|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Муниципальное энергетическое пла. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.В.Лук’янчук Заступник начальника Державної інспекції з енергозбереження -головного державного інспектора з енергозбереження На сьогоднішній день питання енергозбереження та підвищення ефективності енергоспоживання є одним з найактуальніших та життєвизначальних як для підприємств, так і для України в цілому. Особливої гостроти ці питання набули із зростанням цін на імпортовані первинні енергоресурси – природний газ та нафтопродукти, отже наша держава більше ніж на 60% енергетично залежна. Звісно, що ціни на похідні енергоносії – електричну та теплову енергію теж пішли вгору. Приймаючи до уваги, що енергоємність ВВП України складає 0,89 кг.у.п. на 1 долар США з урахуванням паритету реальної купівельної спроможності, що у 2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності в розвинутих країнах світу, зростання цін на носії не тільки значно знижує конкурентоспроможність вітчизняної продукції на європейському та світовому ринках, але й складає реальну загрозу зупинки промислових підприємств, особливо тих, які виробляють енергоємну продукцію. Зважаючи на ці факти, без перебільшення можна зробити висновок, що енергетична криза в державі останнім часом значно поглибилась і це тільки початок літа, а наближається довга і холодна зима! Для того, щоб прожити холодну пору року без втрат, або звести їх до мінімуму, необхідно в першу чергу забезпечити умови найбільш ефективного використання паливно-енергетичних ресурсів. Який же стан енергоспоживання та енергозбереження склався в промисловості? У 2005 році та за 4 місяці 2006 року Державною інспекцією з енергозбереження перевірено 362 промислові підприємства, і результати перевірки не вселяють оптимізму. На більшості перевірених підприємствах експлуатується енергоємне, фізично та морально застаріле енергетичне та технологічне обладнання, яке відпрацювало понад 20 років, тобто кілька амортизаційних термінів. До речі, така сама ситуація склалась і на підприємствах ЖКГ та в енергетиці. На багатьох промислових підприємствах експлуатуються низько ефективні котли НІІСТУ-5, к.к.д. яких становить 72-78% при роботі на газі, та до 60% при роботі на вугіллі. Для прикладу: в 30 містах України, в 25 обласних центрах та 5 крупних промислових містах, в комунальній енергетиці експлуатується понад 3700 котлів НІІСТУ-5, з них понад 3500 працюють на природному газі, 110 – на вугіллі, що призводить до перевитрат сотні мільйонів кубометрів газу. Існуюче обладнання працює далеко не в оптимальних режимах, а працездатність його підтримується лише завдяки аварійним ремонтам. Плани капітальних та середніх ремонтів основних фондів розробляються далеко не на всіх підприємствах, а якщо і розробляються, то виконуються лише на 10-20%. Практично система капітальних ремонтів знищена, а це була одна із найефективніших систем щодо забезпечення надійної та ефективної роботи обладнання, яку обов’язково необхідно реанімувати. Адже капітальні ремонти та модернізація основних фондів входила до номенклатури основного виробництва. Не в кращому стані знаходяться і будівлі та споруди виробничого призначення, огороджувальні конструкції яких не відповідають ніяким вимогам нормативних актів з енергозбереження. Тепло в таких будівлях не затримується і транзитом через розбиті вікна, щілини в дверях та іншими шляхами витікає зовні і гріє навколишнє середовище. На окремих підприємствах виробничі будівлі та приміщення взагалі не опалюються і там робітники гріються „буржуйками”, ставлять саморобні електронагрівальні прилади, так звані „козли”, ефективність роботи яких надзвичайно низька. На перевірених підприємствах виявлені втрати ПЕР склали понад 141,4 тис. т.у.