Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В настоящей главе описаны развитые авторами методики определения энергетической и экономической эффективности ВИЭ разных видов, их сравнения между собой и с традиционными источниками энергоснабже­ния как для конкретных проектов, так и для крупномасштабного совмест­ного их использования для повышения эффективности энергоснабжения и ресурсосбережения в отдельных ее регионах и в России в целом. Разрабо­танные методики реализованы в виде численных алгоритмов и компью­терных программ и доведены до уровня обоснования инвестиций и рента­бельности региональных проектов, разрабатываемых и предполагаемых, втом числе предложенных в Проекте TACIS [8, 67, 85, 87].

Представленные результаты сопоставимы между собой и достаточно реально и достоверно отражают энергетический и экономический эффек­ты практической утилизации ВИЭ разных видов и действительную ин­вестиционную привлекательность ресурсов ВИЭ.

Развитая и численно реализованные методики обеспечивают реше­ние задач двух типов.

Первый тип, или прямая задача — расчет ежегодных и средних за срок эксплуатации энергетических и экономических показателей энер­гоисточников как традиционного типа (ЭС на органическом топливе, ГЭС, АЭС), так и ВИЭ по заданным технико-экономическим парамет­рам (стоимостным характеристикам, инвестиционным и банковским процентам, индексам инфляции, коэффициентам использования номи­нальной мощности (capacity factor) и др.). При этом численная реализа­ция предусматривает два расчетных режима. Первый обеспечивает рас­чет показателей проекта при одноразовом вводе энергоисточника в за­данном году. Второй — обеспечивает расчет показателей проекта с мно­голетним наращиванием мощности.

Второй тип, или обратная задача — определение расчетных техничес­ких, энергетических и экономических параметров ВИЭ, обеспечиваю* щих заданные экономические показатели проекта ВИЭ (себестоимость, окупаемость и др.).

Развитые в работе методы определения энергетического эффекта, эко­номической целесообразности и инвестиционной привлекательности проектов ВИЭ всех типов основаны на многовариантных параметричес­ких расчетах экономических показателей и численном анализе их ре­зультатов. В ходе анализа определяются оптимальные параметры и ре­жимы для максимально эффективного использования ВИЭ.

3.1. Методическая и информационная база определения экономичес­кой эффективности и инвестиционной привлекательности проектов ВИЭ в России

Россия богата ресурсами ВИЭ всех видов [6, 9, 26, 85]. По имеющимся данным, о распределении ресурсов ВИЭ по федеральным округам и регио­нам, а также из проведенного в рамках Проекта TACIS анализа следует, что в каждом из них имеется по два-три вида ВИЭ, что обусловливает целе­сообразность и необходимость развития в России всех видов ВИЭ [9, 85].

Выбор энергетически и экономически эффективных вариантов энер­госнабжения из множества традиционных и возобновляемых источни­ков энергии является весьма трудной задачей и неоднозначной по воз­можным вариантам ее практического решения. При выборе оптималь­ных вариантов энергоснабжения необходимо опираться на систему объективных количественных критериев, максимально точно отража­ющих сравнительную энергетическую и экономическую эффективность возможных энергоисточников-кандидатов.

Количество факторов, определяющих энергетическую и экономичес­кую эффективности энергоисточника насчитывает более двух десятков и отличается для ВИЭ разных типов, что значительно усложняет в ме­тодическом плане анализ и технико-экономическое обоснование эффек­тивности ВИЭ, особенно с учетом современной социально-экономичес­кой специфики и многообразия природно-климатических условий в России [87].

Набор критериев и факторов энергетической и экономической эффек­тивности возобновляемых и традиционных источников энергии, наибо­лее показательных для сравнения эффективности разных ВИЭ между собой и с традиционными энергоисточниками включает себестоимость производимой энергии (в EURO/kBt • ч), абсолютный и относительный (в % от ресурсного периода) сроки окупаемости (в годах), сроки возведе­ния ЭС (в годах), удельные капитальные затраты при строительстве ЭС (в /кВт установленной мощности), а также трудозатраты при производ­стве энергии (в чел. • час/МВт ■ ч).

