Статья опубликована в журнале «Российское предпринимательство»12 / 2005

Основные направления развития электроэнергетики России на период до 2015 года

Косолапов Леонид Александрович, докт. экон. наук, доцент, заведующий кафедрой «Бухгалтерский учет и аудит» Санкт-Петербургской академии управления и экономики, Россия

Translation will be available soon.

 Читать текст |  Скачать PDF | Загрузок: 128

Аннотация:
Система научно обоснованных утверждений о приоритетах долгосрочной энергетической политики государства и механизмах ее реализации изложена в документе «Энергетическая стратегия России до 2020 года». Не останавливаясь детально на всех аспектах этого документа, рассмотрим лишь концептуальные подходы к обоснованию перспектив строительства электростанций, используя отчетные материалы Энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН) и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России». В них представлены достижения энергетической политики в реальных условиях функционирования.

JEL-классификация:

Цитировать публикацию:
Косолапов Л.А. Основные направления развития электроэнергетики России на период до 2015 года // Российское предпринимательство. – 2005. – Том 6. – № 12. – С. 63-69.

Приглашаем к сотрудничеству авторов научных статей

Публикация научных статей по экономике в журналах РИНЦ, ВАК (высокий импакт-фактор). Срок публикации - от 1 месяца.

creativeconomy.ru Москва + 7 495 648 6241


Система научно обоснованных утверждений о приоритетах долгосрочной энергетической политики государства и механизмах ее реализации изложена в документе «Энергетическая стратегия России до 2020 года». Не останавливаясь детально на всех аспектах этого документа, рассмотрим лишь концептуальные подходы к обоснованию перспектив строительства электростанций, используя отчетные материалы Энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН) и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России». В них представлены достижения энергетической политики в реальных условиях функционирования.

 

В 60-80-х гг. прошлого века в Российской Федерации вводилось в среднем более 5 млн. кВт электрической мощности в год. После распада СССР ввод новых генерирующих мощностей существенно сократился, и установленная мощность электростанций за 1991–2001 гг. увеличилась менее чем на 8 млн. кВт.

В ходе исследования перспектив развития отрасли специалистами ЭНИН и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России», а также учеными других энергетических институтов был выполнен целый комплекс исследований в области оптимизации развития генерирующих мощностей при различных исходных условиях: а) уровнях энергопотребления; б) ценах на топливо; в) технико-экономических характеристиках электростанций.

Сравнивались варианты с различными пропускными способностями межсистемных связей, вплоть до самоизоляции регионов и др. Моделирование роста электропотребления проводилось для трех сценариев развития экономики: оптимистического, пессимистического и вероятного. По вероятному сценарию уровень электропотребления 1990 г. будет достигнут в 2010 г., по оптимистическому ‑ между 2005 и 2010 гг., по пессимистическому ‑ после 2010 г.

Результаты проведенных расчетов показали, что суммарные вводы новых и замещающих мощностей для трех вариантов роста уровней электро- и теплопотребления (низкого, вероятного и высокого) характеризуются следующими значениями (табл. 1).

Таблица 1

Прогноз ввода генерирующих мощностей

Период, гг.

Ввод мощностей при трех уровнях роста энергопотребления, ГВт

низкий вероятный высокий

1998-2005

40,3

51,4

57,9

2006-2010

39,4

56,8

68,7

2011-2015

47,9

62,3

71,6

Всего за 1998-2015,

 в том числе на ТЭС

127,6

 

115

170,5

 

160

198,2

 

185

Основная часть ввода новых мощностей, как видно из табл. 2, должна будет осуществляться на тепловых электрических станциях (ТЭС). При учете ввода строящихся гидравлических электростанций (ГЭС) и блоков атомных электростанций (АЭС), а также ограничений на ввод парогазовых установок (ПГУ), при усредненных ценах на топливо и средних экономических показателях электростанций для трех уровней энергопотребления потребуются капитальные затраты в размерах 113, 150 и 173 млрд. долл. соответственно.

