CC BY
39
26 (215) - 2013
СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭКОНОМИКИ
УДК 338.984
концепция формирования энергоснабжения территории
российской федерации для обеспечения возможности модернизации экономики*
С. А. НЕКРАСОВ, кандидат технических наук,
кандидат экономических наук, научный сотрудник, член Экспертного совета Комитета по энергетике Государственной думы Российской Федерации E-mail: s_a_n1@bk. ru
Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт» (НИУ МЭИ)
Координация программы газификации и систем энергоснабжения. Возможно значительное снижение капитальных затрат энергоснабжения на основе газификации без необходимости поддержания незагруженных электрических сетей совместной реализацией программ газификации и развития электроснабжения оптимизацией интересов поставщиков энергетических ресурсов путем объединения двух в настоящее время независимых направлений энергоснабжения: газификации и электроснабжения [8]. При выполнении программы газификации создание у нового, в первую очередь малого, потребителя газа индивидуального источника производства электроэнергии на появившемся газовом топливе резко повысит надежность энергоснабжения. Создание поселковых изолированно работающих систем электроснабжения позволит отказаться от недопустимо дорогих в создании и эксплуатации протяженных низкозагруженных ЛЭП среднего напряжения, расположенных в малонаселенных районах страны. Вместо прокладки новых и восстановления изношенных электрических сетей целесообразен переход к созданию поселковых децентрализованных источников электроэнергии.
В статье показаны необходимость корректировки приоритетов при построении энергоснабжения в направлении повышения значения роли конечного потребителя. Отмечено, что для повышения эффективности использования мощностей необходим переход от фрагментарных решений к системному подходу - формированию среды, в рамках которой будет достигнута гармонизация отношений всех участников процесса производства, распределения и потребления энергетических ресурсов на основе восприимчивости к инновационным решениям.
Ключевые слова: производство и потребление энергии, энергетическая безопасность, эффективность энергоснабжения, концепция, модернизация, экономика.
4. В результате формирования средового подхода к построению систем жизнеобеспечения значительно более высокие результаты для повышения энергоэффективности экономики по сравнению с решением фрагментарных задач оптимизации отдельных систем жизнеобеспечения обеспечат следующие решения.
* Окончание. Начало в № 25 (214) за 2013 г.
Системное решение проблем тепло- и электроснабжения. Целесообразность перевода ТЭЦ в режим ПГУ. В Российской Федерации проблемы электроснабжения должны решаться одновременно с вопросами потребления тепла, поэтому задачи перевода существующих ТЭЦ в режим ПГУ, как и строительства новых ПГУ ТЭЦ рядом с крупными городами, требуют дополнительного обоснования. В результате снижения потребления энергии промышленными предприятиями выработка электроэнергии в крупных городах на ТЭЦ (даже без учета ПГУ), как правило, избыточна. В каждом конкретном случае необходимо проводить анализ соотношения потребления электроэнергии в пределах города, где расположена ТЭЦ, и объема производства электроэнергии на ней. Нецелесообразно продолжение сложившейся практики производства экологически чистого продукта (электроэнергии) в регионах с максимальной плотностью населения (города-миллионники) для последующей его передачи в менее населенные районы (30-150 км от города). Увеличение производства электроэнергии в Российской Федерации следует обеспечивать без роста экологической нагрузки на мегаполисы и крупные города. При отсутствии возможности загрузки ТЭЦ по теплу установка ПГУ на КЭС приводит к большей эффективности использования топлива для производства электроэнергии по сравнению с ТЭЦ за счет лучших параметров термодинамического цикла, обеспечиваемых на КЭС [9].
Комбинированная выработка тепла и электроэнергии и оптимизация электроснабжения. Тот факт, что раздельная выработка менее выгодна, чем комбинированная, никогда не подвергался сомнению отечественной энергетической школой. Предметом спора в течение всего периода развития теплофикации являлся вопрос определения границы, при которой экономически выгодно переходить от раздельной технологии энергоснабжения к комбинированной выработке. На начало 1980-х гг. в качестве границы для формирования теплофикационных систем было принято наличие тепловой нагрузки более 400 Гкал/ч. Как показал анализ опыта развития стран Западной Европы, Северной Америки и Японии, в настоящее время граница зоны эффективности когенерации составляет единицы мВт, и прогнозируется, что в ближайшие 20 лет она понизится до единиц кВт. В России доля электроэнергии, произведенной в комбинированном режиме на ТЭЦ, снижается, что ведет к росту удельного расхода топлива на производство
электроэнергии и ухудшению удельных показателей существующих теплофикационных систем. Такая ситуация требует нового подхода, позволяющего в период жизненного цикла системы энергоснабжения (превышающего в большинстве случаев 50-70 лет) менять соотношение производимой электрической и тепловой энергии. Поэтому, как указывал академик А. Е. Шейндлин, следует самым серьезным образом рассмотреть вопрос о прекращении строительства крупных теплоэлектроцентралей и обратить внимание на широкое внедрение малых электростанций, работающих по комбинированному циклу. При этом следует прекратить массовое строительство трудно ремонтируемых и практически незаменяемых (в крупных населенных пунктах) тепловых сетей [12].
При развитии когенерации необходимо учитывать следующие тенденции в изменении структуры энергопотребления:
- рост доли потребления электроэнергии коммунально-бытовым сектором и сферой услуг. Более половины роста (58 % для Московской области) потребления электроэнергии будет обеспечено за счет жилищно-коммунального сектора. В этой связи на первом этапе приоритетным является обеспечение муниципальных котельных когенерационными установками с утилизацией попутного тепла в объеме 12-15 % от пиковой тепловой нагрузки, что позволит обеспечить круглогодичное горячее водоснабжение в когенерационном режиме;
- отсутствие предпосылок для суммарного роста потребления тепла, вследствие чего необходимо рационально использовать тепловое потребление для производства электроэнергии. В этой связи, как показано в [10], схема использования попутного тепла со сбросом в котел и последующим дожиганием не должна рассматриваться до тех пор, пока хотя бы часть электроэнергии в регионе и в стране вырабатывается в конденсационном режиме. Когда же конденсационная выработка на ТЭС будет исключена, то применение данной схемы становится оправданным, что подтверждено Программой модернизации электроэнергетики России до 2020 года. Развитие когенерации в рамках средового подхода позволит обеспечить совокупность следующих системных эффектов.
