Проблемы и перспективы развития энергетики в россии и мире. Перспективы развития мировой энергетики

Роль энергетики определяется местом в экономике. ТЭК России - круп­нейший инфраструктурный комплекс.

Электроэнергетика играет в ТЭК ключевую роль, является в ней интег­рирующей подсистемой. Она выступает как преобразователь практически всех видов первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Электроэнергети­ка - это наиболее удобный и универсальный энергоноситель для удовлетворе­ния производственных, социальных, бытовых и других энергетических по­требностей общества. Мировые тенденции таковы, что доля электроэнергии в потреблении ТЭР неуклонно возрастает и будет возрастать в дальнейшем. В стратегическом плане электроэнергетика решающим образом влияет на фор­мирование условий для подъема экономики России и укрепление ее экономи­ческой безопасности. Все это определяет исключительно важное значение электроэнергетики, ее нормального функционирования и развития для обеспе­чения энергетической и национальной безопасности России и ее регионов в экономическом, научно-техническом, внешнеэкономическом и других аспек-

Основу производственного потенциала российской электроэнергетики в настоящее время составляют более 700 электростанций общей мощностью свыше 200 ГВт и линии электропередачи всех классов напряжений протяжен­ностью около 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала сосредоточено в Еди­ной энергетической системе (ЕЭС) России, являющейся уникальным техниче­ским комплексом, обеспечивающим электроснабжение потребителей на боль­шей части обжитой территории страны.

Функционирование и развитие ЕЭС России обеспечено богатейшими то­пливно-энергетическими ресурсами природного газа, нефти, угля, ядерного топлива, гидроэнергией и другими возобновляемыми источниками энергии. Настоящий период характеризуется накоплением проблем в электроэнергети­ке, от решения которых будет зависеть не только энергетическая, но и нацио­нальная безопасность страны в первой четверти XXI века.

В последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

Темпы воспроизводства основных фондов в электроэнергетике резко снизились.

Объем капитальных вложений в 2001 году по сравнению с 1990 годом уменьшился в 3,1 раза, а ввод мощностей снизился в 4,6 раза.

Если на начало 1991 г. доля генерирующего оборудования, проработав­шего более 30 лет, составляла 13,3 % от суммарной установленной мощности ЕЭС России, то на конец 2000 г. она выросла более чем в три раза и составила 46,1 %. При существующих темпах демонтажа старого оборудования и ввода новых мощностей к 2010 г. выработает свой ресурс более 70 % генерирующего оборудования. Аналогичную картину представляет износ основных фондов электросетевого оборудования. Оставшиеся мощности уже к 2006 году не смо­гут обеспечить электропотребление соответствующее уровню 1998 года.

Наметившаяся минимальная тенденция роста в 2002 году потребления (рис. 1.1) еще более приблизит появление дефицита энергии.

В ближайшее время требуется провести работы по реновации 450 турбоустановок высокого давления, 746 котлов с рабочим давлением бо­лее 100 атмосфер, паропроводов общим весом свыше 20 тыс. тонн.

Старение оборудования и низкие темпы его реновации послужили при­чиной возникновения ряда проблем.

Одна из них - накопление изношенного оборудования. Следствием этого являются:

Рост затрат на его ремонт (до 200 %);

Ухудшение технико-экономических показателей работы электропред­приятий (удельных расходов топлива, расходов электроэнергии на соб­ственные нужды, потерь электроэнергии в сетях). В результате предпри­ятия РАО ""ЕЭС России" недополучают более 4 млрд. рублей в год;

Другой проблемой является недостаточность существующих источников финансирования, требуемым объемам реновации.

На период 2000-2005 гг. ежегодная потребность в финансовых ресурсах для выполнения требуемых объемов реновации основных фондов составляет 50 млрд. рублей.

В настоящее время финансирование работ по реновации электрообору­дования от имеющихся источников (амортизация и прибыль на инвестиции) составляет всего 50 % потребности. Следствием этого являются:

Недостаточный объем работ по реновации основных фондов;

Сокращение, замораживание НИОКР в области технического пере­вооружения;

Отсутствие новых конструкционных материалов для современных энер­гоустановок;

Отсутствие готовых к серийному выпуску образцов современного энер­гооборудования для замещения вырабатывающего ресурс по значитель­ной части мощностного ряда.

Для обеспечения потребности в энергии отраслей экономики и населе­ния страны, реализации перспективы экспорта электроэнергии, повышения эффективности энергопроизводства необходима работа по воспроизводству основных производственных фондов электроэнергетики в объемах, обеспечи­вающих необходимую рабочую мощность.

Приоритетным направлением является техническое перевооружение, при котором стоимость 1 кВт вводимой мощности на 30-50 % ниже, чем при новом строительстве.

Учитывая, что наработка части турбоагрегатов позволяет продлить ре­сурс на 30-50 тыс. часов, а также то, что в настоящее время отсутствуют тех­нологически отработанные, доведенные до промышленного применения об­
разцы энергоустановок, в которых применяются современные технологии, предлагается следующая схема реновации энергооборудования.

Приоритет работам по продлению срока службы энергоагрегатов и замене отработавших ресурс энергоустановок на аналогичные (с улучшенными характеристиками);

Технологическая отработка головных образцов энергоустановок, в которых применяются современные технологии.

Преимущественное внедрение современных технологий;

Сокращение объемов замены на аналогичное оборудование.

1. Проведение необходимых научно-исследовательских, опытно - конструкторских и проектных работ в области реновации.

2. Организацию разработки и внедрения мер и перспективных технологий по продлению ресурса энергооборудования.

3. Организацию разработки и внедрения современного энергооборудова­ния для замещения выработавшего ресурс.

Для ТЭС, работающих на газообразном топливе: бинарный парогазо­вый цикл или газотурбинные надстройки паросиловых агрегатов.

Для ТЭС, работающих на твердом топливе: сжигание топлива в котлах с циркулирующим кипящим слоем.

Для ТЭС, сжигающих любой вид органического топлива: паросиловые блоки, работающие с ультрасверхкритическими параметрами пара (с перспективными системами подогрева питательной воды, с современными материалами котлов и турбин и другими усовершенствованиями).

Предлагаемые конструкции должны иметь КПД не менее 45 %.

4. Определение базовых электростанций для отработки головных образцов энергооборудования.

5. Разработка и промышленное освоение производства новых конструк­ционных материалов.

Для реализации проектов современных энергоустановок требуются но­вые материалы, применение которых позволит:

Повысить показатели и соответственно увеличить КПД;

Снизить материалоемкость конструкций;

Увеличить ресурс работы оборудования;

Снизить эксплуатационные расходы за счет снижения объемов контроля металла.

6. Создание системы инжинирингового обеспечения реновации.

Реализация комплекса необходимых мер позволит:

Обеспечить надежное энергоснабжение потребителей России;

Увеличить экспорт электроэнергии;

Повысить эффективность энергопроизводства.

Мы должны готовить себя к энергетической революции - может быть, в XXI веке в энергетику придут термоядерные электростанции. Путь от идеи до массового внедрения занимает в энергетике примерно полвека. Первые опыты по термоядерному синтезу проведены в пятидесятые годы XX столетия. Так, может быть, начало нового тысячелетия принесет нам новые, экологически чистые термоядерные электростанции? Будем надеяться на это. Но все же традиционные методы получения энергии будут занимать основное место в энергетическом балансе. Поэтому задача ученых - усовершенствова­ние этих традиционных технологий, превращение их в экологически более чистые, экономичные.

Ученые считают, что преобразование облика энергетики XXI века будет определяться такими достижениями научно-технического прогресса, как кера­мические двигатели, высокотемпературная сверхпроводимость, плазменные технологии, новые атомные реакторы, новые, более эффективные способы сжигания угля и, наконец, возобновляемые источники энергии. В этих облас­тях науки и техники огромное поле деятельности для будущих ученых и ин­женеров.

Российская электроэнергетика оснащена отечественным оборудованием, располагает значительным экспортным потенциалом, обладает развитым на - учно-техническим отраслевым комплексом, квалифицированными научными и инженерными кадрами, способными осуществлять разработку и внедрение но­вых технологий и поступательное развитие отрасли.

Развитие энергетики мира в начале XXI в. будет определяться комплексным воздействием многих экономических, природных, научно-технических и политических факторов. Оценка долгосрочного роста потребления энергии, основанная на предполагаемых темпах развития мировой энергетики, приводит к выводу, что среднегодовой прирост до 2030-2050 гг. составит, вероятно, 2-3%. В развивающихся странах он будет значительно большим. Учитывая прогнозируемый рост населения к 2025 г. до 8,5 млрд. чел., из которых 80% будут проживать в развивающихся странах, можно ожидать, что именно эти страны будут играть определяющую роль в мировом потреблении энергии. Это вызовет резкое увеличение ее производства. Увеличение производства электроэнергии повлечет за собой сильное загрязнение природной среды. Роль природного газа в энергоснабжении в перспективе будет возрастать, учитывая обширные запасы этого сырья, а также экологическую чистоту этого вида топлива.

