| |
В августе 2003 г. Правительством РФ была утверждена "Энергетическая стратегия России на период до 2020 года" (распоряжение от 28.08.03 № 1234-р).
Активное участие в разработке Энергетической стратегии приняли специалисты Департамента научно-технической политики и развития ОАО РАО "ЕЭС России". Рабочую группу по электроэнергетике и теплоснабжению возглавлял заместитель председателя правления ОАО РАО "ЕЭС России" В. П. Воронин.
К числу наиболее важных задач Энергетической стратегии России1 относятся определение основных количественных и качественных параметров развития электроэнергетики и конкретных механизмов достижения этих параметров, а также координация развития электроэнергетики с развитием других отраслей топливно-энергетического комплекса и потребностями экономики страны.
(1. Яновский А. Б. Основные направления Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Энергетик. 2003. № 6. С. 2 - 5.)
Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики в перспективе до 2020 г. являются:
- надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, интеграция ЕЭС с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
- уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.
В оптимистическом варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5 - 6 % в
год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2 - 2,5 % в год. В результате ежегодное потребление электроэнергии должно достигнуть к 2020 г.: в оптимистическом варианте — 1290 млрд кВт • ч, в умеренном — 1185 млрд кВт • ч (см. рисунок).
С учетом увеличения экспорта ежегодная выработка электроэнергии на российских электростанциях к 2020 г. должна будет возрасти до 1215-1365 млрд кВт • ч. Намечается значительный рост производства электроэнергии на АЭС: с 142 млрд кВт • ч в 2002 г. до 230 - 300 млрд кВт • ч в 2020 г., рост на ГЭС — с 164 млрд кВт • ч в 2002 г. до 195-215 млрд кВт • ч в 2020 г. (табл. 1).
|
Для надежного обеспечения прогнозируемого спроса на электроэнергию потребуется увеличение суммарной установленной мощности электростанций России (табл. 2). При этом сложившаяся структура генерирующих мощностей останется практически неизменной. Основу электроэнергетики по-прежнему будут составлять ТЭС, доля которых в структуре установленной мощности сохранится на уровне 65 - 70 %. Доля ГЭС и АЭС, не потребляющих органическое топливо, будет находиться в диапазоне 30 - 35 %.
|
Прирост потребности в генерирующей мощности и обновление оборудования намечается получать осуществлением следующих основных мероприятий:
- продление срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного числа ТЭС с заменой только основных узлов и деталей оборудования электростанций;
- достройка энергообъектов, находящихся в высокой степени готовности;
- сооружение новых объектов в энергодефицитных регионах;
- техническое перевооружение ТЭС с заменой оборудования на аналогичное новое или с использованием перспективных технологий.
Энергетической стратегией определены объемы вводов генерирующих мощностей на электростанциях России на период до 2020 г. (табл. 3). В оптимистическом варианте за 18 лет суммарно предполагается ввести примерно 177 млн кВт мощностей, в том числе на ГЭС и ГАЭС — 11,2 млн кВт, на АЭС — 23 млн кВт, на ТЭС —-143 млн кВт. При этом около 76 млн кВт должны составить объемы вводов на электростанциях взамен устаревшего основного оборудования (по планам технического перевооружения). По умеренному варианту общая потребность в генерирующих мощностях превысит 121 млн кВт, из них 70 млн кВт будет получено путем технического перевооружения электростанций.
Структуру вводов генерирующих мощностей в перспективе, как и в настоящее время, будут определять особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов:
- новые АЭС должны сооружаться в европейских районах страны и частично на Урале;
- ГЭС целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, частично — на Северном Кавказе;
- угольные ТЭС будут вводиться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, а также на Урале;
- на ТЭС, сжигающих газ, основным направлением станет замена паросиловых энергоблоков парогазовыми установками (ПГУ) на площадках действующих газомазутных ГРЭС, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.
В условиях дефицита топливных ресурсов большое значение имеет программа развития гидроэнергетики.
В перспективе значительный рост выработки электроэнергии на АЭС существенно усложнит задачу покрытия неравномерной части графика электрической нагрузки, особенно в европейских районах страны. Чтобы обеспечивать надежное функционирование ЕЭС России и компенсировать неравномерное потребление электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС, в европейской части страны необходимо ускоренное сооружение гидроаккумулирующих электростанций.
Энергетическая стратегия предусматривает изменение к 2020 г. структуры расходуемого на тепловых электростанциях топлива в сторону уменьшения доли газа и увеличения доли угля (табл. 4). Соотношение между объемами потребляемого газа и угля будет определяться ценами на топливо. Угольные ТЭС смогут конкурировать с газовыми ТЭС при цене за газ в 1,6-2 раза выше цены угля.
Изменение условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обусловливают необходимость скорейшего внедрения достижений научно-технического прогресса и новых технологий в теплоэнергетике.
