Первая в мире АЭС - Обнинская была пущена в 1954 году в России.

Несмотря на то, что так называемые “нетрадиционные” виды электростанций занимают всего 0.07% в производстве электроэнергии в России развитие этого направления имеет большое значение, особенно учитывая размеры территории страны. Единственным представителем этого типа ЭС является Паужетская

ГеоТЭС на Камчатке мощностью 11мвт. Станция эксплуатируется с 1964 года и устарела как морально так и физически. В настоящее время в стадии разработки находится технический проект ветроэнергетической электростанции мощностью в 1 Мвт. на базе ветрового генератора мощностью 16 Квт, выпускаемого НПО “ВетроЭн”. К 2000 году планируется пустить Мутновскую

ГеоТЭС мощностью 200 Мвт.

Уровень технологических разработок России в этой области сильно отстает от мирового. В удаленных или труднодоступных районых России, где нет необходимости строить большую электростанцию, да и обслуживать ее зачастую некому, “нетрадиционные” источники электроэнергии - наилучшее решение.

2.2 Энергосистемы. Единая Энергосистема

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.

Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет “перекачки” избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же

России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно также отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя.

Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат.

Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

Несмотря на распад Единой Энергосистемы СССР большинство энергосистем ныне независимых республик все еще находятся под оперативным управлением ЦДУ РФ. Большинство независимых государств имеют отрицательное сальдо в торговом балансе электроэнергии с Россией. Так, по данным от 7.12.93.

Казахстан должен России около 150 млрд. рублей, а Украина и Белоруссия вместе - около 170 млрд., причем ни один должник в настоящее время не имеет финансовых возможностей выплатить России эти суммы.

2.3 Текущее положение в отрасли

электростанция атомный тепловой ядерный

После катастрофы на Чернобыльской АЭС под влиянием общественности в России были существенно приторможены темпы развития атомной энергетики.

Существовавшая ранее программа ускоренного достижения суммарной мощности АЭС в 100 млн кВт (США уже достигли этот показатель) была фактически законсервирована. Огромные прямые убытки повлекло закрытие всех строившихся в России АЭС, станции, признанные зарубежными экспертами как вполне надежные, были заморожены даже в стадии монтажа оборудования. Однако, последнее время положение начинает меняться: в июне 93го года пущен 4ый энергоблок Балаковской АЭС, в ближайшие несколько лет планируется пуск еще нескольких атомных станций и дополнительных энергоблоков принципиально новой конструкции. Известно, что себестоимость атомной энергии значительно превышает себестоимость электроэнергии, полученной на тепловых или гидравлических станциях, однако использование энергии АЭС во многих конкретных случаях не только незаменимо, но и является экономически выгодным - в США АЭС за период с 58го года по настоящий момент АЭС принесли 60 млрд долларов чистой прибыли. Большое преимущество для развития атомной энергетики а России создают недавно принятые российско-американские соглашения о СНВ-1 и СНВ-2, по которым будут высвобождаться огромные количества оружейного плутония, невоенное использование которого возможно лишь на АЭС. Именно благодаря разоружению традиционно считавшаяся дорогой электроэнергия получаемая от АЭС может стать примерно в два раза дешевле электроэнергии ТЭС.

Российские и зарубежные ученые-ядерщики в один голос говорят, что для радиофобии, возникшей после чернобыльской аварии серьезных оснований научно- технического характера не существует. Как сообщила правительственная комиссия по проверке причин аварии на Чернобыльской АЭС, авария произошла вследствие грубейших нарушений порядка управления атомным реактором РБМК-1000 оператором и его помощниками, имевшими крайне низкую квалификацию.

Большую роль в аварии сыграла и состоявшаяся незадолго до нее передача станции из Минсредмаша, накопившего к тому времени огромный опыт управления ядерными объектами в МинЭнерго, где такового совсем не было. К настоящему времени система безопасности реактора РБМК существенно улучшена: усовершенствованна защита активной зоны от пережога, ускорена система срабатывания аварийных сенсоров. Журнал Scientific American признал эти усовершенствования решающими для безопасности реактора. В проектах нового поколения атомных реакторов основное внимание уделяется надежному охлаждению активной зоны реактора. Последние несколько лет сбои в работе российских АЭС происходят редко и классифицируются как крайне незначительные.

