Файл: Реформа электроэнергетики в России (ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ).pdf

Преобладание тепловых электростанций в структуре генерирующих мощностей определяет необходимость их модернизации в следующих направлениях:

- всемерное развитие когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения в населенных пунктах;

- перевод ТЭС, использующих газ, на современные технологии, структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли природного газа с 70,3% в 2008 г. до 60-62% в 2030 г., увеличения доли угля с 26% в 2008 г. до 34-36% в 2030 г.;

- увеличение доли угольной генерации и перевод ее на экологически чистые угольные технологии;

- опережающее развитие типового проектирования, отечественного энергомашиностроения и НИОКР;

- учет опыта эксплуатации действующих лучших отечественных парогенераторов в проектах новых энергоблоков;

- установленная мощность электростанций в 2030 г. для усредненного варианта составит 410 ГВт: ТЭС – 239 ГВт, АЭС – 57 ГВт, ГЭС и ВИЭ – 114 ГВт;

- выработка электроэнергии – 2045 млрд кВт⋅ч: ТЭС – 1265 млрд кВт⋅ч, АЭС – 400 млрд кВт·ч, ГЭС и ВИЭ – 80 млрд кВт·ч.

Модернизация электрических сетей включает:

- модернизацию и реконструкцию сетевой инфраструктуры под новое расположение электростанций с преобладанием распределенной генерации, ускоренное развитие распределительных сетей;

- внедрение интеллектуальных сетей Smart Grids в ЕНЭС и распределительных сетях;

- объем вводов линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше до 2030 года в усредненном варианте роста энергопотребления оценивается величиной 415 тыс. км, из них ВЛ 330 кВ и выше – 50 тыс. км;

- переход на более высокие классы напряжения (с 6-10 кВ на 20-35 кВ);

- создание подстанций с дистанционным управлением и контролем без персонала;

- компактность, комплектность и высокую степень заводской готовности подстанционного оборудования;

- надежность подстанций при работе в экстремальных климатических условиях при до –50°С;

- применение высокоэффективного современного электротехнического оборудования.

В соответствии с указом Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 г. №889 поставлена задача снизить энергоемкость валового внутреннего продукта на 40% в 2007-2020 гг. Важный вклад в решение этой задачи должна внести Государственная программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» (распоряжение Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. №2446-р), непосредственно за счет мероприятий которой энергоемкость ВВП должна быть снижена на 13,5% (остальное снижение должно явиться результатом структурных сдвигов в экономике)^[26].

---

Плановые показатели Стратегии развития электроэнергетики России до 2030 года приведены в табл. 1 – 8.

Таблица 1^[27]

Динамика энергопотребления

показатель	2005	2008	2015	2020	2030
Электропотребление, млрд. кВт⋅ч	941	1021	1110-1220	1315-1518	1740-2164
Централизованное теплопотребление. млн. Гкал	628	601	600-620	660-690	785-830
Экспорт-импорт (сальдо), млн. кВт⋅ч	12	17	18-25	35-40	45-60

В этих границах рассматривались три варианта: повышенного и пониженного уровней электропотребления, соответствующие границам рассматриваемого диапазона, а также усредненный вариант, с удвоением электропотребления в 2030 г.

Таблица 2

Установленная мощность электростанций, ГВт, %^[28]

показатель	2008	2015	2020	2030
АЭС	23,8/10,6	32/12,8	39/13	57/13,9
ГЭС и ВИЭ	47,2/21	57/22,8	71/23,7	114/27,8
ТЭС	153,9/68,4	161/64,4	190/63,3	239/58,3
всего	224,9	250	300	410

Таблица 3

Ввод/вывод мощности электростанций, ГВт

показатель	2009-2015	2016-2020	2021-2030	2009-2030
АЭС	8/0	7/0	24/7	39/7
ГЭС и ВИЭ	10/0	14/0	43/0	67/0
ТЭС	16/9	42/13	97/48	155/70
всего	34/9	63/13	164/55	261/77

Таблица 4

Выработка электроэнергии электростанциями, млрд кВт·ч^[29]

---

показатель	2008	2015	2020	2030
АЭС	163	205	268	400
ГЭС и ВИЭ	167	190	233	380
ТЭС	705	755	696	1265
всего	1037	1150	1470	2045

Таблица 5

Структура выработки электроэнергии, %

показатель	2008	2015	2020	2030
АЭС	15,7	17,8	18,2	19,6
ГЭС и ВИЭ	16,1	16,5	15,9	18,6
ТЭС	68,2	65,7	65,9	61,8
всего	100,0	100,0	100,0	100,0

Таблица 6

Прогноз развития распределенной генерации энергии^[30]

