продали контрольный пакет "Читаэнергосбыта" структурам РЖД (сделка подтверждается тремя источниками, близкими к РЖД и акционерам сбытовой компании). Не пропал интерес и у "Интер РАО", председателем совета директоров которого в июне этого года вновь стал Игорь Сечин. Компания получила разрешение ФАС на покупку томского "сбыта" и подала документы на приобретение еще нескольких фирм, сейчас ведутся переговоры, сообщил представитель "Интер РАО".

В истории "Энергострима" еще не скоро будет поставлена последняя точка. "Надо признать: большинство денег уже ушло, - разводит руками Михаил Курбатов. - Зато мы поменяли настроения. Раньше "сбыты" могли относиться к платежам, как в 1990-х относились к налогам: платили только трусы. Теперь все будет не так. Не платишь - уходишь с рынка". Вопрос, все ли усвоили этот урок. Слишком уж соблазнительно быть генератором кеша.

После сдачи номера в печать в редакцию Forbes через своего адвоката Владислава Мусияку обратился Юрий Желябовский. Он утверждает, что главная проблема, приведшая акционеров "Энергострима" к конфликту, а саму компанию - кризису является "задолженность семьи Шандаловых в 27 млрд рублей" перед фирмами холдинга. "Инициированные семьей Шандаловых банкротства своих компаний имеет своей единственной целью невозврат занятых у "Энергострима" средств", считает Желябовский, подавший по этому поводу заявление в Федеральную службу безопасности. Копию документа с просьбой "принять меры в отношении преступной группы", в которую входят Валерий и Андрей Шандаловы, а также Павел Киселев, Желябовский передал Forbes. В заявлении он обвиняет Шандаловых и Киселева в выводе 17 млрд рублей, а таже угрозах физической расправой и уголовным преследованием.

Кроме того, в распоряжение Forbes поступило соглашение о купле-продаже акций, из которого следует, что в декабре 2010 года Желябовский приобрел акции 14 энергосбытовых компаний, а также одной трети управляющей компании ООО "Энергострим", заплатив за это 2,5 млрд рублей соучредителю холдинга Владимиру Елисееву и оформив покупку на несколько офшорв и фирм российской юрисдикции

Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 7 октября 2013 > № 930151 Юрий Желябовский


Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 7 октября 2013 > № 925093 Юрий Желябовский

ЭКС-ГЛАВА "ЭНЕРГОСТРИМА": ПРИЧИНОЙ КОНФЛИКТА СТАЛИ ЗАВИСТЬ И ДЕНЬГИ

Ксения Докукина корреспондент Forbes

В интервью Forbes Юрий Желябовский рассказал о конфликте с партнерами и образовании многомиллиардных долгов

После выступления президента Владимира Путина в декабре 2011 года, в ходе которого Юрий Желябовский был назван в числе "оборзевших энергетиков", замеченных в коррупционных схемах, экс-глава "Энергострима" уехал за границу и ни разу не давал интервью. В октябрьском номере журнала Forbes вышла статья о создании и крахе "Энергострима" : "Афера на 60 млрд рублей: как рухнул крупнейший частный продавец электроэнергии", после чего Юрий Желябовский согласился ответить на вопросы Forbes через своего адвоката.

- На старте у "Энергострима" было три стороны учредителей: я, Валерий и Андрей Шандаловы (отец и сын) и Владимир и Валерий Елисеевы (отец и сын). С Андреем [Шандаловым] и Валерой [Елисеевым] мы вместе учились в МГИМО, к тому моменту знали друг друга 15 лет и очень близко общались. Мы были равными партнерами, но ни у кого не было пропорциональной доли: в некоторых сбытовых компаниях у одних учредителей был контроль, в некоторых - небольшая доля. Все было структурировано шиворот-навыворот, потому что я считал это временной конструкцией: были планы по переходу на одну акцию. Елисеевы решили продать свою долю из-за конфликта, случившегося летом 2010 года. Мы тогда покупали так называемые "московские сбыты" - "Белгородэнергосбыт", "Смоленскэнергосбыт", "Тверьэнергосбыт" и "Курскрегионэнергосбыт" - и Шандаловы обвинили Валерия Елисеева о том, что в ходе сделки тот договорился с продавцами и 100 млн рублей положил к себе в карман. К тому времени "Энергострим" уже выдал первый займ в 2 млрд рублей фирме "Стройэксперт", подконтрольной Шандаловым, и Андрей [Шандалов] заявил, что он не видит смысла возвращать эти деньги в общую компанию, если они потом будут украдены Елисеевым. Начались дрязги, Шандаловы с Елисеевыми заочно обвинили друг друга в воровстве. Осенью 2010 года я встретился с Владимиром Елисеевым, который сказал: как только такое происходит между партнерами, надо расходиться. И предупредил, что сначала предложит свою долю нам, а если мы по цене не договоримся, будет иметь моральное право продать ее на сторону. Я от имени "Энергострима" провел сделку по выкупу, которая завершилась в апреле 2011 года. В результате у нас с Шандаловыми оказалось по 50% "Энергострима".

- Как вы можете объяснить следующую схему: компании-акционеры энергосбытовых фирм взяли у них же взаймы, а также у нескольких банков в целом 15,1 млрд рублей, после чего перепродали свои доли в "сбытах"-кредиторах нескольким оффшорам, якобы принадлежащим вам. Причем оплата сделок по договорам продажи наступает в 2020 году и вряд ли сбудется.

- Неправильно смешивать все в одно. Просто в "Энергостриме" все было структурировано как попало, так как компания быстро росла, зачастую фирмы владели сами собой, и для того, чтобы аккумулировать 100% компании на одном юридическом лице определенной юрисдикции, надо было упорядочить структуру владения и перевести все акции во внешний контур. Внутрикорпоративные займы дейстивтельно были, но все компании должны были влиться в единую структуру, а должники - расплатиться своими активами. "Энергострим" действительно принадлежал, в основном, различным офшорам. В силу проводящихся сейчас следственных процедур я не хотел бы комментировать какие-то вопросы об офшорах, но 80% того, что мне причисляется - не мои компании.

- У вас есть какая-то подготовленная позиция для правоохранительных органов?

- Этот вопрос я бы не хотел комментировать.

- Что послужило причиной вашего конфликта с Шандаловыми?

- Зависть и деньги. Конфликт давно назревал. Может быть, они его изначально задумали. Формально он, конечно, возник из-за первого займа, который был выдан "Стройэкперту" и не вернулся в холдинг. После выхода Елисеевых из бизнеса я снова сказал Шандаловым: возвращайте деньги. И у них начались отговорки: то девочка, которая занималась финансовыми проводками, ушла в декрет, то финансовый директор, у которого вся база займов была, умер, то налоговые последствия надо просчитать. Это был долгий процесс, много обсуждений и встреч, но у меня не было сомнений, что деньги вернут, поскольку существовали официальные договора на этот счет, в 80% компаний-заемщиков Шандаловы были акционерами напрямую, и больше половины займов предоставлялось под залог активов. Как раз активами, в том числе из тех, что принадлежали их семейной компании "Оптима", и предлагалось закрыть часть займов. Я был не против, но процесс оценки активов тоже затягивался.

Дружба между нами закончилась в сентябре 2011 года. "Энергострим" владел командой "Динамо-Брянск", она играла в Кубке России и в 1/8 финала встречалась с "Зенитом". Мы устроили корпоративную поездку в Питер: понятно, что положительный исход был маловероятен, но для команды, ее болельщиков и холдинга это было событие. Андрей [Шандалов] тогда демонстративно не поехал.

Тогда же, осенью 2011 года я запретил продлять займы Шандаловым и решил начать судиться, как только срок возврата окончится. В трех регионах - Туле, Брянске и Смоленске - правоохранительными органами были возбуждены три уголовных дела по факту невозврата займов и нанесения ущерба фирмами Шандаловых сбытовым компаниям. Как оказалось, Шандаловы скрыли тогда от менеджмента холдинга, что полиция еще раньше заинтересовалась их организациями, подозревая в хищении средств, выданных им "Энергостримом" в качестве займов. Допрашивались генеральные директора их фирм, проводились выемки документов.

В конце 2011 года разговоры между мной и Шандаловыми велись сквозь зубы. А 19 декабря было памятное выступление Владимира Путина на Саяно-Шушенской ГЭС, где меня называли в числе людей, которые причиняют ущерб энергетике. Это был джек -пот для Шандаловых. Политический удар такой силы по мне, конечно, развязал им руки.

- Как вы считаете, кто может стоять за фактом появления вашей фамилии в тех бумагах, что легли на стол к Путину?

- Это некое таинство. Понятно, что наибольшую выгоду от этого получили мои бывшие партнеры, но кто бумагу занес, я однозначно сказать не могу, это многим могло быть интересно. Холдинг рос, не всем это нравилось, так что можно строить много теорий заговора.

- Правда, что незадолго до выступления Путина покупкой "Энергострима" интересовалась "Интер РАО"?

- Я про этот интерес узнал только из вашей статьи. Это значит, Шандаловы вели переговоры сепаратно. Об этом со мной не разговаривали и в саму компанию запросов не было. Был другой интересант на покупку, он появился позднее, в феврале 2012 года. Купить холдинг хотели структуры, близкие к "Роснефтегазу". То есть это не было официальное предложение от "Роснефти", но фамилии людей, которые приходили на переговоры, говорили сами за себя - аффилированность была однозначная. Когда они предложили купить компанию, я, естественно, сразу же согласился. Соглашаться было легко: после того, как твое имя в таком контексте называет президент, надо продавать бизнес, а дальше чем-то другим заниматься.

Шандаловы к продаже были настроены негативно. Называли стоимость в 60 млрд рублей. Я-то считал, что компания на тот момент стоит 10-15 млрд рублей, а они: "Нет, 45-60 млрд". Я говорю: "Хорошо, давайте остановимся на 30 млрд, вы мне мои 15 млрд выплачиваете и я сразу ухожу". Но такой вариант не прошел, в итоге мы провели due diligence и получили оценку в диапазоне 6-14 млрд рублей. Шандаловы предложили цену продажи в 12 млрд рублей, хотя покупатели в последний момент пытались сбить ее на 20%. Я потратил два часа на убеждение, что надо давать 12 млрд, потому что у Андрея Шандалова в тот момент были миллиарды в голове и он не согласился бы даже на снижение на 1 рубль от названной им суммы. В итоге в апреле 2012-го мы получили письмо с подтверждением нашей цифры. Но компанию в итоге не продали, потому что мои партнеры перешли в режим молчания и пропали. Позже объясняли это тем, что "продавать этому человеку нельзя". А только свою долю я не мог продать, это не было никому интересно.

- Когда вы в последний раз виделись со своими бывшими партнерами, пытались ли договориться?

- После несостоявшейся сделки мне удалось выловить старшего Шандалова только 2 июня в Германии. На той встрече я услышал, что должен отдать им все: "Это же Россия, ты же понимаешь, это наше решение". Мы беседовали больше 2 часов, под конец Валерий Шандалов согласился встретиться через неделю в Москве и обсудить мирные пути выхода. По сути, у нас было соглашение, правда, не письменное, что при любом разногласии мы делим компанию и расходимся. Такой вариант разделения был даже подготовлен весной: я предложил взять половину компании, но с максимальной долговой нагрузкой, поскольку был уверен, что они не найдут менеджмент, способный управлять такой компанией. Потом эта тема замылилась. Однако по возвращению в Москву Шандаловы тут же провели собрание участников холдинга, каким-то образом подписав протокол по смене генерального директора у номинальных акционеров ООО "Энергострим". Реального собрания акционеров холдинга не проводилось. И написали заявление в Генпрокуратуру. После чего все и завертелось.

- За что вы сейчас боретесь? Большинство компаний, принадлежавших вам, лишены статуса участников рынка электроэнергии.

- Да, но у них есть кредиторы. И мне кажется, это моя святая обязанность - добить Шанадаловых на тему возврата хоть каких-то денег. Неправильно, чтобы просто так растворилось 27 млрд рублей, а именно это сейчас и происходит: Шандаловы банкротят компании-должников. Самое абсурдное, что некоторые должники ликвидированы с помощью налоговой. Например, ряд компаний были должны около 2 млрд рублей действующим сбытам, а налоговая "№"46 города Москвы просто ликивидировала их. Одну ликивидацию - компании "Профэнергосбыт", которая должна Белгородскому сбыту более 500 млн рублей, удалось оспорить. Но по четырем остальным, которые также были ликивидированы, пока таких решений нет.

- Это несколько идеалистично - будучи в международном розыске, вести какую-то борьбу со своими оппонентами и рассчитывать выиграть.

- Это вопрос принципа, а не вопрос логики. Шандаловы и их представители неоднократно выходили на меня с предложениями о мировой: "Давай все забудем, снимем с тебя и всех обвинения и закончим этот спор, только прекрати бороться". Но я мириться не намерен, ведь "Энергострим" - это мое детище, которое я создал с моей командой, и которое было намерено разрушено, так же, как жизни и карьеры многих людей. Не говоря уже о созданных многомиллиардных долгах компаниям энергетики.

- Рассчитываете ли вы вернуться в Россию?