п., що становить понад 2,6% від загального їх енергоспоживання. Виявлені втрати та резерви економії ПЕР є реальним потенціалом енергозбереження, реалізація яких не потребує значних капіталовкладень та часу і значно скоротить обсяги нераціонального використання ПЕР. До основних причин виявлених втрат ПЕР відносяться: неефективна робота паливовикористовуючого обладнання за несвоєчасного проведення РНР; порушення або відсутність теплоізоляції на обладнанні та теплових мережах; низький коефіцієнт завантаження силових трансформаторів та енерговикористовуючого обладнання; недоповернення конденсату в пароконденсатну систему підприємства; недотримання технологічного процесу; витоки стисненого повітря через запірну арматуру, нещільності на з’єднаннях, або використання стисненого повітря не за призначенням; витоки теплоносія з теплових мереж, через запірну арматуру або нещільності на з'єднаннях; затоплення теплових мереж; низький рівень компенсації перетоків реактивної електроенергії; недотримання норм питомих витрат ПЕР та інше. Слід зупинитись на проблемі компенсації перетоків реактивної електроенергії. На початку 70-х років при проектуванні об’єктів будь-якого призначення обов’язково передбачалось встановлення компенсуючого устаткування з доведенням cos f до значення, не нжчого 0,95, це на той час. За перевищення цього значення до керівників підприємств та головних енергетиків приймались самі жорсткі адміністративні міри. Питання компенсації перетоків реактивної електроенергії відслідковували органи Держенергонагляду, крім того cos f фігурував в обов’язковій щоквартальній звітності за формую 11 СН. Що змінилось з того часу, що питання компенсації втратило свою актуальність? Невже втратили силу закони фізики або вони змінились? Думаю, що ні, мабуть це комусь вигідно. Актуальність цієї проблеми дещо спростувало Мінпаливенерго своєю „Методикою обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами” затвердженою наказом від 17.01.2002 №19 та зареєстрованою в Міністерстві юстиції України 01.02.2002 за № 93/6381. Навколо цієї Методики ходить багато полеміки. В наукових та спеціальних журналах надруковано безліч статей, більшість з яких беруть зазначену Методику під сумнів. Окремі науковці та практики вважають, що Методика взагалі не сприяє впровадженню компенсації перетоків реактивної електричної енергії. Одним із позитивних моментів цієї Методики є те, що нею визначено значення коефіцієнта потужності : tg f = 0,25 (cos f = 0,97). З метою розрубати „Гордєєв вузол”, пов’язаний з компенсацією перетоків реактивної електроенергії, Інспекція ініціювала перед Кабінетом Міністрів України розробку нормативного акту із зазначеного питання. На доручення Кабінету Міністрів Мінпаливенерго зробило відписку, посилаючись на те, що всі питання перетоків вирішуються Методикою. Думаю, що до цього питання необхідно терміново повернутись при тому, що перетоки реактивної електроенергії в значній мірі впливають на технологічні витрати електроенергії в мережах при її транспортуванні, які, починаючи з 2001 року, значно виросли. Результати перевірок електротранспортуючих підприємств у 2002-2005 роках засвідчують наступне: Із 38 перевірених у 2001 році підприємств на 26 з них фактичні ТВЕ перевищують нормативні значення. Найбільші перевищення ТВЕ виявлено: Ківерцівська філія ВАТ „Волиньобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 21,94 млн. кВт. год. (39,02%) проти нормативних 9,18 млн. кВт. год. (16,33%), перевищення- 19,69%; Бердянський РЕМ ВАТ „Запоріжжяобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 24,19 млн. кВт. год. (40,63%) проти нормативних 14,28 млн. кВт. год. (23,99%), перевищення-16,64%; Золочівський РЕМ ВАТ „Львівобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 28,51 млн. кВт. год. (39,28%) проти нормативних 13,39 млн. кВт. год. (18,45%), перевищення - 20,83%. У 2002 році, з 38 перевірених підприємств фактичні ТВЕ перевищують нормативні на 29 підприємствах, в тому числі: Яремчанський РЕМ ВАТ „Прикарпаттяобленерго” - фактичні ТВЕ складають 19,15 млн. кВт. год. (49,9%) проти нормативних 6,91 млн. кВт. год. (18,0%), перевищення - 31,9%; Коломийський РЕМ ВАТ „Прикарпаттяобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 19,37 млн. кВт. год. (40,16%) проти нормативних 7,48 млн. кВт. год. (15,51%), перевищення - 24,65%; Ізмаїльські електричні мережі ВАТ „Одесаобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 406,6 млн. кВт. год. (47,6%) проти нормативних 147,44 млн. кВт. год. (17,3%), перевищення - 30,3%; Криворізькі міські електричні мережі - фактичні ТВЕ становлять 289,11 млн. кВт. год. (39,1%) проти нормативних 123,93 млн. кВт. год. (15,6%), перевищення - 23,5%. У 2003 році, з 45 перевірених підприємств фактичні