Интегрированное планирование энергетических ресурсов в электроэнергетике

И. А. Башмаков, исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ)

В России в 2008 году было выработано 1 037 млрд кВт•ч электроэнергии, в том числе на тепловых электростанциях – 707 млрд кВт•ч, на АЭС – 163 млрд кВт•ч, на ГЭС – 167 млрд кВт•ч.

На долю потерь энергии на электростанциях при производстве электрической и тепловой энергии ежегодно приходится 15–16 % от общего потребления первичной энергии.

В 2000–2007 годах коэффициент полезного использования топлива на российских электростанциях снизился с 58 до 56 % в основном за счет сжатия ниши для ТЭЦ на рынках тепла*. Данный коэффициент является интегральной характеристикой эффективности использования топлива на электростанциях и определяется как частное от деления электрической и тепловой энергии, произведенных на станциях, на использованное топливо.

Средний КПД российских электростанций в 2000–2007 годах оставался на уровне 36–37 %, а удельный расход топлива на производство киловатт-часа электроэнергии за эти годы снизился только на 1,5 %.

По данным Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), средний КПД для станций на угле равен 38 %, а для станций на газе – 41 %. В качестве нижней технологической границы эффективности для новых станций при оценке потенциала энергосбережения Международное энергетическое агентство (МЭА) использует показатели КПД станций на угле – 43 %, на газе – 55 %, а в качестве верхней оценки для станций на угле – 48 %, на жидком топливе – 50 %, на газе – 60 % (Electricity Information – 2008. OECD/IEA. Paris, 2008).

В России в 2007 году на тепловых станциях было выработано 674 млрд кВт•ч, в том числе на газовых – 490 млрд кВт•ч со средним КПД 38 %, на твердом топливе – 172 млрд кВт•ч со средним КПД 34 %, на мазутных – 5 млрд кВт•ч со средним КПД 37 % и на дизельных – 7 млрд кВт•ч со средним КПД 22 %. Такие низкие характеристики являются результатом большой доли устаревшего оборудования на тепловых электростанциях России (40 %).

Только 1,5 % электроэнергии, выработанной в России, соответствовало уровням верхней границы эффективности МЭА. Для примера, в 2007 году в России 7 % электроэнергии все еще вырабатывалось на станциях с КПД ниже 30 %, а 2 млрд кВт•ч – на станциях с КПД ниже 20 %. Еще 33 % соответствовало уровням нижней границы эффективности. Однако почти все 33 % – это электроэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ. Сравнительно низкий удельный расход топлива на этих станциях – это не результат высокой эффективности их оборудования, а следствие отнесения большей части расходов топлива на производство тепла для обеспечения конкурентоспособности их электроэнергии, часто производимой на устаревшем оборудовании.

Для оценки потенциала повышения энергоэффективности в электроэнергетике все тепловые электростанции были условно разделены на три группы: зеленую – самые эффективные, соответствующие практическому минимальному удельному расходу с КПД выше 57 %; желтую – с удельными расходами выше зеленой зоны, но ниже среднего зарубежного уровня с КПД ниже 57 %, но выше 40 %, и красную – все установки с удельными расходами выше среднего зарубежного уровня (рис. 1). Помимо этого, проведен анализ распределения электростанций России по уровню эффективности в 2007 году, работающих на различных видах топлива: природном газе, угле, мазуте, а также дизельных электростанций (ДЭС).

В результате выявлено, что к числу основных проблем в повышении эффективности производства электроэнергии на российских электростанциях можно отнести следующие:

• практическая реализация «стратегии инерции»: минимальные усилия собственников по поддержанию работоспособности и продлению ресурса старого оборудования при растущем числе его остановов и простоев, снижении выработки на нем электроэнергии и росте удельных расходов топлива;
• сравнительно небольшие объемы ввода новых мощностей на новейших технологиях (в 2000–2007 годах было построено менее 10 ГВт турбинных электростанций);
• растущая доля собственных нужд электростанций;
• долгое отсутствие серьезной мотивации к снижению удельных расходов топлива. Эта мотивация увеличивается по мере расширения объемов торговли электроэнергией на свободном рынке.

Средний удельный расход топлива на производство тепловой энергии на электростанциях в 2007 году снизился с 156 кг. у. т./Гкал (показатель 2000 года) до 154 кг. у. т./Гкал. Данное уменьшение было отчасти результатом не совершенствования технологий, а изменения процесса ценообразования на тепло. Таким образом, можно отметить очень умеренный прогресс в повышении энергетической эффективности электростанций при наличии весьма значительного потенциала в данной сфере.

