Что должны обеспечить энергетики потребителям? Качество и надежность. На самом деле с этим у нас вполне прилично, достаточно сравнить с девяностыми.

   Даже в 2002 году по данным МЧС произошло 129 аварий в энергетических системах, в 2003 уже 87, а в последние годы всего ничего: 2010 — 8 шт., 2011 — также 8 и в 2012 — 11. Хорошо укомплектованные аварийные службы весьма успешно устраняют многочисленные повреждения тепловых и электрических сетей, предотвращая серьезные последствия. В этом даже есть свои преимущества — энергокомпании в странах с весьма надежной энергетикой часто оказываются неготовыми к редким повреждениям, и их устранение затягивается с превращением, по нашему лексикону, в аварии.

   Конечно, для такой огромной страны как наша, одна авария на часовой пояс это не много, тем более некоторое обновление реально идет. Вопрос в стоимости этих обновлений. Тарифы на электроэнергию у нас ниже европейских, но уже соответствуют сложившимся в США. Тепло в большей части поселений дешевле, из-за меньшей стоимости газа, но с учетом объемов потребления, платежи населения сопоставимы с европейскими, и составляют в общих квитанциях за оплату ЖКХ более 50%, что явно чрезмерно.

   Строительство генерации по договорам о предоставлении мощности, применение инвестиционных моделей тарифного регулирования означает, что мы с процентами тратим будущие платежи потребителей. Тратить легче, чем отдавать. Тем более обычно возвращать приходится другим. Не зря метод доходности инвестированного капитала не назвали МДИК, а прижилось RAB, уж больно по-русски понятно.

   В конце концов, развитие любых производств оплачивает покупатель, но только для естественных монополий применяются методы гарантированной окупаемости проектов. Построит частник лишний магазин и разорится — его проблема. А лишнюю котельную оплатит в итоге потребитель. Практика показала, что придумать, как за дорого обеспечить качество и надежность энергоснабжения, может практически любой. Осуществить же развитие наиболее экономичным образом — сложнейшая многовариантная задача, недостижимая без серьезных управленческих воздействий и поддержки творческого интеллектуального процесса.

   Планом, реально переводящим энергетическую промышленность страны в качественно другое состояние, был «План электрификации России» разработанный комиссией ГОЭЛРО. Под термином электрификация, понимается не электроснабжение, а широкое внедрение в различные отрасли хозяйства и в быт электрической энергии, т.е. план не рассматривал только отдельную отрасль, а создавал нового потребителя и обеспечивал его будущие потребности.

   В разрушенной России 1920 года была создана Государственная комиссия по электрификации России (коротко ГОЭЛРО). Перед ней была поставлена задача разработки плана кардинальных изменений структуры народного хозяйства, соответствующих уровню революционного пафоса. Возглавил комиссию автор концепции — Г.М. Кржижановский, друг и соратник Ленина. В ее работе принимало участие 240 лучших ученых и специалистов того времени, из них 90 работали в комиссии на постоянной основе. То, что у плана электрификации были конкретные авторы такого уровня, являлось ключевым звеном успешности проекта. Принятые решения противоречили всем принципам общепринятого здравого смысла, основывающегося на реальной оценке ситуации, и если бы не личный напор Ленина, то такие идеи сегодня никто бы не вспомнил, а мы жили бы в другой стране.

   Кржижановским был составлен поэтапный график разработки плана, а перед каждым из участников поставлена персональная задача. Отчеты о проделанной работе заслушивались на еженедельных заседаниях, проходивших только под его председательством. В целях информирования общественности о ходе работы издавались Бюллетени комиссии ГОЭЛРО. После завершения работы комиссии на ее основе был создан Госплан.

   «Чтобы составить план электрификации необходимо дать себе отчет в основных перспективах развивающегося на новых основах хозяйства страны. Трудность этой работы заключается в ее творческом характере». То есть невозможно было планировать развитие энергетики «от достигнутого», как в дальнейшем на протяжении 93 лет, поэтому в тексте часто говорится о грубости или неточности прогнозов.

