Размещение электроэнергетики России

ГЭС занимают второе место по количеству вырабатываемой электроэнергии. Гидроэлектростанции являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновимые ресурсы, они просты в управлении (количество персонала на ГЭС в 15–20 раз меньше, чем на ГРЭС) и имеют высокий КПД – более 80%. В результате производимая на ГЭС энергия – самая дешевая.

К достоинствам ГЭС относится: использование неисчерпаемых  ресурсов; просты в запуске и управлении; имеют высокий КПД; производят самую  дешевую электроэнергию; улучшают условия  судоходства на реках; облегчают  условия орошения близлежащих сельскохозяйственных угодий. К недостаткам ГЭС относятся: требуют больших капиталовложений на строительство; их возведение на равнинах связано со значительными потерями земель, причем лучших – пойменных, отличающихся высоким плодородием; при сооружении водохранилищ неизбежным является переселение жителей из затапливаемых населенных пунктов, что требует очень больших расходов; выработка электроэнергии зависит от климатических условий и меняется по сезонам

4. Характеристика  единой энергосистемы стран СНГ

Для более  экономного использования потенциала электростанций России создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которую  входят более 700 крупных электростанций, на которых сосредоточено 84% мощности электростанций страны. Созданы и  действуют Объединенные энергетические системы (ОЭС) Северо-запада, Центра, Поволжья, Юга, Северного Кавказа, Урала, они находятся в составе ЕЭС европейской части России. Все электростанции системы связаны между собой высоковольтными магистралями.

Преимущества  системы ЕЭС заключаются в выравнивании суточных графиков потребления электроэнергии, в том числе за счет ее последовательных перетоков между часовыми поясами, улучшении экономических показателей электростанций, создании условий для полной электрификации территорий и всего народного хозяйства.

В конце 1992 года было зарегистрировано Российское акционерное общество энергетики и  электрификации (РАО ЕЭС), созданное  для управления ЕЭС и организации  надежного энергоснабжения народного  хозяйства и населения. В РАО  ЕЭС входят более 700 территориальных АО, оно объединяет около 600 ТЭС, 9 АЭС и более 100 ГЭС. Длина принадлежащих ему ЛЭП напряжением 110–1150 кВт в 1996 г. достигла 440 тыс. км. РАО ЕЭС работает параллельно с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также с энергосистемами некоторых стран Восточной Европы. За пределами РАО ЕЭС пока остаются крупные энергосистемы Восточной Сибири. 

5. Проблемы  и перспективы развития электроэнергетического  комплекса

В настоящее  время российская электроэнергетика  переживает состояние острого кризиса. Существуют крупные препятствия  и нерешенные проблемы, не позволяющие форсировать процесс российских реформ. Это, прежде всего – затянувшийся системный кризис экономики страны, вызвавший серьезные перебои в системе денежного обращения и финансировании отрасли.

В условиях практически полного прекращения  бюджетного финансирования, в результате исключения инвестиционной составляющей из себестоимости энергии электроэнергетика потеряла значительную часть источников инвестиций. Итог неутешителен – затормозилось развитие отрасли. Новых мощностей за 1998–1999 годы введено в среднем по 760 МВт в год, что на порядок меньше необходимого их объема с учетом морального и физического старения оборудования электростанций.

В настоящее  время проблеме возобновления мощностей  в экономическом развитии РАО  «ЕЭС России» придается первостепенное значение. И в случае непринятия кардинальных мер возникнет дефицит мощностей на энергетическом рынке России. Промышленность будет усиленно развиваться, требуя дополнительной электроэнергии, а ее не будет.

Кажущееся благополучие балансов покрытия нагрузок ЕЭС России, обусловленное падением электро- и теплопотребления соответственно на 22 и 30%, и возникновение действительных и мнимых резервов притупило остроту проблемы нехватки новых мощностей. Между тем такое положение может иметь только временный эффект. Исчерпание ресурса мощностей лишь тепловых электростанций из-за их старения в 2000 г. составил 25 млн. кВт, в 2005 – 57 млн. кВт и к 2010 г. – достигнет почти 74 млн. кВт, или почти половины всей установленной мощности ТЭС в настоящее время.