Вместе с тем, нельзя забывать, что оборудование электростанций, как и любое другое, подвержено физическому износу (табл. 2), и к 2015 г. свой проектный ресурс выработает почти 70% существующих генерирующих мощностей.

Таблица 2

Динамика выработки проектного ресурса электростанций [1]

Тип электростанции

Мощность агрегатов, достигших предельного срока службы, млн. кВт

2005 г.

2010 г.

2015 г.

ТЭС

55

80

100

ГЭС

21

25

30

АЭС

3,8

8,4

15,4

В качестве основных направлений развития теплоэнергетики рассматриваются техническое перевооружение и реконструкция ТЭС, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием эффективных технологий производства электроэнергии.

Структура расходования топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли мазута до 2-4% в 2015 г. и соответственного увеличения доли природного газа и угля в пропорции, учитывающей конъюнктуру цен. Почти 75% запланированных и строящихся ТЭС общей мощностью около 20 ГВт должно быть введено в трех регионах: в Тюмени — на природном газе, на Северо-Западе ‑ на ТЭЦ с ПГУ на газе, в других районах Сибири ‑ на угле [2].

Вводы мощностей на ГЭС и АЭС в рассмотренных вариантах незначительны и ограничиваются в основном уже строящимися электростанциями. Общая мощность строящихся ГЭС чуть больше 9 ГВт ‑ это Богучанская, Бурейская, Нижне-Бурейская, Усть-Среднеканская, Вилюйская ГЭС-3, Аушигерская, Со­ветская, Ирганайская, Зеленчук­ская, Зарамагская, Гоцатлинская, Белопорожская, Морская, Загорская ГАЭС-1. Потребность в ускоренном вводе некоторых из строящихся ГЭС (Зеленчукской и Ирганайской на Северном Кавказе, Белопорожской в Карелии) обусловлена острым дефицитом электроэнергии в районах их расположения [3].

Проекты будущих российских средних и крупных гидроэнергоузлов рассчитаны на общую мощность порядка 100 ГВт. Наиболее важными регионами строительства ГЭС с точки зрения дефицита электроэнергии по-прежнему остаются Дальний Восток, Северо-Запад и Северный Кавказ. В объединенных энергосистемах (ОЭС) Центра в период до 2015 г. может быть начато сооружение второй очереди Загорской ГАЭС, в ОЭС Поволжья ‑ Средневолжской ГАЭС.

Рассмотрим более подробно перспективы дальнейшего развития и строительства объектов российской гидроэнергетики. Объем гидроэнергетических ресурсов, которые могут быть эффективно использованы крупными регионами России, приведен в табл. 3.

Таблица 3

Уровень использования гидроресурсов по регионам России [3]

Регион

Экономический потенциал,
млрд. кВт / ч

Выработка элек­троэнергии ГЭС в 2002 г.,
млрд. кВт / ч

Степень освоения потенциала, %

Европейская часть

131

61,8

47,1

Северный Кавказ

25

6,8

27,2

Сибирь

427

85,4

19,9

Дальний Восток

294

11,0

3,7

Всего по России

852

165,0

19,3

 В настоящее время это один из самых низких уровней использования гидропотенциала среди не только экономически развитых, но и развивающихся стран. В большинстве государств использование этого бестопливного ресурса давно превысило 50–60% потенциала, а европейские страны свои ресурсы освоили полностью.

Каковы же предпосылки использования имеющихся в России гидроресурсов?

В настоящее время руководством РАО «ЕЭС России» принят вариант, предусматривающий выделение из общего состава строящихся ГЭС семи приоритетных: Бурейской, Богучанской, Усть-Среднеканской, Ирганайской, Зеленчукской, Аушигерской и Зарамагской ГЭС. Достройка указанных энергетических объектов потребует ежегодных дополнительных капитальных вложений на сумму 1,5-1,6 млрд. руб.

Объективности ради следует отметить, что в ряде работ не без оснований говорится о вполне реальной перспективе замораживания дальнейшего развития гидроэнергетики [1, 3], поскольку для этого есть серьезные основания.