Согласно данным электробаланса России, объем потерь в электрических сетях в 2007 году составлял 105 млрд кВт•ч (10,5 % от всего потребления электроэнергии). Это выше, чем в Западной Европе, где объем потерь равен 7 %. А ведь в России доля потерь должна быть даже ниже, чем в Западной Европе, поскольку большая доля электроэнергии отпускается на высоком напряжении крупным промышленным предприятиям. По мере роста доли промышленности с 49 % от общего потребления электроэнергии в 2000 году до 53 % в 2007 году доля потерь в сетях снижалась (рис. 2). Конечно, существуют потери в промышленных сетях, но они статистикой не учитываются. Есть только суммарные данные о потреблении электроэнергии на нужды освещения и потери в сетях: в 2007 году на их долю пришлось 10 % потребления электроэнергии в обрабатывающей промышленности. Трудно сказать, какая доля пришлась именно на потери, но даже если это 3 % от промышленного потребления, то доля суммарных потерь все же не превысила бы в 2007 году 13,5 %. В отдельных электросетевых организациях потери достигают 20 %. Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 41 %, из которых 64 % – износ оборудования подстанций. Замена данного оборудования в последние годы активизировалась, что также повлияло на снижение потерь за счет модернизации электросетевого хозяйства. В 2000–2007 годах доля расходов на собственные нужды электростанций снизилась с 7,6 до 6,8 %.

Рисунок 1. Распределение выработки электроэнергии на тепловых электростанциях России по уровню эффективности в 2007 году

Рисунок 2. Динамика доли потерь в электрических сетях

Рисунок 3. Объем потенциала повышения энергоэффективности по группам электростанций

Рисунок 4 (подробнее)   Обобщенная функциональная схема по автоматизированному дистанционному снятию показаний счетчиков электроэнергии

Таблица Целевые значения основных индикаторов повышения энергетической эффективности

Индикатор энергоэффективности Уровень 2000 года 2007 года 2020 года Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, г. у. т./кВт•ч 341,5 335,6 286,0 Коэффициент полезного использования топлива, % 58 56 60 КПД новых электростанций на природном газе, % - 50 ≥ 60 КПД новых электростанций на угле, % - 41 ≥ 48 Доля отпуска тепловой энергии от ТЭС, % - 44 52 Доля потерь в электрических сетях, % 11,8 10,5 7,0 Собственные нужды электростанций, % 7,6 6,8 5,6

* По данным ЦЭНЭФ. **Каждая электростанция с КПД ниже мировых стандартов была заменена на эффективный аналог с показателем мощности, соответствующим загрузке в 2005 году.

Потенциал повышения энерго-эффективности в электроэнергетике

Технический потенциал повышения энергоэффективности при производстве электроэнергии равен 64 млн т. у. т. при выработке электроэнергии на уровне 2005 года. Он увеличивается до 133 млн т. у. т.*, если все потребители полностью реализуют потенциал снижения потребности в электроэнергии.

За счет реализации технического потенциала только на электростанциях потребность в природном газе снизится на 40 млрд м³, а при его реализации также у потребителей – на 81 млрд м³. Экономия угля может – это соответственно 19 и 57 млн т мазута и 0,4 и 2,6 млн т дизельного топлива.

Тарифная политика государства последних лет существенно расширяет объем рыночного потенциала. При ожидаемых ценах на 2010 год его доля в техническом потенциале вырастет до 70 %, а при введении более серьезных штрафов за выбросы или налога на углерод – до 92 %.

Большая часть технического потенциала (90 %) экономически эффективна. Однако по ценам 2007 года только 13 % потенциала составляли рыночный потенциал, т. е. были коммерчески привлекательны для собственников (рис. 3).

При том что на ДЭС вырабатывается сравнительно немного электроэнергии, для минимизации расходов бюджетов всех уровней на энергоснабжение северных территорий очень важно запустить программу их модернизации и интеграции с возоб-новляемыми источниками энергии.

России необходимо вложить 106 млрд долл. США в мероприятия по повышению эффективности тепловых электростанций**. Из них 50 млрд долл. США потребуется для повышения эффективности конденсационных электростанций и 55 млрд. долл. США – для повышения эффективности ТЭЦ. Большая часть потенциала может быть реализована путем модернизации газовых конденсационных электростанций и источников комбинированной выработки тепла и электроэнергии, и, соответственно, большая часть экономии топлива может быть достигнута путем снижения потребления газа.