Удельные капитальные вложения в оборудование ряда видов ВИЭ в настоящее время выше (так, например в ФЭС — в 4 — 5 раз), но для мно­гих видов {солнечные коллекторы, малые и микроТЭС, сетевые ветро­станции) сопоставимы с оборудованием традиционной энергетики. Од­нако современная энергетика характеризуется устойчивым ростом удельных капитальных затрат в традиционной энергетике и их умень­шением для ВИЗ [87].

Так, удельная стоимость ВЭУ снизилась с 4000 USD/кВт в 1980 г. до 1000 USD/kBt — в 2006 г., а удельная стоимость фотоэлектричес­ких модулей за этот период снизилась с 50 тыс. USD/кВт до 4,5 тыс. USD/кВт. За этот же период удельные капитальные затраты на АЭС выросли в среднем с 1500 до 2200 USD/кВт, а на ТЭЦ — с750 до1000 — 1100 USD на кВт установленной мощности. Так, на электростанции Пуэртольяно (Испания) — крупнейшей в мире угольной ТЭЦ, исполь­зующей газификацию угля и комбинированный парогазовый цикл для производства электроэнергии, удельные капзатраты составили около 1700 USD/kBt [7].

Конкурентоспособность ВИЭ растет также благодаря существенно меньшим срокам их строительства по сравнению с традиционными элек­тростанциями. Так, ВЭС мощностью 30 — 50 МВт в условиях России воз­водится за один сезон, а время строительства ТЭС и АЭС составляет 6-8 лет, а крупной ГЭС — до 10 лет и более [87].

Себестоимость энергии ВИЭ многих видов уже достигла уровня тра­диционной энергетики. За рубежом в настоящее время себестоимость 1 кВ — ч электроэнергии от ВИЭ составляет для микро и малых ГЭС —

3- 4 EURO-цента, ВЭУ — 4 — 5 EURO-центов, геотермальных стан­ций — 5 — 6 EURO — центов, ЭС на отходах деревообработки — 6-7 EURO — центов [50], [87]. При сохранении устойчивой тенденции снижения се­бестоимости 1 кВт* ч, производимой ФЭУ, через 5-10 лет также следу­ет ожидать ее снижения ниже уровня ЭС традиционных видов [2].

В то же время, для традиционных электростанций на угле себестои­мость за 1 кВт*ч электроэнергии составляет — 5-8 EURO-центов, на газе — 5 — 6,5 EURO-центов, для АЭС — 4 — 8 EURO-центов [135].

В то же время, для традиционных электростанций на утле себестои­мость за 1 кВт* ч электроэнергии составляет — 5-8 EURO-центов, на газе — 5-6,5 EURO-центов, для АЭС — 4 — 8 EURO-центов.

Следует отметить, чтов России в последние годы тарифы на электро­энергию постоянно растут с темпами 10 — 12% и более и в централизо­ванных энергосистемах уже составляют от 3 до 6 — 7 EURO-центов/ кВт-ч, а в автономных энергосистемах доходят до 30 EURO-центов/ кВт * ч и более. В соответствии с инициативами российских производи­телей электроэнергии и энергоносителей, а также с условиями ВТО, та­рифы на них на отечественном внутреннем рынке могут вырасти в бли­жайшие годы вдвое и более.

Срок окупаемости капитальных вложений в традиционной энергети­ке в среднем составляет около 10 лет — Расчёты, проведенные в рамках Проекта TACIS для различных сочетаний факторов, влияющих на срок окупаемости объектов ВИЗ, показывают, что в централизованных энер­госистемах России приемлемый для энергетики срок окупаемости (7 — 10 лет) имеет место при удельных капитальных вложениях 1000 — 1200 EURO / кВт и числе часов использования установленной мощности > 2700 в год, а в автономных энергосистемах — при удельных капитальных вло­жениях 2000 — 2 500 EURO/кВт и 1500 — 2000 ч/год [8 7 J. Этим критериям в настоящее время соответствуют многие виды ВИЭ.

Следствием проводимых в современной России реформ энергетики и ли­берализации рынка электроэнергии является значительное сокращение вво­да крупных ЭС при значительном увеличении доли децентрализованного производства электрической и тепловой энергий. Так, по оценкам экспер­тов, за последние 7-10 лет в Россию были ввезены и введены в эксплуата­цию до 200 тысяч автономных источников электроснабжения (в основном, малых бензиновых и дизельных ЭС) суммарной мощности до 10 ГВт.

