CC BY
20
да будет ток!..
основные направления развития электроэнергетики России на период до 2015 года
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. ГМ. Кржижановского (ЭНИН) и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО«ЕЭС России». В них представлены достижения энергетической политики в реальных условиях функционирования.
В60-80-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 пропу-
КосолаповЛ.А.
докт. экон. наук, доцент, заведующий кафедрой
"Бухгалтерский учет и аудит" Санкт-Петербургской академии управления и экономики
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, 127,6 170,5 198,2
в том числе на ТЭС 115 160 185
скными 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).
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.
основная часть ввода новых
мощностей должна будет
_осуществляться на тепловых
электрических станциях (ТЭС)
свой проектный ресурс оборудование электростанций,
выработает почти 70% _
существующих генери- как и любое другое, подвержено
рующих мощностей. _
В качестве основных на- физическому износу, и к 2015 г.
правлений развития
теплоэнергетики рас- свой проектный ресурс
сматриваются техниче-
ское перевооружение и выработает почти 70% реконструкция ТЭС, а
также ввод новых гене- существующих генерирующих
рирующих мощностей с
использованием эффек- мощностей _
тивных технологий
производства электроэнергии.
Структура расходования топлива на ТЭС будет
изменяться в сторону уменьшения доли мазута _
до 2-4% в 2015 г. и соответственного увеличе- _
ния доли природного газа и угля в пропорции,
учитывающей конъюнктуру цен. Почти 75% за- _
планированных и строящихся ТЭС общей
мощностью около 20 ГВт должно быть введено _
в трех регионах: в Тюмени — на природном га- _
зе, на Северо-Западе - на ТЭЦ с ПГУ на газе, в _
других районах Сибири - на угле [2]. _
Вводы мощностей на ГЭС и АЭС в рассмотрен- _
ных вариантах незначительны и ограничиваются в основном уже строящимися электростанциями. Общая мощность строящихся ГЭС _
чуть больше 9 ГВт - это Богучанская, Бурейская, _
Нижне-Бурейская, Усть-Среднеканская, Вилюй- _
ская ГЭС-3, Аушигерская, Советская, Ирганай- _
ская, Зеленчукская, Зарамагская, Гоцатлинская,
Белопорожская, Морская, Загорская ГАЭС-1. _
Таблица 2
Динамика выработки проектного ресурса электростанций [1]
Тип Мощность агрегатов, достигших предельного срока службы, млн. кВт
электростанции
2005 г. 2010 г. 2015 г.
ТЭС 55 80 100
ГЭС 21 25 30
АЭС 3,8 8,4 15,4
Таблица 3
Уровень использования гидроресурсов по регионам России [3]
Регион Экономический Выработка Степень
потенциал, электроэнергии освоения
млрд. кВт/ч ГЭС в 2002 г., потенциала, %
млрд. кВт/ч
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
_ Потребность в ускоренном вводе некоторых из
_ строящихся ГЭС (Зеленчукской и Ирганайской
_ на Северном Кавказе, Белопорожской в Каре_ лии) обусловлена острым дефицитом электро_ энергии в районах их расположения [3].
_ Проекты будущих российских средних и круп_ ных гидроэнергоузлов рассчитаны на общую
_ мощность порядка 100 ГВт. Наиболее важными
_ регионами строительства ГЭС с точки зрения
дефицита электроэнергии по-прежнему оста_ ются Дальний Восток, Северо-Запад и Север_ ный 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 объек-
_ тов российской гидроэнергетики. Объем гидроэнергетических ресурсов, которые могут быть эффективно использованы крупными регионами России, приведен в табл. 3. В настоящее время это один из самых низких уровней использования гидропотенциала среди не только экономически
_в настоящее время в России развитых, но и развива-
__ющихся стран. В боль_прекращены все работы по шинстве государств использование этого беспланированию перспективного топливного ресурса дав_ но превысило 50-60%
_развития гидроэнергетики потенциала, а европей-
ские страны свои ресур- на сегодняшний день стоимость
сы освоили полностью. _
Каковы же предпосылки строительства ТЭС использования имею-
щихся в России гидроре- практически сравнялась со
сурсов?
в настоящее время ру- стоимостью строительства ГЭС
ководством РАО «ЕЭС _
России» принят вариант, предусматривающий _
выделение из общего состава строящихся ГЭС _
семи приоритетных: Бурейской, Богучанской, _
Усть-Среднеканской, Ирганайской, Зеленчукс- _
кой, Аушигерской и Зарамагской ГЭС. Дострой- _
ка указанных энергетических объектов потре- _
бует 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], по- _
скольку 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 обществен- _
ном сознании образ гидроэнергетики, сопос-
Таблица 4
Технико-экономические показатели строительства ГЭС
ГЭС Установленная Годовая выработка Удельные
мощность, электроэнергии, капитальные затраты,
млн. кВт млрд. кВт/ч 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 4
Технико-экономические показатели строительства ГЭС
ГЭС Установленная Годовая выработка Удельные
мощность, электроэнергии, капитальные затраты,
млн. кВт млрд. кВт/ч 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, Удельные капитальные
мВт затраты, долл./кВт
пылеугольные 500 950
Конденсационные угольные с ЦКС 300 1050
газотурбинные 125 400
паросиловые на газе 200, 300 700
пылеугольные 180 1300
Теплоцентрали угольные с ЦКС 180 1650
паросиловые на газе 180 1150
Атомные реакторы нового поколения 1300
тавимый 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 характериз' удельные показатели строительства круп объектов, как достраиваемых в настоящее в мя, так и планируемых в перспективе. Оценку удельных капитальных затрат на 1 мощности ГЭС, анализируемых в табл. 4, со тавим 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.
-72 ок
Литература
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. З^Мастепанов А. М. Аспекты энергетической стратегии России // ТЭК 2001. № 2. С. 30-34.
