Оценка электроэнергетической самообеспеченности территорий России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

J Лукашов

ОЦЕНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ САМООБЕСПЕЧЕННОСТИ ТЕРРИТОРИЙ РОССИИ

Введение. Одной из задач региональной энергетической политики России является решение проблем, вызванных диспропорциями в энергетической самообеспеченности различных территорий страны. О значимости и актуальности данных проблем свидетельствует тот факт, что в «дорожной карте», содержащейся в Энергостратегии России-2030, в разделе региональной энергетической политики записана задача: «Минимизации диспропорций в энергообеспеченности между энергоизбыточными и энергодефицитными регионами страны» [1]. Существует два пути минимизации диспропорций: развитие региональной, межрегиональной энергетической инфраструктуры и повышение уровня самообеспеченности дефицитных регионов. Данные пути не являются взаимоисключающими.

Под энергетической самообеспеченностью подразумевается возможность удовлетворения потребностей разноуровневых территориальных образований в энергии за счет доступных ресурсов и мощностей, находящихся на их территории. Для экономического пространства современного государства характерны потребности в первичных топливно-энергетических ресурсах (нефть, газ, уголь и т.д.), в электроэнергии, в теплоэнергии и в искусственном топливе. В настоящей работе исследование темы энергетической самообеспеченности осуществлено на примере электроснабжения как важнейшей составляющей общей энергообеспеченности территории. Проблемы в электроэнергетической обеспеченности усугубляются недостаточностью мощностей линий электропередачи (ЛЭП), связывающих Дальний Восток, Сибирь и европейскую часть страны.

Предлагаемый подход может быть использован в практике государственного управления развитием электроэнергетики. Его необходимо применять при разработке и корректировке планов размещения объектов электроэнергетики (генеральных схем). Это позволит выявить закладываемые в план размещения межрегиональные диспропорции. И проверить их на обоснованность (экономическую, экологическую, социальную). В случае отсутствия таковой, диспропорции необходимо минимизировать.

4 78

Таким образом, цель настоящего исследования заключается в том, чтобы оценить электроэнергетическую самообеспеченность территорий России. В работе решаются две задачи. Первая задача состоит в выборе существующей ее модификации или разработке новой научно обоснованной методики проведения необходимой оценки. Вторая задача заключается в оценке на основе принятой методики уровня электроэнергетической самообеспеченности территорий России.

Методика оценки электроэнергетической самообеспеченности территорий. Необходимость проведения оценки обусловлена наличием в электроэнергетической системе России существенных межрегиональных диспропорций в обеспеченности электроэнергетическими мощностями, что создает определенные проблемы на региональном уровне. Автор не обнаружил существующей методики, позволяющей количественно оценить электроэнергетическую самообеспеченность регионов.

Поэтому в данной работе предлагается такая методика оценки самообеспеченности различных типов территорий.

Методика базируется на следующих принципах:

• оценка самообеспеченности осуществляется на комплексной основе путем рассмотрения двух групп параметров - самообеспеченности мощностью и электроэнергией. Принципиальное отличие двух групп показателей заключается в том, что показатели мощности характеризуют возможность выработки, а показатели электроэнергии — фактическое производство-потребление;

• для количественной идентификации данных параметров предлагается использовать три коэффициента, характеризующих самообеспеченность мощностью, и один коэффициент - самообеспеченность электроэнергией. Их выбор обусловлен различиями, существующими в единицах измерения входящих в их состав показателей (ватты, ватты в час) и принятыми методами их временной оценки (определенная дата, например, день годового максимуму нагрузки потребителей; нарастающий итог к концу года или другого периода);

• формулы для расчетов коэффициентов самообеспеченности разработаны таким образом, чтобы их можно было применять на существующей статистической базе;

• алгоритм методики предполагает дифференцированный подход к оценке самообеспеченности территорий с различными типами энергосистем: а) открытых бездефицитных, б) открытых дефицитных, в) изолированных бездефицитных и г) изолированных дефицитных.

479

Методика строится с учетом следующих допущений:

• значения потребления электроэнергии и нагрузки (либо соответствующих потребностей) на территории не могут быть равны нулю (иначе не имеет смысла оценивать самообеспеченность);

• в общем случае рассматривается нормальный режим работы энергосистемы;

• не учитывается возможность перегрузки электростанций выше их номинальной мощности.

С учетом данных предпосылок алгоритм оценки уровня электроэнергетической самообеспеченности территорий может быть сформирован из четырех блоков.