ТВЕ перевищують нормативні на 30 підприємствах, в тому числі: Білогірський район електричних мереж (АР Крим) ), фактичні ТВЕ становлять 78,38 млн. кВт. год. (61,02%) проти нормативних 28,68 млн. кВт. год. (22,21%), перевищення - 38,81%; Болградський РЕМ ВАТ „Одесаобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 49,1 млн. кВт. год. (48,35%) проти нормативних 13,79 млн. кВт. год. (13,57%), перевищення - 34,78%; Буський РЕМ ВАТ „Львівобленерго” - фактичні ТВЕ становлять 15,73 млн. кВт. год. (44,08%) проти нормативних 8,54 млн. кВт. год. (19,84%), перевищення -24,24%; Дніпропетровські міські електричні мережі ВАТ ЕК „Дніпрообленерго” фактичні ТВЕ - 771,52 млн. кВт. год. (43,21%) проти нормативних 362,73 млн. кВт. год. (19,33%), перевищення - 23,88%; У 2004 році з 49 перевірених підприємств фактичні ТВЕ перевищують нормативні на 32 підприємствах, в тому числі: Сімферопольський РЕМ (АР Крим), фактичні ТВЕ становлять 153,68 млн. кВт. год. (41,54%) проти нормативних 80,38 млн. кВт. год. (21,73%), перевищення - 19,81%; Гуляйпільський РЕМ, ВАТ „Запоріжжяобленерго” - фактичні ТВЕ становили 21,54 млн. кВт. год. (33,61%) проти нормативних 10,32 млн. кВт. год. (16,11%), перевищення - 17,5%; Пологівський РЕМ, ВАТ „Запоріжжяобленерго” - фактичні ТВЕ становили 32,21 млн. кВт. год. (30,19%) проти нормативних 14,94 млн. кВт. год. (14,0%), перевищення - 16,19%. Таке різке, нічим необґрунтоване зростання ТВЕ керівники електротранспортуючих підприємств пояснюють збільшенням комерційних втрат, тобто несанкціонованим споживанням електроенергії. Слід зазначити, що поняття „комерційні втрати” не визначене жодним нормативно-правовим документом. Разом з тим, ТВЕ прямо-пропорційно впливають на зростання ціни на електроенергію. Таким чином, зниження ТВЕ є реальним потенціалом зниження ціни на електроенергію. З метою забезпечення енергетичної безпеки держави та підвищення ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів в усіх галузях національної економіки вищим керівництвом України прийнято ряд розпорядчих документів: Укази Президента України „Про утворення Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів” та „Про рішення Ради національної безпеки та оборони України „Про стан енергетичної безпеки України та основні засади державної політики у сфері її забезпечення”; прийняття ЗУ „Про внесення змін до ЗУ „Про енергозбереження”; прийняття Постанови Верховною Радою України „Про заходи щодо запобігання енергетичній кризі України” та відповідних постанов Кабінету Міністрів України, через які червоною лінією проходять питання підвищення енергоефективності. Утворення центральний органу виконавчої влади зі спеціальним статусом - Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів свідчить про посилення дієвості державної політики в сфері енергозбереження. Для реалізації державної політики в сфері енергозбереження пропонується виконати ряд глобальних законотворчих, організаційних та технічних заходів: 1. Розширення та удосконалення існуючої зконодавчої та нормативно-правової бази у сфері енергозбереження. 2. На законодавчому рівні вирішити питання щодо впровадження альтернативних видів енергії та новітніх енергозберігаючих технологій, як найреальніших та найефективніших заходів з енергозбереження. 3. Створити умови привабливості інвестування заходів щодо впровадження альтернативних видів енергії та новітніх енергозберігаючих технологій. 4. Створити в регіонах фонди з енергозбереження, одним із джерел поповнення яких були б кошти від підвищеної плати за нераціональне використання ПЕР. 5. Розробити Державну Програму реконструкції та оптимізації електромереж, газопроводів з впровадженням найсучасніших вітчизняних автоматизованих систем обліку на усіх етапах їх вироблення, транспортування та споживання ПЕР із визначенням механізмів її виконання та джерел фінансування; 6. Провести реконструкцію та модернізацію основного енергогенеруючого устаткування на теплових електростанціях з впровадженням новітніх технологій спалювання високозольного вугілля та устаткування для здійснення автоматичного контролю якості вугілля, яке постачається на теплові електростанції. 7. Утворити в обласних держадміністраціях підрозділи з енергозбереження з подвійним підпорядкуванням з метою організації та забезпечення виконання державної політики з енергозбереження в регіонах.