Вто же время во всем мире, включая развитые страны, заметен рост подключения к энергосистеме множества малых независимых произво­дителей энергии, в том числе на базе ВИЭ, что обусловлено нацеленнос­тью большинства государств на выполнение Киотского протокола по снижению выбросов парниковых газов, необходимостью повышения энергетической безопасности регионов и стран в целом, а также эконо­мической целесообразностью экономии или увеличения экспортного потенциала топливно-энергетических ресурсов.

Целью предпроектных исследований является обоснование инвестиций — получение оценки целесообразности вложения инвестиций в дальнейшую разработку проекта на базе тех или иных энергоносителей. Окончательное решение о целесообразности реализации энергетического проекта прини­мается на основе тех н и ко-экономического обоснования и соответствующи х проектных изысканий. Однако весьма высокая стоимостьпроектных изыс­каний для большинства видов ВИЭ {до 5 — 7% от суммарных капитальных вложений в проект) в случае получения «отрицательного» результата — вывода о неэффективности и соответственно его нецелесообразности, явля­ется невосполнимой и ощутимой потерей для инвестора. Связанные с этим финансовые риски в условиях, с одной стороны, экзотичности для России ВИЭ, а, с другой стороны, традиционной и привычной ориентации страны на топливную энергетику на основе углеводородов, являются существенным «барьером» масштабного использования ВИЭ.

Как было показано в предшествующих работах авторов, достаточной точностью для принятия надежных и обоснованных решений о целесо­образности реализации проектов ВИЭ является точность прогноза сред­

них за их ресурсный период экономических показателей ЭС не ниже 25 — 27% [24], Использованные в работе методики оценки энергетической и экономической эффективности наиболее перспективных для исследо­ванных регионов видов ВИЭ (на базе солнечных, ветровых, биологичес­ких ресурсов) обеспечивают, согласно методическим расчетам, указан­ную точность на большей части их территории.

Важнейшим условием достоверного выбора наиболее эффективных источников энергоснабжения является наличие системы объективных количественных критериев оценки и сравнения энергетической и эко­номической эффективности энергоисточников разного вида.

Различные критерии энергетической и экономической эффективнос­ти энергоисточников (ЭС) любого известного типа, достаточно широко используемые для оценки перспективности их использования для кон­кретного потребителя, для региона или страны в целом, приведены в табл. 3,1. и 3.2 [87].

Таблица 3.1

Критерии экономической эффективности ЭС

1	Удельные капитальные затраты на возведение ЭС
2	Удельные ежегодные и суммарные затраты на эксплуатацию ЭУ
3	Удельные затраты на капитальный ремонт ЭУ
4	Среднемесячные, годовые и суммарные затраты на топливо для ЭУ
5	1 оилпиная составляющая себестоимости электроэнергии
0	Стоимость сэкономленного топлива на внутреннем российском рынке
1	Экспортная стоимость сэкономленного топлива
8	Суммарная выручка от продажи энергии ЭС
9	Суммарный доход за ресурс ЭС
IU	Окупаемость ЭУ в годах
I!	Рентабельность работы ЭС
12	Себестоимость вырабатываемой энергии
В	Экономия, обусловленная сокращением вредных выбросов

Таблица 3.2

Критерии энергетической эффективности ЭУ 1 Максимальный коэффициент Использования номинальной мощности 2 Максимальная годовая и/или сезонная выработка энергии 3 Максимальное соответствие выработки энергии графикам ее по­требления 4 Максимальная выработка энергии на единицу топлива 5 Максимальная выработка энергии на единицу трудозатрат, чсл-час/кВтч 6 Максимальная выработка ЭУ за ресурсный период, МВт*час / Качество вырабатываемой электроэнергии по частоте и напряжению 8 Минимальная вероятность перебоев в энергоснабжении

При проведении расчетов и оценок в данной работе предполагалось, что экономически предпочтительным для России оказывается способ энерго­снабжения с минимальными относительными сроками окупаемости и се­бестоимостью 1 кВт ■ ч электроэнергии, и, по возможности, минимальны­ми сроками возведения ЭС и удельными капитальными затратами.

