CC BY
47
Выводы
1. Теплоснабжение городов и поселков городского типа Мурманской области осуществляется от 46 источников (ТЭЦ и котельных) общей установленной мощностью 6570 Гкал/ч (табл.15.). Это одна треть (33%) от общего количества источников в Мурманской области, но на них за год вырабатывается около 10.9 млн Гкал или 93% всей тепловой энергии.
2. Общая подключенная тепловая нагрузка абонентов городов и поселков городского типа Мурманской области составляет 3167 Гкал/ч (вдвое меньше установленной мощности котельных), что свидетельствует об избытке мощностей на большинстве источников энергоснабжения, возможности полного удовлетворения потребностей как в настоящее время, так и в перспективе.
Сведения об авторе
Минин Валерий Андреевич,
заведующий лабораторией энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл.почта: [email protected]
УДК 332.146: 620.9 (470.21)
В.В.Победоносцева
О ВЛИЯНИИ КОНЪЮНКТУРЫ РЫНКА ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ПРОЦЕСС ПОВЫШЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ В АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Аннотация
Рассмотрены некоторые вопросы региональной энергоэффективное™ с учетом происходящих изменений на внутреннем и внешнем рынках нефти, газа и электроэнергии. Сделаны выводы о необходимости улучшения качества прогноза состояния и конъюнктуры мирового рынка энергоносителей и актуализации Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года. Отмечено возрастание роли организационно-экономического управления процессом повышения региональной энергоэффективности на принципах стратегического планирования.
Ключевые слова:
энергетическая стратегия, региональная энергоэффективность, рынок энергоносителей.
V.V.Pobedonostseva
ABOUT INFLUENCE OF THE MARKET OF ENERGY CARRIERS AT IMPROVING REGIONAL ENERGY EFFICIENCY IN THE ARCTIC ZONE OF THE RUSSIAN FEDERATION
Abstract
Addressed some of the issues of the regional energy efficiency taking into account the ongoing changes on the domestic and foreign markets of oil, gas and electricity. Conclusions are made about the need to improve the quality of the forecast of a condition and a conjuncture of the world market of energy resources and actualization of the Energy strategy of Russia for the period until 2030. The marked increase of the role of organizational and economic management of the process of improving regional energy efficiency on the principles of strategic planning.
Keywords:
the energy strategy, the regional energy efficiency, the energy market.
77
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (ЭС-2030) [1], определяет приоритеты долгосрочного развития всего топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Реализация ЭС-2030 предполагает три этапа. Первый (до 2013-2015 гг.) включает преодоление кризисных явлений в экономике и энергетике, создание необходимых условий и снятие ограничений для ускоренного посткризисного развития, а также использование условий экономического кризиса для качественного обновления и модернизации ТЭК. На втором этапе (до 2020-2022 гг.) ожидается общее повышение энергоэффективности экономики и энергетики, инновационное обновление отраслей ТЭК и ускоренная реализация энергетических проектов в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, полуострове Ямал и на шельфе арктических морей. Третий этап (до 2030 г.) характеризуется высокоэффективным использованием традиционных энергоресурсов и постепенным переходом к энергетике будущего.
Основные положения ЭС-2030 должны использоваться при разработке и корректировке стратегий и программ социально-экономического развития, энергетических стратегий и программ субъектов Российской Федерации, генеральных схем и программ развития отраслей ТЭК, комплексных программ по энергетическому освоению новых регионов.
Логика государственной энергетической политики основана на сочетании традиционной и модернизационной инвестиционных стратегий, что позволяет рассчитывать: во-первых, на замещение экстенсивных (добыча первичных энергоресурсов, строительство новых генерирующих и сетевых мощностей) инвестиционных затрат меньшими по объему интенсивными (модернизация, энергосбережение и повышение энергоэффективности), обеспечивающими адекватный прирост мощности; во-вторык, на улучшение управляемости спросом, повышая его эластичность; в-третьих, на снижение энергоемкости ВВП без снижения темпов его роста, увеличивая производство высокотехнологичной продукции с выгсокой добавленной стоимостью; в-четвертых, на появление в муниципальных образованиях потенциально привлекательных (хорошо оплачиваемых) квалифицированных рабочих мест в сфере энергосбережения, прежде всего для малого бизнеса.
