//Электрика. – 2009. – № 7.– С. 3–10.

 

О НЕОБХОДИМОСТИ ВОВЛЕЧЕНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОГО СЕКТОРА

ПРОИЗВОДСТВА МАЛЫХ ЭНЕРГОМОЩНОСТЕЙ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ

ЦЕЛЕВЫХ ИНДИКАТОРОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ

С. А. Некрасов, инженер, м.н.с., ОИВТ РАН

 

К 2020 г. отработает свой ресурс около 57 % генерирующих мощностей действующих в настоящее время тепловых электростанций [1]. Для их замены необходимо ежегодно вводить не менее 7 ГВт. Проанализируем это значение с точки зрения возможностей строительного комплекса и производственных мощностей энергомашиностроения (в первом приближении не будем учитывать, что при реконструкции тепловых электростанций предполагается увеличение их электрической мощности за счёт повышения параметров пара и перевода в парогазовый цикл).

Стоит вспомнить, что максимальный объём ввода генерирующих мощностей в СССР (на территории всех 15-ти республик) составлял 12 ГВт в год с учётом строительства АЭС и ГЭС. Основу строительного комплекса электроэнергетики до 1990 г. составляли 11 генподрядных строительно-монтажных главных управлений и всесоюзных объединений, пять субподрядных специализированных объединений, два подразделения по стройиндустрии и машиностроению [2]. Функционировало 11 всесоюзных объединений по строительству, в составе которых было 199 организаций основного уровня управления и более 1300 производственных единиц (строительные управления, передвижные механизированные колонны и др.). При этом доля организаций, расположенных на территории Российской Федерации, составляла 72,6 %.

В настоящее время производственные мощности строительно-монтажных организаций сократились и составляют лишь 10–15 % от уровня 1990 г. Многие организации и предприятия диверсифицировали свою деятельность, утратив энергостроительную специализацию, и лишились высококвалифицированных кадров (сварщиков, допущенных к сварке трубопроводов высокого давления из легированных и углеродистых сталей, слесарей-турбинистов, электромонтажников, кабельщиков и др.).

Согласно данным Института проблем естественных монополий [3], годовой объём выпуска отечественных турбин мощностью более 50 МВт в 2005–2007 гг. составлял в среднем 5–6 ГВт, в том числе для тепловой генерации 3,5–4,0 ГВт, включая экспортные заказы. Степень износа производственных фондов предприятий энергомашиностроения по основному виду деятельности составляет более 50 %, в том числе машин и оборудования – более 75 %, испытательного и стендового оборудования – до 100 %.

Таким образом, ни производственные, ни строительные мощности не способны обеспечить реконструкцию и ввод в эксплуатацию даже половины объёмов планово выбывающих мощностей. В последние годы в конкурсах на строительство новых электростанций заявки с зарубежным энергетическим оборудованием побеждают всё чаще и чаще. Например, из всех проектов, запланированных к вводу до 2012 г., по которым определены поставщики оборудования (≈ 10 ГВт мощностей), около 6,5 ГВт полностью или частично основаны на зарубежном оборудовании (турбины, котлы, генераторы).

Таким образом, 70–85 % рынка энергетического строительства будет занято не только импортным оборудованием, но и импортной рабочей силой, импортными инжиниринговыми, строительными и проектными институтами. Наиболее вероятно, что это будут граждане Китая, имеющего опыт ввода более 40 ГВт энергетических мощностей в год.

Рассмотрим ситуацию с другой точки зрения: какие же приоритеты диктуют рыночные отношения в электроэнергетике?

Изменение структуры спроса на электроэнергию. Необходимо отметить следующие тенденции.

1. Динамику спроса на электроэнергию определяет развитие экономики. Преимущественный рост сферы услуг будет проявляться тем в большей степени, чем более последовательно Россия будет двигаться по пути развитых стран*, чем активнее будет строиться инновационная экономика с преимущественным ростом высокотехнологичных отраслей. Потребности наукоёмких предприятий этого сектора экономики измеряются не сотнями мегаватт, а десятками и сотнями киловатт.

2. Выход тяжёлой промышленности на уровень предкризисного 1990 г. по объёму валовой продукции (в натуральных единицах) происходит с меньшими максимумами нагрузки и меньшими расходами электроэнергии. Электроёмкость фактически снижается быстрее, чем предусмотрено Энергетической стратегией–2020. В последнее 20-летие мировая энергетика обеспечивала свой вклад в рост экономики примерно в равных долях за счёт увеличения производства энергоресурсов, за счёт улучшения их использования. В развитых странах повышение энергоэффективности обеспечивало 60–65 % экономического роста. В среднем по миру энергоёмкость национального дохода уменьшилась за этот период на 18 %, в развитых странах – на 23–31 %.

3. Если в течение последних восьми лет существования СССР (1983–1990 гг.) соотношение ежегодных темпов роста производства электроэнергии и темпов роста валового общественного продукта сохранялось на уровне 1:1, то за период 2000–2007 гг. среднегодовой темп прироста ВВП был на уровне 8,1 %, а в производстве электроэнергии – 2,35 %. По-видимому, восходящий к ГОЭЛРО принцип – выработка электроэнергии должна опережать рост ВВП и базироваться на крупных ГРЭС большой единичной мощности, был справедлив только для ХХ века – этапа индустриального развития страны. Сегодня многие страны считают, что рост ВВП вообще не должен влечь за собой рост электропотребления. Например, электропотребление Калифорнии (сáмого населённого штата США) – остаётся неизменным на протяжении 30 лет при увеличивающейся численности населения (в 2000–2007 гг. население выросло с 33,9 до 36,5 млн человек); рост электропотребления сáмой промышленно развитой и населённой провинции Канады – Онтарио – не превышает 0,5 % в год на протяжении более 10 лет при снижающемся значении душевого потребления [4].

К новой структуре потребления должны быть применены новые методы прогнозирования, которые, кроме макроэкономических региональных параметров, предусматривают учёт промежуточного уровня между макроэкономикой и микроэкономикой (экономикой отдельных фирм) – уровня мезоэкономики. Необходимо рассматривать структурное перераспределение потребления внутри регионов между группами потребителей. Так, в работе [5] на основе анализа потребления электроэнергии 80 тыс. предприятий г. Москвы и с использованием техноценологического подхода было выделено 36 групп потребителей и выявлено опережающее увеличение объёмов потребления группами мелких абонентов по отношению к энергоёмким потребителям.

Следовательно, в объёмах электропотребления каждого региона всё бóльшую долю (и это хорошо согласуется с теорией) занимают небольшие потребители, подключённые по низкому напряжению, у которых отсутствуют IV и V уровни системы электроснабжения. Меньшими темпами растёт потребление на среднем напряжении. В настоящее время практически не вводят в эксплуатацию объекты присоединённой мощностью более 50–80 МВт.

Косвенным отражением перераспределения потребления является рост доли потерь электроэнергии. Двукратное увеличение потерь в Московском регионе с 8,17 % в 1990 г. до 16,96 % в 2004 г. обусловлено увеличением доли потребления на низком напряжении (помимо технического состояния сетей и несанкционированного отбора электроэнергии).

Сравнение экономической эффективности большой и распределённой энергетики. Строительство генерирующих мощностей, исходя из рыночных отношений, должно определяться региональным спросом на электроэнергию, который определяет дифференциацию её стоимости. Тарифы на электрическую энергию и ставки на установленную мощность определяют дифференциацию стоимости электроэнергии для ТЭС в 5,5 раз. По России соотношение величин стоимости электроэнергии самого дорогого и самого дешёвого из генерирующих источников [6] по тепловым станциям составляет около шести, а с учётом  гидроэлектростанций достигает 24 (табл. 1).

1. Стоимость (без НДС) электроэнергии различных источников (по данным 2008 г.)

Станция

Тариф на электроэнергию, руб./МВтч

Тариф на установленную мощность, руб./МВт

Стоимость мегаватт-часа, руб.,

при загрузке, ч/год

6048 ч/год

5184 ч/год

Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего

74,23

60212,89

193,70

213,61

Нижнекамская ГЭС

33,90

39896,83

113,05

126,24

Усть-Илимская ГЭС

14,54

46944,58

107,68

123,21

Братская ГЭС

14,48

46944,58

107,62

123,15

Берёзовская ГРЭС

249,06

105837,30

459,05

494,05

Волгодонская ТЭЦ-1

2502,43

82741,25

2666,60

2693,96

Шарьинская ТЭЦ

1756,33

93725,13

1942,29

1973,28

Райчихинская ГРЭС

919,41

99492,19

1116,81

1149,71

Аргаяшская ТЭЦ

662,97

210839,76

1081,30

1151,02

Отношение максимального и минимального тарифов

258,42

5,28

24,78

21,86

То же, для ТЭС

10,05

2,55

5,81

5,45

(Источник [9])

Если для регионального поставщика электроэнергии переформулировать целевую функцию в более естественную для рыночной экономики – получение максимальной прибыли (вместо отпуска максимального количества киловатт-часов), то при прочих равных условиях продажа электроэнергии на высоком напряжении менее выгодна, чем продажа такого же объёма энергии на низком напряжении небольшим потребителям (табл. 2 [7]).

2. Соотношение величин тарифов на электроэнергию

для низкого и высокого напряжения в г. Москве

 

Дата ввода

тарифа

Отношение величин платы за мощность (НН/ВН)

Отношение одноставочных тарифов

(НН/ВН)

01.03.2003

1,70

1,71

01.01.2004

1,93

1,79

01.01.2005

2,06

1,72

01.01.2006

2,04

1,68

01.01.2007

2,04

1,77

01.01.2008

1,87

1,77

 

Очевидно, что дифференциация стоимости электроэнергии должна сформировать приоритеты по месту строительства генерирующих мощностей. Рост спроса, порождаемый развитием предприятий с малым электропотреблением, происходит на тепловом потреблении имеющемся либо на тепловом потреблении строящихся объектов. Целесообразно и максимальное использование сложившейся инфраструктуры теплоснабжения муниципальных образований. При этом необходимо учитывать, что задачу превращения России в динамично развивающуюся страну, комфортную для граждан и привлекательную для проживания, невозможно решить без опережающего развития и совершенствования инфраструктуры средних и малых городов и населённых пунктов. Отсюда следует вывод о более высокой экономической эффективности перевода тепловых источников в режим комбинированной выработки в малых поселениях (по сравнению с крупными городами).

По уровню развития теплофикации СССР занимал первое место в мире. Но технологические решения, принятые при составлении схем энергоснабжения, определялись уровнем развития техники по состоянию на 30–80 годы прошлого века. В настоящее время объём выработки тепловой энергии котельными превосходит любые другие формы производства тепловой энергии. Практическое отсутствие теплофикационного режима в малых поселениях определялось технологическими возможностями паросилового цикла. Минэнерго СССР, исходя из уровня развития технологий 60-х годов, было принято решение о нецелесообразности комбинированной выработки в газо-мазутных котельных мощностью менее 300 Гкал и угольных – менее 400 Гкал.

За счёт повышения параметров пара происходило повышение электрического КПД ТЭЦ с 15–20 до 25–33 %, при этом каждый последующий рубеж достигался за счёт всё более значительных капитальных затрат. И если в результате снижения стоимости жаропрочных материалов удельная стоимость самогó энергоблока не увеличивалась, то расходы на строительство сетей длиной 20–25 км для распределения тепла источника мощностью 400–1000 Гкал были заведомо больше, нежели затраты на теплосети от квартальных теплоисточников. Даже если в будущем удастся добиться минимальных потерь тепловой энергии (а они на некоторых участках достигают 30–40 %), то удельные расходы электроэнергии на прокачку теплоносителя в таких сетях будут в разы больше, чем на сетях с малым радиусом обслуживания.

Необходимо отметить, что в большой энергетике для взятия рубежей сверхкритических параметров (после проведения необходимых исследовательских работ) стоимость строительства энергоблоков вырастет на десятки процентов, при этом КПД станции, за вычетом собственных нужд, едва ли перешагнёт планку 50 %. В настоящее время самые оптимистичные цены на строительство угольных ТЭС превышают 1100 долл./кВт. Строительство на ТЭЦ больших энергоблоков, аналогичных Т-250/240, предусматривает наличие такой тепловой нагрузки, какую можно обеспечить только в городах с населением более 600–800 тыс. жителей. Экономические показатели работы таких энергоблоков будут хуже генерации на низком напряжении с электрическим КПД 35 % (даже без учёта преимуществ комбинированной выработки тепловой и электрической энергии).

Тенденции развития передовых технологий предполагают возможность достичь преобразования топлива в электроэнергию с КПД до 50–55 % на мощностях от единиц ватт (например, на базе топливных элементов). Ряд аналитиков предсказывает снижение к 2020 г. стоимости топливных элементов до 440 долл./кВт установленной мощности, мембранно-электродных блоков – до 500 долл./кВт (с КПД 55–60 % и ресурсом 20 тыс. ч). Таким образом, можно утверждать, что тепловая электроэнергетика, ориентированная на большие единичные мощности, в долгосрочной перспективе не будет конкурентоспособна. Наиболее разумная практика в преддверии технологической революции – не тратить время на повторение технологий, которые уже исчерпали себя, а ориентироваться на следующий технологический уровень развития энергетики.

Предвидя качественные изменения в структуре энергетики и возможность создания комбинированной выработки практически на любом объёме теплового потребления, необходимо в настоящее время создать среду, восприимчивую к будущим инновационным решениям.

Перевод котельных в теплофикационный режим на базе энергоисточников, выпускаемых отечественным машиностроением. Оптимальной с точки зрения круглогодичной утилизации тепловой энергии является надстройка котельных только в пределах летнего потребления тепла. Летнее коммунально-бытовое тепловое потребление горячего водоснабжения составляет 15–20 % от пиковой мощности котельной, из чего можно оценить мощности надстроек котельных когенерационными установками. Котельных большой мощности в России – 920, средней мощности – 5570 (тепловая мощность надстройки может составить 1,5–10 МВт), малой мощности – 182 тыс. шт. (мощность надстройки – 0,5–2 МВт) [8].

Для обеспечения надёжности в одной котельной необходимо устанавливать не менее двух когенерационных установок, для обеспечения оптимальных режимов – 3–4. Таким образом, единичная тепловая мощность надстроек на малые и средние котельные будет составлять 0,2–2,5 МВт.

В мощностном ряду 0,2–2,5 МВт тепловой мощности преимущества имеет поршневая техника примерно той же электрической мощности. Мировая практика показывает, что газопоршневые агрегаты на 20–40 % дороже дизелей с идентичными выходными параметрами. Кроме того, в Российской Федерации отсутствует массовое производство газопоршневых двигателей с большим ресурсом наработки, а опыт эксплуатации отечественных дизелей измеряется десятилетиями. Имеется опыт эксплуатации дизелей в газодизельном режиме (85–87 % топлива – газ, 15–13 % – дизтопливо) – суммарно в объёме миллионов часов [9]. Анализируя удельную стоимость продукции отечественного машиностроения для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, следует подробно рассмотреть возможность использования дизельных двигателей, работающих в газодизельном режиме. Стоимость отечественных дизелей в 1,5–2 раза ниже импортных аналогов и в 1,8–4 раза ниже газопоршневых и газотурбинных установок. При этом обеспечивается диапазон мощностей от 0,5 до 4 МВт электрической мощности при электрическом КПД 33–43 %. Это позволяет переоборудовать котельные мощностью от 2 до 50 Гкал, обеспечив круглогодичное потребление тепловой энергии для горячего водоснабжения потребителей, при этом коэффициент использования топлива составит 75–80 %. На территории РФ насчитывается более 10 тыс. котельных указанной мощности, где вырабатывается более 30 % тепловой энергии.

При существующем состоянии отечественного машиностроения можно прогнозировать возможность создания газодизельных надстроек на котельных в объёме 1,8–2 ГВт в год. Развитие распределённой генерации на существующем тепловом потреблении базируется на имеющейся структуре электрических сетей, когда у большинства котельных имеется два независимых ввода, через которые при определённых технологических и, главное, организационно-экономических решениях, можно работать в параллельном с сетью режиме. За счёт строительства генерирующих мощностей на существующем тепловом потреблении непосредственно у конечного потребителя повысится надёжность его энергоснабжения, а потребность в дополнительных инвестициях в экстенсивное развитие ЛЭП высокого напряжения будет значительно ниже, чем при строительстве объектов большой энергетики. Будет обеспечена максимально возможная корреляция между "точками роста" энергопотребления наиболее быстро развивающихся бытового сектора и сферы услуг с "точками генерации", обеспечивающими удовлетворение этого спроса с минимальными потерями при транспорте электроэнергии.

Подчеркнём целесообразность разработки нескольких типовых решений, которые далее можно будет тиражировать (с некоторыми местными модификациями) для десятков тысяч работающих котельных. Данную задачу вполне реально решить отечественными трудовыми ресурсами с участием местных специалистов теплосетей.

В газодизельном режиме при переводе на условное топливо расходуется 85–90 % газа и 15–10 % дизельного топлива. Для этих целей могут использоваться моторные топлива, получаемые как из угля (конденсированная фаза), так и из нефти. Для получения необходимого объёма моторного топлива наиболее эффективен метод гидрогенизации углеводородов с использованием каталитической системы в виде кристаллитов наноразмера, позволяющий максимально использовать потенциал сырья. В России разработано  несколько вариантов такой перспективной нанотехнологии для разных видов сырья. В частности, можно получать моторное топливо из бурых углей и ряда классов каменных. Отечественная нанотехнология глубокой переработки нефти на основе её первичной гидрогенизации позволяет получать моторное топливо с выходом порядка 90 % даже при мощности НПЗ 100–500 тыс. т в год [10].

Построенные по этой технологии региональные заводы могут успешно обеспечить не только региональную комбинированную выработку тепловой и электрической энергии дизельным топливом, но и местный топливный рынок – качественным бензином. Оценка показывает, что для обеспечения работы 20 ГВт двигателей в газодизельном режиме потребуется организация к 2020 г. производства 3–4 млн т моторных топлив в год. В случае такой выработки, например, из бурых углей, произойдет дополнительное увеличение добычи бурого угля на 14–19 млн т в год (это минимально необходимое количество). Предлагаемая технологическая схем предусматривает возможность гибкого реагирования на конъюнктурные изменения на нефтяном и газовом рынках.

Дополнительным эффектом предлагаемого подхода будет диверсификация топливно-энергетического баланса регионов. При установке двигателей, рассчитанных на работу как в газодизельном, так и в дизельном режимах, достигается уменьшение зависимости от режима монотопливного. При приоритетном строительстве заводов по получению моторных топлив из углей энергетическая безопасность страны перейдёт на качественно новый уровень, и страна перестанет зависеть от монопольной власти поставщиков газа.

Ликвидация энергодефицитности Московского региона. В настоящее время доля энергии, вырабатываемой в теплофикационном режиме в Московском регионе не превышает 50 %. Наблюдается дисбаланс между генерацией электроэнергии на московских ТЭЦ и потреблением электроэнергии не только Москвой, но и 6-миллионой Московской областью. Например, в балансах 2007 и 2008 гг. учёт электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27, в балансе Москвы отсутствовал. При этом доля электрической мощности, поставляемой в Москву, составляет: по ТЭЦ-22 – 48 %, по ТЭЦ-27 – 39 %; тепловой мощности: по ТЭЦ-22 – 85 %, по ТЭЦ-27 – 95 % [11].

Следовательно, тепловое потребление и экологические выбросы ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27 сосредоточены в непосредственной близости от Москвы, а электроэнергия поставляется в область. Такой перенос на московские ТЭЦ экологической нагрузки генерации электроэнергии для снабжения Подмосковья, по-видимому, требует пересмотра.

Проблему диверсификации топливно-энергетического баланса (ТЭБ) Московского региона необходимо рассмотреть как с позиции обсуждаемой в настоящее время возможности строительства угольной Петровской ГРЭС мощностью 4 ГВт и реконструкции ТЭЦ паро-газовыми установками, так и с точки зрения распределённой энергетики на тепловом потреблении областных котельных. Расчёты показывают, что на 52 млн Гкал, вырабатываемых ими в год, экономически целесообразно создание распределённых электрических мощностей с годовым объёмом генерации до 25 млрд кВтч. Тем самым будет обеспечено решение следующих задач:

·                         ликвидации энергодефицита Московской области;

·                        снижения дополнительной экологической нагрузки на Москву, неизбежной в случае реконструкции ТЭЦ на основе паро-газовых установок;

·                         повышения надёжности энергоснабжения Московского региона;

·                         частичной диверсификация ТЭБ.

Необходимость влияния государства на выбор путей развития. Из анализа хозяйственной деятельности генерирующих компаний за 2007–2008 гг. [12] следует, что даже на докризисном этапе, в сентябре 2008 г., капитализация установленной мощности варьировала от 110 до 910 долл. за киловатт, фактически же была в 2–10 меньше стоимости строительства новых генерирующих мощностей. В результате снижения стоимости акций, по состоянию на 17.12.2008 г., стоимость установленной мощности посредством операций на фондовом рынке составила от 30 до 280 долл. за киловатт.

На момент составления инвестиционных программ при реформировании РАО "ЕЭС России" стоимость строительства новых генерирующих мощностей составляла 800–1300 долл. за киловатт без учёта капитальных вложений в сетевую инфраструктуру. Очевидно, что в новых экономических условиях, когда стоимость строительства мощностей (в расчёте на 1 кВт) в 5–25 раз превышает капитализацию работающих, рассчитывать на привлекательность строительства новых генерирующих мощностей не представляется возможным.

Государство может оказать влияние и скоординировать развитие ситуации по следующим сценариям.

1. Развитие по Генеральной схеме размещения до 2020 г. В связи с отсутствием интереса у частных инвесторов к вложению больших сумм в строительство новых мощностей либо возрастёт дополнительная финансовая нагрузка на бюджет, либо вырастут тарифы, что приведёт к последующей потере конкурентоспособности отечественных производителей и дальнейшему импортозамещению.

2. Аннулирование всех обязательств по инвестиционным контрактам, составленным при реструктуризации РАО "ЕЭС России" и продление паузы по вводу новых энергетических объектов (за счёт снижения потребления в период кризиса).

3. Формирование Новой энергетической стратегии (НЭС) по развитию и повышению надёжности энергоснабжения муниципальных образований на основе распределённой энергетики, максимизации использования возможностей отечественного машиностроения и местных трудовых ресурсов (рисунок).

Рис. 1. Пути решения проблем электроснабжения

 

Предложим два этапа реализации НЭС:

Оперативно-краткосрочный (2009–2012) – за счёт средств генерирующих и сетевых компаний, предусмотренных в инвестиционных контрактах на этапе реструктуризации РАО "ЕЭС России".

Инновационно-долгосрочный (2012–2030) – в рамках Федеральной целевой программы по развитию энергетики регионов РФ на период 2012–2030 гг. (далее – Программы); финансирование – за счёт средств генерирующих и сетевых компаний, бюджетов субъектов РФ и муниципальных образований, а также внебюджетных средств.

В результате такого подхода, с одной стороны, будет снижена инвестиционная нагрузка на генерирующие и сетевые компании (в противном случае поиск предлогов для отказа в строительстве всё равно начнётся). С другой – государство получит механизм решения проблем локального энергодефицита и повышения надёжности энергоснабжения муниципальных образований (в первую очередь, систем теплоснабжения), что в условиях снижения объёмов сборов региональных и муниципальных налогов и сокращения финансирования муниципальных инвестиционных программ особенно актуально.

В целом необходим комплексный системный подход, позволяющий уйти как от поиска индивидуального решения каждым муниципальным образованием, так и от попыток продвигать решения без адаптации к местным условиям.

Организационный механизм реализации Программы – сеть технопарков, построенная во время выполнения первого этапа.

Побочным результатом реализации Программы станет дополнительная экономия топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) за счёт применения энергоэффективных автономных систем. Экономия ТЭР в регионах оценивается в 90–110 млн тут. Объём вовлечения нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, местных видов топлива в топливно-энергетический баланс страны составит около 20 млн тут.

Необходимость выполнения Программы приведёт к созданию новых рабочих мест в коммунальном хозяйстве – порядка 60–90 тыс. на первом этапе и 150–250 тыс. – за весь период реализации (для осуществления строительных, монтажных, пуско-наладочных работ и эксплуатации созданных энергоустановок коммунальных систем), а также потребует создания дополнительных рабочих мест в других отраслях. Реальные заказы в рамках Программы поднимут объёмы производства в отечественном машиностроении примерно на 1 млрд долл., а за счёт мультипликативного эффекта позволят частично снизить влияние спада производства в металлургии, машиностроении, химической промышленности и других отраслях.

К разработке программы необходимо привлечь специалистов по региональной экономике и энергетике, представителей отраслевых институтов, частного бизнеса.

В целях обеспечения прозрачности Программы и высокого качества управления её этапами целесообразно создание научно-координационного совета. Помимо непосредственной координации, его функцией будет создание сети технопарков, в состав которых необходимо включать представителей бизнеса, общественности, государственных заказчиков, представителей научных организаций, РАН, а также заинтересованных министерств, ведомств и организаций, субъектов Федерации, муниципальных образований.

Список литературы

1.                     Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 28 августа 2003 года № 1234-р.

2.                     О целевом видении стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 года. М.: ОИВТ РАН, 2007. 120 с.

3.                     Электроэнергетика России–2030. Целевое видение / Под общ. ред. Вайнзихера Б.Ф. М.: Альпина Бизнес Букс, 2008. 352 с.

4.                     Концепция технического перевооружения энергетического хозяйства Московского региона. Утверждена Постановлением правительства Москвы от 8.12.2008 г. № 1075.

5.                     Меры государственного регулирования по развитию энергетического машиностроения //Академия энергетика. 2009. № 1 (29).

6.                     Озеренко А. А., Заманов В. В. Нанотехнология глубокой переработки нефти // Нефтепереработка и нефтехимия. 2007. № 3. С. 28–32.

7.                     Пахомов А. В. Прогноз расхода электроэнергии на основе ценологического исследования структуры потребителей мегаполиса // Электрика. 2008. № 11.

8.                     Приказ Федеральной службы по тарифам от 25 декабря 2007 г. № 535-э/2 "О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объёмов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)". Приложение 1. Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую на оптовый рынок электрической энергии (мощности)

9.                     http://rek.mos.ru/section/45/

10.                Пейсахович В. Малая энергетика России // Коммунальный комплекс России. 2004. № 4.

11.                http://stock.rbc.ru/demo/micex.0/intraday/index.rus.shtml

12.                http://www.kolomnadiesel.com/

 

 

 


* Это предположение окажется некорректным, если будет принято решение ввести в эксплуатацию к 2020 г. два десятка энергоёмких производств с объёмом потребления каждого, сравнимым с потреблением крупного металлургического комбината мощностью свыше 500 МВт. Впрочем, это будет означать возврат к мобилизационной экономике и гигантомании.