- Я ищу справедливости в сложившихся условиях. Вернуться пока не рассчитываю

Россия > Электроэнергетика > forbes.ru, 7 октября 2013 > № 925093 Юрий Желябовский


Россия. Великобритания > Электроэнергетика > bfm.ru, 5 сентября 2013 > № 889727

ROLLS-ROYCE И "РОСАТОМ" ЗАЙМУТСЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКОЙ БРИТАНИИ

Результатом сотрудничества должна стать атомная электростанция с водо-водяными энергетическими реакторами

Российская государственная корпорация "Росатом" подписала соглашение с компаниями Rolls-Royce и "Фортум" о совместном изучении возможностей по сооружению и эксплуатации атомной электростанции с водо-водяными энергетическими реакторами на территории Великобритании, сообщает пресс-служба "Росатома".

Соглашение было заключено в рамках встречи генерального директора "Росатома" Сергея Кириенко и министра энергетики Великобритании Майкла Фэллона. Также между сторонами был подписан меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в атомной энергетике.

Рынок энергетики Великобритании особенно благоприятен для международных проектов тем, что в среднесрочной перспективе существующий парк британских АЭС планируется вывести из эксплуатации. Необходимость в новых энергетических сооружениях, а также нынешняя государственная политика Британии в сфере экологии способствуют спросу именно на атомные электростанции.

В рамках своего сотрудничества с "Росатомом" компания Rolls-Royce поможет российскому партнеру и поделится своим опытом в подготовке необходимых лицензий и соблюдении всех законных требований регулирующих органов Великобритании. Отмечается, что атомные электростанции с водо-водяными энергетическими реакторами поколения III+ (именно такие планируется построить в рамках сотрудничества) относятся к самым передовым энергетическим сооружениям в мире. В настоящее время они эксплуатируются в Армении, Болгарии, Венгрии, Индии, Иране, Китае, Словакии, Финляндии, Чехии, Украине и России.

Весной 2013 года финская компания Fennovoima предложила "Росатому" начать прямые переговоры о строительстве в Финляндии АЭС с водо-водяным энергетическим реактором мощностью 1200 МВт.

Россия. Великобритания > Электроэнергетика > bfm.ru, 5 сентября 2013 > № 889727


США > Электроэнергетика > ria.ru, 4 сентября 2013 > № 887493

Глина стала ключевым компонентом нового суперконденсатора, который способен работать при температурах до 300 градусов - это устройство может найти применение, в частности, в космической отрасли и для военных целей, и в других сферах, где требуется устойчивость к высокой температуре, говорится в статье, опубликованной в журнале Scientific Reports.

Суперконденсаторы - "гибриды" между аккумуляторами и обычными конденсаторами - отличаются способностью выдавать большое количество энергии за малое время.

Однако рабочая температура существующих суперконденсаторов ограничена из-за нестабильности электролита и сепаратора (слоя диэлектрика, разделяющего обкладки). При росте температуры диэлектрик разрушался, что приводило к короткому замыканию.

В новом суперконденсаторе ученые из Университета Райса (США) использовали глину в качестве диэлектрика, а ионную жидкость комнатной температуры - в качестве электролита. Композитную пасту из ионной жидкости и глины ученые распределили между обкладками - слоями восстановленного оксида графена и двумя токоприемниками. Исследование показало, что при нагревании до 200 градусов в структуре материалов не происходит изменений - они появляются только при нагревании до 300 градусов.

Суперконденсатор совмещает лучшие качества своих "предшественников" и перезаряжаемых батарей: он заряжается быстро, хранит энергию и отдает ее по мере необходимости. Как показали тесты, устройство стабильно работает и после 10 тысяч циклов испытаний.

Ученые полагают, что их изобретение пригодится для использования в экстремальных условиях - при бурении нефтяных скважин, в военных целях или в космосе. Также считается, что именно за суперконденсаторами будущее электромобилей.

США > Электроэнергетика > ria.ru, 4 сентября 2013 > № 887493


Польша > Электроэнергетика > novpol.ru, 31 августа 2013 > № 888769

• «8% электроэнергии, передаваемой по польским сетям, мы теряем. В среднем же по Евросоюзу эти потери составляют 4%. (...) Чтобы достичь этого уровня, необходимо заменить старые линии и 50 тыс. устаревших трансформаторов. Атомная электростанция, которая обойдется нам примерно в 50 млрд. злотых, должна иметь мощь, равную 3% польской энергетики. Это значит, что за 50 млрд. злотых мы добьемся меньше, чем могли бы добиться, снижая расходы на передачу энергии, а это, в свою очередь, не будет стоить так дорого, поскольку замена линий и трансформаторов обойдется гораздо дешевле». — Влодзимеж Цимошевич, бывший премьер-министр. («Дзенник — Трибуна», 29 мая — 2 июня)

• «В прошлом году наша энергетика поглотила 10,5 млн. тонн сожженной биомассы. (...) Биомассой чаще всего служат деревья, растущие в наших лесах, их вырубают, распиливают и сжигают в котлах». («Дзенник — Трибуна», 27 мая)

Польша > Электроэнергетика > novpol.ru, 31 августа 2013 > № 888769


Россия. СФО > Электроэнергетика > kremlin.ru, 27 августа 2013 > № 881229 Владимир Путин

Совещание по развитию электроэнергетики Сибири и Дальнего Востока

В.ПУТИН: Добрый день, уважаемые коллеги!Мы с вами собрались для того, чтобы обсудить вопросы развития энергетики Сибири и Дальнего Востока. Поэтому повестка дня у нас серьёзная, большая, но начать, разумеется, нужно с самого актуального вопроса, самой актуальной темы.

Если уж говорим о развитии электроэнергетики Сибири и Дальнего Востока, то начать нужно с ситуации, которая сложилась именно на Дальнем Востоке в связи с небывалым паводком, посмотреть, проанализировать. Хотел бы услышать от руководителей соответствующих ведомств оценку ситуации в энергетике, в электроэнергетике, разумеется, прежде всего в гидроэнергетике.

Нужно сделать всё для того, чтобы как можно быстрее восстановить разрушенные объекты. Слава богу, серьёзных разрушений нет. Тем не менее повреждения есть, они требуют нашего дополнительного внимания, требуют усилий со стороны различных ведомств и компаний. Нужно сделать всё для того, чтобы энергоснабжение было восстановлено, чтобы люди как можно быстрее могли вернуться к нормальной жизни.

Пострадавшие объекты энергетики – повторяю, такие всё-таки есть – нужно восстановить в кратчайшие сроки. Обращаю на это внимание всех присутствующих. Главное внимание нужно уделить обеспечению надёжной, безаварийной работе гидротехнических сооружений – мы с вами на предыдущих совещаниях уже об этом неоднократно говорили, – на гидротехнических сооружениях, расположенных, разумеется, в районах со сложной паводковой ситуацией, особенно наиболее крупных из них – Зейской и Бурейской ГЭС. Сегодня хотел бы услышать подробные сообщения о том, как на данный момент времени там складывается ситуация.

При этом хочу обратить внимание: за ущерб, нанесённый объектам, построенным с нарушением градостроительных норм, в зонах, подверженных рискам затопления, ответственность должны нести соответствующие органы, принимавшие такие решения. И конечно, сами застройщики понимали, где они осуществляют свои работы, и тоже от ответственности не уходили.

Уже сейчас понятно, что требуется разработка и осуществление комплекса системных мер и системных решений, предусматривающих в том числе создание новой системы регулирования водных ресурсов всего региона, при необходимости строительство новых гидростанций с возможностью аккумулирования больших объёмов воды, проведение комплекса защитных мероприятий, ликвидацию последствий аварий, оказание помощи пострадавшим.

Нужно подумать, и прошу Правительство сделать свои предложения, по возможному созданию правительственной комиссии в сфере координации деятельности по контролю водохозяйственной обстановки на объектах Дальнего Востока, а также по предупреждению и ликвидации последствий паводков и наводнений в данном регионе. Конкретные предложения прошу представить на предстоящем совещании в Хабаровске.

Уважаемые коллеги!

Сегодня мы обсудим положение дел в электроэнергетическом комплексе Сибири, как я сказал, и Дальнего Востока. Посмотрим, какие здесь есть специфические проблемы, какие задачи предстоит решить на перспективу и в самое ближайшее время. Сразу отмечу, что за последние годы в электрогенерации востока нашей страны удалось сформировать хороший запас прочности. За счёт ввода новых объектов и модернизации действующих установленная мощность объединённой энергосистемы Сибири и энергозоны Дальнего Востока выросла до 62,5 гигаватт. В прошлом году на электростанциях региона были выработаны рекордные 247 миллиардов киловатт-часов.

Что хотел бы особо отметить. Уверенно развивается такое направление, как гидроэнергетика. Мы с вами присутствуем на Саяно-Шушенской ГЭС. После аварии станция не просто была восстановлена, а фактически получила вторую жизнь. По плану идёт замена всех гидроагрегатов.

В целом по энергосистеме Сибири и Дальнего Востока темп набран очень хороший. В то же время начали проявляться и некоторые дисбалансы в её работе. Ситуация сегодня такова, что в восточных регионах страны имеется резерв генерации для перспективного экономического роста и развития социальной сферы Сибири и Дальнего Востока. При этом отдельные регионы остаются изолированными от единой системы энергоснабжения, а потому не могут полноценно развивать свою промышленную базу и социальную сферу. В этой связи требует тщательной проработки вопрос интеграции дальневосточных сетей с Сибирью.

Ещё один масштабный проект – проработка создания энергомоста, линий постоянного тока между регионами с избыточной генерацией и крупными промышленными центрами. Конечно, нужно находить новые возможности для сбыта электроэнергии, в том числе развивать перспективные экспортные направления, в целом гарантировать загрузку вводимых и строящихся электростанций.

Выделю ещё одну, крайне актуальную для региона проблему, проблему так называемых удалённых потребителей. Подчас, чтобы обеспечить только один такой объект, приходится тянуть и обслуживать многокилометровые участки электросетей. Отсюда и высокие неэффективные затраты, и технологические риски, учитывая, что надёжных резервных источников питания в таких территориях часто просто нет. Поэтому необходимо сегодня обсудить и перспективы развития локальной генерации в восточных регионах страны с учётом оценки эффективности различных вариантов строительства локальной генерации или реализации сетевых решений, которые, по сути, являются вынужденными.

Ещё один вопрос, который считаю нужным затронуть, касается состояния сетевой инфраструктуры. Вынужден отметить, что кардинальных изменений к лучшему в сетевом комплексе Сибири и Дальнего Востока пока нет. Я хорошо помню период аномальных холодов здесь, когда в аварийном режиме коллеги предпринимали активные усилия для того, чтобы обеспечить энергоснабжение региона. Тогда всё удалось сделать, слава богу, и вы отработали неплохо. Но мы тогда уже договаривались о том, что нужно многократно повысить надёжность всей системы. Для этого нужно обеспечить определённые мероприятия. Достаточно сказать, что только у РАО «Энергосистемы востока» износ электрических и тепловых сетей превышает 70 процентов. Напомню, что поручения, как я уже сказал, я сейчас упомянул об одном из них, давались трижды. Хотелось бы услышать сегодня, что делается в этом направлении.

Ещё раз вернусь к Саяно-Шушенской ГЭС. Здесь четыре года назад было принято решение о создании правительственной комиссии по ликвидации последствий аварии. Давайте с этого начнём. Прошу председателя комиссии, а им до сих пор остаётся Сечин Игорь Иванович, доложить о проделанной за истекший период работе.

Пожалуйста, начнём работу.

Россия. СФО > Электроэнергетика > kremlin.ru, 27 августа 2013 > № 881229 Владимир Путин


США > Электроэнергетика > pereplet.ru, 20 августа 2013 > № 887011

Найден способ в пять раз сократить количество ядерных отходов

Американская компания General Atomic заявила о создании нового ядерного реактора, который может снизить число радиоактивных отходов в пять раз и при этом даст на 40 процентов более дешевую электроэнергию. Для доведения технологии высокотемпературных ядерных реакторов до серийного производства компания намерена добиться финансовой поддержки со стороны министерства энергетики США. Как пишет MIT Technology Review, объем средств, необходимых для доработки реакторов, составляет несколько сотен миллионов долларов.

В основе новой технологии лежит два радикальных изменения по сравнению с традиционными типами ядерных реакторов. Жидкий теплоноситель (натрий или воду) заменит гелий, а в тепловыделяющие сборки будет закладываться не обогащенный, а обедненный уран, отработанное ядерное топливо из обычных реакторов или вовсе торий. Обедненный уран содержит меньшее количество изотопа 235U, который способен поддерживать цепную реакцию деления, но под действием нейтронного облучения способен вступать в ядерные реакции с выделением энергии. Специалисты General Atomic заявляют о том, что их реактор сможет работать с использованием тех радиоактивных материалов, которые бесполезны для обычных АЭС и за счет этого себестоимость электроэнергии можно значительно снизить.

Высокая температура активной зоны (850 градусов Цельсия) позволит, по предварительным оценкам, поднять КПД реактора до 55 процентов: 55 процентов тепловой энергии будет превращено в электрическую при помощи газовой турбины. Гелий, который охлаждает реактор, будет вращать высокоскоростную турбину мощностью 240 мегаватт, после чего проходить через теплообменники и возвращаться в активную зону. Еще одной важной особенностью проекта, названного Energy Multiplier Unit, является длительный срок службы без перезаправки: по заверениям разработчиков, реактор может проработать без замены топлива около тридцати лет и все это время его активная зона будет оставаться герметично изолированной. Кроме того, прошедший через реактор обедненный уран можно будет очистить от побочных продуктов реакции и использовать повторно: теоретически, реакторы нового поколения обеспечивают намного более полное использование энергии делящихся элементов.