Прогноз изменения структуры потребления первичной энергии и конъюнктуры мирового рынка энергоносителей (рис.1-3) [2], вышолненный Институтом энергетических исследований РАН и Аналитическим центром при Правительстве РФ по трем сценариям (базовый - на основе уже освоенных энергетических технологий и версии базового сценария в случае успеха или неудачи новых технологических решений), указывает на потенциальные риски для энергетики и экономики России - замедление роста ВВП до одного процентного пункта в год из-за уменьшения экспорта энергоресурсов.
Рис.1. Балансовые цены нефти по трем сценариям
78
Рис. 2. Динамика балансовых цен на газ по трем сценариям
Рис. 3. Средневзвешенные импортные цены на энергетический уголь, базовый сценарий
Доля трудно извлекаемого сырья в мировой структуре добычи нефти за последние годы выросла почти до 20%. США снижают свою нефтяную зависимость и превращаются из крупнейшего импортера в экспортера. Центр спроса на нефть смещается в страны азиатско-тихоокеанского региона (АТР). Для трубопроводного газа конкуренцию составляют сланцевый и сжиженный природный газ (СПГ) с формированием спотовых цен, т.е. на основе баланса спроса и предложения. Из рис.2 понятно принятие решения о приостановке освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ), ориентированного преимущественно на поставки СПГ в США. С учетом роста инвестиций в сферу глубокой нефтепереработки (в 2012 году объем инвестиций в нефтепереработку составил 174 миллиарда рублей) и нефтехимии, по-видимому, следует ожидать снижения предложения и, следовательно, возрастания стоимости мазутного топлива.
Снижение темпов роста мировой экономики отчетливо показало приоритет не экологических, а экономических факторов в концепции устойчивого развития. Это проявляется в замедленной реакции большинства развитых стран на процесс пролонгации Киотского протокола, в отказе развивающихся стран присоединиться к Киотскому протоколу, чтобы не ограничивать свое развитие и не консервировать низкий уровень жизни своих граждан. Также это проявляется в строительстве генерирующих мощностей в Европе на относительно дешевом импортируемом угле (рис.3) и в снижении бюджетных затрат на дотирование тарифа возобновляемых источников энергии (ВИЭ).
79
В экономике СССР стоимость энергии, используемой как для производственных, так и для бытовых нужд, в едином народнохозяйственном комплексе, определялась исходя из геополитической необходимости заселения и социально-экономического развития регионов государства. Высокая структурная и отраслевая энергоемкость производимых продуктов не имела принципиального значения, поскольку товары с низкой добавленной стоимостью и высокой энергоемкостью потреблялись на внутреннем рынке, понижая удельную энергоемкость конечного продукта страны. Энергосберегающая политика строилась на расчетах физических (натуральных) показателей экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), поскольку был один бенефициар - общество (государство). В условиях рыночных отношений ключевыми являются финансовые показатели потенциальных выгодоприобретателей, иногда имеющих разнонаправленные векторы интересов.
Снижение темпов прироста электропотребления после 2017 года (рис.4 [3]) связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного, в первую очередь энергоемкого металлургического, производства и развитием энергосберегающих технологий.
Заявленными целями реформирования единой системы энергетики России являлись «обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей» [4]. Решить эту задачу предполагалось привлечением частных инвестиций для модернизации отрасли, чему способствовал завышенный прогноз роста ВВП и соответственно спроса на электроэнергию. В соответствии с законодательством РФ «инвестиционная деятельность - это вложение инвестиций и осуществление практических действий в целях получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта» [5]. Результирующей разнонаправленных векторов интересов потенциальных выгодоприобретателей явилась модель потребительского рынка электроэнергии и мощности (товара инвестиционного рынка) с разделенными естественно-монопольными (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентными (производство и сбыт электроэнергии, ремонт, сервис) видами деятельности. Все методы установления тарифов основаны на необходимой валовой выручке (НВВ).
