Приоритетным направлением электроэнергетики в современном обществе является энергосберегающая политика, которая ставит своей целью — ликвидировать потери энергоресурсов и повысить эффективность их использования на любом уровне. По данным исследований, около трети всех энергоресурсов тратится безвозвратно или расходуются крайне неэффективно на сегодняшний день.

Один из видов коммерческих потерь — хищение. Практик работы энергосберегающих организаций показывает, что масштабы этой проблемы приобретают очень важное значение в последние годы. До сих пор заинтересованные компании не проводили какие-либо меры по обнаружению или хотя бы оценке ущерба от хищения электроэнергии.

В условиях рыночной экономики, энергия это, прежде всего, товар. Его можно как купить, так и продать, а также присвоить. Последнее действие подпадает под определение — «хищение».

Хищению электроэнергии способствует специфика данного товара, которая заключается в том, что его производство, передача и использование — практически единовременный процесс. На всех этапах, этот товар почти невозможно сохранить. Завершающий этап реализации электроэнергии — поставка её потребителям, что и определяет коммерческую успешность энергосбытовых организаций.

Из-за большого объема электроэнергии, передаваемой круглосуточно, а также большого числа потребителей, при разных нагрузках, имеет место различия в результате измерения с помощью контрольных приборов и расчетной аппаратуры.

Указанные особенности процесса производства, передачи и сбыта электроэнергии, а также большое протяжение магистралей, распределительных сетей — создает удачную ситуацию для хищения электроэнергии.

В условиях роста энергоемкости экономики всего мира, большое внимание стоит уделять политике снижения коммерческих затрат электроэнергии в сетях, это один из основных потенциалов энергосбережения.

Сдерживать цену на электричество в будущем не представляется возможным, по ряду объективных причин. Из-за особенности структуры электроэнергии, потребители не могут влиять на её цену ни в оптовом плане, ни на розничном рынке. При этом из-за повышения расходов энергии в промышленности, возросла и нагрузка на частного потребителя энергии.

Рост энергопотребления в бытовом секторе вызывает перегрузку в питающих районы магистралях и трансформаторных подстанциях, что приводит к аварийным ситуациям и чревато пожарами, травмами и т.д. При хищении электроэнергии, часть мощностей является неучтенной, это приводит к повышению допустимой нагрузки и срабатыванию автоматической защиты в устройствах.

Сегодня возник ещё один важный фактор, побуждающий потребителей электрической энергии подключаться к сетям без разрешения на присоединение мощности, соответственно — без оформления договора технического присоединения к электросетям — это увеличенная стоимость за присоединенные мощности.

Как известно, на данный период времени, перед отраслью стоит ряд проблем. Наиболее важной из которых является экологическая проблема. В России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз. Так, В 2000 г. объемы выбросов вредных веществ в атмосферу составляли 3,9 млн тонн (98% к уровню 1999 г.), в том числе выбросы от ТЭС - 3,5 млн тонн (90%). На диоксид серы приходится до 40% общего объема выбросов, твердых веществ - 30%, оксидов азота - 24%. Таким образом, ТЭС являются главной причиной формирования кислотных осадков.

Крупнейшими загрязнителями атмосферы являются Рефтинская ГРЭС (г. Асбест, Свердловская обл.) -360 тыс. тонн, Новочеркасская (г. Новочеркасск, Ростовская обл.) - 122 тыс. тонн, Троицкая (г. Троицк-5, Челябинская обл.) - 103 тыс. тонн, Приморская (г. Лучегорск, Приморский край) - 77 тыс. тонн, Верхнетагильская ГРЭС (Свердловская обл.) - 72 тыс. тонн

Энергетика является и крупнейшим потребителем пресной и морской воды, расходуемой на охлаждение агрегатов и используемой в качестве носителя тепла. На долю отрасли приходится 77% общего объема свежей воды, использованной промышленностью России. Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что на экологический фактор не уделялось достаточное количество внимания. После катастрофы на Чернобыльской АЭС под влиянием общественности в России были существенно приторможены темпы развития атомной энергетики. Конечно, это неудивительно. Ведь авария на этой станции (Украина, севернее Киева) 26 апреля 1986 года по долговременным последствиям стала самой масштабной катастрофой, которая произошла за весь исторический период существования человечества. Впервые сотни тысяч людей столкнулись с реальной опасностью “мирного атома”, неизбежностью возникновения чрезвычайной ситуации в условиях НТР, с неготовностью общества и государства к их предотвращению и сведению к минимуму их последствий.