В первом блоке осуществляется выбор типа группировки (районирования) по административному (субъекты федерации, федеральные округа), экономическому (экономические районы), энергетическому (ОЭС, МЭС и т.д.) признакам. Выбор типа районирования находится в компетенции лица, проводящего анализ для варианта, который наиболее подходит под специфику объекта исследования и отвечает целям анализа. Важное значение для выбора имеет также наличие статистической базы показателей, необходимых для расчетов в блоке 3.

Во втором блоке определяется временной период, на котором осуществляется оценка. Он может быть от часа до нескольких лет. Система приоритетов при выборе здесь такая же, как и в блоке 1.

В третьем блоке производятся расчеты для оценки уровней электроэнергетической самообеспеченности территорий с использованием ряда предлагаемых коэффициентов.

1. Коэффициент самообеспеченности рабочей мощностью (К1). Как известно, по нарастанию входящих в них элементов выделяют три основных вида мощности энергосистемы: рабочая, располагаемая, установленная. Оценку электроэнергетической самообеспеченности территорий логично начинать с расчета пропорций между рабочей мощностью (Мраб) и максимумом нагрузки (Н). Соотнеся Мраб с Н, получаем показатель, который служит оценкой обеспеченности региона функционирующими объектами генерации электроэнергии при фактической нагрузке.

Для открытой энергосистемы коэффициент самообеспеченности рабочей мощностью (К1О) рассчитывается из выражения вида:

М М

КО _ раб _ _ раб__(1)

1 Н Нсобста + ЭкспМ '

где Нсобств - максимум собственной нагрузки, МВт; ЭскпМ - экспорт мощности (в другие страны), МВт.

4 80

Под максимумом нагрузки понимается не совмещенная, а собственная нагрузка на энергосистему. Объемы экспорта мощности необходимо учитывать при оценке самообеспеченности территории потому, что они обязательны к выдаче на основе международных договоров. Не учет экспорта в выражении (1) приведет к переоценке самообеспеченности. При значении К1 >1 энергосистема обеспечена собственной рабочей мощностью, при К1и<1 существует дефицит рабочей мощности.

В изолированной системе объем включенной мощности (Мвкл) равен максимуму нагрузки при условии нормальной работы энергосистемы. Выражение (1) для изолированной бездефицитной энерго-

г И'~

ч

системы (К1ибд) примет следующий вид:

КИбД _ Мраб _ Мвкл + РМ _ Мвкл + РМ _ 1 + РМ (2)

1 Н Н Н Н Н '

собств собств собств собств собств

где Мвкл - мощность энергосистемы включенная, МВт; РМ - резерв мощности энергосистемы, МВт.

Исходя из выражения (2) и из того, что значения резерва и нагрузки не могут быть отрицательными, можно сделать вывод, что для изолированной энергосистемы должно выполняться условие К1ИбД>1. Введение данного условия связано с положением, что нагрузка не может превысить мощность без выхода энергосистемы из нормального режима работы и понижения частоты тока. Поэтому выражение (2) подходит только для изолированной бездефицитной системы.

Если же изолированная энергосистема дефицитна, необходимо применять ту же формулу, но вместо максимума нагрузки использовать значение потребности во включенной мощности (ПМвкл). Выражение (2) для изолированной дефицитной энергосистемы (К]ИД) примет следующий вид:

Мтаб М„

КИД _ раб _ 1*-1вкп (3)

1 П П

Мвкл Мвкл

Однако по значениям коэффициента К1 нельзя делать однозначный вывод о самообеспеченности территории мощностями. Не стоит забывать, что могут возникнуть непредвиденные ситуации снижения мощности, либо роста нагрузки. Для этого в любой энергосистеме должен быть резерв мощности. Для изолированной энергосистемы установить объем резерва мощности можно с помощью выражения:

РМ _ Мраб — Нсобств . (4)

При определении резерва для открытой энергосистемы обычно (и по ГОСТу 21027-75) учитывается сальдо перетоков. Однако в методике, оценивающей самообеспеченность энергорайона, целесооб-

4 81

разно видоизменить формулу расчета резерва на следующую систему выражений (5):

если Мраб > Н, то Р° = Мраб - Н , (5)

если Мраб < Н, тоРМ = 0.

Для оценки достаточности резерва мощности предлагается применять следующий коэффициент.

2. Коэффициент самообеспеченности резервом мощности (К2) рассчитывается как:

Р

К 2 =-Рм-, (6)

2 ррасч + ррасч

опер страт

где Роперрасч - расчетный резерв мощности энергосистемы (оперативный), МВт; Рстратрасч - расчетный резерв мощности энергосистемы (стратегический), МВт.

Оценкой расчетных резервов мощности занимается Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) [2]. Равенство К2=1 отражает поддержание в энергосистеме нормативных значений объема резерва мощности. Значение К2>1 сигнализирует о нерационально большом объеме резерва мощности. Для дефицитной энергосистемы (РМ=0) нет смысла рассчитывать коэффициент К2.