Целевые индикаторы повышения энергоэффективности

Для достижения национальной цели по повышению энергоэффективности удельный расход топлива на электростанциях к 2020 году должен быть снижен по меньшей мере на 12 %.

В качестве индикаторов энергетической эффективности (таблица) тепловых электростанций можно использовать:

• удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию;
• удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию;
• средний КПД новых электростанций на природном газе;
• средний КПД новых электростанций на угле;
• коэффициент полезного использования топлива;
• долю электроэнергии, вырабатываемой на станциях с удельным расходом топлива выше 308 г. у. т./кВт•ч;
• долю потерь в электрических сетях.

В «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», одобренной распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р, поставлена задача снизить средний удельный расход топлива на отпуск электрической энергии до 286 г. у. т./кВт•ч к 2020 году, или повысить средний КПД до 43,4 %.

Основные мероприятия и механизмы их реализации

Требования к повышению эффективности выработки электроэнергии и тепла на тепловых электростанциях*

В «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» (далее – Генсхема) формулируются задачи повышения эффективности функционирования электроэнергетики и снижения вредного воздействия на окружающую среду. Одним из важнейших средств их решения является минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования. Требования к минимальному уровню КПД новых электростанций должны оговариваться в инвестиционных соглашениях.

Требования к КПД для станций на природном газе к 2015–2020 годам должны быть повышены до 60 %. Согласно Генсхеме, к 2020 году 57 % мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. Значительную часть устаревшего оборудования на тепловых электростанциях – 48 ГВт – предполагается вывести из эксплуатации.

Принципы развития газовой генерации можно сформулировать следующим образом:

• полный вывод до 2020 года из эксплуатации:

а) конденсационных паросиловых агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового), независимо от параметров и единичной мощности блока;

б) теплофикационных агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами 90 ата и ниже;

в) теплофикационных агрегатов в случае отсутствия потребителей теплоты;

• новое строительство – преимущественно ТЭЦ (рис. 4); все вводы новой газовой генерации осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий.

Для нового оборудования на газовых станциях определены требования применения исключительно парогазовых и газотурбинных технологий с повышением КПД с 50 % в настоящее время до 55–60 % после 2010 года. До 2010 года нужно обеспечить ввод в действие ПГУ с ГТУ мощностью 250–290 МВт и КПД более 55 %. Однако этого недостаточно. Нужно повысить требования и увеличивать КПД до 60 %. До 2020 года необходимо начать промышленное освоение усовершенствованных ГТУ и ПГУ на природном газе с повышением их КПД до 63–65 %, освоение демонстрационной гибридной установки с ГТУ и высокотемпературными топливными элементами с КПД при работе на природном газе 65–70 %, а также обеспечить продление межремонтного ресурса горячих деталей ГТУ до 40–60 тыс. ч для повышения готовности и снижения ремонтных затрат.

Минимальный уровень КПД новых электростанций на угле необходимо повысить до 48 % к 2015–2020 годам. Для конденсационных электростанций, использующих уголь, Генсхемой рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара 565 °С и КПД до 41 %), а после 2010 года в европейской части России – энергоблоков с суперсверхкритическими параметрами пара (давление пара 30–32 МПа, температура пара 600–620 °С) с КПД 44–46 %. На ТЭЦ, использующих уголь, предполагается установка модернизированного оборудования, а при низкокачественном топливе – оснащение котлоагрегатами с циркулирующим кипящим слоем с КПД 39–41 %. Для станций, строящихся в 2015–2020 годах, требования по КПД должны быть повышены до 48 %.

Принципы развития угольной генерации можно сформулировать следующим образом:

• до 2020 года полный вывод из эксплуатации агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами 90 ата и ниже и теплофикационных агрегатов в случае отсутствия потребителей тепловой энергии;

• новое строительство – по потребности в балансе.

До 2010 года необходимо начать строительство угольных энергоблоков с параметрами пара 28–30 МПа, 580–600 °С, а до 2020 года – освоение крупных демонстрационных установок с выводом из цикла и захоронением СО₂, в том числе с газификацией угля и комбинированным производством электроэнергии и водорода.

Возникает ряд экономических, технических и организационных проблем, например, высокая стоимость строительства угольных блоков, превышающая на 30–50 % стоимость газовых (в России киловатт обходится в 2 500 долл. США, в странах ЕС – 1 800 долл. США/кВт, а в Китае – 720 долл. США/кВт (Оценка фирмы McKinsey // КоммерсантЪ, 22.02.2009)), сложность привязки угольных блоков под конкретные марки угля при отсутствии стандартизации этих марок и недостаточной распространенности технологий обогащения угля, а также рост стоимости угля.