   «Нужно иметь решимость публиковать несовершенные вещи, нужно отказаться от заслуги сделать все, что можно было сделать, сказать все, что можно было сказать» — великий французский ученый Лавуазье. Эта мысль ободряла нас в нашей коллективной работе» — из плана ГОЭЛРО.

   В реальность плана поверили даже бизнес структуры и при поддержке государства половина электростанций были построены как частные. Итогом выполнения плана стало создание новых отраслей промышленности, повышение производительности труда и идеологическое обоснование преимуществ модели социализма.

ГОЭЛРО-2

   Вторая попытка создания плана кардинального обновления энергетики была предпринята уже в современной истории. Процесс в теоретической части был осуществлен молниеносно. После московской аварии 2005 года, за несколько месяцев появились пятилетние прогнозы электропотребления по регионам и стране в целом, а также инвестиционные планы всех компаний РАО ЕЭС. Прогнозом был предусмотрен темп увеличения потребности в электроэнергии в 4,1% в год. Прессу наполнили апокалиптические сценарии типа «Россия во мгле и холоде», и весной 2006 года был озвучен план строительства 41 ГВт новых энергетических мощностей к 2011 году.

   Для доработки этого документа Минпромэнерго создало рабочую группу с участием представителей МЭРТ, ФСТ, Росатома, Ростехнадзора, РАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром». В результате относительно долгого бюрократического процесса распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р была утверждена «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», вобравшая в себя планы РАО ЕЭС России. Схемой даже в базовом варианте предусматривалось к 2015 году увеличение объемов электропотребления до 1426 млрд кВт ч, то есть в полтора раза за 10 лет.

   К 2015 году предусматривалось снижение мощности существующего оборудования электростанций на 30,5 ГВт, и строительство по базовому варианту 117,7 ГВт новой электрической мощности в зонах централизованного электроснабжения. По максимальному варианту ввод должен был составить 236 ГВт к 2020 году, при том, что на момент утверждения схемы мощность всех электростанций страны составляла 210 ГВт, а её максимальное потребление — 145 ГВт. А.Б. Чубайс назвал принятые решения историческими, а плану дал название ГОЭЛРО-2.

   Сумма всех планов строительства электростанции в Москве подразумевала увеличение их мощности в 3 раза до 2020 года. Правительством Московской области также была озвучена необходимость трехкратного увеличения мощности энергосистемы. Попытки разъяснения нереальности этих планов, упирались даже не в противодействие, а в уверенность конкретных людей, что они спасают страну от катастрофы. Согласия удалось достигнуть только по низким темпам теплопотребления, хотя это и вступало в некоторое противоречие с трендом роста электропотребления.

   От интеллектуальных неудобств в признании нереальности плана спас кризис, на который списали меньшие темпы роста. План ГОЭЛРО-2 умер, но сегодняшняя проблема в том, что и секвестрированные решения основаны на принципах плана 2006 года. Надежность они, конечно, обеспечат, но дорого и неэффективно.

Высвобождение мощности

   В отличие от 1920 года, когда планировалось только создать потребителей электроэнергии, сегодня мы все накрепко привязаны к розетке. Влияние новых потребителей на энергосистему теперь всегда будет менее существенным, чем уже имеющихся. Но в программах развития энергетики потребление рассматривается как что-то незыблемое, хотя методы управления спросом, в общем-то, известны. Для российских условий наибольший эффект даст не просто снижение энергопотребления, а высвобождение мощности как альтернатива новому строительству.