Рис. 4. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2013-2019 годы
Важнейшей характеристикой энергетической и экономической эффективности является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ).
Принятая модель ценообразования [6, 7] ориентирована на защиту устойчивости (гарантии прибыльности) бизнеса собственников электростанций даже в условиях избытка мощности:
80
- построенным энергоблокам гарантируется приоритетная загрузка после ввода в эксплуатацию;
- платежи потребителей за электроэнергию обеспечивают не только возмещение затрат на производство, но и ускоренную амортизацию капитальных вложений (15 лет вместо 35), а также прибыль на капитал, рассчитанную исходя из ставки 14% годовых;
- электростанции, не прошедшие конкурентный отбор мощности (КОМ), но продолжающие работать в вынужденном режиме, получают компенсации всех затрат с рынка мощности;
- рост цены на органическое топливо (условно-переменные затраты) автоматически и в полной мере возмещается потребителями (маржинальная нерегулируемая цена), существенно увеличивая прибыльность ГЭС;
- цена для всех электростанций устанавливается на уровне цены самого затратного генерирующего объекта, получившего допуск к выработке электроэнергии, обеспечивая дополнительную доходность АЭС и ГЭС.
Необоснованно высокие инвестиционные затраты привели к избыточности генерирующей мощности (товара инвестиционного рынка), что, в свою очередь, на потребительском рынке вызвало избыточный рост тарифов [8].
RAB-тарифы в российской действительности, в самом деле, оказались привлекательными для инвесторов, однако потребители столкнулись со значительным ростом тарифов без какой-либо надежды на их снижение в долгосрочной перспективе. Поэтому в ближайшие годы ограниченные инвестиционные ресурсы предполагается концентрировать на направлениях максимальной отдачи, исходя из принципа обеспечения надежности и внедрения квазиконкурентной среды (бенчмаркинга) [9].
Такая модель рынка привела к значительному росту тарифов. Думается, что это связано не столько с тем, что не удалось достигнуть «совершенной» конкуренции, сколько с фундаментальным свойством рынка - стремлением к максимизации прибыли с использованием любого благоприятного положения, те. в данном случае желанием получить «дополнительную» прибыль вследствие завышенного прогноза роста ВВП и спроса на электроэнергию. В конце 2012 года российские внутренние цены на электроэнергию в промышленности сравнялись с ценами в США. Как и предполагалось [10], в этих условиях российские холдинги, производящие энергоемкую продукцию, начинают планировать развитие собственной генерации (распределенной или автономной). Отсюда следует, что стимулирование энергосбережения в России путем повышения цен на энергоносители до уровня мировых вряд ли оправдано, поскольку может тормозить процесс модернизации экономики.
Это относится и к введению социальных норм на потребление коммунальных ресурсов, прежде всего электроэнергии, поскольку потребление электроэнергии домохозяйствами в России и так невелико (рис.5). В этом случае целью является не столько экономия индивидуальных потребителей, сколько снижение затрат на перекрестное субсидирование (тарифы для населения на электроэнергию ниже тарифов для промышленности). Между тем, для бытовых потребителей естественным ограничителем является недостаточная установленная мощность внутридомовых электросетей в многоквартирных жилых домах (МКД), построенных несколько десятилетий тому назад. Это обстоятельство не позволяет в полной мере обеспечить технологическое присоединение современного набора бытовых электроприборов (холодильник, стиральная и посудомоечная машины, электрочайник, микроволновая печь и др.). Поэтому энергосбережение потребителей (уменьшение спроса) должно стимулироваться увеличением спроса (снижением цен) на бытовые приборы меньшей потребляемой мощности.