Зарубежный опыт последних десятилетий показал возможность не только экономичного, но и экологичного использования угля. Например, в США к 2012–2015 годам планируется закончить строительство угольной электростанции по сжиганию абсолютно чистого угля с приведением вредных выбросов к нулю.

Современные научно-технические разработки направлены на повышение эффективности процессов сжигания, газификации и комплексной переработки твердых топлив, в том числе с их плазменной и кислородной активацией, вихревые технологии и циркулирующий кипящий слой (ЦКС). Впрочем, ЦКС – не единственная высокая технология сжигания угля. Среди основных современных (чистых) технологий переработки угля можно назвать: сжигание в факеле с системами серо- и азотоочистки, сжигание в других модификациях кипящего слоя при атмосферном давлении: фонтанирующий слой (ФС), низкотемпературный кипящий слой (НКС), высокотемпературный кипящий слой (ВКС), сжигание в кипящем слое под давлением для парогазовых установок на твердом топливе (КСД), газификация в потоке, плотном и кипящем слоях при атмосферном давлении, газификация в потоке и плотном слое под давлением для парогазовых установок на твердом топливе.

Долю отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций следует увеличить (в целом по стране от 44 % в 2006–2010 годах до 51,5 % в 2020 году). Реализация этой задачи базируется на эффективной теплофикации в условиях серьезного изменения технико-экономических показателей ТЭЦ (особенно с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), изменения стоимости разных видов топлива и наличия конкуренции на рынках тепла.

Тепловая установленная мощность ТЭЦ состоит из тепловой мощности регулируемых отборов турбин и тепловой мощности пиковых водогрейных котлов, установленных на станции. Обычный проектный коэффициент теплофикации для ТЭЦ общего пользования, где коммунально-бытовая тепловая нагрузка составляет более 80 %, лежит в пределах от 0,45 до 0,5. В редких случаях на промышленных ТЭЦ со значительной технологической нагрузкой и профилем оборудования с турбинами типа «Р» эта величина близка к 1.

В топливно-энергетическом комплексе России в эксплуатации находится 290 ГТ-ТЭЦ мощностью от 2,5 до 25,0 МВт, изготовленных организациями государственной корпорации «Ростехнологии». Все оборудование сертифицировано в соответствии с законодательством Российской Федерации. С применением газотурбинных установок мощностью 2,5–25,0 МВт с когенерационным циклом может быть реконструировано около 18 тыс. котельных с тепловой мощностью от 3 до 100 Гкал/ч и более. Прирост установленной электрической мощности по электрической энергии может составить не менее 58 тыс. МВт.

Развитие распределенной энергетики позволяет наращивать комбинированную выработку на малых источниках. Ключевыми механизмами поддержки выработки электроэнергии на объектах малой генерации с когенерационным циклом должны являться:

• дискриминационное подключение объектов малой генерации в региональные электросети; обязательность покупки на оптовом и розничном рынках электроэнергии, вырабатываемой объектами малой генерации;

• включение проектов по реконструкции котельных в объекты малой генерации с когенерационным циклом в программы финансирования ЖКХ;

• наличие тарифной политики, направленной на поддержку объектов малой энергетики, работающих на когенерационном цикле.

Необходимо совершенствовать систему энергоснабжения районов с низкой плотностью тепловой и электрической нагрузки, но имеющих развитую инфраструктуру систем газо- и электроснабжения, с целью формирования устойчивого, эффективного и надежного энергоснабжения. Для этих целей важно развивать использование локальных энергетических установок с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии. В соответствии со шкалой EPRI (Electric Power Research Institute),  видовыми конкурентами в последующие 20–25 лет в классе единичной электрической мощности от 0,5 до 6,5 МВт являются: газопоршневые, дизельные, газотурбинные и комбинированные двигатели; топливные элементы; ветряные электростанции; солнечные элементы и различные комбинации этих установок.

Доля потерь в электрических сетях должна быть снижена до 7–8 %. Основными направлениями работ по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях являются: разработка регламентов и стандартов; развитие автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии; формирование и выполнение программ снижения потерь в общероссийской электрической сети.

Суммарный резерв снижения потерь электроэнергии в электрических сетях России оценивается приблизительно в 40 млрд кВт•ч. Затраты на реализацию этого потенциала могут составить 1–2 млрд долл. США.