Построение ценологически оптимального распределения мощностей электроэнергетики, обоснованного научной школой профессора
Б. И. Кудрина. Созданная на протяжении десятилетий система централизованного теплоснабжения на основе котельных является «матрицей» для формирования оптимального распределения генерирующих мощностей, на что указывают следующие факты:
- распределение теплоснабжающих организаций (ТСО) в пределах региона подчиняется ^-распределению:
А(х) =Л1/хв,
где в - характеристический показатель, определяющий степень крутизны кривой; А(1) = А1 - константа, в качестве которой принимается значение параметра самого крупного объекта (например объем отпуска тепла в Краснодарском крае ОАО «Краснодартеплоэнерго») (рис. 6);
- на протяжении десятилетий системы теплоснабжения создавались с целью минимизации затрат и потерь тепла. Поскольку большинство потребителей тепла одновременно являются и потребителями электроэнергии, размещение на источниках тепла ОРГ приведет к минимизации затрат на передачу электроэнергии;
- распределение потребителей электроэнергии также подчинено ^-распределению: мини-потребители, питающиеся на низком напряжении, составляют 90 % всех потребителей Российской Федерации; мелкие потребители, имеющие трансформаторные (один или несколько трансформаторов) подстанции с высшим напряжением 10 (6)кВ, составляют р около 9 %; средние потребители, имеющие распределительные подстанции и развитое электрохозяйство со своей электрослужбой, - 0,9 %; при этом доля крупных потребителей, имеющих главную понизительную подстанцию (подстанции) с высшим напряжением 35-330 кВ и специализированные цеха (подразделения в составе электрослужб), не превышает 0,1 %;
- кроме общего вида распределения потребителей, системы электро- и теплоснабжения демонс-
трируют и схожую динамику: на протяжении последних 20 лет происходил рост потребления электроэнергии и тепла малыми потребителями. Увеличение потребления электроэнергии происходило преимущественно на низком напряжении, ввод новых крупных промышленных предприятий вносил незначительный вклад. Распределение заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям также удовлетворительно аппроксимируется ^-распределением. Таким образом, генерация электроэнергии на надстройках котельных при условии использования попутного тепла для теплоснабжения является одним из подходов, позволяющих обеспечить согласование развития систем тепло- и электроснабжения. За счет надстройки котельных когенерационными установками можно достичь ^-распределения электрогенерирующих мощностей, когда в системе с генератором 1 млн кВт установлено 10 генераторов по 100 тыс. кВт, 100 шт. по 10 тыс. кВт и т. д. Сеть теплоснабжающих предприятий представляет собой сетку для формирования ценологически оптимального (с коэффициентом достоверной аппроксимации для частного случая Краснодарского края 0,977) распределения мощностей электроэнергетики. Из этого, в частности, следует ошибочность выбора для перевода в режим мини-ТЭЦ только крупных котельных и оттеснение мелких на второстепенный план.
10 ООО
1 ООО
100
N
100
Рис. 6. Параметрическое распределение ТСО Краснодарского края с объемом отпуска более 10 тыс. Гкал/г по объему отпущенной тепловой энергии (в логарифмических координатах): Е - объем отпущенной тепловой энергии, тыс. Гкал/г; N - порядковый номер ТСО
- 29
Формирование динамической системы компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. Одним из технологических решений, на основе которого можно достичь гибкого управления режимами распределительных сетей, является создание распределенной генерации на основе синхронных генераторов с возможностью управления токами возбуждения. Вопрос компенсации реактивной мощности на основе автоматического регулирования возбуждения синхронных двигателей теоретически обоснован и практически используется применительно к оптимизации электроснабжения промышленных потребителей, однако регулирование токов возбуждения синхронных генераторов в распределительных сетях населенных пунктов является новой задачей. В итоге распределенная энергетика (в большинстве случаев приводящая к дальнейшему разбалансированию сетей за счет сокращения потребления электроэнергии из сети) является не только механизмом снижения стоимости энергоснабжения конечного потребителя, но при системном подходе позволит достичь компенсации реактивной мощности во всех точках энергосистемы, обеспечив снижение потерь в сетях. При этом в основу определения первоочередных узлов для установки ОРГ следует выбирать такие точки распределительных сетей, в которых наблюдаются максимальные потери и будет получен наибольший эффект от компенсации реактивной мощности.
Системный подход к проблеме пиковых мощностей. Переход когенерационных установок на работу по графику электрических нагрузок, а не по тепловому потреблению. Создание возможности перехода из режима регулирования тепловой в режим регулирования электрической нагрузки в результате установки баков накопителей тепла на мини-ТЭЦ позволит повысить долю электроэнергии, производимую в комбинированном режиме, и обеспечит условия для работы ОРГ в режиме покрытия графика электрических, а не тепловых нагрузок. В результате этого мини-ТЭЦ получат возможность выполнять функцию регулирования графика работы энергосистемы. Произведенное, но не востребованное в процессе производства электроэнергии тепло будет аккумулироваться в баках-накопителях и расходоваться по графику тепловой нагрузки. При этом задача регулирования состоит в согласовании суточных объемов производства тепла на мини-ТЭЦ и его потребления. Удельная стоимость бака - аккумулятора тепла составляет
около 1,5 тыс. руб./кВт-ч и существенно ниже, чем систем аккумулирования электроэнергии (свин-цово-кислотные батареи стоят 45 тыс. руб./кВт-ч, ГАЭС - от 16 тыс. руб./кВт-ч). В первую очередь установку аккумуляторов тепловой энергии желательно осуществить на котельных, надстраиваемых когенерационными установками.
В итоге при системном подходе будет востребована новая концепция надстроек котельных: по одной электрогенерирующей установке на котельную с организацией параллельно работающих, пространственно разделенных энергоблоков в пределах одной зоны действия понизительной подстанции. Это позволит:
- значительно снизить удельные капитальные затраты при реализации проектов по распределенной энергетике;
- создать больший эффект компенсации реактивной мощности в распределительных сетях по сравнению с установкой нескольких генераторов в одной точке;
- обеспечить большую гибкость для регулирования графика электрической нагрузки на имеющихся тепловых нагрузках.
На основе взаимодействия объектов распределенной генерации и сетей можно обеспечить: повышение надежности энергоснабжения за счет первоочередной установки объектов распределенной энергетики у удаленных потребителей; снижение загрузки трансформаторных подстанций и сетевых потерь в результате обеспечения компенсации реактивной мощности в распределительных сетях; дополнительное резервирование энергоснабжения в местах расположения единичных энергоблоков; работу каждого генератора в оптимальном режиме с минимальным удельным расходом топлива на производство электроэнергии; возможность работы мини-ТЭЦ по графику выработки электроэнергии.
Регулирование графика нагрузки на основе перевода водоканалов в режим малых ГАЭС. Регулировка графика работы насосов первого подъема и наполнение резервуаров чистой воды (РЧВ) в водоканалах обеспечат выравнивание потребления электроэнергии населенным пунктом. Установка РЧВ на возвышенности рядом с населенным пунктом позволит частично перевести работу системы водоснабжения в режим небольших ГАЭС. Наполнение РЧВ в период спада нагрузок приведет к аккумулированию энергии. Поскольку график
водоразбора согласуется с графиком бытового электропотребления, срабатывание запасенной потенциальной энергии воды в период водоразбора переведет работу водоканала в режим регулятора нагрузки энергосистемы. В результате, водоканалы, являющиеся сегодня одними из самых крупных потребителей электроэнергии практически в каждом населенном пункте, могут стать ее производителями в периоды пикового спроса, выполняя регулирующие функции оптимизации работы энергосистемы при практической неизменности технологического процесса водоснабжения.
Набор доступных на сегодняшний день технических решений, аналогичных переводу ТЭЦ в режим регулирования электрических, а не тепловых нагрузок, создание распределенной сети ГАЭС на основе водоканалов в совокупности с административными и экономическими механизмами регулирования потребления энергии позволят решить задачу снижения спроса на пиковые мощности.