Практически же независимые эксперты указывают на две стоящие перед General Atomics проблемы. В качестве первой из них специалист по ядерным технологиям Мухид Казими называет то, что оптимистичные оценки проектировщиков обычно расходятся с реальностью. Казими считает вполне возможным снижение себестоимости электроэнергии, но сомневается в том, что новый реактор окажется дешевле существующих на обещанные сорок процентов. Кроме того, исследователь напомнил, что несколько перспективных установок пришлось остановить через несколько лет работы из-за возникших проблем технического характера.

Вторая же проблема для американской компании заключается в наличии альтернативных проектов, которые зачастую выглядят не менее привлекательно и при этом достаточно близко подошли к стадии внедрения в производство. Высокая температура активной зоны отличает российско-американский проект уранового реактора со свинцово-висмутовым теплоносителем СВБР-100, который так же использует быстрые нейтроны. Большинство ядерных реакторов, которые разрабатываются (или строятся) в качестве альтернативы существующим, предполагают высокую температуру активной зоны и быстрые нейтроны из тех же соображений, что и Energy Multiplier Unit.

США > Электроэнергетика > pereplet.ru, 20 августа 2013 > № 887011


Россия. ДФО > Электроэнергетика > amurmedia.ru, 16 августа 2013 > № 874836

Сразу четыре новые ГЭС появятся на реках Дальнего Востока, а в частности Амурской области и Хабаровского края. Гидроэлектростанции, которые планируется возвести в регионе, должны уберечь население от возможных паводков, об этом заявил генеральный директор ОАО "РАО Энергетическая система Востока" Сергей Толстогузов во время совещания при Министерстве РФ по развитию ДВ, посвященного развитию электроэнергетики Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года, сообщает корр. ИА AmurMedia."Строительство противопаводковых гидроузлов в бассейне реки Амур необходимо региону для того, чтобы уберечь население от возможных затоплений в будущем.

За последние 100 лет в Хабаровском крае произошло 48 наводнений. В среднем наводнение происходит один раз в полтора года. За это время произошло семь наводнений, которые действительно можно назвать катастрофическими, это наводнение входит в их число, - сообщил Сергей Толстогузов.

В Амурской области планируется возвести три противопаводковых гидроузла: Гилюйская ГЭС – 462 МВт, полный объем водохранилища – 6,13 км³; Нижне-Зейская ГЭС – 400 МВт, полный объем водохранилища – 3,07 км³ и Селемнджинская ГЭС – 300 МВт, полный объем водохранилища – 7 км³. В Хабаровском крае будет построена Нижне-Ниманская ГЭС, - 600 МВт, полный объем водохранилища – 13,54 км³.

Сроки и планы строительства сейчас активно обсуждаются в минвостокразвития и правительстве Хабаровского края.

Напомним, МЧС России по Хабаровскому краю предупредило о возможном возникновении на территории края в период с 16 по 18 августа 2013 годачрезвычайных ситуаций (происшествий), обусловленных возникновением опасных метеорологических явлений погоды.

Как ранее сообщало ИА AmurMedia, опасная паводковая ситуация сложилась в Хабаровском крае - продолжительные ливни привели к стремительному росту уровня воды в Амуре. По прогнозам специалистов, уровень воды в Амуре может побить исторический рекорд, миновав отметку в 6,2 метра. Редакция ИА AmurMedia будет постоянно отслеживать сложившуюся ситуацию и оперативно информировать своих читателей о текущем положении дел.

Как ранее сообщало агентство, Виктор Ишаев обратился к населению Дальнего Востока с просьбой оказания помощи пострадавшим от паводков.

Россия. ДФО > Электроэнергетика > amurmedia.ru, 16 августа 2013 > № 874836


Казахстан. Китай > Электроэнергетика > regnum.ru, 5 июля 2013 > № 861335

НА РЕКЕ ХОРГОС ЗАПУЩЕН КАЗАХСТАНСКО-КИТАЙСКИЙ ГИДРОУЗЕЛ "ДОСТЫК"

На реке Хоргос запущен казахстанско-китайский гидроузел "Достык", сообщила пресс-служба Министерства охраны окружающей среды. В церемонии открытия объединенного гидроузла принял участие вице - министр охраны окружающей среды республики Ерлан Нысанбаев .

"Гидроузел обеспечит равное и справедливое деление вод трансграничной реки и позволит решить многие вопросы водообеспечения приграничных регионов двух стран", - приводит Tengrinews выдержки из сообщения пресс-службы.

Предусмотрено подключение к гидроузлу всех существующих магистральных (оросительных) каналов, берущих воду из реки Хоргос неинженерными (бесплотинными) водозаборами. Этим обеспечивается гарантированная подача воды на оба берега, автоматизация и учет ее объемов.

"Максимальный расход в створе гидроузла составит 382 кубических метра в секунду, что позволит обеспечить поливной водой более 16 тысяч гектаров орошаемых земель. На гидроузле будет вырабатываться до 10,5 миллиона кВт-ч электроэнергии для собственных потребностей и хозяйственных нужд близлежащих населенных пунктов", - отметили в пресс-службе.

Напомним, строительство гидроузла "Достык" на реке Хоргос началось в 2011 году. Стоимость объекта оценивается в 9 миллионов 560 тысяч долларов.

Казахстан. Китай > Электроэнергетика > regnum.ru, 5 июля 2013 > № 861335


Китай. Весь мир > Электроэнергетика > russian.china.org.cn, 30 июня 2013 > № 894148 Юкия Амано

В интервью с журналистами агентства "Синьхуа" генеральный директор Международного агентства по атомной энергии /МАГАТЭ/ Юкия Амано указал на то, что Китай динамичными темпами развивает ядерную промышленность, занимая центральное место в мировом развитии атомной энергетики.

Юкия Амано принял участие в международной конференции на высшем уровне "Атомная энергия в XXI веке", прошедшей 27-29 июня в городе Санкт-Петербурге РФ. Это первая с момента проведения в 2009 г Пекинского саммита конференция на высшем уровне, организованная в подобном формате и посвященная ядерной проблематике.

Глава МАГАТЭ отметил, что в последние годы Китай оказывает активное содействие процессу развития атомной энергетики. Из 434 атомных энергоблоков мира 69 находятся в фазе строительства, из них две трети расположено в Азии, главным образом, в Китае. Политик также указал на верность утверждения о том, что "центр распространения атомной энергетики в Азии находится в Китае".

Юкия Амано заявил о том, что общее число атомных электростанций в ближайшие 20 лет увеличится на 80-90 штук. Китай, Индия, Россия и ряд иных стран, обладающих технологиями атомной энергии, разработали крупномасштабные планы развития в данной области. Бангладеш, Нигерия, Иордания, Турция, Вьетнам и ряд прочих стран также приняли решение развивать атомную энергетику.

Генеральный директор организации отметил, что обеспечение безопасности -- основная задача развития атомной энергетики. После аварии на японской электростанции "Фукусима" доверие общественности к ядерным технологиям все еще не восстановилось. Серьезный характер аварии на "Фукусиме" очевиден, проживающее вблизи электростанции население испытало на себе последствия инцидента, при этом очистка территории и восстановление экологии может занять несколько лет. Тем не менее, ситуация на электростанции в настоящий момент довольно стабильная, к тому же мир получил урок, осознав причины аварии.

Юкия Амано ранее много раз посещал Китай и был впечатлен тем, какое большое значение ядерной безопасности придает китайское руководство и местный инженерно-технический персонал. МАГАТЭ поддерживает отношения тесного сотрудничества с КНР, которая является важным партнером в системе регулирования ядерных технологий. "Я буду продолжать развивать сотрудничество с Китаем в сфере безопасного использования атомной энергии", -- заявил директор МАГАТЭ.

На вопрос о том, как сбалансировать вопросы ядерной безопасности и вклада атомной энергетики в устойчивое развитие, Юкия Амано ответил, что оба вопроса одинаково важны, нельзя пренебрегать ни одним из них. Для экономического развития нужны источники энергии, и период ускоренного экономического развития еще более очевидно продемонстрировал важность энергетической безопасности. "Нам необходимо гарантировать стабильное снабжение энергией, в особенности -- электричеством. При этом нужно не забывать об энергетической безопасности. Иначе нам не удастся поддерживать устойчивое снабжение атомной энергией", -- заявил глава МАГАТЭ.

Юкия Амано считает, что стабильное снабжение энергией одинаково важно как для развитых, так и для развивающихся стран. По мере увеличения численности населения земного шара и устойчивого экономического роста спрос на энергию постоянно возрастает. Атомная энергетика -- это проверенные технологии, которые позволяют повысить уровень энергетической безопасности, снизить степень зависимости от постоянно меняющихся цен на природные энергоносители, бороться с выбросами парниковых газов и увеличить конкурентоспособность экономики.

По уровню сокращения выброса парниковых газов ядерные технологии сопоставимы с получением энергии из возобновляемых источников и могут оказать стабилизирующее воздействие на затраты по производству энергии -- это очевидные преимущества атомной энергетики. Атомные электростанции способны стабильно поставлять электроэнергию, необходимую для экономического развития.

Несмотря на заявления скептиков о том, то высокие затраты на строительство атомных электростанций могут помешать дальнейшему становлению атомной энергетики, Юкия Амано считает, что, учитывая такие факторы, как средний срок эксплуатации в 30-40 лет и низкие эксплуатационные расходы, атомную энергию по-прежнему следует относить к "экономичному" виду энергии.

Китай. Весь мир > Электроэнергетика > russian.china.org.cn, 30 июня 2013 > № 894148 Юкия Амано


Украина > Электроэнергетика > inosmi.ru, 28 июня 2013 > № 841837

РЕПОРТАЖ ИЗ ЧЕРНОБЫЛЯ (" ASAHI SHIMBUN ", ЯПОНИЯ )

Нао Хаттори

20 июня журналистам газеты "Асахи" удалось попасть внутрь четвертого блока Чернобыльской АЭС, где произошла крупнейшая в истории радиационная авария. После нее уже минуло 27 лет, но до сих пор непонятно, когда завершатся работы по выводу реакторов из эксплуатации, внутри блока все так и остается нетронутым. Бетонный саркофаг, который был возведен над разрушенным взрывом блоком, разъедают трещины, подвергая все в округе опасности распространения радиации.

Мы в помещении пульта управления четвертым блоком ЧАЭС, находящимся под саркофагом. Ручные дозиметры регистрируют уровень радиации в 7 микрозивертов в час. В 1990 году, когда здесь побывал другой журналист "Асахи", стрелка показывала 30 микрозивертов. Получается, что уровень радиации сократился в четыре раза. Однако топливо, расплавившееся в ядерном реакторе и вызвавшее взрыв до того, как были возведены толстые бетонные стены защитного саркофага, так и остается внутри. При приближении к нему радиация настолько высока, что может стать причиной немедленной смерти, вход в эту зону запрещен.

Сейчас Чернобыльская АЭС второй раз находится в опасности. Гигантские стальные конструкции высотой 80 метров, едва поддерживают разрушающийся блок атомного реактора. Металлические балки, выступающие из саркофага, проржавели. Последние его силы направлены на то, чтобы не дать разлететься запертым внутри радиоактивным веществам. Дождевая вода просачивается внутрь реактора через трещины и, смешиваясь с радиоактивными веществами, уходит в почву.

Сейчас идут работы по возведению защитного купола, который полностью накроет четвертый блок, чтобы предотвратить надвигающуюся опасность. На завершение работ потребуется два года. Это сооружение защитит от радиоактивных веществ, проникающих наружу из-за разрушения здания реактора.

Заместитель главного инженера, отвечающий за техническое обслуживание, Александр Новиков говорит: "В один прекрасный день саркофаг разрушится, и все расплавленное топливо выйдет наружу. Но что с этим делать никем не предусмотрено. Необходимо планировать на сто лет вперед".

Чернобыльская авария произошла в апреле 1986 года и является крупнейшей в истории. Во время работы в тестовом режиме четвертого блока станции произошел взрыв и атомный реактор обнажился. За десять дней после аварии было выброшено 5200 квадриллионов беккерелей радиоактивных веществ, что в шесть раз превосходит Фукусиму-1, радиация распространилась по всему северному полушарию Земли. Сразу после аварии умерло более 30 человек, задействованных в тушении пожара. В течение двух недель 116 000 человек, проживавших в радиусе 30 километров от АЭС, были принудительно эвакуированы из опасной зоны.

Украина > Электроэнергетика > inosmi.ru, 28 июня 2013 > № 841837


Россия. Весь мир > Электроэнергетика > kremlin.ru, 26 июня 2013 > № 842185 Юкия Амано

Владимир Путин принял в Кремле генерального директора Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) Юкия Амано.

Обсуждались вопросы дальнейшего взаимодействия России и МАГАТЭ в сфере мирного использования атомной энергии, отдельные аспекты международного сотрудничества в области ядерного нераспространения.

С российской стороны во встрече приняли участие Руководитель Администрации Президента Сергей Иванов, помощник Президента Юрий Ушаков, генеральный директор госкорпорации по атомной энергии «Росатом» Сергей Кириенко и постпред Президента при международных организациях в Вене Владимир Воронков.

Глава МАГАТЭ Юкия Амано прибыл в Россию для участия в международной конференции высокого уровня «Атомная энергия в XXI веке», которая пройдёт в Санкт-Петербурге 27–29 июня.

* * *

Начало встречи с генеральным директором МАГАТЭ Юкия Амано

В.ПУТИН: Уважаемый господин генеральный директор!

Мне очень приятно видеть Вас снова и хочу поздравить Вас с избранием на второй срок в качестве генерального директора Агентства по атомной энергии. Первый срок Вы успешно отработали, у нас очень добрые профессиональные отношения.