Переход от нефти к газу — это третья энергетическая революция (первая — переход от дров к углю, вторая — от угля к нефти). Нефть в настоящее время стала замыкающим ресурсом в энергобалансе мира. Цены на нефть будут определять темпы перестройки структуры мирового энергобаланса. Полагают, что потребление в мире увеличится к 2030 г. почти до 8 млрд. тонн, так как все ТЭС угольные переоборудовать на нефть или газ очень дорого.

На Международной конференции по использованию энергетических ресурсов ( , 1989 г.) было достигнуто эффективное решение проблемы ядерной энергетики, увеличившее число сторонников ее развития во многих .

Напротив, в (провинция Онтарио) и объявлен мораторий на строительство новых АЭС. Серьезную озабоченность вызывают АЭС в Восточной Европе, хотя действующие в , Словакии АЭС относятся по своим показателям к лучшим в мире. Решаются проблемы безотходного использования природного урана как одноразового топлива, а также переработки и уничтожения радиоактивных отходов.

По-разному относятся во многих странах к использованию гидроэнергетических ресурсов. Крупные ГЭС планирует только Китай. До 2000 г. на реках Китая проектируется 60 крупных ГЭС суммарной мощностью 70 ГВт.

Наиболее перспективным направлением в производстве энергии предполагают использование солнечной энергии (фотоэлектричеекое преобразование) и температурного градиента океана для выработки электроэнергии, энергии ветра, геотермальной энергии, энергии горных пород и магмы, приливной энергии, топливных элементов, переработки древесины в жидкое топливо, переработки городских отходов, применение биогаза, получаемого при переработке отходов промышленности и сельского хозяйства. Лидируют в разработке этих технологий развитые страны, в первую очередь,

ВВЕДЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1. Историко-географические особенности развития электроэнергетики в России. . . . . . . . . . .4

2. Территориальное размещение производств электроэнергетики в Российской Федерации. 6

3. Единая энергетическая система страны. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

Список используемых источников. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика, ведущая и составная часть энергетики. Она обеспечивает генерирование (производство), трансформацию и потребление электроэнергии, кроме того, электроэнергетика играет районообразующую роль (являясь стержнем материально-технической базы общества), а также способствует оптимизации территориальной организации производительных сил. В экономически развитых странах технические средства электроэнергетики объединяются в автоматизированные и централизованно управляемые электроэнергетические системы.

Электроэнергетика наряду с другими отраслями народного хозяйства рассматривается как часть единой народно - хозяйственной экономической системы. В настоящее время без электрической энергии наша жизнь немыслима. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос. Без электроэнергии невозможно действие современных средств связи и развитие кибернетики, вычислительной и космической техники. Представить без электроэнергии нашу жизнь невозможно.

Основным потребителем электроэнергии остается промышленность, хотя ее удельный вес в общем полезном потреблении электроэнергии значительно снижается. Электрическая энергия в промышленности применяется для приведения в действие различных механизмов и непосредственно в технологических процессах.

В сельском хозяйстве электроэнергия применяется для обогрева теплиц и помещений для скота, освещения, автоматизации ручного труда на фермах.

Огромную роль электроэнергия играет в транспортном комплексе. Большое количество электроэнергии потребляет электрифицированный железнодорожный транспорт, что позволяет повышать пропускную способность дорог за счет увеличения скорости движения поездов, снижать себестоимость перевозок, повышать экономию топлива.

Электроэнергия в быту является основной частью обеспечения комфортабельной жизни людей. Многие бытовые приборы (холодильники, телевизоры, стиральные машины, утюги и другие) были созданы благодаря развитию электротехнической промышленности.

Поэтому, актуальность выбранной мною темы является очевидной, также как очевидна важность электроэнергетики в хозяйственной жизни нашей страны.

Итак, задачами и целью данной работы являются:

Рассмотреть структуру электроэнергетики;

Изучить её размещение;

Рассмотреть современный уровень развития электроэнергетики;

Охарактеризовать особенности развития и размещения электроэнергетики в России.

Историко-географические особенности развития электроэнергетики в России.

Развитие электроэнергетики России связано с планом ГОЭЛРО (1920 г.) сроком на 15 лет, который предусматривал строительство 10 ГЭС общей мощностью 640 тыс. кВт. План был выполнен с опережением: к концу 1935 г. было построено 40 районных электростанций. Таким образом, план ГОЭЛРО создал базу индустриализации России, и она вышла на второе место по производству электроэнергии в мире.

В начале XX века в структуре потребления энергоресурсов абсолютно преобладающее место занимал уголь. Например, в развитых странах к 1950г. на долю угля приходилось 74%, а нефти – 17% в общем объеме энергопотребления. При этом основная доля энергоресурсов использовалась внутри стран, где они добывались.

Среднегодовые темпы роста энергопотребления в мире в первой половине XX в. составляли 2-3%, а в 1950-1975гг. - уже 5%.

Чтобы покрыть прирост энергопотребления во второй половине XX в. мировая структура потребления энергоресурсов претерпевает большие изменения. В 50-60-х гг. на смену углю все больше приходят нефть и газ. В период с 1952 по 1972гг. нефть была дешевой. Цена на нее на мировом рынке доходила до 14 долл./т. Во второй половине 70-х также начинается освоение крупных месторождений природного газа и его потребление постепенно наращивается, вытесняя уголь.

До начала 70-х годов рост потребления энергоресурсов был в основном экстенсивным. В развитых странах его темп фактически определялся темпом роста промышленного производства. Между тем, освоенные месторождения начинают истощаться, и начинает расти импорт энергоресурсов, в первую очередь – нефти.

В 1973г. разразился энергетический кризис. Мировая цена на нефть подскочила до 250-300 долл./т. Одной из причин кризиса стало сокращение ее добычи в легкодоступных местах и перемещение в районы с экстремальными природными условиями и на континентальный шельф. Другой причиной стало стремление основных стран - экспортеров нефти (членов ОПЕК), которыми в основном являются развивающиеся страны, более эффективно использовать свои преимущества владельцев основной части мировых запасов этого ценного сырья.

В этот период ведущие страны мира были вынуждены пересмотреть свои концепции развития энергетики. В результате, прогнозы роста энергопотребления стали более умеренными. Значительное место в программах развития энергетики стало отводиться энергосбережению. Если до энергетического кризиса 70-х энергопотребление в мире прогнозировалось к 2000 г. на уровне 20-25 млрд. т условного топлива, то после него прогнозы были скорректированы в сторону заметного уменьшения до 12,4 млрд. т условного топлива.

Промышленно развитые страны принимают серьезнейшие меры по обеспечению экономии потребления первичных энергоресурсов. Энергосбережение все больше занимает одно из центральных мест в их национальных экономических концепциях. Происходит перестройка отраслевой структуры национальных экономик. Преимущество отдается мало энергоемким отраслям и технологиям. Происходит свертывание энергоемких производств. Активно развиваются энергосберегающие технологии, в первую очередь, в энергоемких отраслях: металлургии, металлообрабатывающей промышленности, транспорте. Реализуются масштабные научно-технические программы по поиску и разработке альтернативных энергетических технологий. В период с начала 70х до конца 80х гг. энергоемкость ВВП в США снизилась на 40%, в Японии – на 30%.

В этот же период идет бурное развитие атомной энергетики. В 70-е годы и за первую половину 80-х годов в мире было пущено в эксплуатацию около 65% ныне действующих АЭС.

В этот период в политический и экономический обиход вводится понятие энергетической безопасности государства. Энергетические стратегии развитых стран нацеливаются не только на сокращение потребления конкретных энергоносителей (угля или нефти), но и в целом на сокращение потребления любых энергоресурсов и диверсификацию их источников.

В результате всех этих мер в развитых странах заметно снизился среднегодовой темп прироста потребления первичных энергоресурсов: с 1,8% в 80-е гг. до 1,45% в 1991-2000 гг. По прогнозу до 2015 г. он не превысит 1,25%.

Во второй половине 80-х появился еще один фактор, оказывающий сегодня все большее влияние на структуру и тенденции развития ТЭК. Ученые и политики всего мира активно заговорили о последствиях воздействия на природу техногенной деятельности человека, в частности, влиянии на окружающую среду объектов ТЭК. Ужесточение международных требований по охране окружающей среды с целью снижения парникового эффекта и выбросов в атмосферу (по решению конференции в Киото в 1997г.) должно привести к снижению потребления угля и нефти как наиболее влияющих на экологию энергоресурсов, а также стимулировать совершенствование существующих и создание новых энергетических технологий.