Еще одним важнейшим технологическим фактором привлекательно­сти в России той или иной технологии энергопроизводства на базе ВИЭ являются минимальные трудозатраты при производстве энергии (в чел.- час/кВт*ч), что обусловлено кадровым дефицитом в энергетике совре­менной России, и, в первую очередь, в области ВИЭ [87].

Критерии, использованные в настоящей работе для определения эко­номической эффективности ВИЭ известных и рассмотренных типов, приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Критерии экономической эффективности ВИЭ, использованные в работе

J	Себестоимость вырабатываемой энергии ВИЭ. pv6./ кВт-ч или EURO/кВт-ч
2	Окупаемость ВИЭ в годах и в % от заявленного ресурсного периода
-1	Рентабельность работы ЭС, %
4	1 рудоемкосгъ технологии э мер го производства ВИЭ данного типа, чел-ч / МВт-ч
5	Экономический эффект от замещения органического топлива и сокращения вред­ных выбросов в атмосферу

Набор приведенных в табл. 3.3 критериев является исчерпывающим для достоверных и достаточно точных оценок экономической эффек­тивности и инвестиционной привлекательности отдельных энергоис­точников, так и объективного их сравнения между собой.

Факторы, определяющие выполнимость приведенных выше кри­териев эффективности энергоисточников известных типов, приведе­ны в табл. 3.4.

При определении экономической эффективности ВИЭ разного типа и их сравнения между собой и с традиционными энергоисточниками в данной работе использованы технические и энергетические парамет­ры ВИЭ. приведенные в табл. 3.5.

Наиболее важными этапами экономического анализа на этапе пред­проектных исследований является определение себестоимости энергии, вырабатываемой ВИЭ, периода окупаемости и рентабельности ЭС, схе­ма расчета которых, используемая в работе, приведена на рис. 3.1 [87].

Точность оценок экономических показателей (себестоимости элект­роэнергии, окупаемость и пр.) энергоисточников определяется, во-пер­вых, точностью прогнозируемых энергетических показателей ЭС, во — вторых, точностью используемых данных о структуре капитальных и эксплуатационных затрат (включая капитальный ремонт) на каждую

Таблица 3.4 Факторы экономической эффективности ВИЗ. учитываемые в работе Удельные капитальные затраты на возведение ВИЭ, EURO/kBt. в том числе по статьям: стоимость проектных изысканий и разработки ТЭО стоимость основного оборудования ігри покупке 1 стоимость доставки основного и вспомогательного оборудования стоимость строительно-монтажных и пусковых работ стоимость дополнительных зданий и сооружений стоимость ЛЭП и коммуникаций стоимость подъездных путей, дорог 2 Удельные ежегодные и суммарные затраты на эксплуатацию ВИЭ. EURO 3 Удельные затраты на капитальный ремонт ВИЭ. EURO 4 Среднегодовые и суммарные затраты на топливо для ВИЭ. EURO . Топливная составляющая себестоимости электроэнерши включая се. транспорт- ную составляющую, % к Е1ЖО-цею7кВт*ч 6 Удельная и суммарная стоимость замещенною топлива. EURO-цепт / кВт*ч и EURO 7 Выручка от продажи энергии ЭС, EURO Удельное н суммарное сокращение вредных выбросов за счет замещения топлива. в EURO — цент/кВт’Ч н в тоннах У Остаточная стоимость ЭС после расчетного или ресурсного периода 1(1 Динамика тарифов на продаваемую электроэнергию И Динамика инфляции за ресурсный и расчетный периоды 12 Кредіпная ставка и длительность периода займа 1 Л Возможные налоговые и экономические льготы и отношении объектов энергетики

Таблица 3.5 Технические и энергетические показатели экономической эффективности ВИЗ 1 Номинальная мощность ЭС. кВт •> Ресурсный период ВИЭ: до капитального ремонта и полный, в часах или годах 3 Средние месячные и годовой коэффициенты использования поминальной мощ­ности в % или число часов работы ЭУ с номинальной мощностью в час 4 Месячные, сезонные н годовая выработки энергии, кВт’час 5 Выработка энергии на единицу топлива и годовой его расход. кВ Г’час/кг и і 6 Техническая работопрнгодность ВИЭ (Availability 1. %

ЭС в целом по годам и за срок службы (ресурсный период), и, в-третьих, надежностью долгосрочного прогнозирования схем и параметров на­логообложения, оплаты и возврата инвестиций, кредитов, а также ди­намики цен на электроэнергию в твердой валюте и инфляцию.