По оценкам государственной корпорации «Ростехнологии», перспективным направлением снижения потерь электроэнергии в электрических сетях может стать разработка технологии производства высоковольтных кабелей с углепластиковым сердечником, который обладает улучшенной производительностью и термостабильностью по сравнению со стандартным стальным сердечником. Кабели с композитными сердечниками позволяют оперировать большими плотностями тока и передавать больше мощности (вплоть до удвоения плотности тока без риска провисания и разрушения кабеля). Кроме того, свойства композитов – высокое отношение прочности к весу и малая величина провисания – позволяют увеличить расстояние между опорами ВЛЭП, уменьшая количество опор на 16 %.

Для практической реализации требований к минимально допустимым уровням энергоэффективности необходимо наладить систему экспертизы проектов строительства генерирующих и сетевых объектов на предмет соответствия проектных показателей энергоэффективности установленным требованиям к минимально допустимому уровню эффективности.

Регулирование тарифов

Тарифы на энергоносители должны повышаться с учетом динамики платежной способности, но так, чтобы все время держать «ценовую пружину» заряженной на повышение энергоэффективности.

Правительство содействует повышению энергоэффективности, неукоснительно соблюдая установленный график повышения тарифов на энергию до уровней, позволяющих энергоснабжающим компаниям возмещать обоснованные затраты, включая инвестиционные. Необходимо также продолжение курса на постепенное снижение уровня перекрестного субсидирования между классами потребителей.

В прогнозах Минэкономразвития (МЭР) заложен существенный рост цен на 2009–2011 годы. Значительно повышаются цены на природный газ, электроэнергию и тепло. Правительство продолжает реформировать тарифы в электроэнергетике в направлении большей либерализации этого сектора. Это означает не только более высокий уровень тарифов, но и применение различных структур тарифов и платежей, специально поощряющих энергосбережение.

Необходимо реформирование способа возмещения энергоснабжающими компаниями своих затрат через тарифы: уровень тарифов, тарифная система (классификация потребителей) и структура тарифов (например, одноставочные или двухставочные тарифы) должны максимально точно отражать затраты, понесенные энергоснабжающими предприятиями.

Также необходимо реформирование способа определения стоимости услуг. Регулирование по методу «затраты плюс» препятствует повышению эффективности эксплуатации и технического обслуживания оборудования и реализации капиталовложений, даже если они со временем могут привести к экономии энергии у потребителей.

Переход к использованию метода доходности инвестированного капитала (RAB) предполагает установление тарифов на долгосрочный (3–5 лет) период регулирования. При этом регулируемой организации возмещается экономически обоснованная доходность инвестированного капитала (от 6 до 12 %). Указанный метод позволит привлечь существенный объем частных инвестиций в развитие магистральных и распределительных сетей с сохранением умеренного роста тарифов. Финансирование тарифов на долгосрочный период и отказ от ежегодного постатейного пересмотра расходов сетевых организаций позволит создать стимул для сетевых компаний к экономии издержек, а увязка тарифов на передачу с критериями качества и надежности электроснабжения приведут к повышению устойчивости работы сетевого комплекса.

Сокращение доли прямого тарифно-ценового регулирования инфраструктурных секторов определяет новые требования к эффективному и согласованному государственному регулированию конкурентных и регулируемых секторов.

Для повышения энергоэффективности России необходим рост тарифов. Однако непродуманное повышение цен на энергоносители за пределы платежной способности потребителей может повлечь за собой неблагоприятные экономические, политические и социальные последствия. Реформа тарифов в сочетании с адресными субсидиями позволит поднять цены до уровня полного возмещения затрат энергоснабжающих предприятий и обеспечить соответствующие компенсации тем, кому придется труднее всего при повышении тарифов.

Схема «белые сертификаты»

Все шире во многих странах применяется схема «белых сертификатов» (документов, удостоверяющих достижение определенного снижения энергопотребления), которая основана на схемах, аналогичных схеме торговли выбросами Европейского союза и схеме «зеленых сертификатов».

В ее рамках производителям энергии и сбытовым компаниям даются количественные обязательства по реализации мер по повышению энергоэффективности у потребителей. Если они не достигают целевого задания, то их подвергают штрафным санкциям.

«Белые сертификаты» выдаются за сэкономленные объемы энергии. Энергоснабжающие компании могут использовать их для выполнения своих обязательств, а при избытке – продавать другим организациям. Это, как и в схемах торговли выбросами, позволяет минимизировать затраты на выполнение обязательств.