Территориальное размещение производств электроэнергетики в Российской Федерации.

Электроэнергетика сильнее, чем все другие отрасли промышленности, способствует развитию и территориальной оптимизации размещения производительных сил. Это выражается в следующем (по А.Т.Хрущёву): 1) вовлекаются в использование топливно-энергетические ресурсы, удаленные от потребителей; 2) возможен промежуточный отбор электроэнергии для снабжения ею районов, через которые проходят линии высоковольтных электропередач, что способствует росту уровня территориальной освоенности этих районов, повышению эффективности экономики и уровня комфортности проживания в них; 3) возникают дополнительные возможности для создания электроёмких и теплоёмких производств (в которых доля топливно-энергетических затрат в себестоимости готовой продукции очень велика); 4) электроэнергетика имеет большое районообразующее значение, именно она во многом определяет производственную специализацию районов.

Опыт развития отечественной электроэнергетики выработал следующие принципы размещения и функционирования предприятий этой отрасли промышленности: 1) концентрация производства электроэнергии на крупных районных электростанциях, использующих относительно дешёвое топливо и энергоресурсы; 2) комбинирование производства электроэнергии и тепла для теплофикации населенных пунктов, прежде всего городов; 3) широкое освоение гидроресурсов с учетом комплексного решения задач электроэнергетики, транспорта, водоснабжения, ирригации, рыбоводства; 4) необходимость развития атомной энергетики, особенно в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом, при условии подчеркнутого и исключительного внимания к соблюдению правил эксплуатации АЭС, обеспечение безопасности и надежности их функционирования; 5) создание энергосистем, формирующих единую высоковольтную сеть страны.

Размещение предприятий электроэнергетики зависят от ряда факторов, основные из них – топливно-энергетические ресурсы и потребители. По степени обеспеченности топливно-энергетическими ресурсами районы России можно разделить на три группы: 1) наиболее высокая – Дальневосточный, Восточно-Сибирский, Западно-Сибирский; 2) относительно высокая – Северный, Северо-Кавказский; 3) низкая – Северо-Западный, Центральный, Центрально-Черноземный, Поволжский, Уральский.

Расположение топливно-энергетических ресурсов не совпадает с размещением населения, производством и потребителем электроэнергии. Подавляющая часть произведенной электроэнергии расходуется в европейской части России. По производству электроэнергии среди экономических районов к концу 1990-х гг. выделялись Центральный, а по потреблению – Уральский. В числе электродефицитных районов: Уральский, Северный, Центрально-Черноземный, Волго-Вятский (см. приложение 1).

Крупные электростанции играют значительную районообразующую роль. На их базе возникают энергоёмкие и теплоёмкие производства.

Электроэнергетика включает тепловые электростанции, атомные электростанции, гидроэлектростанции (включая гидроаккумулирующие и приливные), прочие электростанции (ветростанции, гелиостанции, геотермальные), электрические сети, тепловые сети, самостоятельные котельные.

Тепловые электростанции (ТЭС). Основной тип электростанций в России – тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). Основную роль играют мощные (более 2 млн кВт) государственные районные электростанции (ГРЭС), обеспечивающие потребности экономического района и работающие в энергосистемах. На размещение тепловых электростанций оказывают основное влияние топливный и потребительский факторы.

При выборе места для строительства ТЭС учитывают сравнительную эффективность транспортировки топлива и электроэнергии. Если затраты на перевозку топлива превышают издержки на передачу электроэнергии целесообразно размещать непосредственно у источников топлива, при более высокой эффективности транспортировки топлива электростанции размещают вблизи потребителей электроэнергии. Наиболее мощные ТЭС расположены, как правило, в местах добычи топлива (чем крупнее электростанция, тем дальше она может передавать энергию).

ГРЭС мощностью более 2 млн кВт расположены в следующих экономических районах: Центральном (Костромская, Рязанская, Конаковская); Уральская (Рефтинская, Троицкая, Ириклинская); Поволжском (Заинская); Восточно-Сибирском (Назаровская); Западно-Сибирском (Сургутские); Северо-Западном (Киришская) (см. приложение 2).

К тепловым электростанциям относятся и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающие теплом предприятия и жилье, с одновременным производством электроэнергии. ТЭЦ размещаются в пунктах потребления пара и горячей воды, поскольку радиус передачи тепла невелик (10-12 км).

Положительные свойства ТЭС:

Относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в России;

Способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний в отличие от ГЭС).

Отрицательные свойства ТЭС:

Используют невозобновимые топливные ресурсы;

Обладают низким коэффициентом полезного действия (КПД);

Оказывают неблагоприятное воздействие на окружающую среду;

Имеют большие затраты на добычу, перевозку, переработку и удаление отходов топлива.

Гидравлические электростанции (ГЭС). Они занимают второе место по количеству вырабатываемой электроэнергии. Гидроэлектростанции являются эффективным источником энергии, поскольку они используют возобновимые ресурсы, они просты в управлении (количество персонала на ГЭС в 15-20 раз меньше, чем на ГРЭС), имеют высокий КПД (более 80%) 1 , производят самую дешевую энергию.

Определяющее влияние на размещение гидроэлектростанций оказывают размеры запасов гидроресурсов, природные (рельеф местности, характер реки, ее режим и др.) и хозяйственные (размер ущерба от затопления территории, связанного с созданием плотины и водохранилища ГЭС, ущерба рыбному хозяйству и др.), условия их использования.

Запасы гидроресурсов и эффективность использования водной энергии в районах России различны. Большая часть гидроэнергоресурсов страны (более 2/3 запасов) сосредоточена в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В этих же районах исключительно благоприятны природные условия для строительства и функционирования ГЭС – многоводность, естественная зарегулированность рек (например, реки Ангары озером Байкал), позволяющие вырабатывать электроэнергию на мощных ГЭС равномерно, без сезонных колебаний, наличие скальных оснований для возведения высоких платин и др.

Эти и другие особенности обуславливают здесь более высокую экономическую эффективность строительства ГЭС (удельные капиталовложения в 2-3 раза ниже, а стоимость электроэнергии в 4-5 раз дешевле), чем в районах европейской части страны. Поэтому самые крупные в стране ГЭС построены на реках Восточной Сибири (Ангара, Енисей). На Ангаре, Енисее и других реках России строительство ГЭС ведется, как правило, каскадами, которые представляют собой группу электростанций, расположенных ступенями по течению водного потока, для последовательности использования его энергии. Крупнейший в мире Ангаро-Енисейский гидроэнергетический каскад имеет общую мощность около 22 млн кВт. В его состав входят гидроэлектростанции: Саяно-Шушенская, Красноярская, Иркутская, Братская, Усть-Илимская.

Каскад из мощных электростанций создан также в европейской части страны на Волге и Каме (Волжско-Камский каскад): Волжская (вблизи Самары), Волжская (вблизи Волгограда), Саратовская, Чебоксарская, Воткинская и др.

В приложении 3 представлены основные каскады ГЭС в России.

Менее мощные ГЭС созданы на Дальнем Востоке, в Западной Сибири, на Северном Кавказе и в других районах России. В европейской части страны, испытывающей острый дефицит в электроэнергии, весьма перспективно строительство особого вида гидроэлектростанций – гидроаккумулирующих (ГАЭС). Одна из таких электростанций уже построена – Загорская ГАЭС (1,2 млн. кВт) в Московской области.

Положительные свойства ГЭС: более высокая маневренность и надежность работы оборудования; высокая производительность труда; возобновляемость источника энергии; отсутствие затрат на добычу, перевозку и удаление отходов топлива; низкая себестоимость.

Отрицательные свойства ГЭС: возможность затопления населенных пунктов, сельхозугодий и коммуникаций; отрицательное воздействие на фору, фауну; дороговизна строительства.

Атомные электростанции (АЭС) производят электроэнергию более дешевую, чем ТЭС, работающих на угле или мазуте. Их доля в суммарной выработке электроэнергии в России не превышает 11% (в Литве – 76%, Франции – 76%, Бельгии – 65%, Швеции – 51%, Словакии – 49%, ФРГ – 34%, Японии – 30%, США – 20%).