Развитие новых транспортных средств и регулирование графика нагрузки. Формирование сре-дового подхода должно учитывать, что энергетика является одной из самых инерционных отраслей экономики - жизненный цикл систем энергоснабжения, как правило, превышает период существования большинства технологий. Поэтому при построении систем энергоснабжения следует предусматривать возможность интеграции в них новых технологических решений, например гибридных транспортных средств, в частности с возможностью подключения к электросети. Это обеспечит резервирование электроснабжения районных больниц, пожарных частей и других организаций не на основе резервных дизель-генераторов с возможными сбоями в запуске при отрицательных температурах, а в результате перевода аккумуляторов спецтехники муниципалитетов (машины МЧС, почты, скорой помощи, коммунальных служб и др.) в режим, допускающий подзарядку (grid to vehicle concept, G2V) и отдачу электроэнергии обратно в сеть (vehicle to grid concept, V2G). По мере развития гибридных транспортных средств данное решение обеспечит не только снижение экологической нагрузки в городах от сокращения выхлопов автомобильного транспорта, но и частичное покрытие пиковых электрических нагрузок, что снизит потребность в строительстве ГАЭС.
Таким образом, как показано в [2], концепция формирования будущего энергоснабжения должна
основываться не на модернизации отдельных технологий и оборудования, а на пересмотре принципов развития и создания нового, инновационного по характеру, технологического базиса энергоснабжения. Он должен обеспечить значительно более полное удовлетворение требований потребителей путем существенного изменения физических и технологических характеристик и функциональных свойств всех компонентов энергетической системы и повысить эффективность использования энергетических мощностей. Согласно [3], инновации, тем более технологические, не могут быть самоцелью. Их целью является повышение конкурентоспособности страны на мировой арене, достигаемое модернизацией всех сторон жизни государства и общества, организацией среды развития.
5. Приоритетом в повышении эффективности использования энергетических мощностей, в значительной степени определяющей издержки энергоснабжения, является оптимизация потребления параллельно с увеличением мощности энергосистемы и заменой генерации на более капиталоемкие решения
Развитие энергетики в долгосрочном периоде во всех странах сопровождалось ростом числа часов использования мощности (ЧЧИМ), что приводило не только к сокращению постоянных издержек при выработке электроэнергии, но и к уменьшению удельного расхода топлива за счет работы оборудования в оптимальных режимах. По этой причине в странах с более высоким ЧЧИМ стоимость электроэнергии ниже, чем в остальных (рис. 7).
Эффективность использования энергетических мощностей была основополагающим параметром в становлении советской энергетики и уже к 1940 г. достигла 4312 ч/г. Данное значение было превышено в Великобритании спустя более полувека - в 1992 г., во Франции только в 1996 г. и до сих пор не достигнуто в Японии. Столь высокий показатель был получен на энергетическом оборудовании с параметрами не выше следующих: максимальная мощность ТЭС - 350 МВт (Новомосковская и Зу-евская ТЭС); максимальная единичная мощность энергетического оборудования - 100 МВт; давлении пара не выше 30 атм и температуры менее 4250 С; раздельная работа шести энергосистем на напряжении не выше 110 кВ. Более высокие напряжения использовались только в единичных проектах (напряжение 154 кВ - для выдачи мощности Днепровской ГЭС в 1932 г., 220 кВ - Свирской
ччим
а б в
Рис. 7. Стоимость электроэнергии С (I) для промышленных потребителей и ЧЧИМ (II) в развитых странах в 2008 г.: а - Италия (1), Германия (2), Великобритания (5), Франция (4); б - Аргентина (1), США (2), Канада (5), Австралия (4), ЮАР (5); в - Япония (1), Сингапур (2), Тайвань (5), Южная Корея (4)
ГЭС в 1933 г.). Высокие показатели ЧЧИМ были достигнуты при развитии не только промышленных (со стабильным электропотреблением), но и коммунальных и бытовых потребителей. Отпуск электроэнергии на нужды быта и сферы обслуживания в городах увеличился с 1,4 млрд кВт-ч в 1930 г. до 6,7 млрд кВт-ч в 1940 г. Последовавшее снижение ЧЧИМ энергетики СССР во время войны было преодолено в послевоенные годы. В 1950 г. эффективность использования энергетических мощностей в СССР составила 4650 ч/г. Типовым агрегатом для новых ТЭС в конце 1940-х гг. стал турбогенератор на 100 МВт; наибольшая мощность ТЭС в 1950 г. составила 400 МВт, а доля агрегатов высокого давления увеличилась в 1940-1950 гг. с 3 до 20 % общей мощности ТЭС. Расчетными инструментами были конторские счеты, логарифмические линейки и арифмометры «Феликс». В последующем системный подход отечественной энергетической школы позволил в период с 1960 по 1991 г. планомерно повышать ЧЧИМ. По уровню эффективности использования энергетических мощностей СССР стал лидирующей энергосистемой в мире. Достигнутые параметры с учетом аварийного, частотного, эксплуатационного и прочих типов резервов обеспечивали надежность энергоснабжения в СССР, включая «бронированных» потребителей электроэнергии. Поскольку доля такого рода потребителей в Российской Федерации в результате многократного снижения производства на предприятиях ВПК по
32
сравнению с 1980-ми гг. значительно уменьшилась, в настоящее время отсутствуют предпосылки для обоснования увеличения по сравнению с СССР доли резервных мощностей.
С распадом СССР в 1991 г. и сокращением промышленного производства в России к 1994 г. произошло снижение ЧЧИМ до 3 377 ч/г. Формирование рыночной экономики обеспечило рост ЧЧИМ, однако довоенный уровень СССР был превышен только в 2008 г. (4 395 ч/г). Ввод новых мощностей, опережающий рост потребления привели к снижению ЧЧИМ до 4 174 в 2009 г. и до 4 294 ч/г в 2010 г. Следует заметить, что в РСФСР ЧЧИМ был одним из самых высоких среди союзных республик, загрузка энергетических мощностей в РСФСР превосходила аналогичный показатель республик Средней Азии, Кавказа и западных территорий СССР. Фактически, кривая ЧЧИМ РСФСР лежит выше кривой СССР, представленной на рис. 8. Таким образом, ЧЧИМ в Российской Федерации по состоянию на 2010 г. находится ниже довоенного уровня РСФСР.
В табл. 2, составленной по данным Института народнохозяйственного прогнозирования (ИНП РАН) [4], приведены данные о мощности объединенных энергосистем и выработке электроэнергии в предкризисный 2008 г., а также проведено сравнение с данными ЧЧИМ 1979 г. [5].
Из анализа данных табл. 2 видно, что снижение ЧЧИМ произошло во всех региональных энергосистемах. Если не рассматривать энергосистему
4 800
4 300
3 800
3 300
2 800
1932
1942
1952
1962
1972
1982
1992
2002
2012
Рис. 8. Число часов использования мощности в России в 1932-2010 гг. (до 1991 г - в СССР)
Таблица 2
Основные показатели объединенных энергетических систем Российской Федерации в 2008 г. и их сравнение с уровнем 1979 г.