81
Рис. 5. Электропотребление в бытовом секторе России и странах-членах ОЭСР
Изменение географии спроса на электрическую энергию создает проблемы содержания недогруженных электрических сетей, потребности в новых инвестициях в электрические сети на новых площадках и соответствующего повышения тарифа в условиях отсутствия роста спроса в целом. Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию «запертой» мощности. В период до 2019 года в Мурманской области по-прежнему прогнозируется наличие «запертой» мощности. В связи с планируемым выводом из эксплуатации Кольской АЭС (в рассматриваемый перспективный период предполагается вывод из эксплуатации первых двух энергоблоков мощностью по 440 МВт до 2019 года, энергоблоков № 3 и № 4 мощностью по 440 МВт - в период до 2090 года) и при отсутствии замещающих мощностей в целях предотвращения возникновения не покрываемого дефицита мощности на севере Мурманской области необходимо рассмотреть вопрос о сооружении замещающей мощности на Кольской АЭС-2 со строительством объектов 330 кВ и выше. Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается за счет строительства Северной ПЭС в Мурманской области (12 МВт в 2016 году) [3].
К общероссийским проблемам коммунальной энергетики (высокая изношенность распределительных тепловых сетей и большие потери при передаче тепловой энергии; низкая эффективность работы малых источников тепловой и электрической энергии и высокая изношенность их оборудования) добавляются проблемы дорогостоящего привозного топлива, а также избыточная мощность объектов генерации, поскольку характерные для России последних 20 лет «масштабная деиндустриализация» и демографический спад, усугубляются на территории Крайнего Севера РФ «отрицательной» миграцией.
При реформировании единой системы энергетики и установлении новых рыночных правил не в полной мере учитывался пространственный аспект российской экономики. Например, энергетический комплекс Мурманской области отличается, с одной стороны, наличием избыточных мощностей, обусловленным недостаточной связью с Объединенной энергосистемой Северо-Запада, и повышенными требованиями к снижению удельного энергопотребления, с другой стороны. Имея избыточную энергосистему, Мурманская область ввозит большое количество топочного мазута. Основными инвестиционными рисками реализации проектов повышения энергоэффективности являются: высокая структурная электроемкость региональной промышленности, ориентированной на дешевую электроэнергию, генерируемую близко расположенными источниками; тарифный дисбаланс при продаже тепловой энергии; снижение ее потребления в промышленном секторе; задолженность потребителей.
82
Подключенная тепловая нагрузка в Мурманской области почти вдвое меньше установленной мощности источников централизованного теплоснабжения (значительный избыток генерирующих мощностей), т.е. наблюдается крайне низкое значение КИУМ. На котельные малой мощности (до 25 Гкал/ч), количество которых составляет почти 70% от общего количества источников теплоснабжения, приходится всего 7.5% общей выработки тепловой энергии также с очень низким значением КИУМ. Дисбаланс затрат на топливо и доходов от продажи тепловой энергии (табл.1) приводит к высоким расходам бюджетных средств на сдерживание роста тарифов.
Таблица 1
Сравнительный анализ фактической себестоимости производства 1 Гкал тепловой энергии и тарифа реализации в первом полугодии 2012 года в муниципальных образованиях
Мурманской области
Муниципальные образования Реализовано т/энергии в 1 полугодии 2012 г., тыс. Гкал. ТАРИФ реализации, руб/Гкал Себестоимость производства, руб/ Гкал. Убытки от реализации, тыс. руб.
Мурманск 404.794 1 893 2 177 -115 204
Кола 49268 1 846 2 184 -16 663
Молочный 23.532 2 314 2 597 -6 653
Мурмаши 12.798 2 281 3 077 -10 187
Верхнетуломский 7.120 2 314 3 354 -7409
Кильдинстрой 9.109 2 314 3 593 -11 649
Шонгуй 5.004 2 314 3 784 -7 357
Ловозеро 16.337 2 678 3 132 -7 410
Ревда 49608 1 899 2 225 -16 117
Высокий 20282 2 374 3 927 -31 487
Гаджиево 45.169 2 013 2 676 -29 951
Североморск 401.355 2 191 2 801 -244 908
Снежногорск 81454 1 989 2 601 -49 788
Никель 93431 1 406 3 106 -158 807
Полярный 106.704 2 215 2 650 -46 419
Корзуново 1.808 1 667 3 683 -3 644
Кандалакша 1.788 2 246 10 806 -15 305
Зеленоборский 0.248 2 776 15 759 -3 2120
Умба 0.491 2 604 9 828 -3 547
ВСЕГО 1 330.300 2 018 2 609 -785 722
С общетеоретических позиций использование электроэнергии для теплоснабжения представляется нерациональным вследствие высокой энергоемкости (ресурсоемкости) ее производства. Однако фактором энергоемкости можно пренебречь при производстве электроэнергии с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и, в некоторой степени, АЭС. С целью снижения мазутозависимости Мурманской области и учитывая ее особенности, представляется возможным использование для теплоснабжения в зоне ВИЭ, включая ГЭС и КАЭС, электрокотельных с маржинальным тарифом (без оплаты генерирующей мощности, поскольку ее избыток уже оплачен на долгосрочном рынке мощности (ДРМ) при отборе в рамках КОМ), по крайней мере, на период «запертой» энергосистемы Мурманской области (до 2020 года).