Тепловая энергетика России располагает уникальной, потенциально эффективной структурой топлива, в которой 63% составляет природный газ, 28% – уголь и 9% – мазут. В ней заложены огромные возможности энергосбережения и охраны окружающей среды.

В тоже время эффективность топливо использования на ТЭС, работающих на газе, недостаточна. Она значительно уступает топливной экономичности современных парогазовых установок (ПГУ). Однако из-за трудностей с финансированием до настоящего времени не введен первый парогазовый блок ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго.

Реальное  повышение технического уровня отечественной  теплоэнегергетики при эффективном  использовании капиталовложений на эти цели, может быть достигнуто главным образом путем реконструкции  с переводом действующих ТЭС на природный газ и строительства новых газовых ТЭС, как правило, с применением ПГУ. Парогазовая технология на базе современных газовых турбин позволяет на 20% снизить капиталовложения и на столько же повысить эффективность топливоиспользования, получить при этом существенный природоохранный эффект.

Тяжелое финансово-экономиеское положение  РАО «ЕЭС России» и его дочерних обществ обусловлено как общими проблемами российской экономики, так  и рядом специфических факторов:

§  проводится тяжелая тарифная политика, не обеспечивающая в каждом втором АО-энергокомпенсацию затрат на производство и транспорт электрической и тепловой энергии;

§  инвестиционная составляющая в тарифах недостаточна даже для простого воспроизводства основных производственных фондов;

§  увеличивается задолженность потребителей, финансируемых из федерального и регионального бюджетов, что провоцирует кризис неплатежей, и проблемы с налоговыми органами по осуществлению налоговых зачетов;

§  отсутствуют четкие механизмы стимулирования снижения производственных затрат в структурных подразделениях и дочерних обществах РАО «ЕЭС России».

Сохраняется отношение к РАО «ЕЭС России»  как к министерству, а к АО-энерго – как к «службам», что не способствует развитию корпоративных отношений  в электроэнергетике и коммерциализации энергетических компаний. Это приводит к снижению эффективности и конкурентоспособности энергетических компаний, отказу платежеспособных потребителей от услуг региональных энергетических компаний, сужению рынка сбыта (особенно тепловой энергии). В 1998 году вводы собственных тепловых мощностей у потребителей повышали вводы тепловых мощностей в РАО «ЕЭС России».

Нынешняя  организационная структура электроэнергетики  породила конфликт интересов в отношениях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго, так как АО-энерго являются и покупателями услуг РАО «ЕЭС России» и дочерними или зависимыми акционерными обществами (ДЗО).

Кроме того, на региональном уровне отсутствует  государственная вертикаль регулирования  тарифов, позволяющая реализовывать  какую-либо единообразную политику. В итоге тарифная политика оказалась слабо управляемой со стороны федерального центра и в большей степени зависимой от позиции региональных властей.

В последние  годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций и электрических сетей. Нарастают мощности энергооборудования ТЭС и ГЭС, отработавшие свой парковый ресурс.

Низкие  темпы реновации во многом обусловлены  дефицитом финансовых ресурсов, как  из-за неплатежей потребителей энергии, так и вследствие недостаточности источников финансирования этих работ (амортизационных отчислений).

Старение  оборудования – одна из главных  причин ухудшения технико-экономических  и экологических показателей  электростанций. В результате организации РАО «ЕЭС России» ежегодно недополучает более 4 млрд. руб. прибыли. Требуется принятие незамедлительных мер по обеспечению надлежащего технического состояния генерирующего оборудования электростанций РАО «ЕЭС России».

Перечисленные выше проблемы усугубляются старением оборудования в электроэнергетике. Его износ на 01.01.99, по РАО «ЕЭС России» составил уже 52%. Сохранение тенденции снижения располагаемой мощности электрических станций даже в краткосрочной перспективе может привести к невозможности удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. Низкая рентабельность и неплатежи, отсутствие государственной поддержки развития электроэнергетики привели к снижению за последние годы объема инвестиций в электроэнергетику в 6 раз.