Главным фактором размещения атомных электростанций, использующих в своей работе высокотранспортабельное, ничтожное по весу топливо (для полной годовой загрузки АЭС требуется всего несколько килограммов урана), - потребительский. Крупнейшие АЭС в нашей стране в основном расположены в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом. В России действуют 10 АЭС (см. приложение 4), на которых функционирует 30 энергоблоков. На АЭС эксплуатируется реакторы трех основных типов: водо-водяные (ВВЭР), большой мощности канальные урано-графитовые (РБМК) и на быстрых нейтронах (БН). Атомные электростанции в России объедены в концерн «Росэнергоатом».

Положительные свойства АЭС: их можно строить в любом районе, независимо от его энергетических ресурсов; атомное топливо отличается большим содержанием энергии; АЭС не делают выбросов в атмосферу в условиях безаварийной работы; не поглощают кислород.

Отрицательные свойства АЭС: сложились захоронения радиоактивных отходов (для их вывоза со станций сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения); тепловое загрязнение используемых АЭС водоемов.

В отечественной электроэнергетике используются альтернативные источники энергии: солнца, ветра, внутреннего тепла земли, морских приливов. Построены природные электростанции (ПЭС). На приливных волнах на Кольском полуострове сооружена Кислогубская ПЭС (400 кВт), который более 30 лет; На терминальных водах Камчатки поострена Паужетская ГеоТЭС. Ветровые энергоустановки имеются в жилых поселках Крайнего Севера, гелиоустановки на Северном Кавказе.

3. Единая энергетическая система страны

Энергосистема – это группы электростанций разных типов, объединенные высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) и управляемые из одного центра. Энергосистемы в электроэнергетике России объединяют производство, передачу и распределение электроэнергии между потребителями. В энергосистеме для каждой электростанции есть возможность выбрать наиболее экономичный режим работы. Причем если в составе энергосистемы высока доля ГЭС, то ее маневренные возможности повышаются, а себестоимость электроэнергии относительно ниже; наоборот, в системе, объединяющей только ТЭС, они наиболее ограничены, а себестоимость электроэнергии выше.

Для более экономного использования потенциала электростанций России создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой входят более 700 крупных электростанций, на которых сосредоточено 84% мощности всех электростанций страны. Создание ЕЭС имеет экономические преимущества. Объединенные энергетические системы (ОЭС) Северо-Запада, Центра, Поволжья, Юга, Северного Кавказа, Урала входят в ЕЭС европейской части. Они объединены такими высоковольтными магистралями, как Самара – Москва (500 кВ), Самара – Челябинск, Волгоград – Москва (500 кВ), Волгоград – Донбасс (800 кВ), Москва – Санкт-Петербург (750 кВ).

Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

Единая энергетическая система России входит в состав крупного энергетического объединения - Единой энергосистемы (ЕЭС) бывшего СССР, включающего также энергосистемы независимых государств: Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Молдовы, Украины и Эстонии. С ЕЭС продолжают синхронно работать энергосистемы семи стран восточной Европы - Болгарии, Венгрии, Восточной части Германии, Польши, Румынии, Чехии и Словакии.

Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах – бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет: обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, которые имеют разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.

Для совместной работы электроэнергетических объектов, функционирующих в составе Единой энергосистемы, создан координационный орган Электроэнергетический Совет стран СНГ.

Система российской электроэнергетики характеризуется довольно сильной региональной раздробленностью вследствие современного состояния линий высоковольтных передач. В настоящее время энергосистема Дальнего района не соединена с остальной частью России и функционирует независимо. Соединение энергосистем Сибири и Европейской части России также очень ограничено. Энергосистемы пяти европейских регионов России (Северо-Западного, Центрального, Поволжского, Уральского и Северо-Кавказского) соединены между собой, но пропускная мощность здесь в среднем намного меньше, чем внутри самих регионов. Энергосистемы этих пяти регионов, а также Сибири и Дальнего Востока рассматриваются в России как отдельные региональные объединенные энергосистемы. Они связывают 68 из 77 существующих региональных энергосистем внутри страны. Остальные девять энергосистем полностью изолированы.

Преимущества системы ЕЭС, унаследовавшей инфраструктуру от ЕЭС СССР, 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 г. было зарегистрировано Российское акционерное общество энергетики и электрификации (РАО ЕЭС), созданное для управления ЕЭС и организации надежного энергосбережения народного хозяйства и населения. В РАО ЕЭС входят более 700 территориальных АО, оно объединяет около 600 ТЭС, 9 АЭС и более 100 ГЭС. РАО ЕЭС работает параллельно с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также с энергосистемами некоторых стран Восточной Европы. За пределами РАО ЕЭС пока остаются крупные энергосистемы Восточной Сибири.

Контрольный пакет РАО ЕЭС закреплен в государственной собственности. Как естественный монополист компания находится в системе государственного регулирования тарифов на электричество. В отдельных регионах, например на Дальнем Востоке, федеральное правительство субсидирует энерготарифы.

В 1996 году Правительство РФ создало федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ) для покупки о продажи электроэнергии через сети высоковольтных передач. Практически вся электроэнергия, передаваемая по сетям высоковольтных передач, технически рассматривается как результат сделки на ФОРЭМе. Управляется этот рынок РАО ЕЭС. На ФОРЭМе покупатели и продавцы не заключают контракты друг с другом. Они покупают и продают электроэнергию по фиксированным ценам, а РАО ЕЭС обеспечивает соответствие спроса и предложения. Продавцами электроэнергии, не связанными с РАО ЕЭС, являются атомные электростанции.

4. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики.

Основные проблемы развития электроэнергетики России связаны: с технической отсталостью и износом фондов отрасли, несовершенством хозяйственного механизма управления энергетическим хозяйством, включая ценовую и инвестиционную политику, ростом неплатежей энергопотребителей. В условиях кризиса экономики сохраняется высокая энергоемкость производства.

В настоящее время более 18% электростанций полностью выработали свой расчетный ресурс установленной мощности. Очень медленно идет процесс энергосбережения. Правительство пытается решить проблему разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлекаются иностранные инвестиции и начала внедряться программа по снижению энергоемкости производства.

В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующее: 1) снижение энергоемкости производства; 2) сохранение единой энергосистемы России; 3) повышение коэффициента используемой мощности энергосистемы; 4) полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга; 5) скорейшее обновление парка энергосистемы; 6) приведение экологических параметров энергосистемы к уровню мировых стандартов.

Сейчас перед отраслью стоит ряд проблем. Важной является экологическая проблема. На данном этапе, в России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз.

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу энергокомпаниями РАО «ЕЭС России» в 2005-2007 г.г. (SO 2 , NO 2 , твердых частиц), тыс. тонн. (рис. 1)

Рисунок 1.

Снижение выбросов в атмосферу в 2007 г. по сравнению с 2006 г. объясняется уменьшением доли сжигания топлива (мазута и угля) с высоким содержанием серы и золы.

За 2007 год энергокомпании РАО ЕЭС России добились следующих производственно-экологических показателей:

Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что экологический фактор долгое время учитывался крайне мало или вовсе не учитывался. Наиболее не экологична угольная ТЭС, вблизи них радиоактивный уровень в несколько раз превышает уровень радиации в непосредственной близости от АЭС. Использование газа в ТЭС гораздо эффективнее, чем мазута или угля; при сжигании 1 тонны условного топлива образуется 1,7 тонны углерода против 2,7 тонны при сжигании мазута или угля. Экологические параметры, установленные ранее не обеспечивают полной экологической чистоты, в соответствии с ними строилось большинство электростанций.

Новые стандарты экологической чистоты вынесены в специальную государственную программу “Экологически чистая энергетика”. С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками на 800 мВт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭС с парогазовыми установками мощностью по 300 мВт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений. Отдельно рассмотрим проблемы развития атомной энергетики.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии (2005-2020гг.) 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.; 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.

Необходимость радикального изменения условий топливного обеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным в большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже – и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается:

1) создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России, путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС;

2) усиление межсистемных связей транзита между ОЭС (объединенной энергетической системой) Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность энергоснабжения региона Северного Кавказа, а также ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра и ОЭС Урала – ОЭС Северо-Запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени;

3) усиление системообразующих связей между ОЭС Северо-Запада и Центра;

4) развитие электрической связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение дефицитных районов Дальнего Востока.

Альтернативная энергетика. Несмотря на то, что Россия по степени использования так называемых нетрадиционных и возобновляемых видов энергии находятся пока в шестом десятке стран мира, развитие этого направления имеет большое значение, особенно учитывая размеры территории страны. Ресурсный потенциал нетрадиционных и возобновляемых источников энергии составляет порядка 5 млрд. т условного топлива в год, а экономический потенциал в самом общем виде достигает не менее 270 млн. т условного топлива (рис. 2).