Россия с самого начала, с первых дней [образования МАГАТЭ] – с 1957 года – поддерживает деятельность этой организации. Мы считаем её очень важным инструментом работы в очень чувствительной сфере ядерных технологий в мире.

Завтра в Петербурге Вы будете принимать участие в международном форуме, посвящённом развитию ядерной энергетики. Хочу пожелать успехов в этой работе и напомнить о наших серьёзных планах по развитию атомной энергетики в стране.

Мы планируем в ближайшие годы увеличить атомную генерацию, причём на самых современных безопасных технологиях, имею в виду известный Вам реактор ВВР.

Разумеется, всё это мы делаем, и Вам это тоже хорошо известно, на технологиях, которые мы называем «постфукусимскими», то есть предусматривающими максимальную безопасность использования атомной энергии в мирных целях.

Уважаемый господин генеральный директор, мы очень рассчитываем на продолжение нашего сотрудничества, на поддержку с Вашей стороны всех наших начинаний и готовы вносить свой вклад в деятельность этой представительной и уважаемой международной организации под Вашим руководством в ближайшие четыре годы.

ЮКИЯ АМАНО (как переведено): Большое спасибо, я очень рад снова Вас видеть, господин Президент.

Я считаю, что международная конференция, которая проводится сейчас в Санкт-Петербурге, очень своевременна, поскольку прошло уже более двух с половиной лет с момента инцидента на Фукусиме. Кроме того, мы признаём, что Ваша страна играет ведущую роль в разработке и развитии ядерных технологий.

На международной конференции у нас будет возможность обсудить будущее ядерной энергетики и те меры, которые мы сможем предпринять. Кроме того, я хотел бы поблагодарить Вас за ту поддержку, которую Вы оказываете и МАГАТЭ, и мне лично.

Надеюсь, в будущем наше сотрудничество будет только развиваться, поскольку Россия для нас действительно прекрасный и очень перспективный партнёр.

Россия. Весь мир > Электроэнергетика > kremlin.ru, 26 июня 2013 > № 842185 Юкия Амано


Россия. США > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 21 июня 2013 > № 859939

GE займется строительством объектов малой генерации для промышленных предприятий

Компания General Electric (NYSE:GE) и Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ) подписали Меморандум о взаимопонимании о создании совместного предприятия (СП) с целью строительства объектов малой генерации для промышленных предприятий в различных регионах России. Церемония подписания состоялась 21 июня 2013 г. на Петербургском международном экономическом форуме. Со стороны компаний подписи под документом поставили Президент и Главный исполнительный директор GE в России и СНГ Рон Поллетт и Директор РФПИ Шон Глодек. Мероприятие прошло в присутствии Председателя и Главного исполнительного директора GE Джеффа Иммельта и Генерального директора Российского фонда прямых инвестиций (РФПИ) Кирилла Дмитриева.

Рост спроса на автономные генерирующие мощности в России обусловлен динамичным развитием промышленного сектора. На данный момент СП рассматривает ряд проектов по строительству и эксплуатации когенерационных1 систем малой мощности (до 25 МВт) для обеспечения растущих потребностей в энергии развивающейся промышленной инфраструктуры регионов России. Объекты малой когенерации обеспечат прямые поставки электроэнергии и тепла конечным потребителям, таким как крупным промышленным предприятиям и муниципальным объектам, без необходимости строительства линий электропередач и теплотрасс, а также позволят им обрести независимость от сбоев в системах электро- и теплоснабжения.

В условиях постоянного повышения энергопотребления на фоне высокого уровня износа основного фонда электроэнергетической инфраструктуры и ужесточения экологических требований к промышленным объектам все большее значение придается комбинированной выработке электричества и тепла с помощью максимально эффективных, экономных и надежных когенерационных установок. GE является глобальным лидером по производству и поставке инновационного оборудования для малой когенерации, а также владеет огромным опытом по работе с крупными российскими компаниями.

Комментируя подписание Меморандума, Рон Поллетт, Президент и Главный исполнительный директор GE в России и СНГ, отметил: «Строительство автономных электростанций на базе инновационного оборудования GE обеспечивает значительный экономический эффект и отвечает самым современным экологическим требованиям. Мы ожидаем, что это сотрудничество позволит нам расширить географию применения наших разработок, способствуя модернизации промышленной инфраструктуры страны».

Кирилл Дмитриев, Генеральный директор Российского фонда прямых инвестиций (РФПИ) отметил: «Партнерство РФПИ с GE – классический пример развития на российском рынке ведущего мирового концерна, который привносит сюда передовые технологии производства электроэнергии, соответствующие самым высоким технологическим и экологическим стандартам. Совместный проект позволит решить проблему доступа к электроэнергии прежде всего небольшим производственным компаниям, расположенным в различных частях страны».

Россия. США > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 21 июня 2013 > № 859939


Казахстан > Электроэнергетика > regnum.ru, 5 июня 2013 > № 828919

В КАЗАХСТАНЕ ПЛАНИРУЮТ К 2050 ГОДУ ДОВЕСТИ ДОЛЮ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ ДО 50%

Доля альтернативных возобновляемых источников энергии в Казахстане в 2030 году составит 30%, а в 2050 году - 50%, сообщил министр охраны окружающей среды республики Нурлан Каппаров на брифинге в службе центральных коммуникаций при президенте.

"Глава государства подписал концепцию "зеленой" экономики, которая закладывает основы для реформирования таких секторов, как генерация энергии, водный сектор, сельское хозяйство, мусороперерабатывающий сектор, а также предусматривает меры по энергоэффективности, снижению выбросов в атмосферу. Мы ставим цель достичь долю альтернативных возобновляемых источников энергии в размере 30% в 2030 году и 50% - в 2050 году", - цитирует Каппарова Tengrinews.

Концепция "зеленой" экономики рассчитана до 2050 года и структурирована таким образом, чтобы дополнить цели и задачи национальной стратегии-2050. Концепция поднимает вопрос эффективного использования природных ресурсов, повышения благополучия граждан Казахстана, создания новых рабочих мест, а также улучшения условий для граждан и увеличения продолжительности жизни населения, отметил министр.

"К 2030 году наша энергокорзина в случае высокой внутренней цены на природный газ будет включать 11% ветряных и солнечных источников, 8% атомных, 10% гидроисточников, 21% на газе и 49% генерации на угле. К 2050 году доля ветряных и солнечных источников возрастет до 39%, доля АЭС и ГЭС составит 14%, станции на газе составят 16%, оставшийся 31% будет приходиться на угольные станции нового поколения, основанные на чистых угольных технологиях", - отметил министр.

В случае же низких цен на газ, по его словам, энергокорзина Казахстана будет включать 11% ветряных и солнечных установок в 2030 году, 8% атомных, 10% гидро, 26% на газе и 44% генерации на угле. Соответственно, к 2050 году доля ветряных и солнечных установок составит 40%, доля АЭС и ГЭС 14%, доля газа возрастет до 32%, доля угля упадет до 14%, отметил он

Казахстан > Электроэнергетика > regnum.ru, 5 июня 2013 > № 828919


Евросоюз. Весь мир > Электроэнергетика > dw.de, 29 мая 2013 > № 821706

Мировая солнечная энергетика: переломный год

Суммарная мощность гелиоустановок на планете превысила знаковый рубеж в 100 гигаватт, а бум молодой отрасли перекинулся с Европы на другие континенты, отмечает ассоциация EPIA.

Глобальная роль солнечной энергетики неуклонно растет. Об этом свидетельствует статистические данные, опубликованные Европейской ассоциацией фотоэлектрической промышленности (EPIA). За 2012 год суммарная мощность действующих во всем мире гелиоэнергетических установок выросла на 31 гигаватт (ГВт), превысив рубеж в 100 ГВт. Сегодня они производят уже столько же электричества, что и 16 крупных угольных или атомных электростанций.

Солнце и ветер теснят нефть и атом

Пока лидером в деле освоения энергии солнца остается Европа. В представленном EPIA докладе Global Market Outlock Photovoltaik отмечается, что суммарная мощность действующих в странах ЕС солнечных батарей достигла 70 ГВт. В Италии они обеспечивают уже примерно 7 процентов потребляемой электроэнергии, в Германии - 6, в Греции - 4, а в Болгарии, Чехии, Бельгии и Испании - по 3 процента.

За 2012 год в Евросоюзе были установлены новые фотоэлектрические преобразователи мощностью в 17 ГВт. Более половины этого прироста - 8 ГВт - обеспечила Германия. Для сравнения: суммарная мощность европейской ветровой энергетики за тот же период увеличилась на 12 ГВт, а газовых электростанций - на 5 ГВт. Одновременно из эксплуатации окончательно выводились электростанции, работающие на нефти (3 ГВт) и АЭС (1 ГВт).

Однако президент EPIA Винфрид Хоффман (Winfried Hoffmann) имеет в виду не эти впечатляющие количественные показатели, когда указывает на особую роль минувшего года в истории отрасли. В интервью DW он назвал его "годом глобального перелома". До сих пор, указал Хоффман, на Европу неизменно приходилось как минимум две трети устанавливаемых на планете солнечных батарей. И вот теперь на ЕС впервые пришлось чуть более половины фотоэлектрических панелей.

В лидеры роста выходят Китай, Япония и США

Это означает, что бум солнечной энергетики перекинулся и на другие континенты. Речь идет, прежде всего, об Азии и Северной Америке. Так, Китай и США установили в 2012 году в два раза больше фотоэлектрических преобразователей, чем годом раньше. В Японии прирост составил 50 процентов, а в Индии введенные в строй мощности в целых 5 раз превысили показатель 2011 года.

Президент EPIA не сомневается в продолжении бума. Но впредь, убежден он, наиболее высокими темпами будут расти именно эти молодые с точки зрения солнечной энергетики рынки, которые теперь по динамике развития существенно обгонят Германию. "С большой долей вероятности самый крупный прирост мощностей произойдет в этом году в Китае, на втором месте окажется Япония, на третьем - США", - предсказывает Винфрид Хоффман.

Падающая себестоимость

Основная причина растущего интереса к солнечной энергетике - падающая себестоимость генерируемой электроэнегргии. 20 лет назад производство одного киловатт-часа стоило 1 евро. Сегодня же в странах, богатых солнцем, оно обходится "менее чем в 10 евроцентов, а в некоторых регионах в 6-7 центов", сообщил Винфрид Хоффман. "Вот в чем причина растущей привлекательности солнечной энергии", - подчеркнул он.

Эксперты EPIA составили два сценария развития отрасли на ближайшие годы. Согласно базовому сценарию, к 2015 году суммарная мощность солнечных энергоустановок на планете по сравнению с 2012 годом удвоится. Оптимистический сценарий предполагает более широкую политическую поддержку молодой отрасли. В таком случае произойдет рост в 2,5 раза.

Производители солнечных батарей - в кризисе

Опираясь на оптимистический сценарий, Винфрид Хоффман исходит из того, что к концу 2020 года генерирующие мощности мировой солнечной энергетики могут возрасти по сравнению с 2012 годом примерно в 6 раз.

В то же время он признает: "В данный момент выпуск самих солнечных батарей удовольствия не доставляет". Производители фотоэлектрических установок страдают от избыточных мощностей и падающих цен, так что многие фирмы не выдерживают конкуренции и разоряются.

Винфрид Хоффман полагает, что производственным компаниям, чтобы выбраться из нынешнего кризиса, необходимо оптимизировать технологические процессы. Тогда они "и при нынешних ценах перестанут работать с убытками и вновь станут весьма прибыльными", полагает Хоффман.

В целом же президент EPIA настроен весьма оптимистично: "Наша отрасль вырабатывает сейчас новую стратегию развития". Значение государственной поддержки падает, все более важную роль начинают играть чисто рыночные механизмы. По словам Винфрида Хоффмана, электричество, поступающее прямо с крыши жилого дома или фабричного здания, дешевле, чем из розетки. Да и крупные промышленные гелиоустановки все чаще предлагают энергию по более низким ценам, чем традиционные электростанции.

Автор Геро Рютер, Андрей Гурков

Евросоюз. Весь мир > Электроэнергетика > dw.de, 29 мая 2013 > № 821706


Украина > Электроэнергетика > expert.ua, 20 мая 2013 > № 939001 Дмитрий Костюк

Союз турбины и генератора

Первый заместитель директора предприятия «Электротяжмаш» Дмитрий Костюк рассказал о конкуренции на международных рынках, советском наследии и создании энергоконцернов

Традиционно считается, что в Украине неплохо себя чувствуют лишь производители сырьевых и полуфабрикатных товаров (прежде всего металлурги, химики и отчасти аграрии), да и то, потому что вовремя попали в частные руки. А машиностроение находится в упадке или в лучшем случае стагнирует. «Эксперт» пообщался с заместителем генерального директора госпредприятия «Электротяжмаш» (Харьков) Дмитрием Костюком и убедился, что бывает и иначе.

Этот завод в советское время был лидером энергетического машиностроения. За годы независимости в Харькове многие предприятия либо вовсе закрылись (например, Харьковский завод тракторных двигателей или «Серп и молот», производивший дизели для сельхозтехники), либо существенно сократили объемы выпуска (как Харьковский тракторный или завод им. Малышева). А «Электротяжмаш» сумел не только сохранить промышленный потенциал, но и разработать и освоить новые виды продукции. В интервью нашему журналу Костюк раскрыл некоторые секреты.