Развитие атомной энергетики в России неотвратимо и это сейчас понимает большинство населения, да и сам отказ от ядерной энергетики потребовал бы колоссальных затрат. Так, если выключить сегодня все АЭС, потребуется дополнительно около 100 млн. тонн условного топлива, которое просто неоткуда взять.

Принципиально новое направление в развитии энергетики и возможной замене АЭС представляют исследования по безтопливным электрохимическим генераторам.

Потребляя натрий, содержащийся в морской воде в избытке этот генератор имеет КПД около 75%. Продуктом реакции здесь является хлор и кальцинированная сода, причем возможно последующее использование этих веществ в промышленности.

Восемь из девяти АЭС входят в концерн “РосЭенегроАтом”. Девятая - Ленингадская, вышла из концерна и эксплуатируется самостоятельно.

Средний коэффициент использованной мощности АЭС по стране составил 67%, однако на 6 реакторах он был выше 80%.

К 2000 году планируется увеличение производства электроэнергии на АЭС с сегодняшних 22 Гвт до 28 Гвт.

Таблица 3 - Перспективы развития атомной энергетики, 1993-2010

2.5 Кризис в экономике и энергетике

Усиление государственного управления экономикой может стать, необходимой мерой для выхода из кризиса. Этой цели может служить: таксация цен, зар. платы, директивное управление производственными программами предприятий и распределением их продукции в отдельных секторах экономики, создание централизованных резервов наиболее важных видов продукции, реализация специальных государственных и региональных программ структурной перестройки и стабилизации экономики. Эти меры могут использоваться в разной мере в отдельных регионах и секторах экономики. Их широкое применение может рассматриваться только как вынужденное, временное явление, а не как возврат к административным системам.

Макроэкономический очерк. Одним из центральных моментов в нарастающем сейчас экономическом кризисе является ускорение инфляционных процессов.

Бурное, неравномерное возрастание цен, денежных дохода, падение финансовой дисциплины, деформация товарно-денежных отношений создают обстановку всеобщей неуверенности, ведут к дезорганизации производства, транспорта, снабжения, к потерям стимулов для трудовой деятельности, к резкой дифференциации доходов и падению жизненного уровня широких слоев населения, к смещению деловой активности в сторону краткосрочных интересов.

С конца 1991 года в программах экономической политики России совершенно справедливо в качестве первоочередной стала задача выхода из инфляционного кризиса. Но "болезнь" слишком запущена, и проводимые меры по сдерживанию инфляции. Вряд ли могут дать эффект. Более того, в ближайшее время чрезмерная настойчивость этих мер может усугубить кризис производства и привести к полному краху денежной системы. Очевидно, что пришлось смириться с высокими темпами инфляции в 1993 году. Реально достижимой целью стал постепенный переход к умеренным темпам инфляции в 1994 году.

Макроэкономическая модель "Касандра" показала, что в 1993 г. продолжался спад производства. Объем валового национального продукта по сравнению с его значением в 1987 г. сократился более чем на 40%. Только 1996 г. можно ожидать стабилизацию, а затем подъем производства.

Кризис производства сопровождается резким сокращением инвестиций и производственного потенциала. Это не столь ощутимо в период кризиса и в период подъема экономики, но в последующем станет сильно сдерживающим фактором в ее развитии. Вследствие этого только после 2000 года экономика

России может выйти на сбалансированный устойчивый курс развития. Кризисное положение в российской и сибирской энергетике - это следствие общего экономического кризиса в стране, потери управляемости и разбалансированности экономики. Основными факторами кризиса являются:

1. Наличие большой доли физически и морально устаревшего оборудования. Около одной пятой производственных фондов в электроэнергетике близки или превысили проектные сроки эксплуатации и требуют реконструкции или замены. Обновление оборудования ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме.

2. Увеличение доли физически изношенных фондов приводит к росту аварийности, частым ремонтам и снижению надежности энергоснабжения, что усугубляется чрезмерной загрузкой производственных мощностей и недостаточными резервами.

3. Возросшие с распадом СССР трудности в поставках для отраслей электроэнергетики оборудования.

4. Возникшее противодействие общественности и местных органов власти размещению объектов энергетики в связи с их крайне низкой экологичностью и безопасностью. В частности, после Чернобыльской катастрофы были прекращены изыскательские работы, строительство и расширение АЭС на 39 площадках общей проектной мощностью 109 млн. кВт.