Пока все попытки использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в России носят экспериментальный и полуэкспериментальный характер или в лучшем случае такие источники играют роль местных, строго локальных производителей энергии. Последнее относится и к использованию энергии ветра. Это происходит потому, что Россия еще не испытывает дефицита традиционных источников энергии и ее запасы органического топлива и ядерного горючего пока достаточно велики. Однако и сегодня в удаленных или труднодоступных районах России, где нет необходимости строить большую электростанцию, да и обслуживание ее зачастую некому, «нетрадиционные» источники электроэнергии – наилучшее решение проблемы.

Намечаемые уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др.) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие – задача всей экономической политики государства.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сегодня мощность всех электростанций России составляет око­ло 212,8 млн. кВт. В последние годы произошли огромные органи­зационные изменения в энергетике. Создана акционерная компа­ния РАО «ЕЭС России», управляемая советом директоров и осуще­ствляющая производство, распределение и экспорт электроэнергии. Это крупнейшее в мире централизованно управляемое энергетиче­ское объединение. Фактически в России сохранилась монополия на производство электроэнергии.

При развитии энергетики огромное значение придается вопро­сам правильного размещения электроэнергетического хозяйства. Важнейшим условием рационального размещения электрических станций является всесторонний учет потребности в электроэнергии всех отраслей народного хозяйства страны и нужд населения, а также каждого экономического района на перспективу.

Одним из принципов размещения электроэнергетики на совре­менном этапе развития рыночного хозяйства является преимущест­венное строительство небольших по мощности тепловых электро­станций, внедрение новых видов топлива, развитие сети дальних высоковольтных электропередач.

Существенная особенность развития и размещения электро­энергетики - широкое строительство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) для теплофикации различных отраслей промышленности и коммунального хозяйства.

Основной тип электростанций в России - тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). На их долю приходится около 68% производства электроэнергии.

Основную роль играют мощные (более 2 млн кВт) ГРЭС - госу­дарственные районные электростанции, обеспечивающие потребно­сти экономического района и работающие в энергосистемах.

ГЭС занимает второе место по количеству вырабатываемой электроэнергии (в 2000 г. около 18%). 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.

Преимущества АЭС состоят в том, что их можно строить в лю­бом районе независимо от его энергетических ресурсов; атомное топливо отличается большим содержанием энергии (в 1 кг основно­го ядерного топлива - урана - содержится энергии столько же, сколько в 2500 т угля). АЭС не дают выбросов в атмосферу в усло­виях безаварийной работы (в отличие от ТЭС), не поглощают ки­слород.

В последние годы в России возрос интерес к использованию альтернативных источников энергии – солнца, ветра, внутреннего тепла Земли, морских приливов.

Разработана программа, согласно которой в первой половине XXI в. должны построить ветровые электростанции - Калмыцкую, Тувинскую, Магаданскую, Приморскую и геотермальные электро­станции - Верхне-Мугимовскую, Океанскую.

В перспективе Россия должна отказаться от строительства но­вых крупных тепловых и гидравлических станций, требующих ог­ромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается строительство ТЭЦ малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах. На Даль­нем Востоке предусматривается развитие гидроэнергетики за счет строительства каскада средних и малых ГЭС. Новые мощные кон­денсационные ГРЭС будут строиться на углях Канско-Ачинского бассейна.

Список используемых источников

Архангельский В. Электроэнергетика – комплекс общегосударственного значения. – БИКИ, №140, 2003

Винокуров А.А. Введение в экономическую географию и региональную экономику России. Часть 1. – М., ВЛАДОС-ПРЕСС. 2003

Гладкий Ю.Н., Доброскок В.А., Семенов С.П. Социально-экономическая география: Учебное пособие. – М., Наука. 2001

Дронов В.П. Экономическая и социальная география. – И. Проспект. 1996

Козьева И.А., Кузьбожев Э.Н. Экономическая география и регионалистика: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. – Курск. КГТУ. 2004

Макаров А. Электроэнергетика России: производственные перспективы и хозяйственные отношения. – Общество и экономика, № 7-8, 2003

Российский статистический ежегодник. – М., 2001

Скопин А.Ю. Экономическая география России: учебник. – М. ТК Велби. Изд-во Проспект. 2005

«Экономическая газета» № 3, 2008.

Экономическая география и регионолистика. / Под ред. Е.В. Вавилова. – М. Гардарики. 2004

Экономическая география: Учебное пособие. / Под ред. Жлетикова В.П. – Ростов-на-Дону. Феникс. 2003

Экономическая и социальная география России: Учебник для вузов. / Под ред. проф. А.Т. Хрущева – 2-е изд., стереотип. – М. Дрофа. 2002

1. http://www. gks .ru/

2. http://www. slon .ru/

ПРИЛОЕНИЕ 1.

Производство электроэнергии по экономическим районам России 2

Экономические районы
	млрд кВт*ч		млрд кВт*ч		млрд кВт*ч		млрд кВт*ч
Россия в целом
Северный
Северо-Западный
Центральный
Волго-Вятский
Центрально-Черноземный
Поволжский
Северо-Кавказский
Уральский
Западно-Сибирский
Восточно-Сибирский
Дальневосточный
Калининградская обл.

Производство и распределение энергии 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.

ГРЭС мощностью более 2 млн кВт

Экономический район	Субъект Федерации		Мощность, млн кВт
Северо-Западный	Ленинградская обл. (Кириши)	Киришская
Центральный	Костромская обл.(пос. Волгореченск)	Костромская		Мазут, газ
	Рязанская обл. (пос. Новомичуринск)	Рязанская		Уголь, мазут
	Тверская обл. (Конаково)	Конаковская		Мазут, газ
Северо-Кавказский	Ставропольский край (пос. Солнечнодольск)	Ставропольская
Поволжский	Республика Татарстан (Заинск)	Заинская
Уральский	Свердловская обл. (пос. Рефтинский)	Рефтинская
	Челябинская обл. (Троицк)	Троицкая
	Оренбургская обл. (пгт. Энергетик)	Ириклинская		Мазут, газ
Западно-Сибирский	Ханты-Мансийский автономный округ (Сургут)	Сургутская ГРЭС-1
		Сургутская ГРЭС-2
Восточно-Сибирский	Красноярский край (Назарово)	Назаровская
	Красноярский край (Березовское)	Березовская
Дальневосточный	Республика Саха (Нерюнгри)	Нерюнгринская

ПРИЛОЕНИЕ 3.

Размещение основных каскадов ГЭС

Экономический район	Субъект Федерации		Мощность, млн кВт
Восточно-Сибирский (Ангаро-Енисейский каскад)	Республика Хакасия (пос. Майна, на р. Енисее)	Саяно-Шушенская
	Красноярский край (Дивногорск, на р. Енисее)	Красноярская
	Иркутская обл. (Братск, на р. Ангаре)	Братская
	Иркутская обл. (Усть-Илимск, на р. Анаре)	Усть-Илимская
	Иркутская обл. (Иркутск, на р. Ангаре)	Иркутская
	Красноярский край (Богучаны, на р. Ангаре)	Богучанская
Поволжский (Волжско-Камский каскад, всего включает 13 гидроузлов мощностью 115 млн кВт)	Волгоградская обл. (Волгоград, на р. Волге)	Волжская (Волгоград)
	Самарская обл. (Самара, на р. Волге)	Волжская (Самара)
	Саратовская обл. (Балаково, на р. Волга)	Саратовская
	Республика Чувашия (Новочебоксарск, на р. Волге)	Чебоксарская
	Республика Удмуртия (Воткинск, на р. Каме)	Воткинская

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

Атомные электростанции России

Экономический район	Город, субъект Федерации		Тип реактора	Мощность, млн кВт
Северо-Западный	Сосновый бор, Ленинградская обл.	Ленинградская
Центрально-Черноземный	Курчатов, Курская обл.
Поволжский	Балаково, Саратовская обл.	Балаковская
Центральный	Рославль, Смоленская обл.	Смоленская
	Удомля, Тверская обл.	Калининская
Центрально-Черноземный	Нововоронеж, Воронежская обл.	Нововоронежская
Северный	Кандалакша, Мурманская обл.	Кольская
Уральский	пос. Заречный (Свердловская обл.)	Белоярская
Дальневосточный	Пос. Билибино, Чукотский автономный округ	Билибинская
Северо-Кавказский	Волгодинск, Ростовская обл.	Волгодонская

	Качественные характеристики работы	Максимальный балл
	Оценка работы по формальным критериям:
	Соблюдение сроков сдачи работы по этапам написания
	Внешний вид работы и правильность оформления титульного листа
	Наличие правильно оформленного плана (оглавления)
	Указание страниц в оглавлении работы и их нумерация в тексте
	Наличие в тексте сносок и гиперссылок
	Наличие и качество иллюстративного материала, приложений
	Правильность оформления списка литературы
	Оценка работы по содержанию
	Актуальность проблематики
	Логическая структура работы и ее отражение в плане, сбалансированность разделов
	Качество введения
	Соответствие содержания работы заявленной теме, глубина проработки темы
	Качество выполнения картосхем, расчетов (практической части курсовой работы)
	Соответствие содержания разделов их названию
	Логическая связь между разделами
	Степень самостоятельности в изложении, умение делать выводы, обобщения
	Качество заключения
	Использование новейшей литературы, статистических справочников
III .	Наличие ошибок принципиального характера

России электроэнергетика России переживает далеко не лучшие... О. П. Электроэнергетика России . – М.: Рынок ценных бумаг, 2001. – 157с. Дьяков А. Ф. Основные направления развития энергетики России . – М.: ...