показатель	2005	2015	2020	2030
газотурбинные, парогазовые и паротурбинные ТЭЦ
Производство электроэнергии, млрд. кВт⋅ч	1,2	35-40	80-110	220-280
Электрическая мощность, млн. кВт	0,45	6-8	15-20	40-50
возобновляемые источники энергии
Производство электроэнергии, млрд. кВт⋅ч	7,0	15-20	20-25	50-70
Электрическая мощность, млн. кВт	2,2	5-6	7-8	17-23
распределенные теплоисточники
Производство теплоэнергии, млн. Гкал	4,2	50-70	130-170	340-420
Тепловая мощность, тыс. Гкал/ч	1,5	18-24	45-60	120-150

Таблица 7

Пропускная способность межсистемных связей, МВт^[31]

---

сечение	существующая	2030
Северо-Запад – Центр	1500	2800
Центр – Средняя Волга	3500	6100
Центр – Юг	2400	3500
Средняя Волга – Урал	3000	4500
Урал – Сибирь	3300	9000
Сибирь – Восток	0	1000

В соответствии с приведенными выше данными очевидно, что планируется серьезное развитие электроэнергетики, что неизбежно приведет как к росту существующих энергокомпаний, так и к появлению новых. Это вызовет спрос на специалистов технических и управленческих специальностей.

Таблица 8

Стоимость производства электроэнергии, цент/кВт⋅ч
(в ценах 2007 г.)^[32]

ОЭС	2008	2015	2020	2025	2030
ЕЭС России	2,2 / (3,3-3,5)	3,6 / (5,4-5,8)	4,4 / (6,6-7,1)	5,1 / (7,6-8,1)	5,5 / (8,3-8,8)
Европейская часть и Урал	2,5	4,0	4,8	5,3	5,9
Северо-Запад	2,5	3,5	4,8	5,7	6,2
Центра	3,0	4,3	5,0	5,5	6,1
Средней Волги	21	2,5	3,7	4,6	5,2
Юга	2,0	3,7	4,6	5,0	5,4
Урала	2,5	4,4	5,1	55	5,9
Сибири	1,1	2,5	3,1	4,0	4,4
Востока	1,7	3,8	4,6	5,6	6,7

* Для ЕЭС в знаменателе указан средний тариф на электроэнергию по всем категориям потребителей

В перспективе будет иметь место заметное увеличение стоимости производства электроэнергии, обусловленное необходимостью вложения значительных инвестиций на замену выбывающего оборудования и новое строительство, а также ростом стоимости топлива – в целом инвестиционные потребности для электроэнергетики на период до 2030 г. оцениваются в 890 млрд. долл. для усредненного варианта электропотребления.

---

При этом необходимо отметить, что настоящее время тарифы на электроэнергию в России существенно завышены по сравнению с теми, которые могли бы быть при обеспечении оптимального функционирования и развития электроэнергетики страны. В 2006 г. средний тариф для потребителей по ЕЭС в целом составил 3,6 цент/кВт·ч, в 2007 г. – 4,0 цент/кВт·ч, в 2008 г. – 4,4 цент/кВт·ч, в 2009 г. – 5,2 цент/кВт·ч. При сохранении таких темпов роста тарифов на электроэнергию уже в 2011 г. достигнут уровень средних цен на электроэнергию в США, которые уже на протяжении 50 лет сохраняются практически неизменными^[33].

Существующие в России нормативные документы предусматривают менее жесткие требования в обеспечении надежности, чем в энергообъединениях США и Европы. В то же время в энергосистемах России предусмотрено более широкое использование средств противоаварийного управления.

При переходе к рыночным отношениям надежность становится экономической категорией, определяемой ценой, которую потребители согласны платить за заявленный уровень надежности. Это требует уточнения нормативных критериев надежности в сторону ужесточения этих критериев, в том числе повышения вероятности бездефицитной работы энергосистем до 0,9997 к концу рассматриваемого периода.

Результаты расчетов показали, что оперативные резервы активной мощности в ЕЭС России в целом в вариантах ее развития увеличиваются по абсолютной величине в течение всего рассматриваемого периода для принятых нормативов надежности 0,9990 в 2015 г., 0,9991 – в 2020 г. и 0,9997 – в 2030 г.

Результаты экологической оценки показывают, что в период до 2030 г. по отрасли в целом во всех рассматриваемых вариантах прогнозируется увеличение объемов водопотребления (водоотведения), образования золошлаковых отходов, а также объемов валовых выбросов загрязняющих веществ (кроме летучей золы) и парниковых газов.

Вместе с тем за счет ввода более экологически эффективного оборудования прогнозируется улучшение удельных показателей выбросов летучей золы, сернистого ангидрида и оксидов азота. Для усредненного варианта повышение удельной экологической эффективности работы ТЭС с 2009 по 2030 год характеризуется следующими данными:

- удельный выброс летучей золы сократится с 15,67 до 6,54 кг/т у.т.;

- диоксида серы – с 15,32 до 11,46 кг/т у.т.;

- оксидов азота – с 3,69 кг/т у.т. до 2,79 кг/т у.т.

Во всех вариантах выброс парниковых газов предприятиями отрасли в период до 2020 г. не превысит уровня 1990 г., принятого за базовый. На уровне 2030 г. ожидаемый выброс парниковых газов во всех вариантах превысит уровень 1990 г.

---