АНТИКРИЗИСНЫЕ МЕРЫ

Четкое распределение функций (обязанностей и прав) по управлению энергетикой между федеральными и местными органами власти. С учетом происходящего усиления "самосознания" территорий из соображений экономической целесообразности необходима передача максимально допустимого объема прав по хозяйственным вопросам на региональный уровень. Вопросы обеспечения энергоресурсами отдельных населенных пунктов должны решаться, прежде всего, в рамках данных региональных образований, что требует формирования и усиления соответствующих органов управления. Многие вопросы управления электроэнергетикой необходимо решать на уровне страны. К ним относятся: межсистемные перетоки эл. энергии, отчасти материально- техническое обеспечение объектов эл. энергетики.

В первоначальный период в целях вывода из кризиса, вероятно, потребуется усиление централизованного управления, в том числе в проведении единой ценовой политики, в создании необходимых централизованных резервов остродефицитных видов оборудования и материалов, создании материальной базы производства не менее 70-80% оборудования для электроэнергетики в Российской Федерации.

В дальнейшем должно происходить постепенное сокращение полномочий государственных органов в сфере управления электроэнергетикой, при условии, что параллельно будут формироваться необходимые новые негосударственные структуры, осуществляться финансовое обособление и соответствующее законодательство и развиваться судебная власть, которая обеспечивала бы выполнение правил "справедливой торговли", реализацию антимонопольных законов, законов по защите потребителей, прав собственности.

Одной из основополагающих идей рыночной экономики является ограничение полномочий органов власти только общегосударственными (федеральные власти) или общерегиональными (местные власти) задачами.

Поэтому в "идеале" деятельность органов гос. власти в управлении электроэнергетикой должна быть ограничена выполнением следующих функций:

- обеспечение стабильности электроснабжения;

- обеспечение безопасности и снижения вредного влияния на окр. среду объектов электроэнергетики.

2.6 Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях

Разработки коллективов отраслевых и академических институтов легли в основу Концепции энергетической политики России в новых экономических условиях. Концепция была представлена на рассмотрение в Правительство России рядом организаций - Минтопэнерго, Минэкономики, Миннауки России и Российской академией наук. Правительство Российской Федерации одобрило основные положения концепции на заседании правительства от 10.10.92 и после доработки проект документа был передан в Верховный Совет России.

Для реализации энергетической политики России в рамках комплексной энергетической программы было предложено несколько конкретных федеральных, межотраслевых и научно-технических программ. Среди основных программ предложены следующие:

Национальная программа энергосбережения. Результатом осуществления этой программы должна явиться ежегодная экономия в 50-70 млн. тонн условного топлива к 2010 году. В подпрограмме предлагается несколько принципиально новых мер экономии первичных энергоресурсов, но и по замещению дефицитных видов энергоносителей на более дешевые и доступные.

Предлагается, например, модернизировать нефтеперабатывающие заводы, улучшить переработку природного газа. Также здесь предлагается полностью использовать попутный газ, который в настоящее время попросту сжигается в факелах. Предполагается, что эти меры дадут эффект, соизмеримый с ежегодными размерами рентных платежей отраслей ТЭК.

Национальная программа повышения качества энергоснабжения. Здесь предусмотрено повышение потребление энергии в бытовом секторе, газификация целых регионов, средних и малых населенных пунктов в сельской местности.

Национальная программа по защите окружающей среды от вредных воздействий энергетики. Целью программы является снижение в несколько раз выбросов газов в атмосферу, прекращение сброса вредных веществ в водоемы. Полностью отвергается здесь и идея равнинных ГЭС.

Национальная программа поддержки обеспечивающих ТЭК отраслей. Здесь предусматривается развитие энергостроения, предусмотренна подпрограмма по улучшению подготовки специалистов.

Газоэнергетическая программа “Ямал”. Программа предусматривает развитие газовой промышленности, рост производства конденсата и углубление нефтепереработки, реконструкцию электроэнергетики и системы теплоснабжения.

Программа освоения восточно-сибирской нефтегазовой провинции.