Непосредственно после аварии общая площадь загрязнения составила 200 тысяч км.2. Площадь загрязнения, где устойчиво сохраняется повышенный уровень загрязнения- 10 тысяч км 2 . Здесь расположено около 640 населенных пунктов с населением свыше 230 тысяч человек. Радиоактивное загрязнение окружающей среды в пределах Украины, Белоруссии, некоторых областях России, остается крайне острой проблемой. Поэтому существовавшая ранее программа ускоренного достижения суммарной мощности АЭС в100 млн. квт (США уже достигли этого показателя) 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 меняется: в июне 93-го года был пущен четвертый энергоблок Балаковской АЭС, в ближайшие несколько лет планируется пуск еще нескольких атомных станций и дополнительных энергоблоков принципиально новой конструкции.

Таким образом, одной из немаловажных проблем энергетики является экологическая, которая непосредственно связана с использованием оборудования на электростанциях. Так, неправильное, небрежное обращение с техникой может привести к непредвиденным последствиям. На мой взгляд, государство должно в первую очередь уделять внимание именно этой проблеме, обеспечивать совершенную систему защиты всего населения от радиоактивных выбросов.

Другой нерешённой проблемой в сфере электроэнергетики является проблема использования устаревшего оборудования. Около одной пятой производственных фондов в электроэнергетике близки или превысили проектные сроки эксплуатации и требуют реконструкции или замены. Обновление оборудования, как известно, ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме.

Следующей нерешённой проблемой электроэнергетики на данный момент стала проблема финансирования и развал хозяйственных связей.

Что же касается перспективы развития электроэнергетики России, то можно сделать вывод о том, что без нерешённых проблем процветание данной отрасли просто невозможно! На мой взгляд, правительство должно в первую очередь уделять внимание именно энергетике России, которая нуждается в выполнении определённых задач.

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. На данный период времени 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.

Системными прогнозами развития всего электроэнергетического комплекса занимаются немногочисленные группы экспертов, которые разрабатывают так называемые «модели» всего ТЭК.

Так, структура производства электроэнергии по сценарию «Стратегия инерции» представлена на данном графике.

График №1.

При этом, эксперты считают, что инвестиции, требуемые для развития электрогенерации и электросетевого хозяйства до 2020 г. (с учетом компенсации выбывающих мощностей), составляют еще 457 млрд долл. в ценах 2005 г. (420 млрд долл., по оценкам Минпромэнерго). Таким образом, суммарно требуемые капитальные вложения в отечественный ТЭК в 2006-2020 гг. могут превысить 1 трлн долл. (I,12) При этом способность ТЭК мобилизовать подобные средства далеко не очевидна, особенно если иметь в виду возможное снижение цен на нефть и газ на мировых рынках и вероятность прихода частных инвесторов в электроэнергетику. В случае неудачи в электроэнергетике, «энергетический голод» будет обостряться, а темпы экономического роста замедлятся. Но даже успешная мобилизация таких огромных средств частично за счет отвлечения их из менее капиталоемких секторов экономики приведет к снижению темпов экономического роста и усилению перегрузки инвестиционного комплекса экономики, который ответит (и уже отвечает) удорожанием строительства единичной мощности.

Поэтому о процветании энергетики в России можно судить исходя из основных положений о том, каковы будут инвесторы и какое количество средств будет затрачено на развитие данной отрасли.

На современном этапе остро стоит проблема модернизации энергетического хозяйства. Устаревшие технологии сжигания угля, мазута, газа, высокий уровень сработанности оборудования приводят к превышению затрат топлива и огромным выбросам вредных веществ в атмосферу. Основная доля электроэнергии используется для потребности промышленности, где очень большие потери электроэнергии в результате бесхозяйственности и применения неэффективных технологий производства.