   В отличие от большинства стран, закупающих углеводородное сырье и таким образом оплачивающих расходы бюджетов стран-экспортеров, мы относимся к тем редким избранным, для кого все первичные энергоресурсы бесплатны. При введении сквозного двухставочного тарифа на все первичные и вторичные виды энергии, ставка за объем для потребителей будет формироваться только из налогов, так как все остальные затраты реально идут на создание и функционирование мощности. Именно создание новой мощности в топливодобыче, газотранспортной системе, электроэнергетике, теплоснабжении разгоняет тарифы и не оставляет средств для обновления существующего оборудования.

   Потребление может расти, но если обеспечить его суточную и сезонную равномерность, то потребность в увеличении мощности может оказаться несущественной. Энергосбережение у существующих потребителей может относительно легко обеспечить мощностью новые потребности, либо позволить вывести неэффективное оборудование. При экономном потреблении в большинстве узлов нагрузок нам хватит существующей мощности на много лет.

   Это реальный счетный проект. Сложность его в том, что решения непривычны, так как находятся на стороне потребителя и сводятся не к привычной концентрации средств, а, наоборот, распылению их по множеству участников с созданием ограничений и стимулов, основными из которых являются плата за высвобождаемую мощность и создание рынка предложений ее высвобождения увязанного с реальной потребностью. Задача такого уровня не может решаться только путем фиксации возможности передачи/продажи высвобождаемой мощности от одного лица к другому. Они не состыкуются во времени и пространстве, а процесс технической передачи мощности из точки А в точку Б электросетевые компании всегда смогут довести до абсурда. Как минимум необходим уполномоченный организатор рынка, аккумулирующий проекты и высвобождаемую мощность.

   Такие проекты должны рассматриваться в программах повышения энергоэффективности, так как любое энергосберегающее мероприятие не только в течение длительного времени снижает потребление энергоресурсов, но и одномоментно высвобождает мощность. Небольшое в масштабах года снижение потребления, выполненное в пиковый период, дает существенную экономию мощности, а у аналогичной ночной экономии системный эффект отсутствует полностью. Новый проект федеральной программы, одобренной правительством, даже называется «Энергоэффективность и развитие энергетики», то есть в одном документе сведены два процесса, но реальная синергия в нем отсутствует.

   Основные методы уменьшения потребления мощности объединяют способы повышения энергоэффективности и технологии снижения пикового потребления:

• Ценовые — введение дифференцированной платы за подключение, многозонные тарифы, сертификаты на высвобождаемую мощность.
• Административные — нормирование энергопотребления, обязательства по компенсации реактивной мощности, контроль качества массовых электротоваров, изменение графиков работы организаций, программы энергосбережения.
• Технологические — АСКУЭ, электротранспорт со сменными аккумуляторами и ночной их зарядкой, технологии повышения энергоэффективности.
• Пропаганда поведенческого энергосбережения с выделением опасных часов и сезонных периодов.

Термическое использование электроэнергии

   Технологические методы преобразования веществ с помощью электрической энергии и самой электрической энергии в освещение или излучение постоянно совершенствуются. Идеалом энергоэффективности технологических процессов являются живые существа. Эффективность же преобразования электрической энергии в тепло повышается очень медленно. Этой проблемой озабочены во всем мире, но относительно широко используются только тепловые насосы для выработки низкопотенциального тепла. В технологических процессах, при приготовлении пищи, нагреве воды, электроотоплении, электрическая энергия используется чрезвычайно неэффективно с потерей эксергии.

   В России из-за повышения доли электроотопления «термичка» постепенно становится бичом электроэнергетики. Нарушения в теплоснабжении компенсируются в первую очередь путем использования электронагревателей, все шире применяются и стационарные устройства электроотопления. Сформировался сезонный пик потребления электрической мощности, приходящийся на часы вечернего максимума потребления в дни максимальных похолоданий. Наличие сильной зависимости электропотребления от погоды допустимо для теплых стран, но для России абсолютно не приемлемо, так как потенциальная мощность электрообогревателей имеющихся у потребителей уже на порядки превышает все резервы единой энергосистемы (25 ГВт на всю страну).