Основные проблемы развития электроэнергетики России связаны: с технической отсталостью и износом фондов отрасли, несовершенством хозяйственного механизма управления энергетическим хозяйством, включая ценовую и инвестиционную политику, ростом неплатежей энергопотребителей. В условиях кризиса экономики сохраняется высокая энергоемкость производства.

В настоящее время более 18% электростанций полностью выработали свой расчетный ресурс установленной мощности. Очень медленно идет процесс энергосбережения. Правительство пытается решить проблему разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлекаются иностранные инвестиции и начала внедряться программа по снижению энергоемкости производства.

В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующее: 1) снижение энергоемкости производства; 2) сохранение единой энергосистемы России; 3) повышение коэффициента используемой мощности энергосистемы; 4) полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга; 5) скорейшее обновление парка энергосистемы; 6) приведение экологических параметров энергосистемы к уровню мировых стандартов.

Сейчас перед отраслью стоит ряд проблем. Важной является экологическая проблема. На данном этапе, в России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз.

Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что экологический фактор долгое время учитывался крайне мало или вовсе не учитывался. Наиболее не экологична угольная ТЭС, вблизи них радиоактивный уровень в несколько раз превышает уровень радиации в непосредственной близости от АЭС. Использование газа в ТЭС гораздо эффективнее, чем мазута или угля; при сжигании 1 тонны условного топлива образуется 1,7 тонны углерода против 2,7 тонны при сжигании мазута или угля. Экологические параметры, установленные ранее не обеспечивают полной экологической чистоты, в соответствии с ними строилось большинство электростанций.

Новые стандарты экологической чистоты вынесены в специальную государственную программу “Экологически чистая энергетика”. С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками на 800 мВт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭС с парогазовыми установками мощностью по 300 мВт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений. Отдельно рассмотрим проблемы развития атомной энергетики.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии (2005-2020гг.) 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.; 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.

Необходимость радикального изменения условий топливного обеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным в большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже - и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается:

• 1) создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России, путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС;
• 2) усиление межсистемных связей транзита между ОЭС (объединенной энергетической системой) Средней Волги - ОЭС Центра - ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность энергоснабжения региона Северного Кавказа, а также ОЭС Урала - ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра и ОЭС Урала - ОЭС Северо-Запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени;
• 3) усиление системообразующих связей между ОЭС Северо-Запада и Центра;
• 4) развитие электрической связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение дефицитных районов Дальнего Востока.

Альтернативная энергетика. Несмотря на то, что Россия по степени использования так называемых нетрадиционных и возобновляемых видов энергии находятся пока в шестом десятке стран мира, развитие этого направления имеет большое значение, особенно учитывая размеры территории страны. Ресурсный потенциал нетрадиционных и возобновляемых источников энергии составляет порядка 5 млрд. т условного топлива в год, а экономический потенциал в самом общем виде достигает не менее 270 млн. т условного топлива (рис. 2).

Пока все попытки использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в России носят экспериментальный и полуэкспериментальный характер или в лучшем случае такие источники играют роль местных, строго локальных производителей энергии. Последнее относится и к использованию энергии ветра. Это происходит потому, что Россия еще не испытывает дефицита традиционных источников энергии и ее запасы органического топлива и ядерного горючего пока достаточно велики. Однако и сегодня в удаленных или труднодоступных районах России, где нет необходимости строить большую электростанцию, да и обслуживание ее зачастую некому, «нетрадиционные» источники электроэнергии - наилучшее решение проблемы.

Намечаемые уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др.) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие - задача всей экономической политики государства.

Страница 3 из 3

Развитие ЕЭС России осложняется рядом проблем, требующих своего решения в перспективный период.
Общий экономический кризис и перестройка финансовой системы страны затронули и электроэнергетику. Переход на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на электроэнергию резко ограничил финансовые ресурсы электроэнергетики. Объемы инвестиций в отрасль сократились с 1990 по 1998 г. в 3 раза. В результате темпы ввода мощностей за 1991-1998 гг. снизились до 1,5 млн. кВт, а среднегодовые вводы электрических сетей за последние 15 лет уменьшились в 3 раза.

Одну из серьезнейших проблем в энергетике представляет старение основных фондов. В ОЭС России находится в эксплуатации 30 млн. кВт генерирующего оборудования, достигшего предельных сроков наработки. В 2010 г. объемы устаревшего оборудования составят порядка 110 млн. кВт (из них ТЭС - 75 млн., ГЭС - 25 млн., АЭС - 8,4 млн. кВт), т.е. около 50 % установленной мощности электростанций. Нарастание объемов оборудования электростанций, выработавшего свой парковый ресурс, намного превышает темпы вывода его из работы и обновления. Эта проблема стоит в электрических и тепловых сетях. Уже сейчас 5 тыс. км ВЛ 110-220 кВ и подстанций общей мощностью 8 млн. кВ-А подлежат полной замене. К 2010 г. потребуется реконструкция 20 тыс. км ВЛ 110 кВ и выше. Проблема технического перевооружения затрагивает основы надежности и живучести электроэнергетики всех регионов страны и Единой энергетической системы России в целом.
При сохранении существующего уровня инвестиций в электроэнергетику и большом объеме устаревшего оборудования уже с 2005 г, может начаться неуправляемое выбытие электромощностей и электросетевых объектов и, как результат, резкое снижение надежности функционирования ЕЭС и электроснабжения потребителей.
Важнейшей проблемой развития энергетики является внедрение современного эффективного оборудования с высокими технико- экономическими и экологическими параметрами, в том числе и для решения задач технического перевооружения. Необходимо ускоренное внедрение высокоэкономичных парогазовых и газотурбинных технологий на базе появляющегося отечественного оборудования, расширение связей с зарубежными фирмами по производству оборудования на совместных предприятиях, создание экологически чистых энергоблоков на твердом топливе, оборудованных котлами с циркулирующим кипящим слоем, реакторов АЭС нового поколения, отвечающих международным стандартам безопасности.
Проблемой ЕЭС России является частичная энергетическая зависимость отдельных регионов от транзита электроэнергии через энергосистемы других государств (Калининградская, Псковская, Омская энергосистемы).
Из-за недостаточной компенсации зарядной мощности линий 750 кВ - 75, при рекомендуемых 100-110 %, и 500 кВ - 42 против 80- 100% острейшей проблемой функционирования электрических сетей в последние годы является повышение рабочего напряжения в сетях 750, 500 и 330 кВ в ряде районов ЕЭС России, иногда до опасных для оборудования значений, весной-летом в ночные часы и в часы дневного провала нагрузок.
Появление вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к повышению относительных потерь электроэнергии. В 1998 г. потери электроэнергии в электрических сетях Российской Федерации составили 90,3 млрд. кВт-ч, или 12,2% отпущенной электроэнергии в сеть, против 8,35 % в 1991 г. Возросла доля коммерческих потерь.
Главной текущей проблемой отрасли является низкий уровень платежей потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию.
Перспективы развития ЕЭС России. Основными задачами развития ЕЭС России в первую очередь являются:
сохранение интеграции электроэнергетических систем регионов России независимо от форм собственности и производственно-организационной структуры в электроэнергетике;
обеспечение эффективного использования топливно-энергетических ресурсов регионов страны с учетом экологических требований;
обеспечение эффективного функционирования ФОРЭМ, гарантирующего надежность поставок энергии энергодефицитным районам.