Регион Российской Федерации Установленная мощность электростанций, млн кВт Выработка электроэнергии, млрдкВтч ЧЧИМ, ч/г Изменение ЧЧИМ по сравнению с 1979 г., ч/г
Центральная Россия 49,217 224,7 4 565 -647
Средняя Волга 26,436 109,9 4 157 -796
Урал 42,703 233 5 456 -494
Северо-Западный регион 21,012 97,6 4 645 -251
Юг России 16,329 69,2 4 238 -1 286
Сибирь 46,956 193,4 4 119 -615
Дальний Восток 9,19 29,3 3 188 -993
6 ООО 5 500 5 000 4 500 4 000 3 500 3 ООО
, 1 \ л • •
А • ■ ; \ • 1 ч • Х ' 1 гМ ^ ь. ж А V 9
—/
/ ''Л • \
ч .■ / У*
\
/
V" 1111111111111111 1111111111111
• Канада
■СССР
■ Россия
ООСООЗЮЮСЯСЛСЛСПСПООООО
Рис. 9. Динамика ЧЧИМ стран-лидеров и Южной Кореи (линия тренда указывает динамику ЧЧИМ Канады)
.... ЮАР
— »• Южная Корея
---- Линейная
(Канада)
Юга, которая значительно трансформировалась в результате отделения Украины, максимальное снижение эффективности использования существующего оборудования (до 3 190 ч/г) произошло на Дальнем Востоке.
Вместе с тем, несмотря на достаточно значительные отклонения, в мире наблюдается долгосрочная тенденция роста эффективности использования энергетических мощностей (рис. 9) [13].
Для определения природы отклонений проведено совместное рассмотрение динамики ЧЧИМ и изменения мощности энергосистемы [6], на основании которого была показана правомерность применения модели взаимодействия ресурсов и потребителей (модель «хищник - жертва» Лотки-Вольтерра) для анализа зависимости эффективности использования существующих мощностей от объемов ввода новых электростанций. Применение методов популяционной динамики позволило объяснить изменение ЧЧИМ в большинстве стран и выявить взаимосвязи между объемами нового
строительства и эффективностью использования энергетического оборудования (рис. 10). На основе анализа развития энергосистем на протяжении 1980-2008 гг. была выявлена закономерность циклического поведения динамической системы ЧЧИМ-
8,0
4 800
4 600
4 100
3 800
14,0
-1,0
4 300 4 500 4 700 4 900
4 300
Примечание. Начало интервала выделено жирной точкой, направление отмечено стрелкой.
Рис. 10. Совместная динамика ЧЧИМ и вводов/выводов мощностей (ГВт/г): а - США (1992-2006 гг); б - Бразилия (1989-2005 гг.); в - Австралия (1998-2008 гг.); г - Япония (1987-1999 гг.); д - Южная Корея (1993-2002 гг.); е - Индия (1997-2008 гг); ж - ЮАР (1989-1998 гг.); з - Германия (1998-2008 гг.); и - Франция (1981-2008 гг);
к - Испания (1981-2008 гг)
34 -
объем новых вводов. Здесь можно наблюдать циклы, вращающиеся против часовой стрелки на фазовой плоскости изменение мощности энергосистемы -ЧЧИМ. Рост мощности энергосистемы, опережая рост потребления электроэнергии, приводит к снижению ЧЧИМ энергосистемы. В то же время увеличение ЧЧИМ не всегда требовало роста ввода новых генерирующих мощностей, и в ряде стран вопрос решался не за счет нового строительства, а в результате перехода на более высокий уровень загрузки оборудования. Например, в США кратное увеличение ввода новых мощностей в 2000-2003 гг. от среднегодового значения 8-9 ГВт/г до 57,047 ГВт в 2002 г. вызвало снижение ЧЧИМ в 2001-2003 гг. и вернуло ввод новых мощностей до уровня 8,195 ГВт в 2006 г. В развитии энергетики Германии после завершения переходных процессов объединения начиная с 1996 г. можно видеть характерное движение точки на фазовой плоскости против часовой стрелки, вызванное ростом объемов энергетического строительства более 3 ГВт/г. На основе анализа зависимости ЧЧИМ для стран с установленной мощностью более 99 % мировой энергетики от состава энергетического оборудования и удельного (подушевого) потребления электроэнергии (УПЭ) сделан вывод о
4 500 4 600
4 700
4 800
4 700
3 200 3 400 3 600 3 800 4 000
том, что УПЭ является консервативной величиной, а эффективность использования мощностей определяется не способностью энергосистемы производить электроэнергию и не структурой и параметрами энергетических мощностей, а возможностью равномерного потребления энергии экономикой государства.
В результате сопоставления эффективности использования оборудования и технологического уровня отечественной энергетики в 1940-х и в начале 2010-х гг. сделано заключение, что системный подход к построению энергоснабжения, сбалансированность потребления и выработки электроэнергии являлись и являются существенно более значимыми для стратегической энергетической безопасности и устойчивого развития российской экономики по сравнению с совокупностью достижений в области повышения параметров генерации и передачи электроэнергии.
Совместный анализ ЧЧИМ и динамики изменения мощности всех энергосистем с установленной мощностью более 30 ГВт показал, что избыточный рост энергетического строительства приводит к росту цены электроэнергии. Влияние этого фактора является более значимым, чем удорожание электроэнергии в результате роста объемов строительства возобновляемой энергетики.
6. Поскольку после завершения этапа индустриализации во всех развитых странах удельное (подушевое) потребление электроэнергии растет не выше чем на 1 % в год, в России отсутствуют предпосылки для роста выработки электроэнергии более 1300-1400млрд кВтч, что при условии роста эффективности использования генерирующих мощностей обеспечивается энергосистемой установленной мощностью не более 250 ГВт
Рассмотрение почти полувекового интервала (1963-2008 гг.) указывает на синхронность (с точностью до 20 %) роста УПЭ в России с такими высокоразвитыми странами, как Германия (с точностью до 10 %), Франция (20 %, а с учетом экспорта электроэнергии -до 10-12 %), Япония и Великобритания (с точностью
до 45 %). На рис. 11 представлено отношение УПЭ этих стран к значению в России (в знаменателе находится удельное производство электроэнергии России, а в числителе - производство электроэнергии в соответствующей стране). Линия ординаты со значением 1 задает базовый уровень, соответствующий УПЭ России. Точки, расположенные над базовым уровнем, указывают на более высокий УПЭ в соответствующий период, под ним - на более низкий [7].
Несмотря на различные социально-экономические, климатические и иные условия в развитых европейских странах и Японии, а также в штате Калифорния, происходит прекращение роста УПЭ и выход на насыщение на уровне 6,5-7,5 МВт-ч/ чел. в год (рис. 12), а в скандинавских странах и Канаде наблюдается явное сокращение значений УПЭ (рис. 13).
Таким образом, анализ динамики удельного потребления электроэнергии позволяет обосновать новый метод определения этапа развития экономик различных государств: закономерность снижения роста УПЭ до значений, не превышающих 1 % в год для стран, прошедших этап урбанизации. При этом страны-лидеры УПЭ - Скандинавия и Канада - вышли на нулевой и отрицательный темп его роста. Выход УПЭ на насыщение с возможным дальнейшим ростом не более 1 % в год на протяжении десятилетия свидетельствует о завершении в этих государствах этапа индустриального развития. Данная динамика изменения УПЭ указывает на переход к этапу постиндустриального развития, обычно сопровождающегося изменением отношения к окружающей среде от потребительского к
Рис. 11. Отношение УПЭ в странах Западной Европы и Японии к УПЭ в России
в 1960-2010 гг.