Из доклада генерального директора ОАО «Мурманэнергосбыт» «Стратегия развития объединенной теплоснабжающей компании и (ОТК) на базе ОАО «Мурманэнергосбыт» в Мурманской областной Думе 25.09.2012 г.
83
Представляется возможным и целесообразным строительство угольных котельных (вблизи железной дороги) и ВИЭ (ВЭУ - ветроэнергетические установки [11] и малые гидроэлектростанции [12]) на территории отдаленных малых поселений, заключая энергосервисные контракты, устойчивость которых может обеспечиваться финансами в размере бюджетного дотирования тарифного дисбаланса. Тем более что Постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 [13] с целью стимулирования использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на оптовом рынке электрической энергии и мощности определен механизм продажи мощности квалифицированных генерирующих объектов, предусмотренный Правилами оптового рынка [7] и утверждены Правила определения цены на мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ путем заключения договоров, аналогичных договору предоставления мощности (ДИМ). Все возобновляемые источники энергии должны в обязательном порядке пройти процедуру квалификации. Постановлением Правительства РФ от 03.06.2008 № 426 (ред. от 17.02.20l4 № 116) [14] утверждены Правила квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии.
Таблица 2
Сравнительный анализ себестоимости производства 1 Гкал тепловой энергии в час для различных видов топлива без учета стоимости доставки первичного энергоносителя
Топливо Теплотворная способность топлива, Ккал/кг Стоимость топлива, руб/т Расход топлива на 1 Гкал/ч Стоимость топлива для выработки 1 Гкал, руб/ Гкал,
Мазут 9350 12000 130 1560
Сжиженный газ (пропан-бутан 50/50) 11403 16000 97 1552
Природный газ Регулируемая цена на 2011 год 8000 Ккал/м3 3962 руб/1000м3 135.8 м3ч 538
Природный газ Коммерческая цена 8000 Ккал/м3 5151 руб/1000м3 135.8 м3ч 695
Уголь 5500 3700 216 800
Бурый уголь 4200 800 283 226
Торфобрикеты 3800 2000 310 620
Древесные пеллеты 4000 4500 284 1278
Щепа 2150 500 руб/ м3 пл. 547 (0.75/ м3 пл.) 375
Цена на мощность, поставляемую по ДПМ ВИЭ, определяется коммерческим оператором оптового рынка для каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов: солнечной, ветровой и гидрогенерации (установленной мощностью менее 25 МВт), как произведение доли затрат, компенсируемой за счет платы за мощность в год, в котором производится продажа мощности, и суммарных затрат данного генерирующего объекта.
Суммарные затраты включают в себя разность плановой величины капитальных затрат и величины бюджетных субсидий; величину эксплуатационных затрат, определенную исходя из значения удельных эксплуатационных затрат; расходов на уплату налога на имущество.
Величины удельных эксплуатационных затрат в 2012 году:
- для объекта солнечной генерации - 170 тыс. руб/МВт в месяц;
- для объекта ветровой генерации - 118 тыс. руб/МВт в месяц;
- для объекта гидрогенерации - 100 тыс. руб/МВт в месяц.
