Logo Международный форум «Евразийская экономическая перспектива»
На главную страницу
Новости
Информация о журнале
О главном редакторе
Подписка
Контакты
ЕВРАЗИЙСКИЙ МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ English
Тематика журнала
Текущий номер
Анонс
Список номеров
Найти
Редакционный совет
Редакционная коллегия
Представи- тельства журнала
Правила направления, рецензирования и опубликования
Научные дискуссии
Семинары, конференции
 
 
 
 
Проблемы современной экономики, N 3 (23), 2007
СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ РАЗВИТИЕ ГОСУДАРСТВ ЕВРАЗИИ
Огневенко Г. С.
доцент кафедры экономики и производственного менеджмента Алтайского государственного технического университета (г.Барнаул),
кандидат экономических наук


Особенности развития электроэнергетического комплекса России

Основы современной электроэнергетики России были заложены планом Государственной электрификации России (ГОЭЛРО).
Планом ГОЭЛРО предусматривалось построить 30 новых электростан­ций общей мощностью 1,75 млн кВт, достичь выработки в 8,8 млрд кВт ч в год, построить сети напряжением 35 кВ и 110 кВ для передачи мощности к узлам нагрузки и соединения электростанций в параллельную работу [12]. Отечественная энергетика с самого начала создавалась как единая государственная система по общему проекту – плану ГОЭЛРО.
И в дальнейшем электроэнергетический комплекс СССР развивался в направлении создания единой энергосистемы страны. Территорию, на которой был сформирован определенный производственно-хозяйственный комплекс, обслуживала электроэнергетическая система (ЭЭС), как объединение крупных электростанций, связанных между собой линиями электропередачи и сетями и совместно питающих потребителей электроэнергией. Мощность, потребляемая в пределах одной ЭЭС, равна 1–5 млн кВт. Оптимального размещения источников энергии в пределах небольших территорий, обслуживаемых ЭЭС, добиться трудно. Поэтому эта задача решалась в пределах больших территорий, охватывающих регионы страны. Энергосистемы объединялись межсистемными связями в объединенные энергосистемы (ОЭС), при этом появлялась возможность обмена потоками мощности между крупными электростанциями различных типов и маневренными потоками между ЭЭС, реализующими функции резервирования. Для обеспечения межрегиональных обменов мощностью ОЭС объединили в Единую энергосистему (ЕЭС), дающую возможность маневрирования энергетикой в рамках всего хозяйственного комплекса страны [1, с. 235].
Места строительства электростанций выбирались из расчета максимальной близости к источникам энергоресурсов, в первую очередь, к месторождениям каменных и бурых углей и районам, богатым гидроресурсами. Для атомных электростанций район размещения выбирается исходя из близости потребителей.
В СССР сложилась сохраняющаяся и в настоящее время в России структура установленной мощности и выработки электроэнергии между тремя типами электростанций: тепловым, гидравлическим и атомным [13] (рис. 1, 2).
Для сравнения приведем данные по структуре установленной мощности и выработки электроэнергии между тремя типами электростанций США [10, с. 147–150] (рис. 3, 4).
Рис. 1. Структура установленной мощности электростанций России в 2005 г.
Рис. 2. Структура производства электроэнергии в России в 2005 г.
Рис. 3. Структура установленной мощности электростанций США в 2004 г.
Рис. 4. Структура производства электроэнергии в США в 2004 г.
Кроме того, в том числе и в силу физической природы процессов электроснабжения, энергосистема имеет следующие особенности:
1. Электроэнергию невозможно экономично хранить или запасать. Отсутствует определенная прямая физическая связь между электрической мощ­ностью, произведенной определенной генерирующей станцией, присоединенной к сети, и энергией, полученной определенным потребителем из сети. Отпущенная в сеть электрическая энергия не обладает индивидуальной опре­деленностью и смешивается с другой электроэнергией. Отпуск в сеть электроэнергии означает возможность ее потребления в любой точке сети, любым потребителем.
2. Практически невозможно добиться ритмичной работы энергопредприятий, то есть с одинаковой нагрузкой в равные промежутки времени, так как существует неопределенность процессов включения, отключения и изменения режимов работы отдельных потребителей. Поэтому для энергопредприятий характерен переменный режим нагрузки, изменяющийся в суточном, недельном, месячном и годовом разрезах.
Для оптимизации загрузки электростанций с разными техническими возможностями в России, в рамках Единой энергетической системы, различные типы электростанций располагаются в разных зонах графика нагрузки (рис. 5).
Рис. 5. График нагрузки энергосистемы и долевое участие электростанций в его покрытии
В базовой части графика (1) – работают электростанции, мощность которых практически неизменна. Это, в первую очередь, теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ работают наиболее экономично (коэффициент использования тепла достигает 60–70%) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы, то есть в теплофикационном режиме.
Доля теплофикационной выработки в среднем по России составляет около 60% от общего объема выработки электроэнергии на ТЭЦ и порядка 33% в общей выработке тепловых электростанций (включая конденсацион­ные) [5].
Действующие в настоящее время атомные электростанции (АЭС) по технологическим требованиям (агрегаты АЭС, особенно на быстрых нейтронах, неманевренны) также работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы (1) с продолжительностью использования установленной мощности 6500–7000 ч/год [3, с. 92, 115].
Мощность наиболее экономичных современных тепловых конденсаци­онных электростанций (КЭС) располагается в базовой и полубазовой части графика нагрузки (1) и (2). Они по возможности разгружаются в ночное время. Менее экономичные КЭС работают в полупиковой части графика (3).