— Судя по новостным сообщениям о подписанных или выполненных заводом «Электротяжмаш» контрактах, его деятельность сфокусирована на реконструкции гидроэлектростанций и поставках генераторов для локомотивов. Иногда еще всплывает производство агрегатов для атомной промышленности. Соответствует ли такой профиль потенциалу предприятия — тому, что оно могло бы или планирует производить?

— Это далеко не полная картина. Предприятие выпускает весь спектр продукции, предусмотренный его технической и конструкторской базой. Это генераторы для тепло- и гидроэлектростанций, тяговые электродвигатели и генераторы для тепловозов, электровозов и городского электротранспорта. Например, к Евро-2012 мы поставляли электродвигатели для троллейбусов производства «Богдан Моторс».

Если говорить о перспективах, то мы однозначно будем наращивать присутствие в сфере энергетики — гидро- и тепловой. У нас есть опыт, накопленный десятилетиями, сильная конструкторская школа.

— Каковы позиции завода в атомной энергетике?

— Завод производит генераторы для АЭС. Мы осуществляли поставки в Россию и Индию. Но наше присутствие в этой сфере не особенно значительно по сравнению с другими направлениями, ведь при СССР у предприятия была своя специализация, а производство генераторов для атомной энергетики было сосредоточено на ленинградском заводе, который сейчас входит в концерн «Силовые машины».

Короткие и длинные

— Если говорить в целом по заводу, производство какого из двух подразделений более рентабельно — энергетического или тягового оборудования?

— Безусловно, производство турбо- и гидрогенераторов. Все проекты в сфере энергетики, как правило, уникальны. А производство электротягового оборудования серийно. Соответственно, заказчик при увеличении объемов настаивает на снижении стоимости.

При этом средний срок изготовления изделия для энергетики составляет от 9–12 до 16–24 месяцев, а по электротяговому оборудованию — 30–60 дней. Мы получаем уникальную возможность балансировать денежные потоки, получать и «короткие», и «длинные» деньги.

— То есть вы требуете бОльшую маржу по энергетическому оборудованию, чтобы обезопаситься от возможных колебаний компонентов себестоимости в течение длительного периода исполнения контракта?

— Не только поэтому. Безусловно, мы боремся за бОльшую маржу. Конкурентов на этом рынке гораздо меньше, чем на многих других, поскольку не каждый производитель может похвастаться конструкторами, которые могут спроектировать готовое изделие от начала до конца.

— Ниже какой маржи по EBITDA вы не готовы опускаться при подписании контрактов?

— В энергетическом секторе заказы с рентабельностью ниже 20 процентов мы почти не рассматриваем. Ведь стоимость денег высокая — она превышает 15 процентов.

— Если за 18 месяцев исполнения контракта произойдет существенное удорожание какого-то из компонентов себестоимости, кто несет соответствующий риск — завод или заказчик?

— Мы полностью несем риск удорожания расходных материалов, поэтому стараемся его нивелировать за счет увеличения авансового платежа, дабы «законтрактоваться» с поставщиками оборудования и материалов. Таким образом, мы стараемся комплектоваться в первые два-три месяца выполнения контракта.

— А металлы ведь могут не только дорожать, но и дешеветь. Как сейчас, например.

— Обычно мы не очень радуемся падению цен на металл. Если металлургия стагнирует, значит, следующей отраслью, которая подвергнется спаду, будет энергетика.

— Сейчас медь падает в цене. В январе тонна стоила более восьми тысяч долларов, в конце апреля — менее семи тысяч. Вы рассчитываете в связи с этим на увеличение рентабельности?

— Мы используем электротехническую медь очень высокого качества, это не полуфабрикат, а готовая продукция — прокат. В Украине таких производителей нет, да и в соседних странах не так много поставщиков подобного сырья. Берем продукцию из российского города Каменск-Уральский и финскую. Ее стоимость меньше подвержена резким колебаниям.

— Какие еще компоненты себестоимости? Специальные стали?

— Да, мы используем электротехническую сталь, которую закупаем в Швеции. Остальные составляющие — черные металлы и оплата труда, поскольку много металлообработки.

Спрос на гидрогенераторы

— Давайте поговорим о поставке оборудования для гидроэнергетики. У компании «Укргидроэнерго» масштабные планы — полностью реконструировать агрегаты к 2016–2017 годам. А что будет делать завод в 2018-м, когда модернизация закончится?

— Я вижу горизонт для проведения таких работ не менее пяти-семи лет. Сейчас мы являемся одними из стратегических партнеров модернизации — почти все генераторы, установленные на Днепровском каскаде, произведены на нашем заводе. Надеюсь, что компании «Укргидроэнерго» удастся привлечь необходимое финансирование. Будем участвовать в тендерах и намерены в них побеждать. Реконструкция части оборудования уже проведена, но задел по ремонту агрегатов остается большим.

Кроме того, сейчас ведется строительство Днестровской ГАЭС — крупнейшей гидроаккумулирующей станции в Европе. В настоящее время мы осуществляем отгрузку оборудования для второго агрегата первой очереди проекта (стоимостью 264 миллиона гривен — «Эксперт»), подписываем договор на производство оборудования для третьего агрегата.

Проект потенциально предусматривает строительство и второй очереди. Но это уже вопрос больше к правительству — в каких объемах будет осуществляться финансирование.

— Будете участвовать в тендерах Ташлыкской ГАЭС и других «первичных» стройках?

— Будем. Надеемся, что на украинские станции будет поставлять оборудование именно украинский производитель.

— Расскажите о поставках за рубеж.

— Я понимаю, что гидропотенциал Украины — не самый высокий по сравнению с другими странами, да и степень использования гидроресурса в стране почти достигает ста процентов. Так что мы активно работаем с российской компанией «РусГидро», увеличиваем свое присутствие на рынке Казахстана.

Вообще среди стран СНГ огромный гидропотенциал имеют РФ и Таджикистан. Мы присутствуем на рынке обеих стран. Наш последний контракт в России — поставка гидрогенераторов на 12,5 миллиона долларов для Зеленчукской ГЭС-ГАЭС (Карачаево-Черкессия). В Таджикистан мы начали поставку второго гидрогенератора для крупнейшей гидростанции страны — Рогунской ГЭС (в рамках контракта на два агрегата общей стоимостью 40 миллионов долларов. — «Эксперт»).

Если говорить о дальнем зарубежье, то перспективным является рынок Латинской Америки, куда наше оборудование уже поставлялось, — это Мексика и Панама.

Наследие предков

— Какая часть ваших заказов формируется за счет того, что поставки оборудования начались еще в советское время?

— Я не сказал бы, что мы сейчас только пожинаем плоды деятельности времен СССР. Конечно, на нас работают технологии, наработанный опыт и конструкторская школа: пока что ремонтировать или частично заменять наше оборудование умеет очень небольшое количество компаний. С другой стороны, мы, к примеру, научились делать генераторы, подобные тем, которые выпускает концерн «Силовые машины». Уже есть прецеденты, когда в России заменяем оборудование нашего конкурента.

— Почему? Ниже цена или есть какие-то технические решения?

— Наши генераторы имеют более привлекательное соотношение цены и качества. К тому же мы научились устанавливать свои генераторы вместо генераторов компании «Силовые машины» и некоторых других производителей без существенных изменений фундаментов и систем обеспечения электростанции.

Уровень себестоимости у нас, как правило, ниже, чем у российских и европейских производителей, а вот с китайскими компаниями конкурировать непросто. Недавно мы выиграли тендер на поставку генераторов на индийскую ТЭС «Бандель» (стоимость не разглашается. — «Эксперт»). Считаем это значительным достижением, поскольку из-за высокой конкуренции индийский рынок очень плотный. Понятное дело, что рентабельность поставок в Индию получается одной из самых низких.

— Как можно охарактеризовать мощности предприятия?

— Мы можем изготавливать до восьми турбогенераторов в год. В советское время завод выпускал по одному изделию в месяц. По гидрогенераторам сказать намного сложнее — вся продукция разного размера. Одна машина в диаметре может составлять пять метров, а другая, — скажем, для Днестровской ГАЭС — превышать 16 метров.

— На сколько процентов от своей мощности работает завод?

— Загрузка превышает 70 процентов. Можно еще увеличить объемы работ за счет дополнительного введения второй и третьей смены, хотя половина завода и так уже работает в круглосуточном режиме. За последний год мы наняли более тысячи сотрудников.

— И каковы на этом фоне финансовые результаты работы предприятия?

— Выручка в прошлом году достигла почти полутора миллиардов, что больше на 35%, чем в 2011-м. В этом году мы рассчитываем перешагнуть рубеж в два миллиарда гривен.

— Вы сказали, что наняли тысячу с лишним человек. Есть ли персонал, который собираетесь сокращать?

— На любом предприятии происходит определенная текучесть кадров. Прежде всего, нам остро не хватает технического персонала. Есть определенный кадровый голод. Не хватает специалистов со средним техническим образованием, поскольку профильные училища, которые раньше готовили кадры для нашего завода, сегодня не работают.

Что касается других сотрудников, то, к счастью для нас и к сожалению для страны, многие заводы Харькова закрыты, и ежедневно 50–70 человек приходят на нашу проходную с желанием трудоустроиться. Поэтому сложилась уникальная ситуация, когда при подборе кандидата на вакантную должность у нас есть возможность выбирать лучших из лучших.

При этом хочу отметить, что мы особое внимание уделяем непрерывному образованию персонала. Это и вечерние классы, занятия в которых проводят опытные сотрудники, передавая накопленный багаж знаний молодым, и поддержка в получении последипломного или высшего технического образования. В результате такой кадровой политики к нам приходит много молодежи, средний возраст сотрудников значительно снизился.

Сила — в единстве

— Какие сейчас взаимоотношения с харьковским предприятием «Турбоатом»? Работаете в связке?

— У нас крепкие партнерские взаимоотношения, мы дополняем друг друга. Два предприятия находятся не просто на одной улице. Они находятся, так сказать, «на одном валу», потому что вал турбины и генератора должны быть сопряжены.

Последний пример нашего взаимодействия — поставка генератора и турбины на Экибастузскую ГРЭС в Казахстан (стоимость подписанного в 2010 году контракта превысила 30 млн долларов. — «Эксперт»). Кроме того, это все агрегаты, поставленные для «Укргидроэнерго». В принципе мы можем комплектоваться с любым другим производителем, но заказчику, безусловно, выгоднее, когда два подрядчика находятся рядом друг с другом. Поставка и монтаж оборудования из регионов, расположенных в разных частях мира, более сложны и обходятся соответственно дороже.

К сожалению, сейчас количество заказов, которые мы выполняем совместно с «Турбоатомом», невелико. Но мы стараемся развивать это направление и осуществлять комплектные поставки.

— Так, может быть, нужно объединить «Электротяжмаш» и «Турботом», где государству принадлежит 75 процентов, в одну структуру?

— Объединение наших предприятий — здравая идея. Мы тут не придумываем новую бизнес-модель. Если обратиться к истории, «Электротяжмаш» и «Турбоатом» всегда были тесно связаны друг с другом. Наше предприятие создавалось как завод, который изготавливал тяговое оборудование, а «Турбоатом» был площадкой по производству турбин и генераторов, необходимых для электрификации страны. И только потом, в 1954 году, с завода «Турбоатом» на «Электротяжмаш» перенесли генераторное производство.

Успешный пример реализации подобной модели — российская компания «Силовые машины», наш мощный конкурент. После того как в нее вошел «Красный котельщик», у концерна усилилась позиция на рынке — одна компания предлагает решения по котлу, турбине и генератору.

Мое субъективное мнение таково: при объединении предприятий наши позиции на рынке станут сильнее. Заказчику всегда удобнее получать продукцию из одной точки.

Автор: Сергей Рыбальченко

Украина > Электроэнергетика > expert.ua, 20 мая 2013 > № 939001 Дмитрий Костюк


Германия > Электроэнергетика > dw.de, 19 апреля 2013 > № 799392

Энергетики экспериментируют с гибридными ЛЭП

Энергосети в Германии уже сегодня загружены практически до предела. Теперь немецкие инженеры предложили повысить их мощность, передавая постоянный ток параллельно с переменным.

Энергетика в Германии переживает нелегкие времена. Для транспортировки на юг страны той электроэнергии, что во все больших количествах вырабатывается офшорными ветросиловыми установками в Северном и Балтийском морях, мощностей существующих сегодня линий электропередачи уже не хватает. А тут еще сразу несколько энергетических компаний ведут строительство ряда крупных угольных электростанций - и тоже, как назло, преимущественно на севере страны. Это дополнительно увеличит нагрузку на энергосети, которые и так работают практически на пределе своих возможностей. Таким образом, потребность в новых высоковольтных линиях электропередачи становится все острее, однако их прокладка потребует немало времени и огромных расходов - от 20 до 40 миллиардов евро, - не говоря уже о таких сопутствующих трудностях как, скажем, протесты местного населения против соседства с высоковольтными проводами.

"Ультра-сеть" - проект создания гибридной ЛЭП

И вот теперь инженеры компании Amprion, которая владеет самой обширной в Германии сетью высоковольтных линий электропередачи общей протяженностью в 11 тысяч километров, предложили техническое решение, которое в случае успеха сулит немалую экономию времени и средств и избавляет от долгих дискуссий с местными жителями. Суть идеи состоит в переоборудовании существующих высоковольтных линий таким образом, чтобы по кабелям, висящим с одной стороны опор, продолжать передавать переменный ток, а кабели, висящие с другой стороны, использовать для транспортировки постоянного тока.