Величина удельных эксплуатационных затрат индексируется за период с 1 января 2012 г. до 1 января года, в котором производится продажа мощности.
84
Для расчета цены на мощность к плановой величине капитальных затрат, заявленной в отношении данного генерирующего объекта на конкурсный отбор инвестиционных проектов, применяется коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, и коэффициент, отражающий учет прибыли с оптового рынка электрической энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы генерирующего объекта.
Отношение прогнозной прибыли от продажи электрической энергии к суммарным затратам поставщика для i-го года определяется по формуле:
Дi
прэ
12 х HBBf ’
(1)
где: ПрЭ - удельная (на единицу мощности) прогнозная прибыль от продажи
электрической энергии на i-й год; НВВу - удельная (на единицу мощности)
месячная для i-го года необходимая валовая выручка.
Удельная (на единицу мощности) прогнозная прибыль на i-й год определяется по формуле:
Пр = КИУМ х ЧЧ. х (Црсе{ : Ксн — Seebipai), (2)
где: КИУМ - коэффициент использования установленной мощности: 0.14 - для объектов солнечной генерации; 0.27 - для объектов ветровой генерации; 0.38 - для объектов гидрогенерации; ЧЧ. - число часов в i-м году, равное 8784 для високосных лет и 8760 для других лет; Црсе - прогнозная цена рынка на сутки вперед на i-й год; Ксн - коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций; Sееыpаj - удельная стоимость выработки
электрической энергии генерирующим объектом соответствующего вида в i-м году: для объекта солнечной генерации - 1 рубль/МВтч; для объекта ветровой
генерации - 1 рубль/МВтч; для объекта гидрогенерации - 10 рублей/МВт-ч.
Для определения цены на мощность, продаваемую по ДПМ ВИЭ, коммерческий оператор оптового рынка ежегодно рассчитывает норму доходности инвестированного в генерирующий объект капитала, исходя из базового уровня нормы доходности инвестированного капитала: 14% (для объектов, инвестиционные проекты, по строительству которых были отобраны в ходе конкурсного отбора, проведенного до 1 января 2015 года) и 12% - после 1 января 2015 года.
Выводы
1 . Для снижения рисков и неоправданно высоких инвестиционных затрат необходимо существенно улучшить качество прогноза состояния и конъюнктуры мирового рынка энергоносителей.
2. Необходима актуализация Энергетической стратегии РФ на период до 2030 года с учетом происходящих изменений на внутреннем и внешнем рынках нефти, газа и электроэнергии.
3. Возрастает роль организационно-экономических механизмов управления процессом повышения региональной энергоэффективности на принципах стратегического планирования.
85
Литература
1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 № 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года». URL: http://www.minenergo.samTsgion.ru/norm_base/isd_norm_base/NPA_isd_energosnab/1132/.
2. Прогноз развития энергетики РФ и мира. URL: http://ac.gov.ru/files/prognoz2G4G.pdf.
3. Приказ Министерства энергетики РФ от 19.06.2013 № 309 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы» URL: http://www.minenergo.gov.m/documents/fold13/index.php?ELEMENT_ID=15555.
4. Постановление Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской
Федерации» от 11.07.2001 № 526 (в редакции Постановления Правительства РФ от 01.02.2005 № 49). URL: http//base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc;
base=LAW;n=143874.
5. Федеральный закон от 25 февраля 1999 г. № 39-ФЗ (в ред. от 12.12.2011 № 427-ФЗ)
«Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемый в форме капитальных вложений». URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc;
base=LAW;n=123436.
6. Федеральный закон от 26 июля 2010 г. № 187-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» и Федеральный закон «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике». URL: http://www.garant.ru/hotlaw/federal/2696G3/.
7. Постановление Правительства РФ от 24.02.2010 № 89 «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)» (в ред. Постановления Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172). URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_11256G/.
8. Победоносцева В.В. Механизмы инвестирования в энергетическом комплексе региона Крайнего Севера // Север и рынок: формирование экономического порядка. Апатиты: изд-во КНЦ РАН. 2014 (42), № 5, С. 58-62.