В разработанной «Схеме развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г.», в увязке с основными стратегическими направлениями развития топливно-энергетического комплекса страны, в «Энергетической стратегии России» и «Стратегии развития электроэнергетики России на период до 2015 г.», определены направления развития генерирующих источников и основной электрической сети ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г. в условиях формирования и функционирования общероссийского и региональных рынков мощности и электроэнергии; разработаны предложения по экспорту электроэнергии из России, дана оценка потребности электростанций ЕЭС и ОЭС России в топливе в условиях формирования рынка топливных ресурсов и воздействия электроэнергетики на окружающую среду; уточнена потребность в инвестиционных ресурсах для развития ЕЭС и ОЭС России и дана оценка перспективных тарифов на поставки мощности и электроэнергии на оптовом рынке для регулируемой и конкурентной форм организации рынка.
В Схеме было рассмотрено несколько вариантов развития электроэнергетики России на период до 2010 г., которые соответствуют различным вариантам развития экономики страны, и как следствие, различным вариантам спроса на электроэнергию, а также учитывают возможные изменения условий развития отрасли в перспективе. При максимальном варианте спроса на электроэнергию (1127 млрд. кВт-ч в 2010 г.) предполагается, что уровень электропотребления 1990 г. (1074 млрд. кВт-ч) по России будет Достигнут к 2008 г., при среднем и минимальном вариантах спроса (1025 и 930 млрд. кВт-ч в 2010 г.) - за пределами 2010 г.
Кроме того, в Схеме был рассмотрен «вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования тепловых электростанций», в котором после 2000 г. все оборудование ТЭС, отработавшее свой ресурс, порядка 60 млн. кВт, подлежит демонтажу с последующей заменой на новое прогрессивное оборудование. В остальных, рассмотренных в Схеме вариантах техническое перевооружение ТЭС в период до 2010 г. осуществляется как путем демонтажа устаревшего оборудования (25 млн. кВт) и замены его на новое (19 млн. кВт), так и продления срока службы оборудования (48 млн. кВт). При этом демонтаж принимался для устаревшего оборудования ТЭС на низкие параметры пара, а продление ресурса службы для оборудования высокого давления (в том числе для конденсационного оборудования 13 МПа и выше и теплофикационного оборудования 9 МПа и выше).
Масштабы вводов генерирующих мощностей в период до 2010 г. в зависимости от рассматриваемых вариантов оцениваются в 32 млн. кВт в варианте, соответствующем минимальному уровню электропотребления, до 100 млн. кВт - в варианте максимальной замены оборудования, отработавшего свой ресурс.
Развитие генерирующих мощностей в рассматриваемой перспективе связано, в первую очередь, с проблемами обновления выработавших свой расчетный ресурс энергомощностей, повышением эффективности энергопроизводства за счет внедрения современных технологий (ПГУ, ГТУ, чистые угольные энергоблоки), повышением безопасности девствующих и новых АЭС.
Основным направлением развития гидроэнергетики в перспективный период является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих ГЭС. К гидроэлектростанциям, имеющим значительный строительный задел и соответственно возможности ускоренного ввода, относятся: Ирганайская, Зарамагская, Зеленчукские ГЭС (ОЭС Северного Кавказа), ГЭС на р. Кемь (ОЭС Северо-Запада), Богучанская ГЭС (ОЭС Сибири), Бурейская и Нижнебурейская ГЭС (ОЭС Востока), Вилюйская ГЭС-3 (Западная Якутия), Усть-Средиеканская ГЭС (Магадан).
Вводы мощности кв АЭС в этот период связаны с заменой Демонтируемых энергоблоков на Ленинградской, Кольской, Курской, Нововоронежской, Белоярской АЭС на энергоблоки нового поколения, завершением строительства Курской (блок № 5) и Тверской АЭС
(блок № 3), вводом в 2010 г. первого блока Приморской АЭС на Дальнем Востоке в максимальном варианте электропотребления.
Масштабы развития тепловых электростанций на органическом топливе будут в значительной мере определяться ростом спроса на электро- и теплоэнергию, возможностями развития топливной базы электростанций, постоянным ростом объемов устаревшего оборудования и принятой стратегией технического перевооружения, темпами развития отечественного машиностроения для производства эффективного и экологически чистого оборудования.
В условиях преимущественного использования природного газа наиболее целесообразно обеспечение газом ТЭЦ, особенно комбинированных парогазовых установок (ПГУ-ТЭЦ), что позволит наиболее эффективно решать одновременно вопросы электро- и теплопотребления.
В максимальном варианте рекомендованы вводы конденсационной мощности на следующих крупных ГРЭС. В ОЭС Северо-Запада - Псковская ГРЭС (окончание строительства); в ОЭС Центра - Каширская ГРЭС-4, Шатурская ГРЭС-5 и Конаковская ГРЭС (замена энергоблоков), Щекинская и Ивановская ГРЭС (расширение), Петровская и Нижневолжская ГРЭС на газе (новые); в ОЭС Поволжья - Заинская ГРЭС (замена) и Мордовская ГРЭС на КАУ (новая); в ОЭС Северного Кавказа - Краснодарская ГРЭС на газе (новая); в ОЭС Урала - Нижневартовская ГРЭС (энергоблок № 2) и Пермская ГРЭС (№ 4), Сургутская ГРЭС-1 (замена четырех энергоблоков); в ОЭС Сибири - Березовская ГРЭС-1 (окончание 1 очереди), Харанорская ГРЭС (ввод двух блоков), Гусиноозерская ГРЭС (доведение до проектной мощности), Красноярская ГРЭС-2 и Беловская ГРЭС (замена).
Российская электроэнергетика как сегодня, так и на перспективу ориентирована на газоугольную стратегию.
При принятой стратегии развития энергетики России структура установленной мощности электростанций в рассматриваемый период существенно не меняется: доля ГЭС остается на существующем уровне-21, несколько снижается доля АЭС - с 11 (1997 г.) до 10 %, доля ТЭС составит 68-69 %. При этом возрастет доля ПГУ и ГТУ (на КЭС и ТЭЦ) с 0,6 в отчетном 1997 г. до 8,1 % суммарной мощности в 2010 г.
В новых экономических условиях роль основной электрической сети ЕЭС России возрастает, так как она является базой для создания оптового рынка мощности и электроэнергии в России, который позволит в перспективе повысить конкуренцию производителей электроэнергии и снизить стоимость электроэнергии для потребителей.
На рассматриваемую перспективу высшим классом напряжения для сетей переменного тока останется 1150 кВ. Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС для повышения надежности выдачи мощности АЭС в ОЭС Северо-Запада и Центра, а также при Необходимости для усиления межсистемных связей России с Беларусью и Украиной.
Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока, а также для развития межсистемных связей между отдельными ОЭС.
Сеть 330 кВ продолжает выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечивать, выдачу мощности крупных электростанций. В дальнейшем, по мере развития сети 750 кВ, к сети 330 кВ перейдут распределительные функции.
В период до 2000 г. развитие основной электрической сети связано, в первую очередь, с обеспечением энергетической независимости отдельных регионов России (энергосистем Псковской и Омской обл.), обеспечением надежной выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей, обеспечения экспорта электроэнергии в Финляндию.
В этот период рекомендуется сооружение основных электросетевых объектов, по которым имеются строительные или проектные заделы.
В период 2001-2010 гг. для усиления межсистемных связей в соответствии с требованиями к их пропускной способности предлагается:
создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. Кроме сокращения потребности в генерирующей мощности и экономии затрат на топливо, они укрепят сетевую структуру ЕЭС, оказавшуюся в значительной мере нарушенной вследствие получения политической независимости Казахстаном. Сооружение первого участка ВЛ 1150 кВ Сибирь - Урал предлагается по трассе Алтай - Карасук - Омск - Курган - Челябинск;
усиление межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра (Волгоградская энергосистема) - ОЭС Северного Кавказа (строительство ВЛ Балаковская АЭС - Курдюм - Фролово - Шахты), который позволит повысить надежность электроснабжения потребителей региона Северного Кавказа и создать основу для транспорта электроэнергии из региона Поволжья в страны Черноморского региона;
усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства ВЛ 500 кВ Северная - Вятка и Газовая - Преображенская - Красноармейская) с целью повышения пропускной способности межсистемного сечения и обеспечения сокращения за трат на ввод генерирующей мощности;
сооружение ВЛ 500 кВ Чита - Могоча - Зейская ГЭС, которая позволит увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и ОЭС Востока.
Для обеспечения надежного и устойчивого функционирования ЕЭС России объемы ввода электросетевых объектов 330 кВ и выше в период до 2010 г должны составить не менее 12-20 тыс. км линий электропередачи и 47,5-80 тыс. MB A мощности подстанций в зависимости от рассматриваемых вариантов.
При этом необходимые объемы капитальных вложений по вариантам развития ЕЭС России на период до 2010 г составят от 100 до 180 млрд. дол. США.
Важнейшее значение для развития электроэнергетики России имеет расширение интеграции ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран. В период до 2010 г. предполагается значительное увеличение экспорта электроэнергии.
В страны СНГ и Балтии передача электроэнергии может быть Значительно увеличена за счет использования пропускной способности существующих межгосударственных связен, которая составляет свыше 8 млн. кВт, что позволяет увеличить экспорт электроэнергии в 2,5-3 раза без дополнительного сетевого строительства.
Особый интерес для России в части возможного увеличения экспорта электроэнергии представляют северные страны, входящие в объединение NORDEL, с которыми Россия граничит непосредственно, и страны Центральной и Восточной Европы, входящие в объединение CENTREL, а также Болгария и Румыния, в которые до 1991 г. поставлялась электроэнергия в больших объемах из России, Украины и Молдовы и с которыми сохранились электрические связи 750-400-220 кВ.
В Финляндии в период до 2010 г. планируется достаточно большой рост электропотребления (30 млрд. кВт-ч за 15 лет), часть которого Должна покрываться импортом электроэнергии. Увеличение передачи из России может быть обеспечено при расширении вставки постоянного тока (ВПТ) в Выборге 2X355 МВт и сооружении новой связи 330/400 кВ с ВПТ 600 МВт Колэнерго - Финляндия. Всего в сторону Финляндии может передаваться от 6,0 млрд. кВт ч. Возможна передача части этой энергии транзитом в Швецию, в которой может возникнуть потребность импорта электроэнергии при выводе из эксплуатации АЭС.
В Норвегию до 2005 г. возможно увеличение экспорта до 0,3 млрд. кВт-ч от генераторов Борисоглебской ГЭС. В период до 2010 г может рассматриваться сооружение передачи 330/400 кВ Мурманск - Киркенесс с ВПТ в Киркенессе мощностью 200 -250 МВт и экспортом в Норвегию до 1,0 млрд. кВт-ч.
В страны Центральной и Восточной Европы; Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Румынию, Болгарию - экспорт электроэнергии из России возможен только транзитом через электрические сети Украины и Молдовы с использованием существующих связей 750 - 400 - 220 кВ. Совместная работа всех перечисленных энергосистем может быть восстановлена при переходе на синхронную работу объединений UCPTE - CENTREL - ОЭС СНГ - ЕЭС России или при сооружении В1П на связях ОЭС Украины с энергосистемами соседних стран. Переход к синхронной работе потребует достаточно продолжительного времени, поэтому на первом этапе может рассматриваться установка одной - двух ВПТ мощностью по 600 МВт на ПС 750 кВ Западно- Украинская, Жешув (Польша) или Альбертирша (Венгрия). По расчетам на уровне 2005 г. возможна передача из России до западных границ Украины 1000 - 1200 МВт с одновременной передачей па Украину 800 - 1200 МВт. При необходимости увеличения потоков мощности потребуется усиление сетей на Украине. Экспорт электроэнергии в страны Центральной и Восточной Европы может составить от 2,0 до 6 млрд. кВт ч.