Такое решение позволит чуть ли не вдвое увеличить мощность существующих ЛЭП, считают эксперты компании Amprion. Все, что необходимо для реализации проекта такой гибридной сети - это два преобразователя (один выпрямитель и один инвертор), новые изоляторы и некоторые незначительные переделки на трансформаторных подстанциях, говорит технический руководитель проекта Бартош Русек (Bartocz Rusek): "Мы называем наш проект ультра-сетью. Это воздушная линия электропередачи протяженностью около 400 километров. Она начинается в Остеррате близ Дюссельдорфа и заканчивается в Филиппсбурге возле Мангейма. И на этой трассе нам предстоит теперь найти подходящий участок, на котором мы переменный ток преобразуем в постоянный".

Постоянная составляющая в переменном токе, переменная - в постоянном

Вообще-то использовать одну и ту же воздушную линию электропередачи, одни и те же опоры и траверсы для параллельной транспортировки постоянного и переменного тока не рекомендуется, признает инженер: "Конечно, там неминуемо возникает известное взаимодействие между цепями переменного и постоянного тока - и индуктивная связь, и емкостная".

Это означает, что переменный ток, пусть и крайне слабый, все же попадет за счет магнитного поля на проводник постоянного тока. Появление переменной составляющей в контуре постоянного тока - эффект нежелательный, но он, по крайней мере, легко может быть рассчитан, поскольку известен. Хуже дело обстоит с омической связью. Бартош Русек поясняет: "Омическая связь - это, скажем так, протекание очень слабого постоянного тока в направлении проводника переменного тока".

Явление связано с ионизацией воздуха, при этом постоянный ток использует два пути: во-первых, по поверхности изоляторов, траверсы и опоры, а во-вторых, непосредственно по воздуху в форме газового разряда. В результате в контуре, предназначенном для переменного тока, появляется "примесь" постоянного тока. "Этот эффект крайне нежелателен, только если сила ионного тока достигает действительно больших значений, - говорит Бартош Русек. - Дело в том, что присутствие постоянной составляющей в контуре переменного тока вызывает повышенный механический износ трансформаторов".

Первые эксперименты вселяют надежду на успех

Однако определить, насколько сильной окажется на практике омическая связь и как она повлияет на используемое сегодня оборудование ЛЭП, можно было только опытным путем. "Тут мы столкнулись с серьезной проблемой, потому что в нашей энергосети практически нет воздушных линий электропередачи, свободных для таких экспериментов", - сетует Бартош Русек. И все же один подходящий участок протяженностью в два километра удалось найти. Он был проложен к угольной электростанции Datteln-4, однако ее строительство пока заморожено, что и позволило специалистам компании Amprion провести все нужные измерения.

Первые результаты представляются многообещающими, говорит технический руководитель проекта "Ультра-сеть": "Мы установили, что воздействие постоянного тока на протекающий параллельно переменный ток может быть очень незначительным - если, конечно, соблюдать определенные правила. Прежде всего, проводники постоянного и переменного тока должны быть разнесены на достаточное расстояние".

Конечно, специалисты компании понимают, что им предстоит выполнить еще целый ряд дополнительных экспериментов и исследований, но верят, что уже в 2017 году смогут начать строительство соответствующих преобразовательных подстанций.

Автор Владимир Фрадкин

Германия > Электроэнергетика > dw.de, 19 апреля 2013 > № 799392


Россия. ЦФО > Электроэнергетика > ria.ru, 10 апреля 2013 > № 793230

Объем производства воронежского механического завода (ВМЗ) составил в первом квартале 2013 года 1,1 миллиарда рублей, что на 10% выше показателей первого квартала прошлого года, сообщает предприятие.

Объем выпуска мехзаводом продукции по направлению "спецтехника" (производство жидкостных ракетных двигателей для ракетоносителей "Протон", "Союз", а также для разгонного блока РКК "Энергия") достиг по итогам первых трех месяцев 700 миллионов рублей.

"В данном случае рост по сравнению с 2012 годом составил 15%", - отмечает предприятие.

Гражданской продукции (оборудование для "Газпрома", РЖД и ОАО "Камов") предприятие выпустило на сумму порядка 300 миллионов рублей, что на 18% превышает результаты первого квартала прошлого года.

В целом планируется, что в 2013 году общий объем производства ВМЗ достигнет 4,8 миллиарда рублей, что на 0,5 миллиарда рублей превысит показатель прошлого года. Ракетно-космической техники предполагается выпустить на 3,2 миллиарда рублей. Гражданской продукции для "Газпрома" будет произведено на сумму более 800 миллионов рублей. Кроме того, ВМЗ выпустит продукцию для РЖД и ОАО "Камов" общим объемом около 600 миллионов рублей.

Воронежский механический завод создан в 1928 году. С 2008 года входит в состав ГКНПЦ им. М.В. Хруничева. Является уникальным производственным комплексом с полным технологическим циклом создания и серийного производства жидкостных ракетных двигателей, а также оборудования для различных отраслей промышленности. На предприятии работают 6,3 тысячи человек. Алексей Андреев.

Россия. ЦФО > Электроэнергетика > ria.ru, 10 апреля 2013 > № 793230


Корея > Электроэнергетика > ria.ru, 4 апреля 2013 > № 790115

Южнокорейская компания Korea Hydro & Nuclear Power Co (KHNP) заявила в четверг об остановке реактора АЭС "Гори" на юго-востоке страны в результате технических неполадок, сообщило агентство Ренхап.

По информации агентства, остановка реактора на АЭС произошла около 16.34 по местному времени (11.34 мск) спустя несколько часов после того, как он был перезапущен после планового технического осмотра.

В настоящее время причина остановки реактора неизвестна.

Информация о возможной утечке радиоактивных элементов в атмосферу также пока не поступала.

В Южной Корее действуют 23 атомные станции, обеспечивающие около 35% электроэнергии в стране. АЭС "Гори" находится в пригороде города Пусан на юго-востоке страны, в 450 километрах от столицы Южной Кореи Сеула. Екатерина Плясункова.

Корея > Электроэнергетика > ria.ru, 4 апреля 2013 > № 790115


Евросоюз. Весь мир > Электроэнергетика > regnum.ru, 19 марта 2013 > № 783259

ЗАЯВЛЕНИЕ ЕВРОСОЮЗА ОЗНАЧАЕТ ПРИЗНАНИЕ, ЧТО ЯДЕРНАЯ ЭНЕРГЕТИКА БУДЕТ РАЗВИВАТЬСЯ В ЦЕЛОМ В МИРЕ: ЭКСПЕРТ

12 стран Европейского союза подтвердили приверженность развитию ядерной энергетики как важного элемента стратегии, нацеленной на сокращение выбросов парниковых газов. Об этом говорится в совместном заявлении, подписанном по итогам министерской встречи в Лондоне 12 марта представителями Болгарии, Великобритании, Венгрии, Голландии, Испании, Литвы, Польши, Румынии, Словакии, Финляндии, Франции и Чехии. Представители стран Евросоюза выразили свою готовность к сотрудничеству в контексте "той роли, которую ядерная энергетика может играть в будущем низкоэмиссионном энергобалансе ЕС".

"Заявление 12 государств Евросоюза о развитии ядерной энергетики означает принципиальное признание того, что этот вид генерации будет развиваться в целом в мире, - заявил глава комитета Госдумы РФ по энергетике Иван Грачев. - Что касается возобновляемых источников энергии, абсолютно очевидно, что ни солнце, ни ветер конкурентоспособными не будут, что они в промышленной энергетике дешевых киловатт-часов в принципе дать не могут. Это вовсе не техническое ограничение, а абсолютно физическое, фундаментальное, связанное с низкими потоками энергии. Соответственно, каких-либо значимых других альтернативных источников энергии атома нет".

"Просто надо более осторожно относиться к размещению атомных станций, - отметил он. - Однако никаких препятствий расширять ее и разворачивать ее в России, в Канаде нет. Порядка 15-20% атомная энергетика (а в некоторых странах и больше) будет занимать в энергобалансе, я всегда был в этом уверен. Но еще важно, что следующий шаг - это переход к термоядерным источникам энергии. На мой взгляд, без развития атомной энергии его сделать будет нельзя. Соответственно, и Соединенные Штаты, и Китай, и Россия атомную энергетику обязательно будут развивать. Германия абсолютно необоснованно уповала на то, что у них там солнце и ветер займут огромную долю в 40 или даже 80%, как он называли в перспективе. Это чистейшей воды утопия, и при этом очень дорогая. Сейчас мы видим, что им приходится резервировать солнце, ветер угольной энергетикой - грязной энергетикой. Поэтому Германия, скорее всего, подумает как следует и вернется к широкому газу, прежде всего, российскому. Те же, кто выстроит у себя хорошую, достаточно дешевую энергетику, будут иметь конкурентные преимущества. Та же Чехия, например".

"Безусловно, надо понимать, что все утопические рассуждения о понижающих тенденциях в сфере атомной энергетики заканчиваются, - отметил он. - Все современные расчеты фиксируют рост в потребности энергии, существенный рост цен на энергоносители, на электроэнергию, в том числе, экспортируемую и импортируемую. Каждая страна выбирает сама. Если Чехия выбрала вариант, что она построит надежную АЭС, то она будет иметь серьезное преимущество, продавать электричество по очень высоким ценам в ту же Германию. Никуда Германия не денется".

Евросоюз. Весь мир > Электроэнергетика > regnum.ru, 19 марта 2013 > № 783259


США. Япония > Электроэнергетика > ria.ru, 15 марта 2013 > № 777911

Военнослужащие США, принимавшие участие в ликвидации последствий аварии на японской АЭС "Фукусима", требуют компенсацию в размере более 2 миллиардов долларов от владельца АЭС, скрывавшего, по их мнению, информацию об опасности работ для здоровья, сообщает в пятницу интернет-портал газеты Stars and Stripes.

Команда американского авианосца "Рональд Рейган" была вовлечена в операцию по ликвидации последствий аварии на АЭС "Фукусима". В четверг 26 моряков ВМС США подали в американский суд иск против компании Tokyo Electric Power Company (TEPCO) с требованием выплатить каждому из них 40 миллионов долларов в качестве компенсации за ущерб здоровью, а также создать фонд для оплаты расходов на лечение в размере одного миллиарда долларов.

По мнению истцов, TEPCO "знала о том, что реакторы... излучали большие дозы радиации", но при этом "не уведомила истцов и ВМС США об истинном уровне радиации". По словам моряков, из-за облучения они страдают в том числе от головных болей, проблем с щитовидной железой и даже рака.

Как сообщает издание, представители Пентагона утверждают, что уровень радиации в районе проведения работ не превышал допустимых норм и в ходе операции регулярно производились замеры радиационного фона. Представитель TEPCO отказался комментировать ситуацию, заявив лишь, что компания рассчитывает "на должное рассмотрение иска в соответствии с законодательством США".

Одиннадцатого марта 2011 года на северо-востоке Японии произошло одно из крупнейших землетрясений, магнитудой 9,0, получившее название Великого восточного землетрясения. Вслед за подземными толчками на побережье пришла 14-метровая волна цунами, которая затопила четыре из шести реакторов АЭС "Фукусима-1" и вывела из строя систему охлаждения реакторов, что привело к серии взрывов водорода и расплавлению активной зоны. Полная ликвидация аварии займет около 40 лет.

США. Япония > Электроэнергетика > ria.ru, 15 марта 2013 > № 777911


Финляндия > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 15 марта 2013 > № 777594

Ruukki приступила к выпуску «солнечных» крыш

Ruukki – первая в мире компания, которая начинает производство кровельных материалов для индивидуального жилищного строительства, использующих тепловую энергию солнца. Новый кровельный продукт Ruukki Classic Solar Thermal Roof был разработан для нагревания воды в целях обеспечения горячим водоснабжением и отоплением. Благодаря системе Ruukki, коллектор интегрирован в крышу и устраняет необходимость установки отдельных тепловых коллекторов. Ruukki Classic Solar повышает энергоэффективность здания.

«Крыша, использующая тепловую энергию солнца, является ярким примером опыта Ruukki в разработке различных кровельных решений. Крыша Classic Solar Thermal Roof повышает энергоэффективность здания, что, в свою очередь, уменьшает стоимость его эксплуатации. Помимо этого, использование солнечного тепла в качестве источника энергии является подтверждением ответственного отношения к окружающей среде», – говорит, старший вице-президент Ruukki по вопросам разработки кровли для жилых зданий Ари Воути.

Солнечные крыши помогают сократить расходы на энергоносители.

Подогрев воды можно осуществлять за счет солнечной энергии в течение почти полугода. В весенние и осенние месяцы комнаты отапливаются с помощью энергии солнца, а летом значительно увеличивается производительность теплового котла. Система отопления генерирует практически бесплатную энергию. Коллектор фактически невидим при полной интеграции в крышу Classic, состоящую из листов катаного профиля.

Крыша Ruukki Classic Solar Thermal Roof является частью солнечной тепловой системы, которая включает в себя встраиваемые в крышу коллекторы тепла и соединяющие их тепловые трубы. Тепловые коллекторы охватывают часть крыши и устанавливаются примерно на три метра ниже конька. Солнце нагревает коллекторную жидкость, которая, в свою очередь, нагревает резервуар для горячей воды.

Тепло, вырабатываемое солнечной крышей, зависит от расположения дома, направления и наклона крыши. Срок службы системы достигает 25 лет. Солнечные крыши идеально подходят для небольших домов, дач и малоэтажных зданий с пологой кровлей. В настоящее время продукт можно купить в Финляндии.