И. А. Башмаков, В. Н. Папушкин Проблемы развития, модернизации, реабилитации и реформирования систем теплоснабжения стоят сегодня перед всеми муниципалитетами. Ясно, что решать их следует на программной, системной основе. В предлагаемой статье рассматриваются некоторые параметры таких решений. Политика реформирования и модернизации одного из самых больших продуктовых рынков – рынка тепла – должна вырабатываться на общенациональном уровне, но с учетом многообразия систем теплоснабжения, оставляя возможность выбора из «меню управленческих и технических решений». В ряде стран, таких как Дания, Польша, Литва и др., подобная политика оформлена законодательно. В России закон о теплоснабжении еще только разрабатывается. При формировании национальной политики важно обратить внимание на два момента. Во-первых, как правило, активно обсуждаются проблемы только больших систем теплоснабжения. Однако наиболее проблемными для многих российских регионов являются как раз малые локальные рынки тепловой энергии, которые создают непропорционально большую экономическую нагрузку по обеспечению теплоснабжения. В национальном масштабе рынка тепла не существует. Он разбит по меньшей мере на 50 000 локальных рынков. Их можно разделить на крупные рынки – с производством и потреблением более 2 млн. Гкал в год, средние рынки – от 0,5 до 2 млн. Гкал в год и малые рынки – до 0,5 млн. Гкал в год. Во-вторых, уже сегодня ежегодные вложения в модернизацию систем теплоснабжения превышают 500 млн. долл. США. Вместе с тем многие меры предусматривают лишь модернизацию уже существующих систем без пересмотра концепции теплоснабжения, а следовательно, расходуются крайне неэффективно. Заявки на бюджетное финансирование части таких расходов не подкрепляются расчетами их обоснованности. Из субъекта федерации или крупного муниципального образования без наличия муниципального энергетического плана не всегда можно проверить обоснованность заявок на такое финансирование. Еще реже есть возможность проследить эффективность израсходованных средств. Внедрение практики бюджетированния, ориентированного на результат, позволит не допустить финансирования необоснованных проектов. При взаимоотношениях с частными операторами также важно, чтобы они работали в русле перспективного муниципального энергетического плана. Его требования должны войти в концессионное соглашение или в договор аренды. Уже сегодня существует разнообразие форм отношений на рынке: частная (электростанции, ведомственные котельные и индивидуальные установки); аренда частными компаниями муниципальной собственности, аренда муниципалитетом частной собственности, муниципальные операторы на муниципальной собственности. Прежде чем рассматривать вопросы развития, модернизации и реабилитации существующих систем теплоснабжения, необходимо дать диагноз степени их системной оптимальности. К числу основных системных проблем функционирования теплоснабжения населенных пунктов можно отнести следующие: - существенный избыток мощностей источников теплоснабжения; - завышенные оценки тепловых нагрузок потребителей; - избыточную централизацию многих систем теплоснабжения; - высокий уровень потерь в тепловых сетях; - разрегулированность систем теплоснабжения; - нехватку квалифицированных кадров, особенно для муниципальных образований, вошедших в третью группу. К сожалению, этим аспектам анализа уделяется недостаточное внимание. Только в одном из районов Москвы коррекция тепловых нагрузок позволила получить экономию 1 200 руб./чел./год бюджетных дотаций [1]. В Пензе счета за ГВС выставляются по максимальной нагрузке системы теплоснабжения. Получаемая от установки приборов учета экономия как раз и показывает, что нагрузки потребителей прежде рассчитывались неверно. Во многих локальных системах теплоснабжения отмечается значительный избыток располагаемых мощностей. Их содержание приводит к существенному росту издержек. Новые источники теплоснабжения также зачастую строятся с огромным и необоснованным запасом мощности. При обсуждении рационального уровня централизации теплоснабжения эксперты и администраторы впадают в крайности. У сторонников и противников централизации есть свои аргументы. Важнейшим