В страны Западной Европы, например Германию и Австрию, экспорт электроэнергии возможен через ОЭС Балтии, Беларуси и Украины и энергосистемы стран CENTREL. На северо-западе ОЭС Балтии и Беларуси не имеют тесных связей с западными странами.

В плане решения этой проблемы ведутся переговоры по созданию транзита Россия - Беларусь - Польша. Интернациональный коллектив специалистов России, Германии, Беларуси, Польши и стран Балтии изучает технико-экономические аспекты создания многоподстаицион- ной передачи постоянного тока ± 500 кВ Россия - Беларусь - Литва - Калининград - Польша - Германия (VEAG и PreussenEleklra) протяженностью около 2000 км. Пропускная способность передачи на первом этапе должна составить 2000 и на втором - 4000 МВт Начальную подстанцию в России намечено разместить а районе Смоленской ГРЭС. Предполагается сооружение первой очереди к 2010 г. с передачей из России в европейские страны до 10,0 млрд. кВт-ч,
В страны Ближнего Востока - Турцию, Иран экспорт электроэнергии из России возможен через энергосистемы Закавказских стран. При усилении связи с Закавказьем, с сооружением на уровне 2005 г. ВЛ 500 кВ Сочи - Сухуми, в Турцию может передаваться до 3 млрд. кВт-ч. Может также рассматриваться сооружение подводной кабельной линии через Черное море Джубга - Самсун протяженностью 360 км напряжением ±400-600 кВ с передачей 1000 МВт и 5,0-6,0 млрд. кВт-ч. Передача в Иран может осуществляться в небольших количествах - 0,2-0,3 млрд. кВт-ч через Азербайджан. Ключевым звеном в этой проблеме является восстановление полноценной параллельной работы ЕЭС России и ОЭС Закавказья на основе обеспечения надежности работы существующей горной ВЛ 500 кВ Центральная - Ингури ГЭС и завершения строительства В Л 500 кВ, проходящей по Черноморскому побережью.
Из восточной части России возможен экспорт в страны Азии - Монголию, Китай, Северную и Южную Корею, Японию. В Китае в связи с устойчивым ростом экономики ряд районов является дефицитным по электроэнергии, что предполагает возможность экспорта из России. Однако до последнего времени передача в Китай осуществлялась только из Амурской энергосистемы в небольших объемах в рамках приграничной торговли. В настоящее время выполняется технико-экономическое обоснование сооружения передачи Братск - Пекин ±600 кВ протяженностью 2500 км (через Монголию) с передачей мощности 2500 МВт и электроэнергии 5,0-18,0 млрд. кВт-ч. Если учесть высокую стоимость такой передачи, значительные объемы работ, при своевременном решении спорных проблем она может быть введена в работу не ранее 2004 - 2005 гг. Из ОЭС Востока возможно дальнейшее развитие приграничной торговли с передачей электроэнергии от подстанций 220-110 кВ, расположенных в зоне Транссибирской железной дороги, или сооружение линий большой пропускной способности, например ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Харбин. Энергетический потенциал ОЭС Сибири и возможности его развития в ОЭС Востока позволяют рассматривать экспорт в Китай в достаточно широком диапазоне.

Япония не располагает собственными топливно-энергетическими ресурсами, а растущая потребность в электроэнергии позволяет рассматривать Японию в качестве потенциального импортера электроэнергии из России.
Возможные объемы экспорта электроэнергии из России на 2005- 2010 гг. могут составить соответственно 38 и 45 млрд. кВт-ч в вероятном, 43 и 90 млрд. кВт-ч - в максимальном варианте.
В вероятном варианте учитываются ограничения в топливообеспечении электростанций в ЕЭС России, ограниченность средств на сооружение новых межгосударственных связей, платежеспособность стран-импортеров.
Анализ надежности работы ЕЭС России подтверждает эффективность предусматриваемых мер по развитию основной системообразующей сети ЕЭС в период до 2010 г. и по обеспечению надежности параллельной работы энергосистем и надежности электроснабжения потребителей.
Оценка величины межсистемного эффекта при переходе от изолированной работы энергосистем к работе в составе ЕЭС России показала, что изоляция энергосистем друг от друга приносит огромный ущерб - увеличивается потребность в установленной мощности приблизительно на 7 ГВт, увеличиваются затраты на топливо на 82 млн., ежегодные издержки возрастают на 330 млн. дол. в год.
Переходя к экономической части работы, следует отметить, что полученные особенно на перспективу 2005 - 2010 гг. прогнозные показатели весьма условны и могут характеризовать в большей мере лишь общие закономерности и тенденции развития. Это связано с неопределенностью информации относительно общего экономического положения России в перспективе.
Расчет капитальных вложений производился в основном пообъектно, особенно в части задельных и новых электрических станций. Учитывались также объемы модернизации и реконструкции энергетических мощностей, линии Электропередачи, подстанции, тепловые сети и другие потребности, включая природоохранные мероприятия.
Наибольшая доля инвестиций в период до 2010 г. (порядка 70 %) приходится на ввод мощности электростанций.
Структура источников инвестиций рассмотрена в двух вариантах. Первый - инвестиции полностью покрываются за счет собственных средств электроэнергетики, прежде всего амортизации (с учетом будущей переоценки основных фондов) и прибыли. Однако анализ показал, что более приемлемым является второй вариант, когда собственные средства РАО и АОэнерго составляют около 60%. Остальная часть средств должна быть получена за счет сторонних источников.
Реализация намеченных в Схеме направлений развития ЕЭС России сдерживается ввиду отсутствия закрепленных на длительный период решений по источникам формирования инвестиционных средств в отрасли.
Схема предлагается в качестве технической основы для поэтапного решения проблем обеспечения функционирования и развития электроэнергетики России.