9. Распоряжение Правительства РФ от 03.04.2013 № 511-р «Об утверждении Стратегии развития электросетевого комплекса РФ». URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online. cgi?req=doc;base=LAW;n=144676.
1G. Победоносцева В.В. Особенности реструктурирования энергетической отрасли в условиях Крайнего Севера / Материалы II Международной научно-практической конференции «Темпы и пропорции социально-экономических процессов в регионах Севера», 9-11 апреля 2003 г., Апатиты, ИЭП КНЦ РАН, т.1, 210 с. С. 1GG-1G1.
11. Минин В.А. Возможные направления энергосбережения в сфере теплоснабжения Мурманской области/Научное издание. Труды Кольского научного центра РАН, 2/2013(15), Энергетика № 6. - Апатиты: изд-во Кольского научного центра. С. 5-14.
12. Коновалова О.Е., Иванова Е.А. Малая гидроэнергетика: проблемы, трудности и пути их преодоления//Научное издание. Труды Кольского научного центра РАН, 2/2013(15), Энергетика № 6. - Апатиты: изд-во Кольского научного центра. С. 64-75.
13. Постановление Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности». URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc; base=LAW;n=146916
86
14. Постановление Правительства РФ от 03.06.2008 № 426 (ред. от 17.02.2014 № 116) «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии». URL: http://www.consultant.ru/ document/cons_doc_LAW_159298/
Сведения об авторе
Победоносцева Вероника Валерьевна,
старший сотрудник лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.э.н.
Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл.почта: [email protected]
Е.С.Бабарыгина, А.Е.Веселов, Е.А.Токарева, Г.П.Фастий ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАО «СЗФК»
Аннотация
Приводится характеристика Главной распределительной подстанции (ГПП) ГОК «Олений ручей», обоснован выбор силовых трансформаторов на перспективу развития ГОК. Представлена нормальная оперативная схема после монтажа всего электрооборудования. Выбрана схема связи ГПП с Восточным районом Энергокомплекса ОАО «Апатит» по двухцепной ЛЭП. Составлена сводная смета затрат по выбранному варианту.
Ключевые слова:
ЗАО «СЗФК», главная распределительная подстанция, оперативная схема, электроснабжение, смета затрат.
E.C.Babarigina, А-E.Veselov, E.A.Tokareva, G.P.Fastiy
CHARACTERISTIC OF NORTH-WESTERN PHOSPHOROUS COMPANY «NWPC» POWER SUPPLY SYSTEM
Abstract
The characteristic of the Main distribution substation (GPP) GOK «Oleny a stream», a reasonable choice of power transformers for the future development of the enterprise. Given normal operational scheme after the installation of the electrical equipment. The selected schema AOP connection with the Eastern area of the energy complex of JSC «Apatit» double circuit transmission line. Provides a summary of the costs for the selected option.
Keywords
CJSC «NWPC», the main distribution substation, operational scheme, electricity, costs estimates.
ЗАО «Северо-Западная Фосфорная Компания» (СЗФК) учреждено ОАО «Акрон» в 2005 году для реализации проекта создания новой фосфатной сырьевой базы в Мурманской области. Разработка собственного фосфатного месторождения с целью обеспечения своих перерабатывающих мощностей сырьем для производства фосфорсодержащих удобрений - приоритетное направление инвестиционной программы Группы «Акрон».
В октябре 2006 года СЗФК выиграла конкурс, проведенный Федеральным агентством по недропользованию, и в ноябре получила лицензию на право пользования недрами месторождений апатит-нефелиновых руд Олений Ручей и Партомчорр.
В 2007-2008 годах был выполнен «Проект строительства горно-обогатительного комбината (ГОК) на месторождении апатит-нефелиновых руд Олений Ручей» (генеральный проектировщик - ОАО «Гипроруда», г.Санкт-Петербург), который 30 сентября 2008 года получил положительное заключение ФГУ «Главгосэкспертиза России». 24 октября 2008 года СЗФК получила разрешение на строительство ГОК.
87