Предполагается создать новый нефтегазодобывающий регион с годовой добычей 60-100 млн. тонн нефти,20-50 млрд. м3 газа, мощную нефте- и газоперерабатывающую промышленность. Развитие восточно-сибирской нефтегазовой провинции позволит России выйти на азиатско-тихокеанский рынок энергоносителей с экспортом 10-20 млн. тонн нефти и 15-20 млрд. м3 природного газа в Китай, Корею, Японию.

Программа повышения безопасности и развития ядерной энергетики. Предусмотрено использование компонентов ядерного оружия в электроэнергетике, создать более безопасные реакторы для АЭС.

Программа создания Канско-Ачинского угольно-энергетичекого комплекса, ориентированного на экологически приемлемое и экономически эффективное использование бурого угля для производства электроэнергии в огромном регионе России: от Урала и Поволжья на западе до Приморья на востоке.

Программа альтернативного моторного топлива. Предусмотрен крупномасштабный перевод транспорта на сжиженный газ.

Программа использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии.

При вводе мировых цен на энергоносители независимое энергоснабжение коттеджей, ферм и даже отдельностоящих городских домов становится экономически выгодным. Планируется, что рост использования нетрадиционных возобновляемых видов энергоресурсов для местного энергоснабжения к 2000 году достигнет 10-15 млн. тонн условного топлива.

Научно-техническая программа “Экологически чистая энергетика” на период 1993-2000 г.г. Предусмотрено создание технологий и оборудования, с помощью которых должна быть обеспечена безопасность, в том числе экологическая при производстве топлива, электрической и тепловой энергии.

Заключение

На сегодняшний день отрасль находится в кризисе. Основная часть производственных фондов отрасли устарела и нуждается в замене в течение ближайших 10-15 лет. На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехвататка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.

Правительство пытается решить проблему с разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51 процент акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства.

В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

1. Снижение энергоемкости производства.

2. Сохранение единой энергосистемы России.

3. Повышение коэффициента используемой мощности э/с.

4. Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга.

5. Скорейшее обновление парка э/с.

6. Приведение экологических параметров э/с к уровню мировых стандартов.

Для решения всех этих мер принята правительственная программа “Топливо и энергия”, представляющая собой сборник конкретных рекомендаций по эффективному управлению отраслью и ее переходу от планово- административной к рыночной системе инвестирования. Насколько эта программа будет выполняться покажет время.

Список литературы

1. Дьяков А.Ф. "Основные направления развития энергетики России" - 1991 -№8 -С. 10-16.

2. Хрипев Л.С. "Усиление взаимосвязей в развитии теплоснабжения и ТЭК" -191.№10. С. 2-8.

3. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях" М.: Минтопэнерго, 1992 (сентябрь). - 68 с.

4. Меренков А.П. и др. "Проблемы преобразования теплового хозяйства России" // Изв. РАН. Энергетика. - 1992. -№6. С. 3-10.

5. Академия наук СССР Уральское отделение Коми научный центр "Формирование рыночных отношений в энергетике" 1994 г.

Приложение

Доклад Министра промышленности и энергетики РФ Виктора Христенко на заседании Правительства РФ

19 апреля 2007 Виктор Христенко

Правительство поручило Минпромэнерго совместно с Минэкономразвития, ФСТ, Росатомом и Ростехнадзором разработать и Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.

В соответствии с решениями Правительства от 30 ноября прошлого года для разработки Генеральной схемы в качестве базового варианта принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления к 2015 году до уровня 1426 млрд. киловатт-часов, с вариантом увеличения электропотребления в указанный период до 1600 млрд. киловатт-часов.

Наряду с министерствами в работе созданной Минпромэнерго межведомственной группы участвовали представители РАО «ЕЭС России», «Росэнергоатома», «Газпрома», угольных компаний. Проведена научная работа с привлечением представителей Российской академии наук, отраслевых институтов, экспертов.

При разработке генеральной схемы учитывались оценки и предложения субъектов федерации в части развития регионального спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы.

Оптимизированы режимы функционирования ЕЭС России и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы развития сетевой инфраструктуры.

Разработка генеральной схемы осуществлялась по следующей методике. Была спрогнозирована динамика потребления электроэнергии, тепла и максимумов нагрузки по субъектам Российской Федерации. Данные прогнозы рассмотрены в Федеральных округах, замечания и предложения учтены в Генеральной схеме.