Проблема! Главной причиной, ограничивающей развитие энергетики, является экологическая. За 2012 год выбросы загрязняющих атмосферу веществ предприятиями по производству и распределению электроэнергии составили 592,1 тыс. тонн, или 39,1 % всех выбросов стационарными источниками загрязнения. Предложите пути решения этой проблемы.

В 2013 году вредные выбросы предприятий электроэнергетики уменьшились на 13,6 % за счет неработающей Углегорской ТЭС, однако остаются самыми значительными среди всех видов промышленной деятельности – 384,1 тыс. тонн, или 35,8 % областного объема.

Таблица 1. Удельный выброс загрязняющих веществ от ТЭС Нашего

края

Учитывая среднее значение удельного выброса от ТЭС, а также тот факт, что население области потребляет 7859,4 млн. кВт- год электроэнергии, можно определить, что при выработке этого количества электроэнергии на ТЭС в атмосферный воздух поступает 141,5 тыс. т загрязняющих веществ в

год, таких как оксид углерода, азота, диоксид серы, пыль неорганическая, тяжелые металлы, парниковые газы (табл. 1).

Для уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу и эффективного использования энергии как приоритетного направления энергетической политики

региона необходимо: увеличивать объемы использования природного газа на ТЭС за счет уменьшения его затрат в металлургии и других отраслях хозяйства; повышать эффективность использования топлива разных видов; внедрять эффективные и экономически рентабельные очистительные устройства и их системы; совершенствовать структуру промышленности; внедрять энергосберегающие технологии, оборудование и бытовые приборы.

ПОВТОРИМ ГЛАВНОЕ

Электроэнергетика – базовая отрасль экономики, которая вырабатывает, передает и трансформирует электроэнергию.

Почти вся электроэнергия Нашего края вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). Электростанции соединяются между собой ЛЭП и образуют энергосистемы.

Среди тепловых электростанций выделяют конденсационные и

теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) .

Большие ТЭС размещают в районах добычи топлива, вблизи рек, которые дают воду для охлаждения. Передавать электроэнергию по линиям электропередач гораздо дешевле, чем перевозить топливо.

Наш край учится использовать альтернативные источники энергии. Ветер и солнечную энергию – для выработки электричества. Биомассу: древесные опилки, солому – для отопления.

Среди важнейших причин, ограничивающих развитие энергетики, относится экологическая .

ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ 1. Что входит в отраслевой состав электроэнергетики? 2. Каково значение электроэнергетики в хозяйстве региона? 3. Что такое ТЭЦ, ТЭС? В чем их отличие? 4. Почему в Донбассе были построены только тепловые электростанции? 5. Какие нетрадиционные виды энергии используются в нашем регионе? 6. Что такое энергосистема? В чем ее особенности? 7. Каковы проблемы и перспективы развития электроэнергетики нашего края? 8. Подготовьте учебный проект «Нетрадиционные виды энергии» 9. Определите, сколько стоит 1 кВт ч электроэнергии. Посмотрите по счетчику, какое количество электроэнергии ваша семья потребляет в сутки. Сколько это стоит? Проведите аналогичные расчеты за месяц, год. Определите, какие домашние электроприборы потребляют наибольшее количество электроэнергии. Как программа энергосбережения может быть реализована в вашем доме? Разработайте «домашние мероприятия» по энергосбережению.

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.

Опережающие темпы развития возобновляемой энергетики по сравнению с традиционной - общемировой тренд, начиная с конца 20 века. В силу ряда объективных (наличие достаточных запасов углеводородов) и субъективных (общий экономический и технологический кризис) факторов, Россия оказалась не вовлечена в глобальный процесс изменения энергетической парадигмы. Сегодня ситуация меняется, и новые технологии все больше привлекают внимание бизнеса и власти. Подробный анализ причин развития российской возобновляемой энергетики и перспектив различных сегментов отрасли был проведен в рамках аналитического отчета «Альтернативная энергетика России 2009», подготовленного компанией «АЭнерджи» в декабре прошлого года.