Таким образом, в методике предлагается отдельно рассчитывать самообеспеченность рабочей мощностью и резервами мощности. Следующий показатель включает в себя эти компоненты.

3. Коэффициент самообеспеченности установленной мощностью (К3). Для его определения установленную мощность (Муст) необходимо сравнивать с потребностью в установленной мощности (ПМуст). Значения данной потребности можно найти в документах АПБЭ [2]. В выражении (7), исходя из соотношения установленной мощности и потребности в ней, рассчитывается коэффициент самообеспеченности установленной мощностью (К3).

К Муст ОМ + Мрасп ОМ + Мраб + Ррем

К = - - -

ПМ ПМ ПМ

ОМ + Мвкл - ПерМ + Ррем + РМ = , (7)

Нсобств + ЭкспМ + Р

Ом + МвКл - Перм + Рп

О + Н + эксп + ррасч + ррасч + ррасч

М собств М рем опер страт

о + Н + эксп + ррасч

'-'м ^ Псобств ^ ^ Г полный

где ОМ - ограничение мощности, МВт; Мрасп - мощность энергосистемы располагаемая, МВт; ПерМ - переток мощности в другие ре-

482

гионы страны, МВт; Ррем - резерв мощности энергосистемы ремонтный (ремонтная мощность), МВт; Рремрасч - расчетный резерв мощности энергосистемы ремонтный (ремонтная мощность), МВт; Рполный - резерв мощности энергосистемы полный, МВт; Рполныйрасч - расчетный резерв мощности энергосистемы полный, МВт.

Как видно из выражения (7), К3 включает в себя переменные, входящие в К] и К2. Но это не простое суммирование первых двух коэффициентов. Поэтому К3 может служить обобщающим коэффициентом самообеспеченности территории мощностью, а К] и К2 отражать отдельные ее аспекты - рабочую мощность и резерв. Выражение (7) можно применять для любого типа энергосистемы. Для изолированных энергосистем, имеющих дефицит рабочей мощности, в выражении (7) вместо нагрузки используется показатель, характеризующий потребность в ней.

4. Коэффициент самообеспечения электроэнергией (К4). Последний коэффициент, предлагаемый в методике, описывает самообеспеченность не мощностью, а произведенной электроэнергией. Он отражает степень фактического удовлетворения потребностей экономического пространства в электроэнергии за счет генерации на электростанциях, находящихся на данной территории. Расчет коэффициента самообеспечения электроэнергией (К4) представлен в выражении (8). Горизонтальная черта над переменной указывает на ее усредненный характер (среднее значение за период).

К = В - Пер Эл/Эн - Экспэл/эн =

4 ЭлП

МустКИУМ г - ПерМ г - ЭкспМ г

Н собств ^

М,

(8)

1 (Муст М--ПеРм - ЭкспМ)

уст

Н собств ^

Муст - ПерМ - Эксп*

Н

собств

где В - выработка электроэнергии, кВт-ч; ПерЭл/Эн - переток электроэнергии в другие регионы страны, кВт-ч; Экспэл/эн - экспорт электроэнергии (в другие страны), кВт-ч; ЭлП - электропотребление, кВт-ч; КИУМ - коэффициент использования установленной мощности; г - количество часов в рассматриваемом периоде, час.

4 83

Показатели электроэнергии можно связать с показателями мощности, что и сделано в выражении (8). Для изолированной системы нет смысла рассчитывать К4, так как в них существует баланс между производством и потреблением электроэнергии.

В последнем четвертом блоке выбираются наиболее наглядные способы отражения полученных результатов (таблица, диаграмма и т.д.). Алгоритм оценки электроэнергетической самообеспеченности территорий в виде блок-схемы представлен на рис. 1.

Рис. 1. Алгоритм оценки электроэнергетической самообеспеченности территории

Результаты апробации разработанной нами методики оценки электроэнергетической самообеспеченности территории представлены ниже.

Оценка уровней электроэнергетической самообеспеченности регионов России. Оценка проведена поэтапно (см. рис. 1), согласно представленной выше методике.

I. Определение вида деления территории. Административное и экономическое районирование плохо подходят для анализа пространственного распределения генерации и потребления электроэнергии. Для этих целей обычно используется специфическое рай-

484

онирование - региональные энергосистемы и объединенные энергетические системы (ОЭС). В электроэнергетической отрасли применяется еще одно специфическое районирование: по районам магистральных электрических сетей (МЭС).