3.1.1. Оценка себестоимости энергии ВИЭ в разных регионах России Без точного учета многолетнего прогноза инфляции, кредитных ста­вок, вероятности отказа ВЭУ, а также стоимости на органическое топ­ливо (с которыми с неизбежностью будут согласовываться цены на обо-

Оценка стоимости капитальных вложений на ЭС данного типа

Оценка структуры себестоимости электроэнергии ЭС та срок службы (таяв* ленный ресурсный период — 20 лет)

U

Онрсдслснне себестоимости выработки электроэнергии ЭС в среднем чз гол 1

Определение себестоимости электроэнергии ОС ча ресурсный период

Определение доходов от продажи энергии на ЭС даішої о гина

Определение эксплуатационных расходов на ЭС данного тина ~|

“_____________ U

Определение ожидаемого периода окупаемости ВИЭ

_______ W

Определение ожидаемой рентабельности проекта ВИ"?

Рис. 3.1, Схема определения экономических показателей ВЭС рудование и эксплуатацию ВИЭ) при разработке энергетических проек­тов в соответствии с мировой и отечественной практикой определение себестоимости электроэнергии, выработанной ВЭУ на конец /V-го года ее эксплуатации Сп (EURO-цент/кВт) и за период лет, равный ее ресур­су, может быть проведено по формулам (3.1) и (3.2) [87].

N

йч = lOO-S-d + O. OI Л Р„ >/Рам N Кащ

Я=1

С, =100-141+0,01 •%■«**, (3.2)

Г. І

где S удельная стоимость ВЭУ и основного оборудования в EURO/kBt. Cj,. иС, — средние статистические затраты в % при строительстве и экс­плуатации ВИЭ; Р"іш = 1 кВт — удельная номинальная мощность ВИЭ; К,,* ~ средний многолетний коэффициент использования номинальной МОЩНОСТИ ВЙЭ В месте его возведения, К— средний многолетний ко­эффициент эффективности ВИЭ, оценивается по описанным выше моде­лям для разных значений параметров инфляции в модели (3.3).

и) + /_, (з. з)

При моделировании многолетнего хода инфляции в России авторы исходили из предположения, что при стабилизации экономики России уровень инфляции в стране к 2018 — 2020 годам выйдет на средний уро­вень развитых стран мира. В 2009 г. — году строительства ВИЭ-средне — годовой индекс инфляции в России принят равным официально объяв­ленному 2 * 1!Ш ■= 13%, а индекс европейской и мировой инфляции принят равным I — 2.5% (рис. 3.2). В соответствии с принятой моделью

наиболее существенным отличием российской инфляции от мировой является более значительный рост цен (в 1,4 раза) за рассматриваемые в работе периоды.

Рис. 3.2. Используемые в расчетах модели инфляции и роста цен

Многолетние изменения тарифов и цен на электроэнергию е и топли­во для ЭС fn могут не следовать за ходом инфляции, но также могут быть описаны экспоненциальными моделями, аналогичными модели инфля­ции (1):

etf=(£0-^oo)EXP(-Ktn) + £oo, (3.4)

Л =(fo~foo)-EXP(-K{-п)+(3.5) гДе £n > £0 и £оо индексы роста тарифов, a fn, fo и — индексы цен на базовые для энергетики виды топлива соответственно в году ввода ВИЭ в эксплуатацию, в п -ом году эксплуатации и в году исчерпания ресурса ЭС; К^иК{ показатели экспоненциального спадания ежегодного рос­та цен за период работы ЭС « 20 лет. При К = 0 и К( = 0 модели (2) и (3) описывают постоянный по годам рост цен на энергию и топливо по го­дам є и f.

В странах со стабильной экономической ситуацией темпы роста тари­фов на электроэнергию примерно соответствуют темпам роста инфляции.

В работе рассмотрены различные сценарии роста цен на электроэнер­гию и энергоносители в России 0 < еа < 1 и 0 < fn < 1: от «заморажива­ния» цен на уровне современных (£ = 0 и fn= 0) до их роста по мировой модели (fn = 1 и /л = 1). Исследованные в работе сценарии приведены на рис. 3.3 и 3.4.