Особенность агрегатов КЭС заключается в том, что они недоста­точно маневренны: подготовка к пуску, разворот, синхронизация и набор нагрузки требуют 3–6 ч. Именно поэтому для них предпочтительным является режим работы с равномерной нагрузкой в пределах от номинальной до нагрузки, соответствующей техническому минимуму, определяемому видом топлива и конструкцией агрегата [3, с. 92].
Гидроэлектростанции (ГЭС) наиболее маневренны (разворот, синхронизация с сетью и набор нагрузки требуют 1–5 мин. [3, с. 93]) и используются кратковременно в пиковой части графика нагрузки (4).
Специально для работы в пиковой части графика (4) применяются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).
Заполняя провалы нагрузки в энергосистеме, ГАЭС позволяют работать агрегатам атомных и тепловых станций в наиболее экономичном и безопасном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт ч электроэнергии в энергосистеме [3, с. 125].
3. Генерация и потребление электрической энергии должны непрерывно балансироваться для поддержания нужной частоты, уровня напряжения и стабильной работы электрической сети и для избежания внезапных потерь мощности (возникновения лавинных аварий). Эту задачу решает централизованная система оперативного управления (диспетчирования) энергосистемой (Центральное диспетчерское управление – ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).
Оперативное управление энергосистемами заключается в технологическом планировании режима ЭЭС, управлении производством и распределении электрической и тепловой энергии, выборе состава работающего технологического оборудования и его загрузки.
По замыслу проектирования ЕЭС СССР основная задача ЦДУ – обеспечение надежности электроснабжения, обеспечение электроэнергетической безопасности страны.
4. Большая технологическая зависимость функциони­рования и эффективной работы всех сфер экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в электроэнергии. При этом сроки сооружения электростанций и других энергообъектов обычно дольше, чем у объектов – потребителей энергии. Это в ряде случаев предопределяет необходимость заблаговременного сооружения энергообъектов под ожидаемые (прогнозируемые) объемы потребления энергии и мощности [7, с. 45].
Например, строительство новых АЭС и ГЭС – это капиталоемкие проекты (стоимость 1 кВт установленной мощности составляет около $1000–1100) с длительными сроками реализации и окупаемости. Так, по оценкам экспертов, срок строительства АЭС составляет 7–10 лет, окупаемости – 15 лет [2].
Таким образом, Единая энергосистема страны позволяет:
а) наиболее эффективно использовать ресурс входящих в нее электростанций и тем самым экономить топливо;
б) добиться концентрации единичной мощности энергоагрегатов до 500–800 МВт с соответствующей экономией материальных и трудовых ресурсов, что невозможно в условиях изолированной работы энергосистем [6, с. 84];
в) минимизировать необходимый резерв мощности (в пределах 13–15% [6, с. 84] для стабильной работы энергосистемы и, следовательно, снизить капитальные затраты на сооружение дополнительных энергомощностей;
г) осуществлять перетоки электрической мощности из энергоизбыточных в энергодефицитные регионы, в которых с экономической и экологической точек зрения сооружение электростанций может быть неэффективно и нецелесообразно;
д) организовать централизованное диспетчерское управление энергосистемой страны, которое позволяет оперативно предотвращать или миними­зировать катастрофические последствия лавинных аварий в электросистеме.
Проблемами энергосистемы СССР, которые унаследовала энергосистема современной России, являются следующие.
1. Наличие 50 энергодефицитных регионов страны, так как электростанции размещались в тех районах, где стоимость производства электроэнергии была наименьшей. Наряду с объективными факторами на выбор места размещения энергообъектов влияли и субъективные факторы, например, лоббирование интересов региона в органах центрального управления. Не учитывался элемент самодостаточности в стратегии развития регионов.
2. Развитие и поддержание в работоспособном состоянии Единой энергосистемы страны требовало огромных инвестиций. Например, с 1980 по 1990 гг. было введено 19 тыс. МВт [6, с. 87] новых мощностей АЭС и ГЭС. При современной стоимости строительства 1 кВт установленной мощности АЭС и ГЭС, оцениваемой в $1000–1100 [2], общую сумму инвестиций можно оценить в размере около $20 млрд (около $2 млрд в год). В СССР государство как собственник полностью финансировало капитальные затраты.
3. Высокая доля ТЭЦ в структуре установленной мощности электростанций, достигающая 35% [6, с. 12]. Для примера – доля комбинированной выработки электроэнергии в общем объеме выработки электроэнергии в США в 2004 г. составила 4,6% [10, с. 147], в целом по Европейскому союзу к 2000 г. достигла немногим более 10%, однако в некоторых странах она также довольно высока (Дания 50%, Нидерланды 40%, Финляндия 35%, Австрия 25%) [5]. Высокоэффективная работа ТЭЦ возможна только в теплофикационном режиме в отопительный период. В неотопительный период ТЭЦ работают в неэкономичном конденсационном режиме.
4. Слабые связи между Объединенными энергосистемами страны (рис. 6 [6, с. 111]), обусловленные низкой плотностью и пропускной способностью электросетей.
С начала 1990-х гг. в электроэнергетическом комплексе страны, наряду с существовавшими вышеприведенными проблемами, стали проявляться новые.
1. Дезинтеграция ранее единого электроэнергетического комплекса страны в результате процессов приватизации начала 1990-х гг. Создание РАО «ЕЭС России» с рядом дочерних и зависимых обществ [13] (71 регионального акционерного общества энергетики и электрификации; 23 акционерных обществ – электростанций; 61 акционерного общества на базе научно-исследовательских и проектно-изыскательских организаций; 3 акционерных обществ, обеспечивающих технологическое управление ЕЭС России (ЦДУ ЕЭС России, ГВЦ Энергетики и Главный узел связи); 24 акционерных обществ, обеспечивающих строительство и обслуживание комплекса (снабжение, ремонт и т. д.)).