   Качество централизованного теплоснабжения в последние годы повышается, но, при снятых административных ограничениях, растет мощность разных типов стационарных электронагревательных устройств. Похолодание на 1 °С уже приводит к увеличению потребления электрической мощности в Европейской части России на 0,6%. Таким образом, до четверти электрической мощности используется на цели отопления. Это только кажется, что нагрузка электроотопления дач, гаражей, складов, рынков и магазинчиков невелика.

   Влияние качества теплоснабжения можно снизить только путем совершенствования самих систем теплоснабжения и теплопотребления, а вот контроль качества можно осуществлять через мониторинг электропотребления вплоть до отдельных квартир.

   Что касается прямого электрообогрева, то, в некоторых пределах, он может быть даже полезен. Дело в том, что тепловую энергию относительно просто и недорого аккумулировать. Известным примером теплоаккумулятора является русская печь. Массовое использование комнатных теплонакопителей позволит не только существенно снизить пиковые нагрузки, но и еще более существенно увеличить ночное электропотребление, что не менее важно. Спрямление графика позволит равномерно загрузить сети и базовые электрические станции, например Ленинградскую АЭС-2, плохо вписывающуюся в сегодняшний график электропотребления. Применение теплонакопителей значительно дешевле строительства гидроаккумулирующих станций или использования электронакопителей.

   Оборудование теплонакопителей устройством дистанционного включения позволяет создать централизованно управляемого потребителя. Такие проекты реализованы в ФРГ, понятен набор административных и экономических стимулов, введение которых приведет к массовому применению этой технологии у нас. Отсутствует только заинтересованное лицо, хотя для сбытовых компаний это мог бы быть хороший бизнес, при закреплении за ними функций регулирования потребления и соответствующей оплате системных услуг управления нагрузкой.

SmartCity

   Технологии SmartGrid применяются в развитых странах мира для управления спросом электроэнергии, уменьшения ее потерь и адаптации к большим энергетическим системам распределенных энергоисточников на ВИЭ, имеющих нестабильную мощность. Но развитие таких источников в России на обозримую перспективу не будет иметь больших масштабов.

   Еще одним вариантом использования «интеллектуальных сетей» является общемировой проект «умный город» (программа полной реконструкции и модернизации инфраструктуры города). Россия подключилась к этому, безусловно, перспективному проекту не имея концепции, учитывающей наши специфические особенности. Достигнутые соглашения о кооперации в реализации проекта с компаниями из Сан Диего (Калифорния), также не позволяют рассчитывать на появление проекта, адаптированного к нашим условиям.

   Российские особенности городской инженерной инфраструктуры:

• Климат предопределяет наличие мощных систем теплоснабжения. Они взаимосвязаны с системами электро-, газо-, водоснабжения и имеют общую системную надежность.
• Пики потребления энергоресурсов также взаимосвязаны и совпадают с периодом сильных похолоданий. Нарушения в теплоснабжении приводят к увеличению электропотребления до опасных величин.
• Мощные энергоисточники находятся непосредственно в городах и работают в режиме когенерации. Основным возобновляемым энергетическим ресурсом для нас являются тепловые отходы выработки электроэнергии (в теплых странах их некуда использовать).
• ТЭЦ являются суперэкономичными только в теплофикационном режиме, но выработка электроэнергии на тепловом потреблении у наиболее распространенных паротурбинных ТЭЦ нестабильна и зависит от погоды.

   Принципы Smart-технологий для обеспечения синергетического эффекта должны распространяться на все взаимосвязанные системы:

• интеллектуальные тепловые сети, позволяющие, в частности, обеспечить возможность совместной работы ТЭЦ и котельных, с переводом последних в пиковый режим работы;
• интеллектуальные маневренные ТЭЦ, имеющие широкий диапазон регулирования тепловой и электрической мощности без выхода из экономичного теплофикационного режима;
• электро- и теплонакопители как инструмент управления электропотреблением;
• общее информационное пространство для разных систем энергоснабжения;
• общее управление энергоснабжением на принципах межсистемной оптимизации;
• энергосбережение и регулируемое потребление как инструмент системного управления потреблением мощности.