Таблица 1
| Тип электростанции |
Производство электроэнергии, млрд кВт*ч (числитель - умеренный вариант, знаменатель - оптимистический вариант) |
| 2002г. |
2005г. |
2010г. |
2015г. |
2020г. |
| ТЭС |
585 |
592/594 |
655/688 |
710/765 |
790/850 |
| ГЭС |
164 |
180/183 |
185/190 |
190/200 |
195/215 |
| АЭС |
142 |
156/160 |
175/192 |
210/240 |
230/300 |
| Всего: |
891 |
928/937 |
1015/1070 |
1110/1205 |
1215/1365 |
Таблица 2
| Тип электростанции |
Установленная мощность, млн кВт (%)(числитель - умеренный вариант, знаменатель - оптимистический вариант) |
| 2002г. |
2005г. |
2010г. |
2015г. |
2020г. |
| ТЭС |
147(68) |
148(68)/151(68) |
154(68)/157(67) |
156(66)/165(65) |
161(66)/184(66) |
| ГЭС |
44,8(21) |
46(21)/47(21) |
48(21)/50(21) |
50(21)/53(21) |
51(21)/57(20) |
| АЭС |
22,7(11) |
23(11)/23(11) |
26(11)/28(12) |
31(13)/35(14) |
33(13)/39(14) |
| Всего: |
214,5 |
217/221 |
228/235 |
237/253 |
245/280 |
Таблица 3
| Тип электростанции |
Ввод генерирующих мощностей, ГВт (числитель - умеренный вариант, знаменатель - оптимистический вариант) |
| 2003-2005гг. |
2006-2010гг. |
2011-2015гг. |
2016-2020гг. |
| ТЭС |
4,3/4,8 |
10/16 |
28/52 |
55/70 |
| ГЭС |
1,0/1,2 |
2/3 |
2/3 |
2/4 |
| АЭС |
1,0/1,0 |
3/5 |
6/8 |
7/9 |
| Всего: |
6,3/7,0 |
15/24 |
36/63 |
64/83 |
Таблица 4
| Вид топлива |
Потребность ТЭС, млн. т. условного топлива (числитель - умеренный вариант, знаменатель - оптимистический вариант) |
| 2000г. |
2001г. |
2005г. |
2010г. |
2015г. |
2020г. |
| Газ |
178 |
185 |
185/185 |
193/200 |
194/205 |
197/210 |
| Уголь |
86 |
82 |
91/92 |
107/111 |
123/130 |
139/147 |
| Мазут |
16 |
14 |
15/16 |
15/16 |
16/17 |
16/18 |
| Всего: |
280 |
281 |
291/293 |
315/327 |
333/352 |
352/375 |
Таблица 5
| Тип электростанции |
Потребность в инвестициях , млрд. дол. США (числитель - умеренный вариант, знаменатель - оптимистический вариант) |
| 2003-2010гг. |
2011-2015гг. |
2016-2020гг. |
| ТЭС |
25/33 |
25/41 |
43/68 |
| ГЭС |
2/2 |
3/5 |
4/7 |
| АЭС |
3/5 |
7/9 |
8/10 |
| Электросети |
5/6 |
6/8 |
9/11 |
| Всего: |
35/46 |
41/63 |
64/96 |
Для ТЭС, работающих на газе, такими прогрессивными технологиями являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; на ТЭС, работающих на твердом топливе, - это экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже газификация угля с использованием полученного из угля газа в парогазовых установках.
Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет обеспечение устойчивой и надежной параллельной работы электрических станций, энергосистем и энергообъединений в составе Единой энергетической системы России. Соблюдение основных принципов функционирования ЕЭС позволит уменьшить суммарную потребность в генерирующей мощности и сэкономить капитальные затраты; создаст условия для эффективного использования топливно-энергетических ресурсов разных регионов страны с учетом экологических требований; обеспечит эффективное и надежное функционирование рынков энергии и мощности.
Первоочередными задачами развития межсистемных электрических связей являются:
- обеспечение выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей;
- выполнение услуг по транспорту и распределению электрической энергии;
- усиление электрических связей между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, что даст возможность сократить завоз восточных углей в европейские районы страны, а также использовать избыток мощностей ТЭС и ГЭС Сибири.
-
Важной задачей является интеграция ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и энергообъединениями соседних государств Европы и Азии на новых взаимовыгодных условиях.
Потребность электроэнергетики в инвестициях на перспективный период определяется объемами энергетического строительства, необходимыми для получения предусмотренного прироста производства электрической и тепловой энергии и обеспечения достаточного уровня надежности энергоснабжения потребителей, а также темпами и сроками проведения технического перевооружения действующих электростанций и сетей (табл. 5). Суммарная потребность электроэнергетики в инвестициях на период до 2020 г. оценивается для оптимистического варианта в 205 млрд дол. США, для умеренного варианта — в 140 млрд дол. США.
Одним из важнейших факторов повышения эффективности работы энергетических предприятий и достижения привлекательности отрасли для инвестиций является реформирование электроэнергетики на основе организационного разделения естественно монопольных и потенциально конкурентных видов хозяйственной деятельности, четкого разделения учета производственных затрат и финансовых результатов, развития конкуренции в сфере генерации электроэнергии. Такие подходы к реформе должны создавать благоприятные условия для формирования финансово устойчивых компаний, способных конкурировать на рынках электроэнергии и услуг и привлекать инвестиции для своего развития при надежном и бесперебойном снабжении платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией.
|
|
)