Рис. 12. Динамика удельного производства электроэнергии
в 1960-2010 гг, МВт-ч/чел. в год: 1 - Франция; 2 - Япония; 3 - Германия; 4 - Великобритания
Рис. 13. Динамика удельного производства электроэнергии в 1960-2010 гг, МВт-ч/чел. в год: 1 - Норвегия; 2 - Канада; 3 - Швеция; 4 - Финляндия
природоохранному, переносом акцента на ресурсосберегающий сценарий развития экономики и усилением внимания к возобновляемым источникам энергии. При этом уровень урбанизации достигает насыщения. В свою очередь, развитие энергоемких производств и экстенсивное наращивание потребления ресурсов свидетельствуют о нахождении
государства на уровне развивающихся стран, для которых характерны высокие темпы индустриализации и урбанизации. Как видно, УПЭ любой страны, не совершающей перехода на новый уровень социально-экономических отношений, сопровождающийся ростом доли городского населения, является крайне консервативной величиной на протяжении десятилетий, а его динамика в комплексе с электроемкостью ВВП -основополагающими параметрами, характеризующими хозяйственную деятельность в стране. Экономический кризис 2008 г. не привел к снижению темпа роста УПЭ стран, находящихся на этапе индустриализации (рис. 14). Можно сделать предположение, что для отечественной экономики в настоящее время более актуальной является задача сокращения электроемкости ВВП, чем перемещение в правую часть графика.
Для прогнозирования долгосрочного развития страны абсолютное значение УПЭ имеет второстепенное значение по сравнению с его динамикой. Например, достижение Норвегией УПЭ 11 МВт-ч/чел. в 1963 г. (значения более высокого, чем сегодняшний уровень в странах Западной Европы, Японии, а также в Калифорнии) не было основанием для прекращения его роста. Аналогично, стабилизация УПЭ Великобритании и Калифорнии на значениях более низких, чем удельное потребление электроэнергии в России, не предполагает дальнейшего наращивания УПЭ, обеспечивая их устойчивое экономическое развитие.
1,1
1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0
•
1
/ \ * \г • А
3 ж Л /•
• 1 ж ж # • • ^гг/ * V 1У X \/
# ~~1 * / \ / / ж \ / N. Ж / *Ч Щ"2. Ж
•/ \ / V / Ж 1 ж
•
1 1 1 • 11111 ж 11111 1 I ! 1 1 1 1 1 1
9
7
- 5
- 3
1
-3
о_ ю о
с; <и со
пз =
гз
ос
ГГ
з: гз О. 0
Ч а
о. о
X
и го
о.
О)
о. <
=г
пз
с: го
гГ а.
о >-
о. ш
о о
X
X
Рис. 14. Электроемкость ВВП (7), кВт-ч/долл. (левая шкала, данные 2010 г.) и темпы изменения УПЭ, % в год (правая шкала) в развитых странах: 2 - 2006-2010 гг.; 3 - 2002-2006 гг.; 4- 1998-2002 гг.
История становления мировой электроэнергетики не превышает 120 лет, поэтому период 1963-2008 гг., для которого выполнен ретроспективный анализ динамики удельного потребления электроэнергии, и 1980-2008 гг., для которого проведен анализ динамики ЧЧИМ, являются значимыми для ее развития. Так как были исследованы [6, 7] все крупные энергосистемы, можно предположить, что выявленные закономерности имеют достаточно универсальный характер и их следует принимать во внимание при планировании развития любой энергосистемы, в том числе и в России. Поэтому в первом приближении были выделены два типа территорий - Европейская часть (включающая пять федеральных округов) и восточная - Урал, Сибирь и Дальний Восток.
Для нашей страны, позиционирующей себя на этапе развития, близком к уровню развитых государств, можно отметить сходство западноевропейских стран и Японии с Европейской частью Российской Федерации (ЦФО, СЗФО, ЮФО, СКФО, ПФО). Основное отличие общего характера энергообеспечения указанных федеральных округов от стран Западной Европы заключается в том, что логистическое плечо доставки углеводородов у нас в полтора-два раза короче. Это дает основания говорить об отсутствии предпосылок для роста УПЭ в Европейской части РФ. Пять федеральных окру-
гов центральной части России, так же, как и упомянутые страны, находятся на ниспадающей части кривой добычи полезных ископаемых. Бурное развитие до 2030 г. добывающей промышленности западнее Уральских гор в Российской Федерации маловероятно, а некоторые исключения, например апатиты, калийные соли и т. п., составляют относительно невысокую долю в региональном валовом продукте и не окажут существенного влияния на среднее потребление электроэнергии Европейской части. На основании этого сделан вывод, что на Европейской части РФ можно ожидать достижения УПЭ не более 8 МВт-ч/чел. в год, что соответствует максимальному значению для стран, представленных на рис. 12.
Численность населения пяти федеральных округов Европейской части России составляет 102,4 млн чел. Принимая нулевой вариант изменения численности населения, получим, что объем выработки электроэнергии здесь не будет превышать 820 млрд кВт-ч в год (102,4 млн чел. • 8 МВт-ч). Для Урала, Сибири и Дальнего Востока (суммарно 38,8 млн чел.), приняв максимальное значение УПЭ, характерное для США, Канады и скандинавских стран (16 МВт-ч/чел. в год), получим объем производства электроэнергии 620 млрд кВт-ч (38,8 млн чел. • • 16 МВт-ч). Таким образом, предполагаемой верхней границей объема производства электроэнергии в Российской Федерации является 1440 млрд кВт-ч в год. Данное значение получено при следующих предположениях:
- Российская Федерация прекратит 20-летнюю тенденцию снижения численности населения, и долгосрочный прогноз 1ЕА о сокращении численности населения нашей страны до 2050 г. окажется несостоятельным;
- УПЭ в Европейской части в перспективе достигнет максимального уровня, характерного
для западноевропейских стран и Японии - 8 МВт-ч/чел. в год, а в УФО, СФО и ДВФО, несмотря на развитость централизованного теплоснабжения, - максимального уровня Канады, Швеции и Финляндии (16 МВт-ч/чел. в год). Второе предположение, по-видимому, является маловероятным, и, если принять во внимание различие в электроотоплении Канады и развитым централизованным теплоснабжением на Урале, в Сибири и на Дальнем Востоке, то 12 МВт-ч/чел. в год является значением, намного более корректно определяющим электропотребление Восточной части России. Таким образом, даже без учета ожидаемого снижения численности населения более реалистичным значением потребления электроэнергии является асимптотическое значение 1 280-1 300 млрд кВтч в год.
Полученный прогноз окажется ошибочным, если для России будет выбран путь развития со строительством десятков новых промышленных потребителей с единичным потреблением более 500 МВт, поскольку это будет означать переход к мобилизационной экономике и выход из сообщества развитых рыночных стран.
В настоящее время ЧЧИМ Российской Федерации находится на одном уровне с Бразилией, Индией и Китаем (рис. 15), в то время как страны, находившиеся на сопоставимом с СССР уровне по эффективности использования энергетических мощностей - ЮАР и Канада - значительно ее опережают.