В дальнейшем, с учетом выбытия генерирующих мощностей и покрытия потребности за счет перетоков по существующим сетям, определялись дефицитные энергозоны.

С учетом приоритетов, заданных Правительством, были сформированы предложения по максимальному развитию атомной и гидрогенерации. Сформированы предложения по развитию магистральных электрических сетей. После этого была рассмотрена возможная структура мощностей на органическом топливе. Оптимизация структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов происходила с учетом режимов функционирования ЕЭС России, балансов мощности и электроэнергии.

В результате проделанной работы был сформирован перечень площадок размещения станций и сетевых объектов на основе существующих кадастров и имеющихся предложений.

Для актуализации полученных результатов будет проводиться мониторинг и контроль реализации генеральной схемы. Раз в три года будет производиться корректировка.

Справка: последний кадастр размещения электростанций был составлен в 1981г. институтом «Теплоэнергопроект».

Для разработки Генеральной схемы в соответствии с решениями Правительства в качестве базового варианта принят прогноз, в соответсвии с которым средний прирост электропотребления составит 4,1% в год. в базовом варианте и 5,2% в максимальном.

В 2020 г. уровень потребления прогнозируется в размере 1710 млрд. кВт.ч в базовом варианте (и 2000 млрд. кВт.ч в максимальном).

Распределение электропотребления по годам и территориям, сформировано на основе изучения тенденции прироста электропотребления, а также анализа заявок на подключение потребителей и учитывало:

необходимость надежного функционирования существующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов;

крупные инвестиционные проекты в регионах.

* * *

Исходя из разработанного прогноза электропотребления, был произведен расчет потребности в установленной мощности электростанций с учетом прогнозируемого максимума нагрузки и нормативного расчетного резерва мощности.

При принятых уровнях и режимах электропотребления энергообъединений прогнозируемый суммарный максимум нагрузки по России в базовом варианте возрастет к 2020 году - на 106,9 ГВт и составит 257,6 ГВт.

Таким образом, для принятого базового варианта спроса на электроэнергию потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 258 ГВт на уровне 2010 года, 302 ГВт в 2015 году и 349 ГВт в 2020 году.

Справка: в максимальном варианте электропотребления уровень потребности в установленной мощности оценивается в 266, 331 и 401 ГВт в 2010, 2015 и 2020 гг. соответственно.

Как уже отмечалось, планируемый на перспективу резерв мощности определен в среднем по России в размере 16% от максимума нагрузки.

Кроме того, были учтены ограничения мощности действующих станций, связанные:

для ТЭС с техническим состоянием оборудования - со снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), с использованием непроектного топлива на электростанциях.

для ГЭС, с техническим состоянием оборудования - со снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за сезонной сработки водохранилища, ледового подпора.

Мощность, невозможная для использования в балансе (за исключением резерва мощности), составляет 15,9% (33,7 ГВт) от максимума нагрузки и уменьшается до 6,7 %.(23 ГВт).

Справка: при определении потребности в генерирующей мощности учтена также величина неиспользуемой мощности ГЭС в зимний максимум нагрузки при полном использовании их суточной энергии. Наличие свободной (неиспользуемой) пиковой мощности ГЭС, которая не может быть использована в суточных графиках нагрузки, вызвано тем, что ГЭС, являясь маневренными энергоисточниками, имеют установленную мощность выше мощности, обеспеченной водой.

В период до 2020 года предусматривается вывод из эксплуатации 49 ГВт генерирующих мощностей отработавших свой ресурс, в том числе 45,3 ГВт на ТЭС и 3,7 ГВт на АЭС.

Все действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как подавляющую часть стоимости ГЭС составляют гидротехнические сооружения (80 %) и затраты на восстановление устаревшего оборудования ГЭС сравнительно невелики.

С учётом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций потребность во вводах генерирующих мощностей, включая вводы для замены на существующих электростанциях, для базового варианта в период 2006-2020 годов в целом по России составит 180 ГВт

Справка: для максимального варианта в период до 2020 г. дополнительно потребуется ввод 52 ГВт генерирующей мощности

* * *

При формировании предложений по вводам генерирующей мощности были применены следующие принципы:

максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации;

рост выработки электрической энергии на угольных станциях по отношению к газовым;

строительство новой газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах;

максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии на газе.

Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя из прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока 1150 МВт, а также блоков малой мощности - 300 МВт.

Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного блока в год с 2009г. до 3-х блоков в год с 2015г.

Дополнительно планируется ввод блоков малой мощности с 2017г.

Осуществлен выбор предпочтительных районов размещения этих АЭС исходя из:

строительства новых станций в Европейской части страны, для приближения генерации к центрам нагрузки;

балансовой необходимости увеличения мощности;

минимизации затрат на сетевое строительство для схем выдачи мощности;

ввод новых мощностей преимущественно на существующих площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной отрасли;

сравнительной эффективности АЭС и других типов генерации в каждой ОЭС.

В базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию 32,3 ГВт установленной мощности АЭС.

Справка: в максимальном варианте 38 ГВТ установленной мощности АЭС. Отличие вариантов обусловлено вписыванием базовой нагрузки АЭС в переменные графики суточного и годового потребления электроэнергии.

Масштабы развития ГЭС-ГАЭС в период до 2020 года оценены с учетом возможностей параллельного строительства нескольких ГЭС-ГАЭС или их каскадов, а также из технологической последовательности сооружения ГЭС-ГАЭС и заполнения водохранилищ при развитии каскадов.

Выбор предпочтительного состава ГЭС-ГАЭС осуществлен, исходя из следующих предпосылок:

необходимости увеличения маневренной мощности;

сравнительной эффективности ГЭС-ГАЭС и других источников генерации;

максимального использования существующих проектных наработок;

завершение начатых строек ГЭС;

сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, исходя из балансовой необходимости и экономической целесообразности.

максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской части РФ для обеспечения базовой нагрузки АЭС.

В базовом варианте электропотребления планируется ввести в эксплуатацию 21,6 ГВт установленной мощности ГЭС -ГАЭС.

Справка: для покрытия потребности в мощности для максимального варианта электропотребления рассмотрена дополнительная программа сооружения ГЭС, исходя из максимальных возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и гидростроительного комплекса, в этом варианте ввод объектов запланирован в объеме 27,1 ГВт

Развитие угольной генерации определялось исходя из следующих принципов:

1. Реконструкция и расширение существующих электростанций.

2. До 2020 года полный вывод из эксплуатации:

агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;

теплофикационных агрегатов, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии.

3. Приоритетное строительство конденсационных электростанций на угле перед электростанциями на газе.

В базовом варианте электропотребления предусматривается ввод в эксплуатацию 47,5 ГВт установленной мощности ТЭС на угле.

Справка: в максимальном варианте 86 ГВт установленной мощности.

Развитие газовой генерации, в первую очередь связано с реконструкцией и расширением существующих электростанций.

К 2020 году на тепловых электростанциях из эксплуатации должны быть выведены:

конденсационные паросиловые агрегаты достигшие индивидуального ресурса;

теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;

теплофикационные агрегаты, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии.

Строительство новых электростанций на газе, преимущественно для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Все вводы новой газовой генерации планируется осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Вывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования составит 39,9ГВт

Ввод в эксплуатацию за период 2006-2020 годы объектов газовой генерации для базового варианта составит 78,2ГВт.

Справка: для максимального варианта 79,8 ГВт.

Исходя из прогноза общей потребности в централизованном теплоснабжении, спрогнозирована динамика суммарного производства тепла на ТЭС и соответствующая ей прогнозируемая динамика мощности ТЭЦ по стране и европейской части ЕЭС России.

Невысокие темпы роста потребности в тепле объясняются реализацией большого потенциала энергосбережения в использовании тепла.

Интенсивный рост доли отпуска тепла от ТЭС (в целом по стране от 44 % в 2005-2010 гг. до 51,5 % в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения, как собственных технико-экономических показателей ТЭЦ (особенно - для ТЭЦ с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей разных видов топлива.

Это обусловлено расположением ТЭЦ в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями по площади отчуждаемых земель и водным ресурсам.

Доля газовой генерации в структуре установленной мощности в период до 2020 года снизится с 41% до 36 %, а в структуре выработки электроэнергии с 43% до 35 %.

Справка: до 30 % в максимальном.