Рис. 6. Установленные мощности ОЭС (ГВт), пропускные способности (ГВт) связей между ОЭС
В 1993 г. нескольким регионам удалось опротестовать в Конституционном суде РФ передачу крупных электростанций, расположенных на их территории, под контроль РАО «ЕЭС России». Как следствие, региональные АО-энерго сохранили частичный или полный контроль над некоторыми крупными электростанциями. В отдельных АО-энерго доля РАО «ЕЭС России» опустилась ниже 49%, а три из них – «Татэнерго», «Башкирэнерго», «Иркутскэнерго» – стали полностью независимыми. В ряде случаев АО-энерго арендуют или приобрели крупные электростанции у РАО «ЕЭС России». В большинстве регионов также существуют независимые распределительные электроэнергетические предприятия, контролирующие часть линий низковольтных передач. Изначально они покупали электроэнергию у АО-энерго и перепродавали ее конечным потребителям. Эти компании находятся под контролем или сильным влиянием региональных или местных властей [4, с. 39–40].
2. Из-за отсутствия достаточных инвестиционных средств в электроэнергетике происходит процесс старения основных фондов. Коэффициент износа основных фондов достиг более 60% [6, с. 13]. Крайне незначительны темпы ввода новых генерирующих мощностей. За пятнадцать лет с 1990 г. установленная мощность электростанций России увеличилась всего на 6 тыс. МВт (с 213 тыс. МВт в 1990 году [6, с. 87] до 219 МВт в 2005 г. [13]). Для примера, в США установленная мощность электростанций возросла с 1990 г. по 2001 гг. на 114,2 тыс. МВт [11, с. 16].
На фоне этого происходит рост потребления электроэнергии в России, что приводит к нарастанию дефицита электроэнергии в целом ряде регионов страны. Особо тяжелая ситуация сложилась в Московском регионе, Ленинградской области и Тюменской области включая Ханты-Мансийский автономный округ и Ямало-Ненецкий автономный округ. Нагрузка Москвы, в частности, в отдельные периоды, превышает возможности генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго» на 25%. По данным ОАО «ТГК-1», дефицит энергетических мощностей в Санкт-Петербурге и Ленинградской области составляет 2,3 ГВт при нагрузке потребителей до 6 ГВт и ежегодно увеличивается на 800 МВт [2].
Ускоренными темпами растет потребление природного газа для производства электроэнергии и теплоэнергии на тепловых станциях. На ТЭС холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» за период с 2000 по 2005 гг. доля газа возросла на более чем 6 процентных пунктов [13] (рис. 7).
Эти тенденции прямо противоречат целям, заложенным в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», в частности цели преодоления «…тенденции нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке с уменьшением его доли в общем энергопотреблении (включая расход на производство электроэнергии и тепла) с 50% в настоящее время до 49% в 2010 году и 46% в 2020 году…» [14].
По прогнозам специалистов в дальнейшем дефицит газа внутри страны будет возрастать в связи с ростом внутреннего потребления, экспорта и ограниченных возможностей увеличения добычи и пропускной способности газопроводов.
Основные месторождения ОАО «Газпром» – Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, дающие около 65% всего объема газа компании, находятся в стадии падающей добычи. По данным администрации Ямало-Ненецкого автономного округа, к 2010 г. на месторождениях округа ОАО «Газпром» будет добывать 497 млрд м3 газа в год, хотя в целом по округу добыча должна возрасти с 568 млрд м3 в 2005 г. до 655 млрд м3 в 2010 г. [2].
Как отмечают в ОАО РАО «ЕЭС России», во второй половине января – начале февраля 2006 г., в пик морозов, значительно осложнилось положение с поставками газа на электростанции холдинга. В условиях резкого понижения температуры наружного воздуха в Европейской части Российской Федерации ОАО «Газпром», начиная с 17 января 2006 г., снизило поставку газа на 12,5%. При этом потребление электроэнергии в Европейской части России за этот период возросло против плана, утвержденного ФСТ России, на 12,6%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях холдинга РАО «ЕЭС России» увеличилась на 16,9%, отпуск теплоэнергии – на 22,0%. Ограничения поставок газа электростанциям составляли в отдельных регионах: Северо-Запада – от 51% до 83%, Средней Волги – от 48% до 72%, Центра – от 35% до 80% [13].
Продолжается активное обсуждение концепции реформы электроэнергетического комплекса страны. Предлагается 13 вариантов, из них выбирается вариант, близкий по своей концепции к варианту реформирования электроэнергетики Англии и Уэльса, а именно: разделение структуры электроэнергетического комплекса на две составляющие: естественномонопольную (оперативно-диспетчерское управление, передача электроэнергии) и конкурентную (производство и сбыт электроэнергии, ремонтные и сервисные функции), то есть вместо прежних региональных вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности с последующей их интеграцией. С 2003 г. проходит активная стадия реформирования электроэнергетики, которая завершится в 2008 г. прекращением существования ОАО РАО «ЕЭС России» и созданием новых компаний генерации, передачи, распределения и сбыта электроэнергии.
Рис. 7. Структура топливного баланса ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России»
На наш взгляд, проводимая реформа, основной целью которой фактически является реструктуризация и перераспределение собственности холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», не учитывает рассмотренные выше особенности электроэнергетики России. Результатом этого может явиться обратный от заявленного эффект реформ: рост тарифов, продолжение деградации ресурсного потенциала электроэнергетики страны, возникновение лавинных аварий.