Тепловые коллекторы производятся на заводе Savosolar в Миккели, Финляндия, и имеют 10-летнюю гарантию. На технические характеристики стальных крыш Ruukki Classic предоставляется 50-летняя гарантия. Тысячи фирм по строительству и перестройке жилых домов выбрали традиционную крышу Classic с момента первого выпуска Ruukki кровли из листов катаного профиля, который состоялся в 1997 г. Ruukki является лидером на рынке кровли Финляндии

Финляндия > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 15 марта 2013 > № 777594


Германия. Россия > Электроэнергетика > dw.de, 15 марта 2013 > № 777439

Германия готова помочь России в энергосбережении

Политики и бизнесмены из России и ФРГ обсудили на конференции в Берлине пути сотрудничества в сфере энергетики. Немецкие фирмы готовы поделиться с россиянами своими технологиями.

14 -15 марта в Берлине проходила уже вторая по счету германо-российская энергетическая конференция. Ее тема в этот раз звучала так: "Через инновации к энергоэффективности". Ведь каждая тонна нефти, каждый кубометр газа, каждый киловатт-час электроэнергии, которые не будут потреблены в России вследствие повышения энергоэффективности, отмечалось на конференции, повышают экспортные возможности российской экономики.

Выбранная тема крайне важная и для Германии. Выступая на конференции, статс-секретарь немецкого министерства экономики Штефан Капферер (Stefan Kapferer) заявил, что "энергоэффективность - это ключ к обеспечению стабильного и долгосрочного снабжения энергией, причем по доступным ценам и с учетом экологических требований".

Капферер обратил внимание на один весьма примечательный факт: в последние годы Германия была одной из немногих стран в мире, которой при вполне достойном по ее меркам экономическом росте удалось одновременно снизить энергозатраты. "Понятно, что наше ноу-хау, опыт, изобретения, идеи и патенты немецких инженеров пользуются спросом во всем мире", - объяснил статс-секретарь.

Энергетическая доктрина ФРГ

О принятой недавно в Германии новой энергетической доктрине рассказывал участникам конференции руководитель полугосударственного Немецкого энергетического агентства (DENA) Штефан Колер (Stephan Kohler).

Все знают, что эта доктрина предусматривает постепенный отказ от использования атомных электростанций и переориентацию на так называемую "зеленую" энергетику. Но ее главной составляющей Колер считает другое направление, а именно, - энергосбережение.

Правительство ФРГ, рассказал он, исходит из того, что потребность в тепловой энергии всех зданий в Германии, будь то жилы дома, школы, общественные заведения или офисы, в 2050 благодаря технической модернизации сократится на 80 процентов. Расход электроэнергии планируется уменьшить к середине века на четверть.

Любопытные данные привел в этой связи Хольгер Гаснер (Holger Gassner) из немецкого энергетического концерна RWE. В 2008 году в Германии было произведено и потреблено 640 Тераватт электроэнергии. К 2050 году намечено снизить потребление на 130 Тераватт, то есть примерно на 20 процентов. Выработка же электроэнергии уменьшиться почти наполовину, поскольку около 30 процентов потребностей предполагается покрывать за счет импорта. При этом долю "зеленой" энергетики планируется повысить в три раза - до 80 процентов.

Кабель из Калининграда

Экспортировать же электроэнергию, в том числе в Германию, готовы российские компании. Так, Карина Цуркан из Интер РАО ЕЭС говорила о большом экспортном потенциале Калининградской области. "Мы уже продаем электроэнергию в страны ЕС, в частности, в Литву, - заявила она. - Но заинтересованы и в расширении поставок". Цуркан упомянула три проекта, которые, по ее словам, уже находятся на начальной стадии реализации.

Это наращивание поставок в Литву, строительство линии электропередач в Польшу и прокладка подводного кабеля постоянного тока на северо-восток Германии. Последний проект Карина Цуркан назвала одним из самых перспективных. "Уже подготовлены все обоснования - как технические, так и экономические, - подчеркнула она. - Так что мы рассчитываем на поддержку нашей заявки в руководящих органах Евросоюза".

В Германии, однако, именно к этому кооперационному проекту отношение неоднозначное. Ведь Берлин принял политическое решение отказаться от ядерной энергетики, а по балтийскому кабелю предполагается поставлять ток, выработанный главным образом на строящейся Калининградской АЭС.

Россия - перспективный рынок

Тем активнее, однако, в Германии приветствуют другие варианты двустороннего сотрудничества в энергетической сфере, готовы делиться современными энергосберегающими технологиями и участвовать в модернизации российских предприятий.

О том, какие тут могут открыться коммерческие перспективы для немецких фирм, говорил на конференции в Берлине заместитель министра энергетики России Антон Инюцын. Спектр сотрудничества, по его словам, максимально широк. Это модернизация и техническое переоснащение российских предприятий, локализация производства энергоэффективного оборудования, подготовка специалистов, создание центров обучения.

"Инвестиционный потенциал у нас громаднейший, - отметил Инюцын. - Мы даем понять рынку, что это порядка 100 миллиардов долларов в год. Такова емкость частных инвестиций, которые мы планируем привлекать в среднесрочной перспективе в модернизацию нашей экономики". Берлинскую конференцию он назвал "хорошей площадкой для организации взаимодействия российских и немецких компаний".

С точки зрения Василия Степченко, руководителя инновационных программ Интер РАО ЕЭС, основными направлениями сотрудничества должны быть внедрение современных энергосберегающих технологий, модернизация оборудования, подавляющая часть которого была введена в эксплуатацию в России еще в прошлом веке, обучение персонала и локализация технологий.

Одна из острейших проблем российской энергетики - потери при доставке электроэнергии потребителям. По данным Бориса Механошина, директора по международной деятельности ОАО "СО ЕЭС", такие потери в денежном выражении составляют порядка 4 миллиардов евро в год. "То есть вся российская ядерная энергетика работает, чтобы компенсировать такие потери", - заявил он. По мнению Механошина, дешевле модернизировать сети, чем строить новые электростанции.

Автор: Никита Жолквер, Берлин

Германия. Россия > Электроэнергетика > dw.de, 15 марта 2013 > № 777439


Норвегия. Узбекистан > Электроэнергетика > regnum.ru, 14 марта 2013 > № 778241

НОРВЕЖСКАЯ КОМПАНИЯ ПРИСТУПИТ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ В УЗБЕКИСТАНЕ

Норвежская International Development Norway (IDN) в 2013 году приступит к проектированию солнечной электростанции в Узбекистане, сообщил газете "Новый Век" источник в правительстве республики.

"В настоящее время идет разработка проекта, над которым работают сотрудники "Узтяжнефтегазхимпроект" и норвежские специалисты", отметил собеседник газеты.

Государственно-акционерная компания (ГАК) "Узбекэнерго", монопольный оператор энергосетей в республике, в настоящий момент ведет переговоры с рядом иностранных инвесторов, в том числе с российской НК "ЛУКОЙЛ", индийской BHEL, норвежской REC для реализации проектов в сфере ВИЭ (возобновляемые источники энергии).

В феврале этого года правительство Узбекистана и АБР подписали меморандум о сотрудничестве в реализации проектов в солнечной энергетике.

В рамках документа АБР в 2012-2015 годах предоставит Узбекистану кредиты на общую сумму 200 миллионов долларов на реализацию проектов по развитию солнечной энергетики.

Норвегия. Узбекистан > Электроэнергетика > regnum.ru, 14 марта 2013 > № 778241


Япония. ЦФО > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 13 марта 2013 > № 777648

Проведены комплексные испытания накопителя кинетической энергии

Компания «Русский сверхпроводник» провела комплексные испытания экспериментального образца накопителя кинетической энергии (НКЭ) большой мощности (до 50 кВт) и энергоемкости (свыше 4 МДж). Комплект силовой электроники, применимой в данной конструкции НКЭ, был любезно предоставлен компанией Mitsubishi electric. В ходе испытаний были опробованы режимы работы изделия в качестве источника бесперебойного питания, а также накопителя рекуперированной энергии городского наземного электрифицированного транспорта, метрополитена, пригородных электропоездов Российких железных дорог. Кроме того, была отработана модель функционирования НКЭ в сетях крупных промышленных потребителей энергии с резко переменным графиком нагрузки потребляющего оборудования и в сетях с альтернативными энергоисточниками.

На испытаниях накопителя присутствовали представители предприятий от холдингов ОАО «Российские железные дороги», ОАО «Транснефть», компаний, использующих ИБП при создании мощных центров обработки данных, специалисты организаций нефтехимической отрасли, венчурные инвесторы.

Наибольший интерес среди потенциальных потребителей кинетических накопителей вызвала способность быстрого запасания энергии, рекуперируемой с большой мощностью электрифицированным транспортом в ходе торможения электроподвижного состава перед остановками. Запасенная энергия хранится необходимое время в накопителях во время остановок и выдается в контактную сеть для разгона вагонов. Расчеты на основе полученных экспериментальных результатов показывают, что применение накопителей кинетической энергии позволяет экономить до 30% от потребляемой электротранспортом энергии. Данная сфера применения НКЭ позволяет достигать высокие показатели экономической эффективности, недоступные для других типов накопителей энергии.

Также высокий интерес вызывает сфера применения НКЭ в качестве источников бесперебойного питания. Кинетический накопитель способен быстро, в течение нескольких минут, запасать большой объем энергии для поддержания готовности энергоснабжения ответственных категорий потребляющего оборудования. И при необходимости с увеличенной мощностью выдавать её в энергосистему потребителя. В отличие от традиционных ИБП с химическими аккумуляторами, накопительный элемент НКЭ – маховик – не имеет износа, поэтому он служит без замены в течение всего срока службы такого агрегата – более 15 лет. НКЭ имеет еще ряд важных преимуществ перед химическими аккумуляторами: меньшие эксплуатационные затраты, отсутствие жестких требований по климатической защите помещения, существенно более высокий КПД, гораздо меньшая занимаемая площадь, отсутствие вредных химических веществ, безразрывность энергоснабжения потребителей при пропадании основного питания. Благодаря этому на сегодняшний день на рынке ИБП обозначился устойчивый рост интереса к накопителям кинетической энергии со стороны компаний, строящих и эксплуатирующих центры обработки данных и другие объекты с ответственным энергопотребляющим оборудованием. В настоящее время ИБП на основе НКЭ средней и большой мощности для использования в качестве источников бесперебойного питания активно внедряются на рынках развитых стран. Разработанный компанией «Русский сверхпроводник» ИБП на базе накопителя кинетической энергии показывает характеристики, не уступающие лучшим мировым аналогам, а по некоторым важным показателям существенно превосходит их.

Применение НКЭ в сетях предприятий с резко неравномерным графиком нагрузки также позволяет достичь значимых эффектов, что показали прошедшие экспериментальные исследования. Например, компенсации больших пиков и провалов в энергоснабжении и, следовательно, снижения нагрузок на оборудование питающих подстанций. Предприятия, которые имеют или планируют установку локальных энергоисточников, могут существенно снизить их мощность и, тем самым, капитальные и эксплуатационные затраты, поскольку пиковые нагрузки в таком случае компенсируются запасенной в маховике энергией. Для предприятий, закупающих мощность у энергопоставщиков, впервые появляется возможность значительного снижения объемов её закупки. Кроме того, НКЭ одновременно выступает в качестве сетевого фильтра, сглаживая скачки и провалы напряжения, подаваемого из сети.

Как отметил генеральный директор компании «Русский сверхпроводник» Александр Кацай, компания в ближайшее время собирается провести процедуру сертификации первой модели из широкой линейки накопителей кинетической энергии. «К нам уже поступают запросы от потенциальных заказчиков на поставку кинетических накопителей, мы ведем совместные консультации по внедрению НКЭ в энергосистемы потребителей, осуществляем расчеты экономического эффекта от их применения», - заявил А.Кацай.

В ближайших задачах компании стоит разработка следующей модели с увеличенной в 3-4 раза энергоемкостью и мощностью до 300 кВт, проведение её испытаний, в том числе на объектах реальных потребителей.

Япония. ЦФО > Электроэнергетика > metalinfo.ru, 13 марта 2013 > № 777648


Россия > Электроэнергетика > minenergo.gov.ru, 11 марта 2013 > № 805673 Александр Новак

Выступление Министра энергетики РФ Александра Новака на заседании Правительства РФ

На заседании Правительства Российской Федерации Министр энергетики РФ Александр Новак представил проект государственной программы "Энергоэффективность и развитие энергетики".

Александр Новак: Уважаемый Дмитрий Анатольевич! Уважаемые коллеги! Позвольте вначале напомнить несколько цифр, характеризующих отрасль топливно-энергетического комплекса в целом. Отрасль действительно является одной из ключевых отраслей экономики, формирует около 30% валового внутреннего продукта страны, 50% доходов бюджета и почти 70% экспортного потенциала России. Отсюда вывод, что развитие топливно-энергетического комплекса, повышение его эффективности, надёжности обеспечения энергоресурсами – всё это напрямую влияет как на экономику в целом, так и на отдельные отрасли, и, конечно же, в первую очередь на качество жизни населения.

Уважаемый Дмитрий Анатольевич! В конце января Вами были представлены и определены основные направления деятельности Правительства Российской Федерации на период до 2018 года. Представленный проект программы отражает основные задачи, поставленные Вами в области энергетики. Ключевыми направлениями развития топливно-энергетического комплекса в программе определены: снижение энергоёмкости российской экономики и повышение её энергетической эффективности, ускоренная модернизация технологической базы, повышение инвестиционной привлекательности отрасли, развитие экспортного потенциала, формирование внутренней конкурентной среды, а также надёжное энергоснабжение для всех групп потребителей, для промышленности и населения.