же из них должен стать анализ плотности тепловых нагрузок. Для 70 % российских систем теплоснабжения плотность нагрузок находится за пределами зоны высокой эффективности централизованного теплоснабжения и даже вне зоны предельной эффективности централизованного теплоснабжения (рисунок). В системах с низкими плотностями высоки даже нормативные потери в сетях. Низкое качество их эксплуатации приводит к повышенному уровню потерь по сравнению с нормативными еще на 5–35 %. Рисунок Зависимость потерь в тепловых сетях от удельной материальной характеристики тепловых сетей для выборки из 190 систем теплоснабжения ХМАО Логика определения порога централизации может быть сведена к довольно простому расчету. В малых автономных системах теплоснабжения требуется большая установленная мощность котельного оборудования для покрытия пиковых нагрузок. В больших централизованных системах пиковые нагрузки по отношению к средней используемой мощности существенно ниже. Разница равна средней используемой мощности. Для котельных на газе единичная стоимость мощности и издержки производства слабо зависят от масштаба источника. Поэтому при условии, что средняя окупаемость вложений в дополнительную мощность для децентрализованного теплоснабжения равна 10 годам, равнозначность вариантов будет появляться, если в тепловых сетях теряется не более 10 % произведенного на централизованном источнике тепла. Этой границей и определяется зона высокой эффективности централизованного теплоснабжения. Можно проводить более сложные расчеты и менять допущения, но итог будет практически таким же. При более жестких требованиях к окупаемости капитальных вложений в децентрализацию (6 лет) максимальный уровень потерь в тепловых сетях составит 15 %, что и принято в качестве верхнего предела эффективности централизованного теплоснабжения. В среднем по России потери в тепловых сетях составляют 20–25 %. В тариф включаются только 7–10 %. В итоге теплоснабжающие компании вынуждено стремятся завысить подсоединенные нагрузки и объемы отпуска тепла потребителям. В Литве в 2000 году начали решать эту проблему: тепловые потери признали равными 20 % и ведут целенаправленную работу по их снижению. К 2003 году потери удалось снизить до 16 % [2]. Каждое муниципальное образование раз в 4 года должно представлять на утверждение в субъект Федерации перспективный муниципальный энергетический план по утвержденной форме. В администрации каждого муниципального образования в составе Управления ЖКХ создается отдел (группа) главного энергетика, который несет ответственность за: - разработку и мониторинг реализации перспективного муниципального энергетического плана; - определение единой технической политики муниципального образования в системах тепло-, газо, электро и водоснабжения в целях снижения затрат на обслуживание совместимого и однотипного оборудования; - разработку системы стандартов и нормативов муниципального образования на услуги по теплоснабжению и порядок их контроля и мониторинга; - реализацию программы оснащения приборами учета; - реализацию мероприятий в рамках программы энергосбережения; - определение и отслеживание лимитов на потребление энергоносителей в бюджетной сфере и организацию деятельности по энергосбережению на этих объектах. Формирование устойчивого перспективного муниципального энергетического плана предполагает определение: - прогноза развития экономики города; - перспективного баланса мощностей систем энерго- и водоснабжения; - перспективных пространственных балансов по отдельным ресурсам (тепло, газ, жидкое и твердое топливо, электроэнергия, вода и др.); - плотности тепловой, газовой и электрической нагрузок во всех зонах теплоснабжения, позволяющей минимизировать затраты и обеспечить разумное соотношение централизации и децентрализации теплоснабжения; - реального уровня потерь в тепловых, водяных и электрических сетях; - перспективного топливного баланса системы теплоснабжения, степени и схемы необходимой газификации; - основной набор технических решений в рамках единой технической политики выбранной муниципальным образованием; - целевых установок, стандартов надежности и эффективности собственника коммунальной инфраструктуры и задач для предприятий тепло-, водо- и газоснабжения; - перспективных