В настоящее время в России прекращены все работы по планированию перспективного развития гидроэнергетики. Не разрабатываются проекты новых объектов, отсутствует четкая схема инвестирования в их строительство. Кроме того, активная деятельность «зеленых» в конце 80-х гг. XX в. сформировала в общественном сознании образ гидроэнергетики, сопоставимый с атомной энергетикой.

Однако главная проблема, по мнению специалистов-гидротехников, заключается в том, что наша энергетическая наука не рассматривает гидроэнергетику как равноценное направление энергетики, а придает ей второстепенное значение, как не играющей серьезной роли ни в одном регионе страны. При этом противниками развития гидроэнергетики выдвигаются два абсолютно не убедительных аргумента: долгострой и дороговизна.

Первый из них, конечно, имеет под собой ряд оснований, однако нельзя забывать, что в условиях плановой экономики на строительство гидроэнергетических объектов ежегодно в течение длительного времени выделялись инвестиционные ресурсы в объеме не более 1-2% их стоимости. При этом есть пример Братской ГЭС, построенной за 5 лет. На ее строительство выделялись средства в соответствии с технологическим режимом по графику строительства. Поэтому ряд исследователей высказывают мнение, что пять лет ‑ это средняя продолжительность строительства большинства перспективных гидроэнергетических объектов [3].

Проблема строительства должна решаться одновременно с проблемой стоимости объектов. Приведенные в табл. 4 данные характеризуют удельные показатели строительства крупных объектов, как достраиваемых в настоящее время, так и планируемых в перспективе.

Оценку удельных капитальных затрат на 1 кВт мощности ГЭС, анализируемых в табл. 4, сопоставим с аналогичными данными для ТЭС и АЭС, указанными в табл. 5 (цифры приведены по данным доклада ЭНИН им. Г. М. Кржижановского «Стратегия развития электроэнергетики России на период до 2015 г.»).

На основе сравнения данных табл. 4 и 5 можно сделать вывод, что на сегодняшний день стоимость строительства ТЭС практически сравнялась со стоимостью строительства ГЭС, и это положение оказывает значительное влияние на формирование структур, производящих электроэнергию.

Таблица 4

Технико-экономические показатели строительства ГЭС

ГЭС

Установленная мощность,
млн. кВт

Годовая выработка электроэнер­гии,
млрд. кВт  ч

Удельные капитальные затраты, долл./кВт

Бурейская

2,0

7,1

440

Богучанская

3,0

17,6

570

Нижнеангарские

3,6

17,9

570

Мокская

1,2

4,7

540

Южно-Якутский комплекс

5,0

23,5

1270

Туруханская

12

46,0

610

Таблица 5

Технико-экономические показатели строительства ТЭС и АЭС

Тип станций

Тип оборудования

Мощность блока, мВт

Удельные капиталь­ные затраты, долл./кВт

Конденсационные

пылеугольные

500

   950

угольные с ЦКС

300

1050

газотурбинные

125

   400

паросиловые на газе

200, 300

   700

Теплоцентрали

пылеугольные

180

1300

угольные с ЦКС

180

1650

паросиловые на газе

180

1150

Атомные

реакторы нового поколения

 

1300


Издание научных монографий от 15 т.р.!

Издайте свою монографию в хорошем качестве всего за 15 т.р.!
В базовую стоимость входит корректура текста, ISBN, DOI, УДК, ББК, обязательные экземпляры, загрузка в РИНЦ, 10 авторских экземпляров с доставкой по России.

creativeconomy.ru Москва + 7 495 648 6241



Источники:
1. Воронин В. П. Перспективы развития электроэнергетики и техническая политика РАО «ЕЭС России» // Гидротехническое строительство. 2001. № 3. С. 2–6.
2. Нигматулин Б. И. Стратегия и основ­ные направления развития атомной энергетики в России в первой половине XXI века // Теплоэнергетика. 2001. № 1. С. 2–11.
3. Мастепанов А. М. Аспекты энергетической стратегии России // ТЭК. 2001. № 2. С. 30–34.