«Белые сертификаты», иначе называемые «энергосберегающими сертификатами» или «энергосберегающими кредитами», являются документами, выдаваемыми уполномоченными государственными органами, удостоверяющими достижение определенного объема экономии энергии. Каждый сертификат является документом строгой отчетности, подтверждающим право собственности на определенное количество дополнительной экономии энергии и гарантирующим, что выгода от данной экономии не была получена где-либо еще. Сертификаты могут быть получены за реализацию проектов (самостоятельно или с помощью ЭСКО), в результате которых достигнута экономия энергии сверхбазового уровня.

Алгоритм запуска такой схемы включает: назначение органа по выдаче сертификатов; четкое определение сертификатов: размер, технологии, критерии, сроки действия и т. д.; определение правил торговли; создание системы регистрации, мониторинга и верификации; определение наказаний за невыполнение обязательств; организацию погашения (выкупа) сертификатов.

Схема «белые сертификаты» – это выполнение части инвестиционных программ за счет покупки неэффективной мощности и энергии у потребителей.

В инвестиционные и производственные программы энергоснабжающих компаний необходимо ввести требование обеспечения минимальной доли ресурса энергоэффективности (как по энергии, так и по мощности).

Для этого нужно в законодательство по формированию тарифов на электрическую и тепловую энергию внести положения, обязывающие энергоснабжающие компании формировать инвестиционные программы на основе подхода интегрированного планирования энергетических ресурсов и позволяющие запускать и финансировать программы управления спросом на объектах потребителей. В случае мощности это означает, что энергоснабжающая компания может выполнить свои обязательства на равной основе как за счет покупки неэффективной мощности у потребителя, так и за счет нового строительства, выбирая то, что обходится дешевле.

Важным направлением регулирования деятельности энергоснабжающих компаний является внедрение практики программ управления спросом через добавление определенной суммы к счетам за электроэнергию для финансирования программ управления спросом, или определяя размер обязательной ежегодной экономии энергии для электроснабжающих организаций.

Необходим пеpеход от ситуации, когда главной задачей энеpгоснабжающих компаний является пpодажа максимально возможного количества энеpгоносителей, к ситуации, когда их главной целью становится удовлетворение конечных потребностей в услугах (комфорте, освещении, передвижении и т. п.), котоpые потpебитель получает, используя энеpгоносители.

В этом случае повышение эффективности использования энеpгии позволяет удовлетвоpить дополнительные потребности без наращивания объемов пpоизводства энергии. Такая пpактика получает все большее распространение во многих странах и позволяет сделать повышение эффективности использования энергии одним из важных элементов регулирования деятельности «естественных» энергетических монополий. В рамках новой программы энергосбережения в Москве и новой энергетической стратегии Москвы ставится задача запустить подобный механизм.

Главным кpитеpием фоpмиpования окончательного плана pазвития энеpгоснабжающей компании должен быть минимум затpат на покpытие потpебности в энеpгии как за счет pеализации пpогpамм упpавления спpосом у обслуживаемых ими потpебителей, так и за счет пpоектов по пpоизводству энеpгии. Минимизация этих затpат пpи pегулиpовании ноpмы pентабельности позволит замедлить pост таpифов на электpоэнеpгию, тепло и пpиpодный газ, оpганически сочетая пpи этом интеpесы потpебителей и энеpгоснабжающих компаний.

Налогообложение и ограничение промышленных выбросов загрязняющих веществ с помощью квот

Средства, полученные от введения налога на углерод и торговли квотами на выбросы парниковых газов, могут стать финансовой основой организации деятельности правительства по повышению энергоэффективности.

Правительство располагает арсеналом схем налогообложения для стимулирования повышения энергоэффективности в электроэнергетике, например, налоги на покупку топлива, на выбросы или на СО₂. Налог на углерод и ограничение промышленных выбросов загрязняющих веществ с помощью квот – это два метода стимулирования повышения энергоэффективности.

Как уже отмечалось выше, рыночный потенциал повышения энергоэффективности расширяется существенно при введении налога на углерод или торговли квотами на выбросы. Налог может устанавливаться в процентах от цены топлива или от выбросов парниковых газов при сжигании единицы топлива.

 

Итак, имеется широкий набор технологий, позволяющих обеспечить реализацию целевых установок повышения энергоэффективности российской электроэнергетики. Необходимо запустить описанные в статье мотивационные механизмы, позволяющие принимать инвестиционные решения именно в пользу этих технологий.