Как уже было сказано выше, сегодня ситуация меняется, и в возобновляемую энергетику начинает активно приходить капитал - в первую очередь иностранный и государственный. Для целей государственных инвестиций активно создаются компании в рамках государственных корпораций. Дочерние структуры «Роснано», «Ростехнологий», «Росатома» и «РусГидро» реализуют проекты почти во всех сегментах возобновляемой энергетики. Суммарный утвержденный объем инвестиций в отрасль на плановый период 2010–2013 годов составляет 4–5 млрд долл. Вместе с капиталом в отрасли появляются и крупные лоббисты - Сергей Чемезов, Анатолий Чубайс и другие.

Помимо развития проектов в сегменте централизованной генерации электроэнергии, в России активно появляются экспортоориентированные производства топливных гранул, биотоплива, поликремния и солнечных панелей. Причина развития таких проектов - благоприятная конъюнктура мировых рынков и доступность ресурсов для производства обозначенных видов продукции в РФ. Появление этих производств, вместе с проблемами в традиционной энергетике, поспособствует расширению и внутреннего рынка децентрализованной генерации тепла и электроэнергии из ВИЭ.

Исследование проведенное компанией АЭнерджи в декабре 2009 года показало, что наиболее перспективными направлениями развитиями ВИЭ в России следует назвать биоэнергетику, малую гидроэнергетику и ветроэнергетику. «РусГидро» также связывает большие надежды с развитием приливной энергетики, в которой Россия может стать глобальным лидером в ближайшее десятилетие. Остановимся подробнее на перспективах развития обозначенных отраслей.

Биоэнергетика

Биоэнергетика - одно из самых перспективных направлений развития возобновляемой энергетики РФ. Это обусловлено наличием существенного ресурсного потенциала биомассы и экономически оправданных технологий.

Перевод мазутных и угольных котельных на биомассу в ряде регионов России, разработавших региональные программы развития возобновляемой энергетики и благоприятная конъюнктура европейского рынка топливных гранул, связанная с увеличением спроса на пеллеты на фоне роста цен на природный газ и жидкое топливо, обуславливают наращивание производства в этом секторе биоэнергетике. В 2010 г. будет введено порядка 50% существующей сегодня мощности или 350 тыс. тонн в год.

Динамично развивается и биогазовая энергетика. И это несмотря на то, что фактически эта отрасль не затронута ни федеральной, ни региональными системами поддержки использования ВИЭ. Это обусловлено растущими потребностями развивающегося сельского хозяйства РФ в энергоресурсах и удобрениях. Существующие тарифы, доступность сетей, стоимость технологического присоединения и рост цен на газ не всегда устраивают сельскохозяйственных производителей и предприятия пищевой индустрии.

По данным сельскохозяйственной переписи менее 35% крупных и средних сельскохозяйственных организаций имеют доступ к системе централизованного газоснабжения и только 20% к сетям централизованного теплоснабжения. При условии выполнения программы газификации первый показатель вырастет не более чем на 10%. Вместе с этим в последние годы принципиально выросла стоимость технологического присоединения, что делает биогазовые проекты, в некоторых случаях, сопоставимыми по капитальным затратам с сетевым подключением.

Биогазовая энергетика будет развиваться на базе крупнейших сельскохояйственных производств (животноводческих ферм) в сельской местности, предприятий пищевой промышленности, источников сточных вод (городские водоканалы) и ТБО в крупных городах.

Появляются в России и проекты производства биотоплива. Во многом это обусловлено созданием по инициативе ГК «Ростехнологии» в марте 2008 года корпорации «Биотехнологии» для целей развития биотопливного производства в России. Компания активно покупает лесохимические предприятия Восточной Сибири и Урала и создает на их основе заводы по производству биотоплива и сопутствующих товаров. Наличие такого сильного лоббиста на рынке позволит ускорить принятие ряда ключевых законодательных актов, способствующих развитию биотопливной энергетики. В частности ведется разработка законодательных актов, предусматривающих выведение биоэтанола из числа подакцизных товаров и введение требования обязательных присадок биотоплива в моторное топливо.

На первоначальном этапе продукция российских биотопливных заводов, по всей видимости, будет, отправятся за рубеж, в Германию и Китай. Законодательная база, способствующая развитию биотопливной энергетики, должна появиться в 2010-2011 гг., что создаст хорошие условия для сбыта произведенного биотоплива и на внутреннем рынке.