Литература
1. Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем: Учеб. пособие для электроэнергет. спец. вузов. – М.: Высш. шк., 1990. – 304 с.
2. Берзин А. Проблемы ТЭК России/ http://www.promved.ru/ Промышленные ведомости. – 2006. – № 5.
3. Быстрицкий Г.Ф. Основы энергетики: Учебник. – М.: ИНФРА-М, 2006. – 278 с.
4. Газовая промышленность и электроэнергетика: меры регулирования и реформы (обзор ОЭСР) // Вопр. экономики. – 2002. – № 6. – С. 32–91.
5. Зингер Н.М., Белевич А.И. Развитие теплофикации в России // Электрические станции. – 1999. – № 10. – С. 2–8.
6. Кузовкин А.И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. – М.: ОАО «Институт микроэкономики», 2006. – 389 с.
7. Раппопорт А.Н. Реструктуризация российской электроэнергетики: методология, практика, инвестирование. – М.: ЗАО «Издательство «Экономика», 2005. – 213 с.
8. Энергетическая безопасность России /В.В. Бушуев, Н.И. Воропай, А.М. Мастепанов, Ю.К. Шафраник и др. – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1998. – 302 с.
9. A Guide to Cogeneration. The European Association for the Promotion of Cogeneration. – Brussels, 2001. – 49 р.
10. Energy Information Administration. Annual Energy Outlook 2006 With Projections to 2030, DOE/EIA-0383(2006) (Washington, DC, February 2006)/ www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/
11. Energy Information Administration, Electric Power Annual 2001, DOE/EIA-0348(2001) (Washington, DC, March 2003)/ http://www.eia.doe.gov/cneaf/electricity/epa/epa_sum.html
12. http://www.85goelro.rao-ees.ru/.
13. http://www.rao-ees.ru/.
14. http://www.minprom.gov.ru/ministry/dep/energy/strateg/.

Вернуться к содержанию номера

Copyright © Проблемы современной экономики 2002 - 2020
ISSN 1818-3395 - печатная версия, ISSN 1818-3409 - электронная (онлайновая) версия