Существенно увеличится доля выработки угольной генерации, с 23 % до 31 % (Справка - 38 % в максимальном варианте), а атомной генерации с 16 % до 20 % (Справка -19 % в максимальном варианте).

До 2020 года установленная мощность атомных электростанций вырастет в 2,3 раза (Справка - в максимальном варианте - 2,5), угольной генерации в 1,7 раза (Справка - 2,3 раза в максимальном варианте), ГЭС на 47% (Справка - в максимальном варианте -60%), газовой генерации на 41 %.

* * *

Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива.

При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе увеличится от 282,2 млн. т.у.т. в 2005 году до 427,2 млн. т.у.т. в 2020 году, т.е. в 1,5 раза при этом суммарное производство электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,9 раза.

Эта разница наглядно показывает, что, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет внедрения передовых технологий - как в газовой, так и в угольной генерации.

Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при этом снизится от 334,4 г у.т./кВтч в 2005 году до 282,3 г у.т./кВтч? в 2020г при соответствующем росте КПД?с 36,7 % до 43,4 %.

Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте также существенно трансформируется: устойчиво будет снижаться доля газа (от 69,1 % в 2005 г. до 56,7 % в 2020 г.) при интенсивном росте доли угля (от 24,9 % в 2005 г. до 38,5 % в 2020 г.).

При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 24,2 %, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к динамике развития производственных мощностей в угольной промышленности, особенно - в главных угольных бассейнах - кузнецком и канско-ачинском.

* * *

Развитие магистральных электрических сетей основывается на следующих принципах:

Опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее полноценное участие энергокомпаний и потребителей в рынке электроэнергии и мощности, а также усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии и мощности.

Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения крупных потребителей должны обеспечивать принцип «N-1», для АЭС - принцип «N-2».

Создание электрической связи Сибирь-Урал-Центр высокой пропускной способности.

Существующая структура магистральных сетей характеризуется отсутствием устойчивой связи ОЭС Дальнего Востока и Сибири, единственной связью ОЭС Сибири и Урала, проходящей по территории Казахстана, слабыми связями ОЭС Центра с ОЭС Юга и Северо-Запада.

Для вовлечения в топливно-энергетический баланс Европейской части страны электростанций Сибири и для повышения устойчивости работы ЕЭС России планируется сооружение электропередач постоянного тока 500 кВ Сибирь - Тюмень, 750 кВ Сибирь - Урал - Центр, две линии 750 кВ от Эвенкийской ГЭС до Тюменской энергосистемы, завершение сооружения транзита на переменном токе 500 кВ Сибирь - Тюменская энергосистема (Новосибирск-Омск-Ишим-Иртыш) и сооружение нового транзита на переменном токе 500 кВ Сибирь - Урал (Барнаул-Омск-Курган).

Кроме того, для повышения устойчивости Европейской части ЕЭС за счёт усиления межсистемного сечения Урал - Средняя Волга - Центр предусматривается создание ряда транзитов в направлении Восток - Запад:

транзит постоянного тока ±750 кВ Урал -Центр;

северный транзит 500 кВ Тюменская энергосистема - Центр за счёт сооружения ВЛ 500 кВ Ильково - БАЗ - Северная - Вятка;

южный транзит 500 кВ Урал - Центр за счёт сооружения ВЛ 500 кВ Курган - Козырево и Газовая - Красноармейская.

Для надежного электроснабжения потребителей и обеспечения выдачи мощности электростанций Центра Европейской части России предусматривается завершение сооружения кольца 750 кВ и сооружения второго московского кольца 500 кВ.

Для усиления сечения между Северо-Западом и Центром предусматривается создание второго транзита Северо-Запад - Центр за счёт сооружения ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская.

В период до 2020 г. планируется объединение на совместную работу на постоянном токе ОЭС Сибири и ОЭС Востока за счет установки связей постоянного тока на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Хани.

Для передачи мощности и электроэнергии в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы от Канкунской и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в Якутии, потребуется усиление существующего транзита 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали и сооружение нового транзита 500 кВ вдоль БАМа от Нерюнгринской ГРЭС до Хабаровска.

В рассматриваемый период на напряжении 220 кВ намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к ОЭС Востока по двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя.

Таким образом, для базового варианта электропотребления до 2010 года необходимо ввести 13,6 тыс.км ВЛ 220 кВ и выше, что учтено в инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС»;