Совмещение  естественно монопольных и не являющихся таковыми видов деятельности в рамках одной компании не способствует достижению прозрачности финансово-хозяйственной деятельности и не позволяет вывести из-под государственного тарифного регулирования потенциально конкурентные виды деятельности.

Все это  приводит к снижению надежности, безопасности и эффективности энергоснабжения. Нарастает угроза ограничений по удовлетворению будущего спроса на электрическую  и тепловую энергию уже в ближайшие  годы.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии (2005–2020 гг.) как важнейшая часть энергетики страны, поскольку атомная энергетика потенциально обладает необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части традиционной энергетики на ископаемом органическом топливе, а также имеет развитую производственно-строительную базу и достаточные мощности по производству ядерного топлива. При этом основное внимание уделяется обеспечению ядерной безопасности и, прежде всего безопасности АЭС в ходе их эксплуатации. Кроме того, требуется принятие мер по заинтересованности в развитии отрасли общественности, особенно населения, проживающего вблизи АЭС.

Для обеспечения  запланированных темпов развития атомной  энергетики после 2020 г., сохранения и развития экспортного потенциала уже в настоящее время требуется усиление геологоразведочных работ, направленных на подготовку резервной сырьевой базы природного урана.

Максимальный  вариант роста производства электроэнергии на АЭС соответствует как требованиям благоприятного развития экономики, так и прогнозируемой экономически оптимальной структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетной зоной размещения АЭС являются европейские и дальневосточные регионы страны, а также северные районы с дальнепривозным топливом. Меньшие уровни производства энергии на АЭС могут возникнуть при возражениях общественности против указанных масштабов развития АЭС, что потребует соответствующего увеличения добычи угля и мощности угольных электростанций, в том числе в регионах, где АЭС имеют экономический приоритет.

Основные  задачи по максимальному варианту –  строительство новых АЭС с  доведением установленной мощности атомных станций до 32 ГВт в 2010 г. и до 52,6 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40–50 лет их эксплуатации с целью максимального высвобождения газа и нефти; экономия средств за счет использования конструктивных и эксплуатационных резервов.

В этом варианте, в частности, намечена достройка в 2000–2010 годы 5 ГВт атомных энергоблоков (двух блоков – на Ростовской АЭС и по одному – на Калининской, Курской и Балаковской станциях) и новое строительство 5,8 ГВт атомных энергоблоков (по одному блоку на Нововоронежской, Белоярской, Калининской, Балаковской, Башкирской и Курской АЭС). В 2011–2020 гг. предусмотрено строительство четырех блоков на Ленинградской АЭС, четырех блоков на Северо-Кавказской АЭС, трех блоков Башкирской АЭС, по два блока на Южно-Уральской, Дальневосточной, Приморской, Курской АЭС–2 и Смоленской АЭС–2, на Архангельской и Хабаровской АТЭЦ и по одному блоку на Нововоронежской, Смоленской и Кольской АЭС–2.

Одновременно  в 2010–2020 гг. намечено вывести из эксплуатации 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.

Основные  задачи по минимальному варианту –  строительство новых блоков с  доведением мощности АЭС до 32 ГВт  в 2010 г. и до 35 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков на 10 лет.

Основой электроэнергетики России на всю  рассматриваемую перспективу останутся  тепловые электростанции, удельный вес  которых в структуре установленной  мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. – 67–70% (2000 г. – 69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67–71% всей электроэнергии в стране (2000 г. – 67%).

Учитывая  сложную ситуацию в топливодобывающих  отраслях и ожидаемый высокий  рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40–80% к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет  с 273 млн. т у.т. в 2000 г. до 310–350 млн. т у.т. в 2010 г. и до 320–400 млн. т у.т. в 2020 г. Относительно не высокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности. В высоком варианте в период 2011–2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн. кВт в год и в период 2016–2020 гг. до 20 млн. кВт в год. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и соответственно к росту его расхода на электростанциях по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.