Приоритет когенерации

   Принципы приоритетности комбинированной выработки тепловой и электрической энергии присутствуют в законах «О теплоснабжении» и «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности». Но сколько ни говори халва, слаще не станет.

   Реально:

• Модель рынка электрической энергии «не видит» ТЭЦ.
• ТЭЦ общего пользования, расположенные вблизи нагрузок, не имеют преференций от сокращения электросетевого строительства и начинают замещаться блок-станциями потребителей, экономящих на сетевой составляющей.
• На 55% мощность тепловых электростанций вводимых по процедурам ДПМ является конденсационной, а теплофикационная реально используется в режиме когенерации только на 30%.
• В действующей федеральной программе энергосбережения раздел о ТЭЦ отсутствует, зато имеется задание по строительству 26 тыс. новых котельных.
• Никакой конкретной программы развития когенерации в стране не существует.

   В 20-годах 60% топливного баланса составляли дрова. Нефть добывалась в Бакинском районе, а уголь в Донбасе. Не смотря на использование энергии рек (Днепрогэс) и низкокалорийных углей с торфом, топлива для городских электростанций катастрофически не хватало. Выход был найден в развитии теплофикации с соответствующей экономией топлива на цели отопления и много лет тепловые электростанции строились, в основном, в городах и промышленных узлах.

   В последующие советские десятилетия выполнялись систематизированные исследования необходимой структуры энергоисточников со сравнительными оценками затрат на транспорт топлива и электроэнергии. Еще в середине прошлого века было однозначно определено, что при равной стоимости топлива экономически целесообразно располагать энергоисточник вблизи нагрузок. Поэтому электростанции (кроме АЭС) располагались либо вблизи первичного энергоресурса, либо в центрах нагрузок. Сегодняшние американские исследования распределенной генерации также подтверждают наличие множества факторов системной экономии.

   Во многих развитых европейских странах были введены законодательные стимулы для поддержки когенерации. Сегодня около 11% от всей электроэнергии, производимой в Европейском Союзе, вырабатывается в режиме когенерации, а лидерами являются Дания — 50%, Нидерланды — 40% и Финляндия — 35%. В России в период с 1990 года отпуск тепла от ТЭЦ снизился в 2 раза, а доля когенерации составляет всего 14% от общего производства электроэнергии в стране.

   Крупные ГРЭС начали строиться с 60-х годов прошлого века. Темпы развития промышленности были весьма высоки и паротурбинные ТЭЦ не могли обеспечить растущие потребности, так как выработка электроэнергии на тепловом потреблении была недостаточна. Сегодня парогазовые технологии позволяют при тех же тепловых нагрузках увеличить теплофикационную выработку электроэнергии в 4 раза с удельным расходом топлива на дополнительную электроэнергию на уровне 150 г/кВт ч (КПД — 82%). Вопрос только в том, какие ТЭЦ нам нужны, и если появятся эффективные ТЭЦ с большей выработкой электроэнергии, то зачем нам развивать ГРЭС? Ведь реальный средний КПД конденсационных парогазовых блоков находится на уровне 40% и существенно ниже сложившегося электрического КПД старых паротурбинных установок в теплофикационном цикле — 55%.

   ТЭЦ любого типа в теплофикационном режиме имеют наивысшую технологически достижимую эффективность использования топлива. В то же время, без тепловой нагрузки наиболее распространенное паротурбинное оборудование большинства наших ТЭЦ крайне энергорасточительно (>400 г/кВт ч против 220 г/кВт ч в теплофикационном режиме) и проигрывает по экономичности большинству ГРЭС. Сегодняшние причины убыточности ТЭЦ в основном определяются конденсационной выработкой.