Можно увидеть (см. рис. 9), что с уровня 4 500 ч/г в 1980 г., который в СССР был достигнут на тридцать лет раньше (в 1950 г.) и уверенно преодо-
5 ООО
4 800
4 600
4 400
4 200
4 000
3 800
3 600
3 400
3 200
~1—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I— ^ / // # / ^ ^
Рис. 15. Динамика ЧЧИМ стран БРИК в 1981-2009 гг.
лен в начале 1970-х гг., энергетика Канады перешла на 5 000 ч/г (линия тренда на рис. 8), а ЮАР - на 5 500 ч/г, что является одной из причин самой низкой стоимости электроэнергии в этих странах (см. рис. 7).
Поскольку основой для роста ЧЧИМ является оптимизация работы конечных потребителей, в этом направлении можно добиться намного более весомых результатов, чем в период достижения максимума (как в 1980-е гг.; см. рис. 8). В частности, для выравнивания графика нагрузки в самом слож-норегулируемом бытовом секторе научно-технический прогресс расширил возможности потребителя: увеличилась доля бытовой техники, снабженной электронными устройствами, позволяющими гибко управлять режимами потребления, совмещая требования потребителя и задачи оптимизации работы энергосистемы. Кроме того, появилась возможность определять профиль потребления на основе использования smart-технологий.
Развитие smart-сетей позволяет включать значительную часть нагрузки во временном интервале, заранее заданном потребителем, но в период, наиболее удовлетворяющий технологическим возможностям производителя. В будущем расширятся возможности формирования требуемого графика потребления в связи с дальнейшим развитием автоматизации, роботизации, внедрением дистанционных методов управления. Не меньшие перспективы открывает и объединение конечных электроприемников в рамках smart-сети с целью регулирования графика потребления. В результате появления новых технических решений по выравниванию графика к 2030 г. загрузка энергетических мощностей наиболее раз__витых стран увеличится до величин не менее 5 700-6 000 ч/г, поэтому существует технологическая возможность обеспечить уровень ЧЧИМ энергетики Европейской части РФ до 5 500-5 700 ч/г.
Если учесть, что отсутствуют основания для роста УПЭ в пяти федеральных округах Европейской части России более чем на 8 МВт-ч/чел. в
СССР
■ Россия
Бразилия
----Индия
Китай
т—I—I—I—I—I
ф # 4
год, то асимптотической границей производства электроэнергии на этой территории является 820 млрд кВтч. Предположив, что ЧЧИМ Европейской части страны не вырастет выше 5 500 ч/г, можно дать оценку суммарной установленной мощности энергосистемы Европейской части России на уровне 149-150 ГВт.
При гипотетическом росте УПЭ Урала, Сибири и Дальнего Востока до 16 МВт-ч/чел. объем производства электроэнергии составит 620 млрд кВт-ч. Если предположить, что ЧЧИМ на этой территории не опустится ниже 5 800 ч/г, то установленная мощность в трех восточных федеральных округах достигнет 106-107 ГВт. Более реалистичным представляется УПЭ в рассматриваемых регионах порядка 12 МВт-ч/чел. в год и, соответственно, производство электроэнергии 465 млрд кВт-ч. В этом случае мощность электроэнергетики Урала, Сибири и Дальнего Востока составит 80 ГВт.
Таким образом, необходимая мощность, способная обеспечить потребности в электроэнергии Российской Федерации, не превышает 230 ГВт. В случае продолжения сырьевого сценария экономического развития страны и увеличения УПЭ в восточных регионах до 16 МВт-ч/г на одного жителя при прекращении депопуляции этих территорий возможно обеспечить загрузку энергетических мощностей до 257 ГВт с преимущественным ростом потребления на Урале, Сибири и Дальнем Востоке.
7. Повышение энергоэффективности в результате согласования интересов потребителей и комплексного развития систем жизнеобеспечения на основе интеллектуальных сетей является основой для формирования системы более высокого уровня - среды, в рамках которой будет достигнута гармонизация отношений всехучас-тников процесса производства, распределения и потребления энергетических ресурсов.
Для реализации предложенного сценария развития энергосистемы необходим ее переход на новый качественный уровень. Требуется сочетание рыночных механизмов с административными мерами в рамках построения энергоэффективной среды по обеспечению всеми видами ресурсов, ведущая роль в которой будет принадлежать потребителю на основе создания микросетей по оптимизации потребления, а впоследствии и производства энергетических ресурсов непосредственно у потребителя. Последующее интегрирование микросетей в интеллектуальные региональные сети позволит российс-
кой энергетике перейти к концепции smart grid, как это и происходило во всех странах, где smart-сети строились на основе интеграции smart-технологий в локальных распределительных сетях. Только в отличие от западных российские интеллектуальные сети должны включать в себя оптимизацию выработки и потребления не только электроэнергии, но и всех типов ресурсов, а поскольку Россия - самая холодная страна мира, в первую очередь - тепла и электроэнергии. Вовлечение смежных секторов экономики в процесс формирования энергоэффективной среды позволит повысить эффективность использования существующих генерирующих мощностей и обеспечить надежное энергоснабжение без роста установленной мощности свыше 250 ГВт. Для этого часть инвестиционных программ и соответствующих финансовых потоков должна быть переориентирована на задачи повышения эффективности потребления энергии.
Прошло уже более четверти века с того момента, когда было доказано, что три четверти прироста потребления органического топлива в стране экономичнее обеспечивать энергосберегающими мероприятиями и путем замещения другими энергетическими ресурсами, а не вложением средств в получение новых источников органического топлива [5]. Это утверждение было сделано на основе данных начала 1980-х гг. - периода роста УПЭ во всех странах за исключением некоторых регионов, например штата Калифорния. В настоящее время, когда рост УПЭ в странах, завершивших этап построения индустриального общества, подходит к насыщению, по-видимому, эти три четверти можно заменить на более высокое значение.
Проблему энергоснабжения в период максимума спроса на него необходимо решать не столько на основе ввода в эксплуатацию пиковых мощностей, сколько за счет управления этим спросом, создав условия, при которых потребитель будет заинтересован в выравнивании графика потребления. В этом случае возникает новая задача - переход от удовлетворения спроса на энергию к его формированию, что должно решаться на уровне конечного потребителя. Плавающая цена на электроэнергию должна дать толчок к изменению поведения потребителей -снижению потребления и переносу пиков нагрузки на время с низким потреблением или во временную область с избыточной выработкой электроэнергии на нерегулируемых источниках (ветро- и солнечная энергетика). Переменные тарифы создадут стимулы
и для бытовых потребителей к переносу нагрузок на периоды низкой цены электроэнергии. Smart-сети на основе плавающей стоимости энергии способны значительно более эффективно регулировать потребление электроэнергии, чем сам потребитель, принимающий решение о выборе режимов работы электроприемников на основании зонных тарифов. Поэтому в перспективе наиболее эффективным подходом к регулированию графика нагрузки является не фиксирование нескольких ступеней стоимости электроэнергии и установка многозонных приборов учета, а управление режимами потребления на основе плавающей стоимости электроэнергии.