Ветроэнергетика

Сегодня, ввиду усиливающегося энергодефицита в ряде регионов и создания системы поддержки возобновляемой энергетики, в ветроэнергетику, ранее неинтересную для инвесторов ввиду ее низкой рентабельности, начинает приходить капитал, в том числе и иностранный. Ветроэнергетика привлекает региональные власти высокой скоростью ввода мощностей, бизнес - приемлемыми сроками окупаемости (до 10 лет).

Пока еще существуют проблемы с привлечением финансирования, связанные с отсутствием ключевых законодательных актов, устанавливающих приоритетную закупку сетевыми организациями электроэнергии, произведенной на основе ВИЭ и размер надбавок.

Тем не менее, существует ряд площадок, на которых уже ведутся ветроизмерения, разработаны ТЭО и найдены инвесторы:

Параллельно с реализацией проектов начался процесс кооперации в отрасли - 13 ноября 2009 г. прошла «Первая национальная конференция» Российской ассоциации ветроиндустрии, по итогам которой на имя председателя правительства РФ было направлено открытое письмо с предложениями по поддержке отрасли.

В сегменте децентрализованной генерации начинается реализация нескольких пилотных проектов в Ненецком АО и Волгоградской области комбинированной генерации (ветер солнце, ветер дизель).

Малая гидроэнергетика

Малая гидроэнергетика характеризуется коротким инвестиционным циклом (не более 7 лет), короткими сроками возведения объектов (не более 2 лет) и колоссальным экономическим потенциалом замены дизельных генераторов малыми гидроэлектростанциями в изолированных зонах (в районах Северного Кавказа, Сибири, Дальнего Востока). Срок окупаемости таких проектов приближается к одному году.

Активный интерес к малой гидроэнергетике проявляет крупнейшая генерирующая компания России «РусГидро». В частности, разработаны программы строительства МГЭС в федеральных округах, предполагающие сооружение 384 станций суммарной мощностью 2,1 ГВт.

В ближайшие несколько лет в России можно ожидать ввода новых мощностей в малой гидроэнергетике в объеме 50–60 МВт установленной мощности в год.

Приливная энергетика

На сегодняшний день существует ряд факторов, препятствующих развитию приливной энергетики в РФ. Это и удаленность основных районов потребления электроэнергии от перспективных районов освоения энергетических ресурсов и приливов, и необходимость создания дополнительной сетевой инфраструктуры для целей строительства и эксплуатации приливных станций.

Тем не менее, в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года включены две приливные электростанции - это Мезенская ПЭС мощностью 8 ГВт, в Мезенской губе в Архангельской области и Тугурская ПЭС мощностью 3640 МВт, в Тугурском заливе Охотского моря в Хабаровском крае.

Первая, в перспективе, способна обеспечить потребности в электроэнергии при разработке Ломоносовского месторождения алмазов в Архангельской области, вторая решить проблему энергодефицита Дальневосточной энергосистемы. В случае успешной реализации проектов, Российская Федерация, в целом, и компания «РусГидро», в частности, станут мировыми лидерами в сфере приливной энергетики.

Впечатляющая динамика развития на фоне кризисной ситуации в экономике позволяют оптимистично смотреть на будущее отрасли. Рынок альтернативной энергетики является одним из немногих секторов российской экономики, который будет стремительно расти (на десятки и сотни процентов в год в зависимости от сегмента) в ближайшие годы. Его привлекательность повышает обилие небольших по размеру капитальных вложений проектов, в которых может участвовать малый и средний бизнес.

Об авторах

Компания «АЭнерджи» реализует проекты в сфере энергосбережения и возобновляемой энергети: ки. Одно из приоритетных направлений деятельности компании - консалтинг. В рамках этого направления, компания разработала ряд региональных программ раз: вития возобновляемой энергетики и подготовила ряд аналитических отчетов для бизнеса, заинтересованного в расширении своей деятельности в сфере возобновля: емой энергетики.

Станислав ЧЕРНИЦА,
Артем ЧУРИКОВ,
AEnergy.ru

Похожие статьи