Графики на рис. 3.3 и 3.4 соответствуют линейному росту мировых цен на электроэнергию и газ, принятому пропорциональным росту ми­ровой инфляции (2,5% в год).

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Рис. 3.3. Используемые в расчетах модели роста цен на электроэнергию в России и в мире

Рис. 3.4. Используемые в расчетах модели роста цен на природный газ в России и в мире Отметим, что вопрос о функциональной связи цен на электроэнергию и энергоносители между собой и связи их роста с ростом мировой инф­ляции остается открытым и дискуссионным. При несомненном их вза­имовлиянии количественные соотношения этого влияния нелинейны и трудны для определения, и поэтому при моделировании в первом при­ближении авторами принята линейная связь между ними, и далее про­веден параметрический анализ при различных значениях кратности цен между собой и инфляционным индексам. Наиболее разумной авторам представляется модель роста цен на элек­троэнергию на российском внутреннем рынке с постепенным их выхо­дом на уровень цен = 2/3 от среднего мирового.

 

Более высокий конечный уровень, по мнению авторов, нежелателен из-за необходимости создания преференций отечественному производи­телю в части энергообеспечения. Сохранение более низкого уровня, ви­димо, трудно осуществимо в современной России с учетом необходимос­ти возобновления в ближайшие годы в больших масштабах изношен­ной и устаревшей энергетической базы, ограниченными возможностя­ми современных производственных мощностей страны и сильной зави­симости сегодняшней российской энергетики от импорта энергетичес­кого оборудования.

В качестве базовой модели роста цен топлива на внутреннем рынке России принята модель с постепенным и конечным выходом на уро­вень цен = 1/2 от мировых. Поддержание такого уровня представляет­ся вполне реальным с учетом развитой инфраструктуры, имеющихся мощностей и планов производства топливодобывающего комплекса, за­интересованности страны в росте экспортного потенциала, а также ис­ходя из необходимости создания льготных условий отечественному производителю в части его обеспечения энергоносителями. Выбор па­раметров расчетной модели проведен с учетом планов Газпрома по су­щественному увеличению цен на природный газ на внутреннем рынке в ближайшие годы.

3.1.2. Оценки сроков окупаемости ВИЭ в разных регионах России

Оценка окупаемости сетевых ВЭС проведена в данной работе двумя способами.

Первый основан на данных о существующих тарифах на электроэнер­гию в регионе и прогнозе их долгосрочного роста в достаточно отдален­ном будущем (порядка 10 лет и более). Точность оценки окупаемости ВИЭ данным способом определяется точностью долгосрочного (на срок ~ ре­сурса ВИЭ) прогноза тарифов, зависящих от себестоимости электроэнер­гии, вырабатываемых разными способами в разных регионах, а также от социально-политических и экономических факторов, трудно поддающих­ся долгосрочному прогнозированию. Поэтому оценки окупаемости ВИЭ данным способом должны осуществляться с помощью параметрически заданных вариантных моделей с предоставлением пользователю права экспертного суждения об их достоверности [87].

Второй способ основан на оценке экономии в стоимостном исчисле­нии замещенного при использовании ВИЭ органического топлива, тре­бующей прогноза стоимости последнего в достаточно отдаленном буду­щем (порядка 10 — 20 лет). Достаточно точный долгосрочный прогноз цен на углеводородное топливо также практически не возможен, одна­ко по сравнению с прогнозом тарифов, для которых цена на топливо яв­ляется лишь одной из составляющих, он представляется более реализу­емым и достоверным [87].

В большинстве областей и регионов РФ основным источником элект­роэнергии для объединенной электросети являются ТЭЦ (до 67% энерге­тических мощностей России), работающие на угле, газе или мазуте, за счет экономии которых при использовании ВИЭ и осуществляется оку­паемость последних. Исходными для расчетов вторым способом являют­ся данные об эксплуатационных издержках на ТЭЦ и ДЭС на 1 кВт • ч вырабатываемой ими электроэнергии, современные цены на мазут и диз­топливо, а также прогноз эксплуатационных издержек на ТЭЦ и ДЭС и цен на органическое топливо (прогноз себестоимости за 1 кВт • ч электро­энергии ТЭЦ) на период порядка ресурса ВИЭ (около 20 лет).

Комментарии запрещены.