Таким образом, повышение качества и надежности энергоснабжения российской территории необходимо осуществлять на основе smart-тех-нологий за счет оптимизации потребления ТЭР конечным потребителем. В большинстве случаев наименее затратные решения могут быть реализованы не столько за счет усложнения оборудования генерирующих компаний и системообразующих сетей, сколько в результате создания условий для рационализации поведения потребителя. При построение smart-сети в России необходимо учитывать следующие принципы:
- согласование интересов всех участников технологической цепочки «производство - потребление энергетических ресурсов»;
- комплексное рассмотрение потребления различных типов ресурсов, в первую очередь -тепла и электроэнергии;
- максимальное приближение источников к потребителю, формирование распределенной энергетики, уменьшающей потребности в трансформации напряжения электроэнергии;
- использование котельных в качестве «матрицы» для создания ценологически оптимального распределения электрических мощностей и максимизации производства электроэнергии на существующем тепловом потреблении с полезным использованием попутного тепла;
- установка на теплоисточнике, по возможности, одной когенерационной установки, обеспечение взаимного резервирования пространственно разделенными источниками;
- выбор мощности генерации из условия обеспечения компенсации реактивной мощности на основе распределенной энергетики;
- обеспечение возможности работы когенераци-онных установок по графику электрических, а
не тепловых нагрузок в качестве нового подхода к системе аккумулирования энергии;
- создание автономного электроснабжения в удаленных газифицированных районах без дублирования систем газоснабжения распределительной электрической сетью;
- использование возможностей водоснабжения для создания систем аккумулирования на базе малых ГАЭС.
По этим причинам, не умаляя всей важности и актуальности работ по развитию smart-технологий в системообразующих сетевых компаниях, необходимо расширение спектра полномочий сетевых компаний и формирование условий для возникновения инновационно восприимчивой среды по обеспечению качественного бесперебойного энергоснабжения в российской глубинке. Более того, в сегодняшних условиях в Российской Федерации отсутствует институт, способный решить проблему обеспечения качества и надежности энергоснабжения зон централизованного энергоснабжения России, обеспечив при этом условия для электрификации экономики с учетом требований современных приборов потребления электроэнергии.
При выборе мероприятий по регулированию потребления энергии необходимо основываться на последних достижениях научно-технического прогресса и принимать во внимание перспективы решения проблем энергетики с использованием возможностей систем жизнеобеспечения, транспорта и т. д. Начинать их реализацию следует в наиболее загруженных зонах энергоснабжения. В итоге это приведет к выравниванию графика нагрузки и обеспечит возможность для роста эффективности использования энергетических мощностей.
В результате, как показано в [1], с развитием интеллектуальных сетей в электроэнергетике и других секторах экономики России при их интеграции может быть создан инструмент управления экономикой страны на качественно более высоком уровне, чем это было в СССР и имеет место в настоящее время. Из этого следует необходимость корректировки приоритетов в государственной энергетической политике Российской Федерации. Основой Энергетической стратегии России должно стать не наращивание объемов энергетических мощностей (как показано в исследованиях ИСЭМ СО РАН, вводимые по генеральным схемам на 2020-2030 гг. мощности могут оказаться невостребованными, а возросшие затраты выльются в
неподъемные тарифы для предприятий малого и среднего бизнеса, а затем и населения), а формирование среды с повышением эффективности использования уже существующих мощностей [11]. При этом первоочередной задачей является построение оптимальных отношений производителей и потребителей энергии. Новые технологические возможности, открывающиеся в связи с распространением интеллектуальных сетей, позволят решать основные задачи по регулированию графика нагрузки и роста числа часов использования мощности за счет оптимизации энергопотребления, что позволит уменьшить издержки энергоснабжения и снизить стоимость электроэнергии. Фактически это будет означать возврат потребителя в единый организм энергетики и актуальности определения энергетики, данного академиком Г. М. Кржижановским. Этот путь усилит стратегический аспект энергетической безопасности страны, повысит качество и надежность энергоснабжения без снижения его доступности, обеспечит корректировку объемов инвестиций, требуемых на развитие отечественной энергетики.
Полученная оценка энергетических мощностей дает основания для пересмотра обоснований необходимости ввода новых объектов энергетики. По-видимому, в краткосрочном периоде необходимо провести модернизацию существующего оборудования, повышая его экономичность и удельные показатели с использованием сформировавшейся энергетической инфраструктуры. Модернизация на основе современных аналогов ранее введенных энергоустановок позволит поднять их электрический КПД на 3-4 абсолютных процента (до 10-12 относительных процентов). Локальные дефициты, возникающие из-за неравномерности экономического развития, целесообразно устранять за счет перевода теплоисточников в режим комбинированной выработки тепла и электроэнергии, создавая распределенную энергетику.
В долгосрочной перспективе в России неизбежно распространение новых технологических решений, в частности бестопливных распределенных технологий производства электроэнергии. Поскольку темпы роста установленной мощности возобновляемых источников энергии в мире превышают 20 % в год, наступление этой «долгосрочной перспективы» произойдет значительно раньше завершения жизненного цикла большинства существующих электростанций.
Заключение. На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:
1) опережающий инфляцию рост стоимости энергетических ресурсов и невозможность повышения производительности труда на основе доступного и качественного энергоснабжения приводят к замедлению социально-экономического развития Российской Федерации. Увеличение объемов инвестиционных программ в энергетике вызывает дополнительное снижение доступности электроэнергии. Так как в структуре стоимости электроэнергии для конечного потребителя доля генерации составляет менее 40 %, внедрение совокупности технологий, повышающих параметры и эффективность работы генерирующих мощностей, сможет сократить стоимость электроснабжения не более чем на 20 %, что будет поглощено инфляцией менее чем за два года;
2) во всем мире эффективность использования энергетических мощностей (число часов использования мощности, ЧЧИМ) является фактором, влияющим на стоимость электроэнергии в государстве. Анализ эффективности использования энергетических мощностей более 99 % мировой энергетики показывает, что величину загрузки определяет не способность энергосистемы производить электроэнергию и не структура мощностей, а возможность равномерного потребления энергии совокупностью электротехнических комплексов и систем. Ввод новых мощностей, опережающий рост потребления приводит к снижению ЧЧИМ, поскольку объем потребления электроэнергии определяется потребностью экономики. Во всех странах, завершивших этап индустриализации, значение удельного (подушевого) потребления электроэнергии (УПЭ) выходит на насыщение или растет с темпом менее 1 % в год. Так как в Европейской части России отсутствуют предпосылки для роста УПЭ выше значений западноевропейских стран и Японии (8 МВт-ч/чел. в год), а Урала, Сибири и Дальнего Востока - Канады, США и скандинавских стран (12 МВт-ч/чел. в год), то асимптотическая граница годовой выработки электроэнергии не превышает 1 300-1 400 млрд кВт-ч. В результате оптимизации потребления возможно повышение ЧЧИМ в Европейской части до 5 500 ч/г, а в восточной - до 5 800 ч/г, что поз-
волит обеспечить надежное энергоснабжение при установленной мощности энергосистемы менее чем в 250 ГВт;
3) стратегическую безопасность страны определяет доступность ТЭР, поэтому для повышения эффективности использования мощностей необходим переход от фрагментарных решений к системному подходу - формированию среды, в рамках которой будет достигнута оптимизация отношений всех участников процесса производства, распределения и потребления энергетических ресурсов. Системный подход к построению энергоснабжения, сбалансированность потребления и выработки электроэнергии являлись и являются существенно более значимыми для устойчивого развития российской экономики по сравнению с совокупностью достижений в области повышения параметров генерации и передачи электроэнергии. В рамках средового подхода требуется корректировка экономической стратегии РФ с переносом приоритетов на реализацию проектов, обеспечивающих синергетический эффект оптимизации неразрывной технологической цепочки «производство - потребление ТЭР»;
4) объективные предпосылки для развития в Российской Федерации имеют регулируемые объекты распределенной генерации, производство энергии на которых, в отличие от нерегулируемых, обеспечивается по заранее заданному графику, выполняя задачи повышения качества и надежности централизованного энергоснабжения;
5) в отличие от западных smart-сетей, отечественные интеллектуальные сети должны включать в себя не только электро-, но и теплоснабжение. Показано, что в результате надстройки существующих источников тепла когенера-ционными установками будет сформировано ценологически оптимальное распределение энергетических мощностей. Целесообразной является надстройка котельной одной электро-генерирующей установкой с организацией сети параллельно работающих пространственно разделенных энергоблоков в пределах зоны действия понизительной подстанции;
6) требует корректировки существующая практика наращивания мощности ТЭЦ в крупных городах с последующей выдачей электроэнергии за пределы мегаполиса. Приоритет следует отдать пос-
троению распределенной энергетики на основе перевода котельных в режим когенерации; 7) обоснована необходимость гармонизации развития программ газификации и электроснабжения территории Российской Федерации.