   Дело в том, что для обеспечения выработки электроэнергии на уровне ночного минимума (90 — 110 ГВт) в общем-то достаточно мощности электростанций в 125 ГВт. Работая с числом часов использования около 7000 в год, эта мощность обеспечивает выработку 875 млрд кВт ч электроэнергии в год. Остальное оборудование мощностью 98 ГВт обслуживает пики электропотребления и вырабатывает всего 157 млрд кВт ч с числом часов использования всего 1600 часов. Т.о. более 80% времени оборудование либо простаивает, либо находится во вращающемся резерве.

   При общей сбалансированности единой энергосистемы по мощности имеются локальные зоны с ограничениями по её перетокам. Они, в основном, закрываются с помощью генерации, расположенной внутри этих зон, соответственно переход ТЭЦ на работу по тепловому графику в этих зонах без модернизации станций проблематичен.

   В среднем по всем ТЭЦ страны только половина электроэнергии производится в теплофикационном цикле. Если ввести квалификационное требование для отнесения электрической мощности к когенерации в 4000 часов использования ее в теплофикационном режиме, то такую квалификацию пройдет всего 35 ГВт из имеющихся 100 ГВт мощности установленного теплофикационного оборудования на ТЭЦ и ГРЭС. Большинство ТЭЦ уже не спасти без модернизации, приведения в соответствие тепловой мощности подключенным нагрузкам и расширения экономичного регулировочного диапазона.

   К сожалению, выделенные теплофикационные ПГУ блоки, в большинстве случаев оказываются не самым подходящим решением для российских ТЭЦ. Они имеют существенные ограничения по маневренности при полной загрузке по теплу и снижают экономичность, существующего паротурбинного оборудования.

   Несмотря на собственные проблемы, когенерация является сегодня единственным способом, позволяющим доступными средствами решить проблемы энергетики в целом:

• снизить потребление природного газа, высвободив его для новых объектов генерации;
• снизить пиковое потребление природного газа и уменьшить зависимость от ёмкости хранилищ резервного топлива;
• обеспечить прирост мощности генерации без огромных затрат на высоковольтные электрические сети;
• при оптимальном подборе оборудования решить проблему нехватки пиковой электрической мощности;
• за счет снижения стоимости производства тепловой энергии высвободить средства на модернизацию тепловых сетей.

   Большая часть выпускаемых в мире газовых турбин мощностью от 60 до 120 МВт обеспечивают покрытие пиков электропотребления. Учитывая, что неравномерность электропотребления особенно существенна в городах, часто предпочтительней является схема объединения пиковой ГТУ-ТЭС и существующих паротурбинных ТЭЦ, путем надстройки последних газовыми турбинами.

   Сохранение энергетических котлов и работа котлов-утилизаторов на общий паровой коллектор позволяют реализовать парогазовый цикл и в широком диапазоне варьировать мощность ТЭЦ, не выходя из теплофикационного режима. Получаются гибкие схемы ТЭЦ, позволяющие работать в принципиально разных вариантах:

• максимальная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при недостатке летних тепловых нагрузок;
• умеренная выработка электроэнергии в зимних режимах при больших тепловых нагрузках;
• быстрый сброс/набор нагрузки газовыми турбинами без вращающихся в «горячем резерве» инерционных паровых турбин и без потерь эффективности цикла;
• тепловой график загрузки оборудования с внутристанционной оптимизацией между паротурбинным, газовым и парогазовым циклами.

   Существенная экономия топлива многократно компенсирует затраты на поддержание работоспособности остающихся в работе энергетических котлов.