производственных и инвестиционных программ предприятий тепло-, водо-, электро- и газоснабжения. Так, для разработки раздела теплоснабжения устойчивого перспективного муниципального энергетического плана необходимо: - провести инвентаризацию и уточнить тепловые нагрузки и потребности в тепловой энергии по зонам теплоснабжения; - определить возможные варианты структуры топливного баланса системы теплоснабжения; - разработать стандарты на услуги по теплоснабжению, включая систему индикаторов контроля за их исполнением и штрафных санкций за нарушение их требований, и на этой основе уточнить потребности в тепловой энергии и мощностях источников теплоснабжения с учетом требований надежности и эффективности; - разработать способы оценки реального уровня потерь в тепловых сетях и методику экономического обоснования необходимости перекладки тепловых сетей; - разработать варианты развития и модернизации имеющихся систем теплоснабжения исходя из соображений выполнения требований стандартов надежности и эффективности; - разработать варианты газификации централизованных источников тепловой энергии там, где еще нет газа, при сохранении имеющейся системы теплоснабжения; - разработать варианты децентрализации системы теплоснабжения на основе использования природного газа в качестве топлива, включая установку районных, квартальных, индивидуальных (включая квартирные) источников тепла. Выбор устойчивого варианта перспективного муниципального энергетического плана определяется на основе экономических соображений – минимальной интегральной стоимости создания и эксплуатации систем теплоснабжения конкретных зон муниципального образования за весь срок их существования при выполнении требований стандартов муниципального образования по качеству и надежности услуг по ресурсоснабжению. В расчет должны приниматься соображения надежности теплоснабжения, возможности резервирования топлива или источников питания и экологические соображения. Иными словами, экономические критерии являются ключевыми, но не единственными. Сравнение вариантов развития теплоснабжения при проведении анализа чувствительности к изменению всех ключевых параметров, включая цены на основные виды топлива и стоимость оборудования, позволит определить устойчивый вариант плана, дающий гарантированный эффект при всех возможных сочетаниях внешних факторов. Выбор устойчивого варианта определяет целесообразность и направление газификации муниципального образования. Таким образом, программа газификации является производной выбора устойчивого варианта перспективного муниципального энергетического плана. Модель организации рынка теплоснабжения определяется в рамках перспективного муниципального энергетического плана, который выделяет зоны муниципального образования с минимальными интегральными затратами на теплоснабжение. Степень централизации обслуживания отдельных зон оценивается по критерию плотности тепловой нагрузки, который прямо отражается на уровне потерь тепловой энергии и на стоимости транспорта тепловой энергии до конечного потребителя и определяет зону конкурентоспособности автономных теплогенерирующих установок. Индикатором плотности тепловой нагрузки является относительная материальная характеристика – отношение произведения среднего диаметра трубопроводов системы теплоснабжения на их протяженность к подключенной тепловой нагрузке. Он характеризует отношение площади поверхности трубопровода к подключенной нагрузке и является прекрасным индикатором уровня потерь тепловой энергии в системах теплоснабжения. Реализуются следующие модели рынка тепловой энергии: - Сохранение централизованной системы теплоснабжения с двумя модификациями: «Единая сеть с доступом». Все источники используются своими операторами и работают на единое предприятие «Тепловая сеть», которое эксплуатируется не зависимым от них оператором и имеет возможность организовать закупки тепловой энергии от источника с наименьшими тарифами. Эта схема применяется только для сравнительно больших систем с максимальной эффективностью централизованного теплоснабжения. В ней независимые производители с минимальными затратами на производство тепла должны иметь возможность отпускать тепловую энергию в общую сеть (а при определенных условиях и передать тепло по тепловым сетям конкретному потребителю на основе двустороннего договора). «Неделимая система». Вся система – источники, ЦТП и сети – эксплуатируется одним оператором. В рамках этой системы возможна только частичная децентрализация отдельных районов теплоснабжения. Такая модель должна выбираться для сравнительно небольших по масштабу систем с максимальной и предельной эффективностью централизованного теплоснабжения, где нет основания для их кардинальной децентрализации, и по соображениям минимизации накладных расходов нет оснований для разделения бизнеса по производству и транспорту тепла. В рамках этих двух систем возможна газификация централизованных источников и частичная «стихийная» децентрализация отдельных районов теплоснабжения. - Планомерная децентрализация также с двумя модификациями: «Планомерная децентрализация – тепло». В рамках этой модели для зон неэффективного централизованного теплоснабжения на основе выводов перспективного муниципального энергетического плана проводится планомерная работа по сокращению масштабов (относительной протяженности сетей) систем централизованного теплоснабжения и децентрализации теплоснабжения на основе строительства районных источников тепла и/или квартальных источников тепла. В этом случае конечный потребитель или энергосервисная компания покупает тепловую энергию. В рамках этой же модели на основе определения оптимального уровня децентрализации приводятся в соответствие балансы мощностей и нагрузок в уже сформированных системах децентрализованного теплоснабжения за счет подключения дополнительных нагрузок и строительства перемычек для использования «запертых» мощностей. «Планомерная децентрализация – газ». Это разновидность децентрализации для зон неэффективного централизованного теплоснабжения с переходом на индивидуальное теплоснабжение при использовании индивидуальных теплогенераторов. В этом случае потребитель становится клиентом газоснабжающей компании. Для первых трех моделей рынка тепла граница раздела ответственности с конечным потребителем тепла проходит по вводу в здание или вводу на территорию потребителя. Внутридомовые системы теплоснабжения эксплуатируются их владельцами, энергосервисными или жилищными компаниями. Каждая модель рынка тепла предполагает свою особую институциональную структуру. Предполагается сохранение муниципальной формы собственности на основные элементы физической инфраструктуры, что оставляет в руках муниципальных властей возможности воздействовать на качество и эффективность услуг по теплоснабжению, задавая их стандарты и обуславливая их в договорах, а также тарифные рычаги. В различных моделях операторами систем теплоснабжения или их отдельных элементов могут выступать организации различных форм собственности. Для каждой модели потребуется выстраивание системы правовых и договорных отношений между основными участниками рынка. Муниципалитет, являясь собственником инфраструктуры систем теплоснабжения, может на договорной долгосрочной основе (долгосрочная аренда с правом внесения изменений) привлекать операторов по эксплуатации систем теплоснабжения на конкурсной основе. В конкуренции за право управлять системами теплоснабжения могут принимать участие: МУП; акционерные общества (с участием муниципального капитала), организованные на базе МУП; частные управляющие компании. Важно отметить, что правила работы рынка важнее, чем форма собственности оператора. Частная монополия не лучше государственной. Таблица Институциональная структура и система отношений участников рынка тепла по разным моделям Модель рынка Собственник Оператор Договоры Регулиро- вание тарифов Эксплуатация источников Эксплуатация сетей «Неделимая система» Муниципалитет (сети и источники) Предприятия теплоснабжения (акционированные и частные) Договор аренды или концессии Договоры с потребителями Муници- палитет и РЭК «Единая сеть с доступом» Муниципалитет (сети и отдельные источники) и частный бизнес (отдельные источники) Предприятия, про- изводящие тепло (акционированные и частные) Предприятия тепловых сетей (акцио- нированные и частные) Договор аренды или концессии Договоры с поставщиками тепла Договоры на транспорт тепла по двухсторонним договорам поставки Муниципалитет и РЭК Договоры с потребителями Муници- палитет и РЭК «Планомерная децентрализация – тепло» Муниципалитет (се- ти и отдельные ис- точники) и частный бизнес (сети и от- дельные источники) Предприятия теплоснабжения (акционированные и частные) Договор аренды или концессии Договоры с потребителями Муници- палитет и РЭК «Планомерная децентрализация – газ» Муниципалитет или частный бизнес (газовая инфра- структура) Потре- бители (источники) Потребители (эксплуатация) Газовые компании (обслуживание) Газоснабжаю- щие предпри- ятия (акцио- нированные и частные) Договоры с потребителями ФЭК (газ) Таблица Институциональная структура и система отношений участников рынка тепла по разным моделям Необходимо определить в договорах долгосрочной аренды гарантийные обязательства и меры ответственности за соблюдение требований окружных и муниципальных стандартов надежности и эффективности функционирования систем теплоснабжения. Рычагами управления процессом теплоснабжения (аналогично для прочих ресурсов) становятся: - определение форматов и процедур утверждения перспективных муниципальных энергетических планов; - определение стандартов качества, надежности и эффективности предоставления услуг теплоснабжения; - мониторинг соблюдения этих стандартов и определение правил наложения штрафных санкций за нарушение их требований в договорах на аренду муниципальной инженерной инфраструктуры теплоснабжения; - определение правил формирования верхнего предельного тарифа и «формулы цены» на тепловую энергию; - определение правил подключения независимых производителей тепловой энергии к единой тепловой сети; - введение новой схемы бюджетных дотаций на компенсацию разрыва в уровнях эффективности производства и транспорта тепловой энергии; - увязка процедур выделения бюджетных капитальных вложений со снижением бюджетных дотаций на компенсацию разрыва в уровнях эффективности производства и транспорта тепловой энергии. Выделение бюджетных капиталовложений только под гарантии последующего снижения потребности в таких дотациях; - разработка «Положения о рассмотрении инвестиционных предложений организаций, осуществляющих регулируемую деятельность в отношении тепловой энергии» для определения возможности включения инвестиционной составляющей в тариф. Ключевыми вопросами регулирования отношений муниципалитетов с операторами рынка (на примере теплоснабжения) являются: - муниципальные стандарты предоставления услуг теплоснабжения (параметров потерь в тепловых сетях и графика их снижения, параметров эффективности котельных и графика их повышения, параметров качества и надежности и бесперебойности работы системы теплоснабжения), которые должны быть определены в договорах на привлечение операторов системы теплоснабжения и по которым будет осуществляться мониторинг их деятельности; - сроки и условия договоров аренды, включая уровень арендных платежей за пользование муниципальным имуществом; - «меню договоров» для различных схем привлечения компаний в качестве операторов рынка теплоснабжения или отдельных его фрагментов; - определение устойчивых предельных тарифов на производство и передачу тепловой энергии, корректируемых по установленной «формуле цены», и формирование «тарифного меню» на тепловую энергию для конечных потребителей; - определение способов и источников финансирования мер по замене и модернизации систем теплоснабжения, а также процедур и способов возмещения этих затрат (в основном за счет снижения издержек); - определение нормативов потребления для покупателей, не имеющих приборов учета; - внедрение новых схем взимания платежей (биллинга) и организация взаимодействия с конечными потребителями энергосервисного бизнеса; разработка правил работы биллинговых и энергосервисных компаний. Литература 1. Дегтев Г. В. Решение проблемы энергообеспечения населения // ЖКХ. 2004. №2. С. ХХ. 2. A. Ignotas. Lithuanian legal and regulatory framework for district heating. Presented at IEA workshop «District heating policy in transition economies». Prague. February 2004. Вывоз мусора утверждать и утилизация отходов Фирма линас - лучшие насосные те. Новый закон. Регулятор реактивной мощности pr. Расчет тепловых потерь неизолиро. Новый метод определения объема содержания аргона в стеклопакетах или осторожно. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