Список литературы
1. Боровиков В. С., Волков М. В., Иванов В. А., Мельников В. А., Погонин А. В., Харлов Н. Н., Литвак И. В. Энергетическое обследование электрических сетей 110 кВ «МРСК Сибири»// Электрика. 2010. № 11.С. 3-9.
2. Волкова Е. Д., Захаров А. А., Подковальни-ков С. В., Савельев В. А., Семёнов К. А., Чудинова Л.Ю. Система и проблемы управления развитием электроэнергетики// Проблемы прогнозирования. 2012. № 4. С. 53-63.
3. Воропай Н. И., Сендеров С.М. Энергетическая безопасность: сущность, основные проблемы, методы и результаты исследований. М.: ИНП РАН, 2011.
4. Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О подходах к развитию распределенной энергетики в Российской Федерации// Промышленная энергетика. 2012. № 12. С. 2-8.
5. Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О структуре цены электроэнергии у конечного потребителя// Микроэкономика. 2012. № 4. С. 37-41.
6. ЖКХ: пути решения назревших проблем: о проверке выполнения органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации: по материалам контроля департамента аппарата полномочного представителя Президента Российской Федерации в ЦФО// Президентский контроль. 2011. № 1. С. 5-11.
7. Иванов С. Н., Логинов Е. Л., Михайлов С. А. Энергосбережение: проблемы достижения энергоэффективности. М.: НИЭБ, 2009.
8. Клейнер Г. Б. Российская экономика: системный подход// В сб. «Мезоэкономика развития». М.: Наука, 2011.
9. Кобец Б. Б., Волкова И. О. Инновационное развитие электроэнергетики на базе развития концепции smart gird. М.: ИАЦ Энергия, 2010.
10. Кожуховский И. С. Произошел серьезный качественный скачок// Общероссийская газета «Энергетика». 2012. № 12.
11. Кудрин Б. И. Модели ценозов в инновационном развитии. [Электронный ресурс]. URL: http://www. kudrinbi. ru/public/10727/index. htm.
12. Лепский В. Е. Признаки и последствия недооценки роли средового подхода в инновационном развитии и модернизации России// В сб. «Междисциплинарные проблемы средового подхода к инновационному развитию». М.: Когнито-Центр, 2011. С. 7-22.
13. Лукашов Г. А. Оценка электроэнергетической самообеспеченности территорий России// В сб. «Научные труды ИНП РАН». М.: МАКС Пресс, 2011.
14. Мелентьев Л. А. Очерки истории отечественной энергетики. М.: Наука, 1987.
15. Некрасов С. А. Взаимосвязь эффективности использования мощностей электроэнергетики и нового строительства электростанций// Национальные интересы: приоритеты и безопасность. 2012. № 4. С.19-45.
16. Некрасов С. А. Влияние тарифов тепло- и водоснабжения на развитие городов// Промышленная энергетика. 2009. № 10. С. 5-11.
17. Некрасов С. А. Некоторые проблемы электрификации: девяносто лет спустя. Ч. 1// Новое в российской электроэнергетике. 2012. № 11. С. 5-15.
18. Некрасов С. А. Перспективы роста потребления электроэнергии в России на основе международного сравнительного анализа// Национальные интересы: приоритеты и безопасность. 2011. № 44. С.37-51.
19. Некрасов С. А., Зейгарник Ю. А., Шевченко И. С. Альтернативный подход к проблеме энергоснабжения малых поселений// Промышленная энергетика. 2012. № 7. С. 2-6.
20. Некрасов С. А., МосичеваИ. А., ШигаевИ. А. О переводе ТЭЦ в парогазовый режим// Тр. Всеросс. научно-практич. конф. «Повышение надежности эксплуатации электрических станций и энергети-
ческих систем ЭНЕРГО-2012». М. : ИД МЭИ, 2012. С.224-227.
21. Отчет ИНЭИ РАН о НИР «Прогноз сценариев изменения рыночных цен на основные энергоносители (нефть, продукты нефтепереработки, газ, уголь, электроэнергия) на мировом и внутреннем рынках на период до 2030 г.»: шифр работы ТЭК-7-06.
22. Проценко В. П. Общие вопросы энергетики и энергосбережения// Энергосбережение и водопод-готовка. 2008. № 1. С. 2-5.
23. Салихов А. А. Пути повышения технико-экономических показателей действующих ТЭС. Минск: Ковчег, 2009.
24. Стенников В. А., Жарков С. В. О направлениях развития газовой теплоэнергетики РФ// Портал по энергосбережению «Энергосовет». [Электронный ресурс]. URL: http://www. energosovet. ru/stat661.html.
25. Филиппов С. П. Малая энергетика России// Теплоэнергетика. 2009. № 8. С. 38-44.
26. Шейндлин А. Е. Размышления о некоторых проблемах энергетики. М.: ОИВТ РАН, 2003.
27. Электроэнергетика России 2030: Целевое видение/ Под общ. ред. Б. Ф. Вайнзихера. М.: Аль-пина Бизнес Букс, 2008.
28. Green Light to Clean power. Энергетическая Стратегия Лондона 2002.
29. URL: http://www. mckinsey. com/mgi/reports/ pdfs/lean_russia/russian_lang/MGI_lean_russia_ chapter_6.pdf.
30. URL: http://www. smartgrid. su/2011/01/18/ ehlektricheskaya-set-ssha-stanovitsya-menee-nadezhnojj/#. UNBcbW-6dH4.
31. U. S. Energy Information Administration (EIA). URL: http://www. eia. gov.
ИЗДАТЕЛЬСКИЕ УСЛУГИ
Издательский дом «ФИНАНСЫ и КРЕДИТ» выпускает специализированные финансово-экономические и бухгалтерские журналы, а также оказывает услуги по изданию монографий, деловой и учебной литературы.
Тел./факс (495) 721-8575 e-mail: post@fin-izdat.ru
