|
| | | | 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
| |
| | | |
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. |
| |
|
|