Для реализации этих задач программа включает в себя семь подпрограмм. Фактически в одной программе сконцентрированы все отрасли топливно-энергетического комплекса – развитие и электроэнергетики, и нефтегазового комплекса, и угольной отрасли, поэтому документ получился достаточно объёмный. Позвольте мне остановиться на самых ключевых моментах программы.

Первое и, на мой взгляд, одно из важнейших направлений – это энергосбережение и повышение энергоэффективности. Конечно, эта задача является не сугубо отраслевой, а межведомственной и межотраслевой и пронизывает фактически все отраслевые и государственные программы. Ключевой показатель этой программы – это снижение энергоёмкости валового внутреннего продукта. И, как уже сказал Дмитрий Анатольевич, Россия по данному показателю значительно отстаёт от ведущих стран – США, Японии, Канады – примерно в 2–2,5 раза. Но хочу отметить, что во многом этот показатель зависит от структуры экономики, от особенностей природно-климатического характера. Доказательством этого является, например, то, что отличие энергоёмкости российского валового внутреннего продукта от Китая и Канады – всего 20%. Но, несмотря на это, мы в целом видим огромный потенциал по энергосбережению. Следует отметить, что работа в этом направлении была начата ещё в 2010 году активно после того, как энергоэффективность была включена в число пяти приоритетных направлений модернизации экономики. За это время был принят федеральный закон №261 и соответствующая государственная программа.

За два года реализации соответствующей федеральной программы энергоёмкость российского валового внутреннего продукта снизилась более чем на 5,5%, фактически мы вышли на докризисный уровень. К настоящему времени во всех субъектах Российской Федерации приняты свои региональные программы повышения энергоэффективности, они включают в себя проекты по модернизации систем теплоснабжения, оснащение приборами учёта, модернизацию систем уличного освещения, утепление зданий и другие.

Государство за счёт субсидий стимулирует привлечение средств из региональных бюджетов и внебюджетных источников. Назову несколько цифр: если в 2011 году на деньги федерального бюджета, которые были выделены примерно в объёме 5,2 млрд рублей, было привлечено около 30 млрд рублей средств субъектов Российской Федерации и внебюджетных средств, уже в 2012 году этот показатель вырос почти в 3 раза, и на эти же средства в 2012 году было привлечено 90 млрд рублей. На наш взгляд, потенциал развития ещё очень высок, и ключевой показатель, который определён указом Президента ещё от 4 июня 2008 года, – снижение энергоёмкости валового внутреннего продукта на 40%, - на наш взгляд, может быть достигнут с помощью активной государственной политики в области энергоэффективности. Контуры этой политики обозначены в программе, она предусматривает увеличение рыночных стимулов для внедрения энергоэффективного оборудования и технологий, использование механизмов, доказавших свою состоятельность в других странах, таких как целевые соглашения с крупными промышленными потребителями по снижению энергоёмкости производства, запрет на использование неэффективных технологий и другие. Выход на эти показатели по снижению энергоёмкости, по оценкам экспертов, способен увеличить примерно до 2% ежегодно темпы роста валового внутреннего продукта.

Второе важное направление государственной программы – это модернизация и развитие электроэнергетики, включая генерацию на основе возобновляемых источников энергии. В программе мы ставим цель повысить конкурентоспособность и инвестиционную привлекательность отрасли за счёт технологического и инновационного обновления, снижения износа основных фондов, повышения надёжности и эффективности функционирования электроэнергетики и энергоснабжения потребителей. Достижение этих целей связано с решением системных проблем отрасли, необходимостью повышения платёжной дисциплины, ликвидации перекрёстного субсидирования в отрасли, проблемы последней мили, повышением эффективности работы электросетевого комплекса, как уже было сказано Председателем Правительства, дальнейшим определением цели и модели оптового и розничного рынка электроэнергии, развитием систем теплоснабжения, приоритетным использованием комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Программой предусмотрены модернизация и строительство новых генерирующих мощностей и электросетевых объектов, строительство испытательных центров электроэнергетического оборудования, мероприятия по повышению доступности энергетической инфраструктуры для потребителей. Ожидаемые результаты, которые мы хотим достичь к 2020 году, – это значительный рост доли высокоэффективной газовой генерации на базе отечественных передовых энергетических технологий, снижение удельных расходов топлива, сокращение потерь электроэнергии в электрических сетях почти на четверть. На треть сократится аварийность в сетях и генерации и сократится срок подключения к сетям с нынешних 281 дня до 40 дней, причём этот показатель мы достигнем ускоренно, к 2015 году уже будет 45 дней. И уменьшение количества этапов присоединения: с 10 до 5 этапов. Достижению этих показателей также будет способствовать и развитие генераций на основе возобновляемых источников энергии. В России, на наш взгляд, эти технологии также оправданы, как и там, где сегодня активно применяются. Во-первых, это связано с изолированными энергосистемами Сибири и Дальнего Востока, где возможно сократить северный завоз горюче-смазочных материалов и создать инфраструктуру для комплексного развития территорий.

В рамках единой энергетической системы внедрение возобновляемых источников энергии обеспечивает также переход на новую технологическую базу в отрасли с применением безуглеродных технологий.

Целевым ориентиром подпрограммы является ввод генерирующих объектов возобновляемых источников энергии суммарной мощностью 6,2 тыс. МВт. Это позволит увеличить долю генерации на основе возобновляемых источников энергии в текущем энергобалансе с 0,8% до 2,5%, и, что очень важно, будет создан новый высокотехнологичный сектор промышленности по производству энергооборудования возобновляемых источников энергии.

Следующее направление – развитие нефтегазовой отрасли. Актуальность этого направления подчёркивается теми вызовами, которые сегодня стоят перед нами, к числу которых можно отнести снижение импортозависимости крупнейших североамериканских рынков углеводородов, усиление межтопливной конкуренции, включая масштабные замещения газа углём в европейской энергетике и значительное увеличение роли газа как моторного топлива, и, в-третьих, опережающий рост спроса на энергоносители в странах Азиатско-Тихоокеанского региона и глобализация газового рынка за счёт увеличения доли СПГ.

Мы достаточно глубоко отслеживаем соответствующие изменения, происходящие на мировом энергетическом рынке, включая изменения в энергобалансе, инфраструктуре, маршрутах поставок и технологическом развитии отрасли, и в нашей программе заложены решения, которые позволят сохранить лидирующие позиции российского ТЭК на мировом нефтегазовом рынке. Решение таких задач позволит не только обеспечить доходную часть бюджета, но и, как показал опыт других стран, запустить механизмы инновационного и высокотехнологичного роста как самой нефтегазовой отрасли, так и смежных секторов.

Наши приоритеты в нефтегазовом секторе в программе обозначены следующие. Это стимулирование использования современных методов увеличения нефтеотдачи, что должно позволить максимально рационально использовать ресурсный потенциал, в том числе уже обустроенных месторождений Западной Сибири. Мы планируем увеличить коэффициент извлечения нефти с текущего уровня 39% до 47%, при этом уровень эффективности использования попутного нефтяного газа уже к 2015 году должен составить 95%.

Второе – это создание системы стимула для запуска новых нефтяных и газовых проектов в регионах трудной доступности с неразвитой инфраструктурой, и приоритетным регионом для запуска таких проектов в программе обозначена Восточная Сибирь.

Третье – это создание экономических условий для начала промышленной добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с применением передовых технологий.

Четвёртое – модернизация нефтеперерабатывающих мощностей в целях гарантированного удовлетворения внутреннего рынка и потребностей страны в нефтепродуктах. В рамках реализации программы к 2020 году будет модернизировано 33 крупных нефтеперерабатывающих завода с применением новых технологий, что позволит увеличить глубину переработки нефти не ниже 85% и улучшить качество вырабатываемых продуктов.

И последнее, пятое – это опережающие инвестиции в инфраструктуру для получения доступа к быстрорастущим рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона как в части экспорта нефти, так и природного газа.

Государство со своей стороны уже реализует ряд важнейших инициатив, направленных на стимулирование тех областей, о которых я сказал, где стоят наиболее острые структурные вызовы, но ряд принципиальных решений нам ещё предстоит принять. Это касается стимулирования экспорта сжиженного природного газа и развития технологий рынка газомоторного топлива.

Хочу отметить, что на программу нефтегазового комплекса не предусматривается привлечение государственных средств, она полностью будет финансироваться из внебюджетных источников.

И, наконец, четвёртое направление связано с развитием угольной промышленности. Здесь цель подпрограммы – стабильное обеспечение внутреннего рынка углём, продуктами его переработки, также развитие экспортного потенциала отрасли. Напомню, что в 2012 году страна добыла 354 млн т угля, и целевым показателем к 2020 году является 380 млн т, к 2030 – 430. Для этого, на наш взгляд, необходимо обеспечить развитие производственного потенциала мощностей по добыче и переработке угля. И второе важное направление – развитие рынков угольной продукции.

Для решения этих задач программой предусмотрена модернизация предприятий на основе инновационных технологий, предполагающая рост доли производственных мощностей с использованием прогрессивных технологий с 8% до 40%, увеличится добыча угля открытым способом, пройдёт техническое перевооружение шахтного фонда, будут внедряться технологии «шахта-лава».

Программой намечено создание кластеров по комплексной, глубокой переработке угля, развитию добычи и утилизации шахтного метана, и доля обогащения каменного энергетического угля вырастет с 33% до 55%. Кроме этого в восточных регионах будут созданы новые центры угледобычи в Якутии, Тыве и Забайкалье. Особое внимание будет уделяться, безусловно, вопросам промышленной безопасности и охраны труда. И отдельное направление – это завершение реструктуризации угольной отрасли. Эти работы ведутся ещё с 1994 года, и нам необходимо эту работу завершить.

В заключение я хотел бы сказать о ресурсном обеспечении программы. В целом ресурсное обеспечение основано на внебюджетных источниках. Планируемый объём финансирования до 2020 года из госбюджета составит 105 млрд рублей, из региональных бюджетов – 562 млрд рублей, из внебюджетных источников – 28 трлн рублей. Бюджетные средства потребуются по двум основным направлениям. Это реализация программ повышения энергоэффективности (примерно по 7 млрд рублей в год, как это было и в предыдущие годы) и второе важное направление – завершение реструктуризации угольной промышленности. Здесь я хотел бы отметить, что пока в действующей программе у нас предусмотрены средства только на 2013 год, начиная с 2014 года средства не предусмотрены, и это есть предмет наших дополнительных предложений по реструктуризации, которая составляет 22 млрд рублей, и отклонение в качестве несогласованных позиций.

Уважаемые коллеги, проект государственной программы согласован с заинтересованными федеральными органами власти, дважды обсуждался с экспертами рабочей группы Экспертного совета при Правительстве Российской Федерации. Я хочу поблагодарить экспертов и всех, кто участвовал в обсуждении данной государственной программы. Поступило действительно очень много предложений конструктивного характера по внесению изменений и дополнений в программу. По большому счёту их можно сгруппировать по четырём ключевым позициям. Первое: эта программа, на взгляд экспертов, должна быть скорректирована с учётом принятия в первом полугодии Правительством решения о дальнейшей перспективной целевой модели рынка электрической энергии и мощности и рынка тепла. Вы сказали об этом также, Дмитрий Анатольевич. Соответствующие рабочие группы работают в настоящее время. Государственная программа должна учесть мероприятия по развитию энергетики Дальнего Востока, которые сегодня ещё обсуждаются при разработке проекта государственной программы «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона» и пока ещё не нашли отражения в данной госпрограмме. Третье, раздел «Энергоэффективность» - он должен быть скорректирован с учётом новых дополнительных инструментов стимулирования энергоэффективности и энергосбережения, - не вошедший сегодня в действующую нормативно-правовую базу и разрабатываемый сегодня министерством совместно с экспертами. И четвёртое – также предложим уточнить конкретные технологии инновационного развития отраслей топливно-энергетического комплекса и сделать отдельным разделом перечень этих технологий.

Министерство в целом поддерживает данные предложения, и соответствующие предложения отражены в проекте протокольного решения. Прошу поддержать. Спасибо за внимание.

Россия > Электроэнергетика > minenergo.gov.ru, 11 марта 2013 > № 805673 Александр Новак


Япония > Электроэнергетика > regnum.ru, 11 марта 2013 > № 778223

$130-200 МЛРД СОСТАВИЛ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ УЩЕРБ ОТ АВАРИИ НА ФУКУСИМЫ: ЭКСПЕРТ

"Экономический ущерб от аварии на Фукусиме составил, по разным данным, от 130 до 200 млрд долларов. Косвенный ущерб подсчитать еще труднее - после остановки АЭС страна столкнулась с энергодефицитом и вынуждена была обратиться к более дорогостоящим энергоресурсам, главным образом экспортным, - отметил эксперт БКС Экспресс Богдан Зыков. - До аварии доля АЭС в энергетическом балансе Японии достигала 25%, и с таким показателем полный отказ от атомной энергетики чреват проблемами в экономике. Очевидно также, что возросшие расходы на энергию негативно повлияли на рентабельность промышленных предприятий, поэтому японский бизнес и выступает за рациональный подход - восстановление работы тех АЭС, которые отвечают нормам безопасности".

Япония > Электроэнергетика > regnum.ru, 11 марта 2013 > № 778223


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter