Как сбылось В конце мая 2005 г. в Москве произошла крупнейшая авария в системе электроснабжения. Цепная реакция отключений распространилась по крупнейшей энергосистеме «Мосэнерго» на Московскую и Тульскую области. Убытки предприятий оцениваются миллиардами рублей. По сообщениям СМИ, жертв удалось избежать, благодаря самообладанию населения и квалификации специалистов. Но жертвы были! У беременных женщин были выкидыши в результате перегрева и недостатка кислорода в транспорте. Разве это не жертвы? Может быть, эта молодая семья больше не сможет иметь детей? Затмение в Москве — это первый приступ страшной болезни Единой энергосистемы России (ЕЭС), которой десятилетиями гордились советские энергетики. О том, почему эта болезнь «страшная», красноречиво говорят факты: ??она укоренилась в кровеносную систему страны — в энергетику; ??мозг энергосистемы — Министерство энергетики — было ликвидировано в 2004 г. Был ликвидирован оппонент руководству РАО «ЕЭС России». Именно после этого Правительством и Думой были приняты решения о реформировании энергосистемы России, в то время как в ряде штатов США и еще некоторых странах пошел процесс отказа от принятой ранее схемы дерегуляции (именно этот термин употребляли США). Начало реформирования в этих странах «ознаменовалось» не снижением, а резким повышением тарифов на электроэнергию, а затем авариями, отключениями и громадными экономическими убытками; ??новое российское Министерство промышленности и энергетики ничем не засветилось в энергетике — чтобы сделать такой вывод достаточно посмотреть на их сайт: www.mte.gov.ru; ??cнизилась эффективность технического контроля оборудования. ??при реформировании правительственных структур «забыли» на полгода кому-либо подчинить Госэнергонадзор (!). Несомненно, эффективность технического надзора в 2004 г. была снижена; ??руководство РАО «ЕЭС России» поспешило реформировать Единую энергосистему: разделить вертикально интегрированные региональные энергосистемы на генерирующие, сетевые и сбытовые компании. В управляющие структуры новых энергосистем еще 3–4 года назад были включены представители администраций регионов России, что, естественно, помогло принять план реструктуризации ЕЭС; ??вместо одной региональной естественной монополии создаются три естественных монополии, конкуренция при этом даже не просматривается; ??занятость реформированием привела к тому, что в 2004 г. РАО «ЕЭС России» практически прекратило финансирование научных и конструкторских работ (данные сайта РАО: www.rao-ees.ru). Рост энергопотребления в России После кризиса 1998 г. потребление электроэнергии промышленными предприятиями увеличивается, но пока еще не достигло уровня 1990 г. В непромышленной сфере потребление электроэнергии возросло за 10 лет на 21 %, а потребление электроэнергии населением — на 35 %, что объясняется увеличением количества бытовой техники, большими темпами индивидуального строительства и отменой некоторых ограничений на использование электроэнергии, например, для отопления. Доля коммунального электропотребления достигла 16 % от общего потребления. В развитых странах этот показатель составляет 25–30 %. Таким образом, можно смело предположить значительный рост коммунального электропотребления в России. По предварительным оценкам, к 2020 г. жилищный фонд Москвы вырастет на 40 %, а с учетом других объектов площадь застройки увеличится на 90 %. Для этого потребуется увеличить теплоснабжение в 1,4 раза, а электроснабжение в 1,5 раза. В настоящее время в России увеличение потребления электроэнергии составляет 2–3 %. В Московской области рост потребления в 2003 г. составил более 5,7% в год. Развитие энергетики отстает от потребностей страны В 1994 г. Россия планировала до 2005 г. построить 13 105 МВт современных газотурбинных энергоблоков и энергоблоков комбинированного цикла [2]. В 2000 г. был введен в строй один парогазовый энергоблок 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге. Чтобы его реализовать, потребовалось около 20 лет, а удельная стоимость по некоторым источникам оценивается в $ 1600/кВт, что не ниже зарубежных цен [3]. В мире уже более 20 % электроэнергии вырабатывается с использованием ГТУ и ПГУ. Доля установленных в России ГТУ-ТЭЦ составляет около 1% общей мощности тепловых электростанций [4]. На данный период Россия имеет некоторый избыток установленных мощностей, но это старое оборудование. На отдельных угольных станциях затраты на ремонт достигают 20 % в себестоимости производства электроэнергии. По данным РАО «ЕЭС России» [5], в энергосистемах наступил период лавинообразного старения оборудования. К 2010 г. выработает свой ресурс 104 млн кВт, или около 50 % мощностей ТЭС и ГЭС, а к 2020 г. эта цифра вырастет до 150 млн кВт, т.е. до 70 %. Причем на ГЭС к 2010 г. 79% турбогенераторов выработают свой ресурс, а к 2020 г. — 97 %. Немалые затраты потребуются и для укрепления плотин. Таким образом, в настоящий момент в России назрела проблема не роста производства электроэнергии, но хотя бы сохранения уровня производства при нарастающемпроцессе старения оборудования ТЭК и электроэнергетики. В 2003 г. крупнейшая энергосистема «Мосэнерго» впервые столкнулась с дефицитом мощностей для обеспечения энергией Москвы и Московской области. В 2003 г. РАО ввело в строй около 2000 МВт новых мощностей. Это составило менее 1% от общей установленной мощности в стране (215 тыс. МВТ). В 2004 г. рост генерации составил 0,32 %. Прибавки по мощности в 2004 г. не произошло, несмотря на то, что введено в строй 980,1 тыс. новых генерирующих мощностей. Капитальные затраты в РАО за 2003 г. составили $ 2,6 млрд. Такими темпами РАО не сможет обеспечить планируемый рост потребностей, равный 3% в год, а тем более замену выработавших ресурс 104 тыс. МВт к 2010 г. (по 10 % в год!). Темп старения оборудования энергосистем опережает работы по его модернизации. Это может уже в ближайшие годы ограничить рост экономики страны. Планы реструктуризации Единой энергосистемы России не позволят в ближайшее время обеспечить ожидаемого притока инвестиций в энергосистемы. Фигура Чубайса, как «гаранта» развития энергетики России, не вызывает доверия. Негативный опыт других стран по подобному реформированию энергетики не вселяет оптимизма в достижении декларируемых РАО целей: надежное энергообеспечение потребителей, привлечение инвестиций, эффективная модернизация оборудования и т.д. Реструктуризации и опасность кризиса в энергетике По оценкам Института общественной политики Калифорнии в США (Public Policy Institute of California), общие убытки, вызванные энергетическим кризисом, последовавшим за реформированием электроэнергетики (либерализацией), оценены в 45 млрд долларов США. Они слагаются из сумм завышенных тарифов, убытков обанкротившихся компаний и упущенной выгоды в результате замедления экономического роста [6]. Эта сумма сравнима с требуемыми России в 2001–2010 гг. затратами (приблизительно $ 48–58 млрд) на техническое перевооружение и полную замену оборудования, выработавшего свой ресурс. Суета вокруг планов реформирования энергетики России привела к тому, что акции РАО «ЕЭС России» приобрели «Газпром», нефтяные компании и металлургические концерны. Возможно, что выделение финансовых ресурсов этими гигантами на строительство новых крупных энергоблоков для энергообеспечения своих объектов позволит ввести их в строй, но не раньше, чем через 5–10 лет. Времени на установку новых энергоблоков на существующих станциях потребуется меньше. Это путь традиционной модернизации… Энергосбережение как демпфер кризиса энергоснабжения Энергосбережение, по оценкам специалистов, может снизить удельное энергопотребление на единицу выпускаемой в России продукции на 40–48 %. Россия может в течение 20 лет развивать свою экономику без увеличения потребления топлива. Целая армия специалистов России уже работает в области энергосбережения в консалтинговых, энергоаудиторских, энергосервисных компаниях и в фирмахпоставщиках энергоэффективного и энергосберегающего оборудования. За последние 5–7 лет российский рынок насытился приборами контроля и управления энергетическими потоками. Мы можем порадоваться примерам успешной работы по энергосбережению. Так, на Магнитогорском металлургическом заводе с 1996 по 2001 гг. удельное энергопотребление на выплавку тонны стали было уменьшено в 1,5 раза [6]. Но в целом по стране процесс интенсивного использования резервов энергосбережения будет длительным (по опыту США — те самые 20 лет). И все-таки работы по энергосбережению финансируются недостаточно. Энергетический кризис не был неожиданным — еще 5 лет назад его предсказал первый запмред РАО «ЕЭС России» Валентин Заводников, угадав даже год аварии. Затмение в Москве — это первый приступ страшной болезни Единой энергосистемы России (ЕЭС), которой десятилетиями гордились советские энергетики. При недостатке генерирующих мощностей и старении сетей говорить о рынке электроэнергии нет смысла. А потенциал энергосбережения огромен! Представляется целесообразным связать создание рынка электроэнергии (регионального, городского рынка тепла и газового рынка) напрямую с объемами энергосбережения, объемами ввода новых источников энергии или замены устаревшего оборудования как генерирующего, так и сетевого. Если предприятие-потребитель снизит свое электропотребление, то энергосистема сможет продать этот объем на свободном рынке. Но бережливое предприятие тоже должно что-то получить за свои труды от энергосистемы или на «бирже энергосбережений». Предприятию-потребителю энергии должно быть выгодно торговать энергосбережением. Если ему удалось снизить удельные энергетические затраты, то он должен дополнительно получить деньги от тех, кто превысил свои лимиты, кто нерационально использует энергию и загрязняет окружающую среду. Пусть «нерадивый» компенсирует затраты старательному хозяину. Если энергосбережение станет товаром, то в работу по обеспечению энергосбережения будут включены не только главные энергетики предприятий, но и первые руководители предприятий, что будет способствовать успеху*. Теплофикация и когенерация как эффективнейшие способы энергосбережения Теплофикация, понимаемая как энергоснабжение на базе комбинированной, т.е. совместной, выработки электрической и тепловой энергии в одной установке (или когенерация), развивается в России с начала прошлого века. Средний показатель теплофикации страны еще в советское время застыл на уровне 35 %. В крупных городах и в Москве доля теплофикации достигает 70 %, а вот в Московской области только 4% тепла потребители получают от «Мосэнерго», так как потребители удалены от крупных ТЭЦ. Традиционное развитие энергетики на основе крупных энергоблоков не позволит распространить комбинированное теплоэлектроснабжение (когенерацию) от ТЭЦ в малые города, поселки и села. Схема раздельного электроснабжения от ТЭС и теплоснабжения от котельных менее экономична, чем от ТЭЦ. Выработка электроэнергиина тепловом потреблении в РАО «ЕЭС России» составляет около 50% [7]. А вот надстройка промышленных котельных газотурбинными и газопоршневыми энергоблоками позволяет получить коэффициент использования топлива 80 % и более. Приблизить источники энергии к потребителям Логично желание приблизить генерирующие источники (ТЭЦ) к потребителям. В этом случае мощность новых ТЭЦ должна быть значительно меньшей. В США средняя мощность заказываемых энергоблоков в последнее десятилетие уменьшилась до 36 МВт. Программы строительства энергоблоков малой мощности стимулируются и запускаются в США [8], Англии и других странах Евросоюза, где уровень теплофикации достигает всего 4–9 %. Особенное внимание уделяется строительству ТЭЦ. Ориентиром для них является пример Финляндии и Дании. Следует отметить, что в восточно-европейских странах, например, Венгрии и Румынии, уровень теплофикации достигает 60–70 %, а в Словакии — 96% (!) [9]. Приближение генерирующего источника к потребителю уменьшает затраты на строительство распределительных сетей. Это архиважно, т.к. стоимость получаемой потребителем электроэнергии в России в 2–2,5 раза выше, чем стоимость ее производства на электростанции — она удваивается за счет потерь и затрат на эксплуатацию теплосети. Сравнительная оценка затрат традиционного развития энергетики в США, проведенная Всемирным альянсом за децентрализованную энергетику (WADE, www.localpower.org), показала, что строительство ТЭЦ малой мощности вместо крупных энергоблоков и уменьшение затрат на развитие сетей позволит США уменьшить суммарные затраты в модернизацию энергетики на 30 %. Нет проблем с энергосистемой, если ты сам энергосистема За последние 7 лет многие энергетики предприятий-потребителей осознали необходимость строительства автономных энергоисточников. Более важным является то, что это понимание приходит к руководителям предприятий и государственных органов. Кроме уменьшения потребления тепла от ТЭЦ, промышленные потребители тепла ввиду роста тарифов на тепло, получаемое от энергосистем, строили свои собственные котельные последние 10 лет. Собственное тепло получалось в 2–4 раза дешевле. Но изза этого на многих ТЭЦ ухудшилась экономичность работы и уменьшилось производство электроэнергии от противодавленческих турбин. В последние три-четыре года значительно вырос интерес потребителей также и к производству электроэнергии «собственными силами», прежде всего из-за стремительного роста тарифов, угрожающей ненадежности электроснабжения от энергосистем и пугающего рынка электроэнергии «по-чубайсу». Тот же Магнитогорский металлургический комбинат увеличил в последние годы собственные электрогенерирующие мощности на 121 МВт. Общая мощность заводских ТЭЦ достигла 530 МВт, и только 30 МВт потребляется от энергосистемы. Следует отметить, что себестоимость собственной электроэнергии в три раза меньше, чем стоимость электроэнергии от энергосистемы [10]. Новые энергосистемы В 2000 г. Московское Правительство решило организовать новую энергосистему «Москваэнерго», которая была бы альтернативой энергосистеме «Мосэнерго». В настоящее время руководство столицы планирует новые электростанции, как для энергообеспечения комплекса * Подробнее читайте В.П. Грицына и А.В. Козлова «Сценарий для российской энергетики». Журнал «С.О.К.», №5/2005 г. ?? к 2010 г. выработает свой ресурс 104 млн кВт, или около 50% мощностей ТЭС и ГЭС; ??к 2020 г. эта цифра вырастет до 150 млн кВт, т.е. до 70 %; ??к 2010 г. 79 % турбогенераторов на ГЭС выработают свой ресурс; ??к 2020 г. этот показатель увеличится до 97 %. Старение оборудования происходит лавинообразно, темпами, которые значительно опережают работы по модернизации. Уже в ближайшие годы это может ограничить рост экономики страны. «Москва-Сити», так и для внедрения газотурбинных установок на существующих районных котельных. Эти генерирующие мощности будут принадлежать Москве, а не нынешней энергосистеме «Мосэнерго». На эти цели планируется выделить около 3 млрд руб. до 2010 г. из бюджета города. Много ли это? По некоторым данным, в 2003 г. Москва получила $ 14 млрд на инвестиции. В 2004 г. — $ 15 млрд. Сейчас доля независимых энергопроизводителей в производстве электроэнергии в столице составляет около 3 %. Ожидается, что через 16 лет их доля увеличится до 16 %. Работу по строительству собственных энергоисточников проводят и крупные корпорации. Газпром еще 5 лет назад создал специальную структуру «Газпромэнерго» и планомерно развивает программу строительства газотурбинных и газопоршневых энергоустановок в основном на базе отечественных разработок. Весьма интересен пример энергосистемы «Башкирэнерго», которая развивает строительство малых энергоустановок непосредственно у потребителей на отдаленных объектах, таких как санатории, дома отдыха и т.п. [11]. Сколько нужно строить малых энергоблоков В Советском Союзе строились как ТЭЦ, так и крупные районные котельные для централизованного теплоснабжения поселков или районов крупных городов. Доля централизованного теплоснабжения достигла в СССР 70 % всего теплоснабжения, а уровень теплофикации составлял половину теплопотребления (или 35 % всего теплопотребления). Эти пропорции в новой России не изменились со времени развала СССР. 1. Блок-станции Промышленные (и муниципальные) электростанции, которые могут работать параллельно с энергосистемой, называются в России «блок-станциями». Таких электростанций насчитывалось 137. Их общая мощность составляла почти 8000 МВт. Если блок-станции ранжировать по мощности как в табл. 1, то можно оценочно определить мощность и количество энергоблоков малой мощности, которые могут быть востребованы для замены старого оборудования на этих станциях, коэффициент использования топлива на которых значительно выше, чем в энергосистемах. 2. Установка энергоблоков на котельных Заманчиво превратить промышленные котельные и котельные централизованноготеплоснабжения в ТЭЦ. Если на промышленных котельных, надстроенных электрогенерирующими блоками, можно достичь коэффициента использования топлива 80 % и более (ввиду круглогодичного использования тепла в производстве), то коммунальные котельные летом будут производить тепло только для горячего водоснабжения, а это всего лишь 15–20 % зимней мощности. Если ориентироваться на этот уровень теплоснабжения при планировании установки электрогенерирующих энергоблоков (предполагая, что соотношение электрической и тепловой мощностей составляет 1:1, как у газопоршневых энергоблоков), то срок окупаемости нового оборудования значительно сократится, т.к. оно будет эксплуатироваться круглогодично с тем же коэффициентом использования топлива 80–85 %. Следует отметить, что т.к. собственное электропотребление котельной составляет около 3% (по отношению к тепловой мощности), то такие ТЭЦ будут избыточными по электроэнергии и в зимнее время. Общее теплопотребление в России составляет 16?109 ГДж. 70% тепла в России поставляется потребителям централизованно от ТЭЦ и котельных, а за счет теплофикации от ТЭЦ — 35 %. На котельных может быть установлено около 30 тыс. МВт энергоблоков (с резервом), обеспечивающих кроме производства электроэнергии еще круглогодичную подачу горячей воды. 3. Электростанции вместо котельных Современные технические возможности позволяют строить мини-электростанции с электрическим КПД, превышающим КПД мощных отечественных энергоблоков со сверхкритическими параметрами, т.к. КПД газопоршневых электрогенераторов мощностью 3 МВт достигает 43 %. Мощность всех ТЭЦ России составляет 98 тыс. МВт. Они дают, как выше отмечалось, столько же тепла, сколько централизованные котельные. Если котельные надстроить электрогенерирующими блоками, то для организации централизованного теплоснабжения только от ТЭЦ необходимо установить на котельных еще 98 тыс. МВт электрогенерирующих блоков. При этом мы достигнем уровня теплофикации 70 %. Темп строительства распределенной и децентрализованной энергетики В Концепции «Энергетическая стратегия России до 2010 г.», принятой в 1994 г., отмечено, что 50 % российской территории — это зоны децентрализованного электроснабжения. К этим территориям относятся северные малонаселенные области. У России многолетний опыт строительства и эксплуатации малых дизельных и газотурбинных электростанций 0,5–72 МВт в северных районах страны. В настоящее время не только «Газпром» и нефтяные компании строят малые электростанции в северных районах страны, эту задачу решают и предприятия в центральной России. По предварительным оценкам, к 2020 г. жилищный фонд Москвы вырастет на 40 %, а с учетом других объектов площадь застройки увеличится на 90 %. Для этого потребуется увеличить электроснабжение в 1,5 раза. В настоящее время в России назрела проблема хотя бы сохранения уровня производства, не говоря уже о его росте. За МКАД три года назад был построен торговый комплекс «Три кита», которому оказалось дешевле построить свой энергоцентр, обеспечивающий комплекс теплом, холодом и электроэнергией, чем получать ее от «Мосэнерго» — собственная электроэнергия обходится в три раза дешевле. К лету 2004 г. в Московской области уже было 11 объектов малой энергетики. Производственные мощности Калужского турбинного завода по производству малых электрогенераторов с противодавленческими турбинами (0,5–3,5 МВт) были уже два года назад загружены полностью, что свидетельствует о спросе на такие энергоблоки от производственных предприятий, имеющих паровые промышленные котельные с избыточным давлением пара. Модульные транспортабельные газотурбинные и газопоршневые энергоблоки полной заводской готовности могут устанавливаться повсеместно. В Башкирии в 2002 г. было внедрено 28 МВт мини-ТЭЦ, а в 2003 г. их мощность увеличилась до 43 МВт. Важное значение приобретают проекты по установке электрогенерирующих энергоблоков на угольных шахтах для сжигания шахтного метана (содержание которого в вентиляционных выбросах составляет 15–25 %, а иногда значительно больше). Эффект многократный: получение электроэнергии и тепла, дополнительный контроль и обеспечение подачи энергии для вентиляции и повышение безопасности шахтеров. Например, на Украине в 2004 г. подписан договор с фирмой «Янбахер» на поставку 20 энергоблоков для использования шахтного метана в качестве топлива. А.А. Салихов на основе проведенного анализа опыта внедрения малых энергоустановок и проблем развития энергетики в Башкирии обращает внимание, что традиционный (однозначный) подход к планированию развития энергетики неприемлем. России необходимы разработки грамотных региональных энергетических программ, учитывающих современные технические достижения. В России два завода производят малые газотурбинные энергоблоки 1,5–6 МВт. И еще более 10 заводов могут последовать их примеру или обеспечить сервис и ремонт энергоблоков в своем регионе. Подготовлены к производству и более мощные энергоблоки: 10; 12; 25 МВт. Амбициозная программа строительства ГТ-ТЭЦ реализуется российской компанией «Энергомашкорпорация». В последние годы ею построено 8 ГТ-ТЭЦ (22 энергоблока по 9 МВт). В настоящее время возводится одновременно около 60 энергоблоков. За 8 лет планируется установить 1000 энергоблоков по 9 МВт или 300 ГТ-ТЭЦ (по 2–4 энергоблока на каждой, итого 9000 МВт). В России представлены почти все наиболее известные зарубежные производители и поставщики малого электрогенерирующего оборудования. В 2003 г. российской фирмой «БПК» были проданы первые десятки высокоскоростных (80 тыс. мин–1) микротурбин Capstone (30 КВт), которые можно считать прорывом в технологиях газотурбостроения. В 2005 г. объем продаж этих дорогих «штучек» увеличился втрое (при этом Россия — крупнейший заказчик!). Заключение Энергетика становится тормозом для развития экономики страны. Мнение, что только «большая энергетика» может решить проблему перспективного энергообеспечения России, уже не является непререкаемым. Процессы старения оборудования энергосистем опережают темпы модернизации. В условиях невозможности разработки точных прогнозов развития экономики важна правильная оценка перспективных направлений и отраслей, и обеспечение их продвижения организационными и финансовыми ресурсами. Изменившиеся политические и экономические условия, а также новые технологии диктуют необходимость дополнения программы модернизации «большой энергетики» строительством энергоблоков средней и малой мощности на промышленных предприятиях и в районных котельных. Требуется разработка региональных программ строительства малых ТЭЦ на промышленных предприятиях и на базе районных котельных. Этот путь развития энергетики снижает капитальные затраты на модернизацию системы энергообеспечения в 1,3–1,5 раза за счет уменьшения затрат на сети и позволяет привлечь дополнительные финансовые ресурсы на обновление энергетики. Сроки строительства малых электростанций в 3–4 раза меньше. Современные автоматизированные генерирующие источники, распределенные по территории региона, повышают надежность энергоснабжения. Использование малой энергетики позволит постепенно освоить современные технологии энергетики. Россия нуждается в тысячах малых ТЭЦ. Их строительство решит ряд проблем: обеспечит экономию топлива, будет отвечать задачам природосбережения, сэкономит инвестиции и создаст независимых энергопроизводителей — новых участников рынка электроэнергии. Развитие независимых энергопроизводителей, имеющих свободный доступ в сети монополистов энергосистем, должно быть поддержано государственной политикой в целях демонополизации производства энергии [12]. Необходима государственная программа по развитию энергетики или новый план ГОЭЛРО, учитывающий возможности малой энергетики. Эти задачи являются актуальными и, надеемся, будут востребованными к реализации. Литература 1. Журнал «Эксперт», №17, 08.05.2000 г. 2. Л.С. Хрилев, М.С. Воробьев, Г.П. Кутовой. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны, «Теплоэнергетика», №12/1994. 3. В. Особов, И. Особов. Инвестиционная привлекательность проектов газотурбинных и парогазовых энергетических установок. «Газотурбинные технологии», №01/02,2000. 4. А.Ф. Дьяков. Перспективы использования газовых турбин в электроэнергетике России. «Энергетик», №2/2003. 5. Ю.Н. Кучеров. Развитие электроэнергетики России. «Перспективы энергетики», т. 6, №2/2002. 6. Л.А. Копцов и др. Сквозной энергетический анализ и подходы к оптимизации энергобалансов в ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат». «Промышленная энергетика», № 39/2002. 7. В. Сергеев. Энергетический невод. Газета «Тверская 13», 322-32,18.03.2004. 8. Philippe Dunsky. 1920–1995 and beyond trending downwards. Cogeneration and On Syte Power Production. Nov-Dec, 2000. 9. Клаус Брендоу. Централизованное отопление и комбинированное производство электроэнергии и тепла в Центральной и Восточной Европе. «Перспективы Энергетики», т. 6, 2002. 10. Г.В. Никифоров. Опыт комплексных решений при внедрении энергоэффективного оборудования на промышленном предприятии. «Энергоменеджер», АСЭМ, 2001. 11. А.А. Салихов. Комбинированной выработке тепловой и электрической энергии — зеленый свет! «Энергетик», №2/2003. 12. Э.Н. Шавров. О мировой практике реформирования электроэнергетики. «Электрика», №7/2002. ТАБЛИЦЫ:1~1~;