   Понятие маневренной ТЭЦ соответствует технологической возможности перевода электростанции из паротурбинного в парогазовый режим работы, не выходя из теплофикационного цикла. Вариантов достижения подобной маневренности довольно много:

• надстройка существующего паротурбинного оборудования с сохранением параметров пара и восстановлением ресурса паровых турбин при их модернизации;
• надстройка существующего паротурбинного оборудования со снижением параметров пара и соответствующим продлением срока службы паровых турбин и энергетических котлов, а также снижением стоимости котла утилизатора;
• установка новых газовых и паровых турбин с сохранением части энергетических котлов, подающих пар низких параметров в общий паровой коллектор;
• применение котлов-утилизаторов с мощной системой дожига, вплоть до возможности перехода их в режим работы энергетических котлов;
• применение монарных турбин, работающих одновременно на газе и паре с вариативным изменением их соотношения.

   В отличие от реализуемых сегодня проектов окупаемость создания маневренных ТЭЦ возможна, в основном, за счет снижения топливных расходов при замещении конденсационной выработки (экономия составляет около 225 долл. США в год на 1 кВт вводимой электрической мощности). Создание только 20 ГВт подобной новой мощности позволит увеличить теплофикационную выработку ТЭЦ в 2 раза при сокращении потребления топлива на 30-40%.

Оценка тенденции

   Крупные энергообъекты планируются для эксплуатации в течение десятков лет, соответственно необходимо постоянное наличие численной оценки перспективных изменений технологий генерации, передачи и потребления энергии. Понятно, что всегда будет присутствовать погрешность прогноза, но без него еще хуже, так как разработчики многочисленных схем и программ ориентируются на вчерашние тенденции. Коренное отличие плана ГОЭЛРО и сегодняшней Энергетической стратегии РФ в том, что первый численно оценивал перспективы нововведений, а Стратегия только перечисляет их.

   Экономное развитие энергетики невозможно без оценки перспективности и целенаправленного продвижения новых типов технологических и управленческих решений. Кроме вышеназванных, необходимо изучать следующие темы:

   Новые типы потребителей:

1. электромобили;
2. эффективные источники света;
3. новые типы электродвигателей.

   Технологии, изменяющие тип и объем энергопотребления:

1. изменение способов переработки сырья;
2. мотор-приводы вращающихся механизмов;
3. аккумуляторы;
4. новые способы передачи электроэнергии.

   Нецентрализованные энергоисточники:

1. увеличение количества и мощности блок-станции предприятий;
2. появление малой генерации общего пользования;
3. индивидуальные когенерационные энергоисточники.

   Использование энергетических отходов:

1. тепловые отходы промпредприятий;
2. уходящие газы газокомпрессорных станций;
3. мусор;
4. биотопливо от чистки лесов и городских зеленых насаждений.

   Подготовка топлива:

1. композитные виды жидкого топлива на основе угля;
2. массовое использование СПГ в качестве резервного топлива.

   Перспективные модели энергетических рынков:

1. участие потребителей в регулировании;
2. поддержка энергоэффективности;
3. долгосрочные закупки по предсказуемым ценам;
4. увязка с экологическим регулированием;
5. стимулирование когенерации.

   Предлагаемые принципы развития энергетики реализуемы только при осуществлении планирования «снизу», от потребителя и от планов развития энергетики городов, поселений и промузлов. Применяемая сегодня технология планирования сразу на уровне единой энергосистемы приводит к излишним инвестициям и, как минимум, сохранению низкого уровня эффективности всей российской энергетики.

   Генеральный директор ОАО «ВНИПИэнергопром», президент НП «Энергоэффективный город», главный редактор журнала «ЭНЕРГОСОВЕТ» В.Г. Семенов.

==================================================================================

По вопросам членства в СРО Энергоаудиторов и получения допуска к проведению энергоаудита обращайтесь:

СРО НП «Межрегиональный союз энергоаудиторов «ИМПУЛЬС»

Россия, 125310, г. Москва, ул. Митинская, д. 55, стр. 1, офис 58

Телефон СРО ;     Факс СРО +7 (495) 943-14-48.

E-mail: npimpuls@npimpuls.ru                           Skype: npimpuls.ru

Наше СРО Энергоаудиторов работает со всеми регионами России.