Использование в данном исследовании районирования по региональным энергосистемам и ОЭС представляется более предпочтительным. Во-первых, потому что одним из основных признаков выделения района является большая связанность объектов внутри него, нежели снаружи. Региональные энергосистемы, как правило, имеют на своей территории относительно плотную сеть распределительных сетей по сравнению с количеством межсистемных ЛЭП. ОЭС чаще всего имеют с соседней ОЭС только одну магистральную ЛЭП. На своей же территории обычно они имеют более тесные связи между региональными энергосистемами, чем с энергосистемами соседних ОЭС. Второе преимущество использования данного районирования -это доступность статистических данных. Третье преимущество заключается в том, что основной государственный план пространственного распределения объектов электроэнергетики - Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года - использует районирование по региональным энергосистемам и ОЭС. Поэтому анализ лучше проводить в соответствующей «размерности».

Оценка электроэнергетической самообеспеченности территорий России выполнена в границах деления страны на ОЭС. Декомпозиция ОЭС на уровень региональных энергосистем в работе не представлена. Также здесь не приводятся результаты расчетов электроэнергетической самообеспеченности всех изолированных энергосистем России в связи с их большим количеством. Для доказательства работоспособности методики для изолированных энергосистем в качестве примера используется Центральный район Якутской энергосистемы (коэффициенты его самообеспеченности рассматриваются только для одного года).

II. Выбор временного периода оценки. Последние данные по РФ доступны за 2009 г., их анализ позволяет получить картину самообеспеченности территорий России в статике. Анализ ситуации во времени позволит осуществить использование данных за более ранний период - 2005 г.

III. Расчет коэффициентов самообеспеченности. Все ОЭС Единой энергетической системы (ЕЭС) России, включая и ОЭС Востока, являются открытыми энергосистемами. Центральный район Якутской энергосистемы является изолированной бездефицитной энергосистемой (Мраб>Н). Расчеты были проведены по данным следующих документов: «Анализ итогов функционирования электроэнергетики

4 85

за 2009 год, прогноз на 2010 год» (АПБЭ) [3], «Отчет о функционировании ЕЭС России в 2009 году» (Системный оператор ЕЭС) [4], «Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года» (АПБЭ) [5], «Прогнозный баланс развития электроэнергетики на период 2009-2015 гг. и на 2020 г.» (АПБЭ) [2], «Функционирование и развитие электроэнергетики РФ в 2005 году» (АПБЭ) [6].

1. Коэффициент самообеспеченности рабочей мощностью (К1).

Как видно из табл. 1, большинство ОЭС ЕЭС России в 2009 г. не имело дефицита рабочей мощности, за исключением ОЭС Юга и Сибири. Значения коэффициента самообеспеченности рабочей мощностью меньше единицы сигнализируют о том, что во время пиковых нагрузок существует необходимость межсистемных перетоков из других энергосистем.

Таблица 1

Самообеспеченность рабочей мощностью и объемы резервов мощности регионов России в 2009 г.

Регион Собственная нагрузка, МВт Экспорт мощности, МВт Нагрузка, МВт Рабочая мощность, МВт Резерв мощности, МВт К1

[1] [2] [3=1+2] [4] [5] [6=4/3]

ЕЭС России 150012 6150 156162 179265 23103 1,15

ОЭС Центра 37113 1500 38613 45575 6962 1,18

ОЭС Средней Волги 17387 200 17587 22116 4529 1,26

ОЭС Урала 36100 480 36580 39017 2437 1,07

ОЭС Северо-Запада 14648 2550 17198 17582 384 1,02

ОЭС Юга 14472 920 15392 14436 0 0,94

ОЭС Сибири 31936 200 32136 31845 0 0,99

ОЭС Востока 4156 300 4456 8694 4238 1,95

Центральный энерго-

район Якутской

энергосистемы 477 0 477 880 403 1,84

Источник: Материалы АПБЭ, системного оператора ЕЭС, расчеты автора.

ОЭС Юга снабжается мощностью из ОЭС Средней Волги и Центра. Во многих работах по анализу энергообеспеченности регионов России ОЭС Сибири не выделяется как дефицитная. Это связано с тем, что мощность обычно сравнивают с совмещенной нагрузкой. В оценке же энергетической самообеспеченности целесообразнее исследовать отношение между мощностью и собственной нагрузкой (см. формулу (1)). Объем максимальной собственной нагрузки в ОЭС Сибири почти на 2000 МВт больше, чем объем совмещенной.

4 86

Расчеты К1 для 2005 г. (табл. 2) показывают , что дефицит рабочей мощности в день максимума собственной нагрузки наблюдался только в ОЭС Северо-Запада. Связано это со значительными перетоками электроэнергии в Финляндию.

Таблица 2

Самообеспеченность рабочей мощностью и объемы резервов мощности регионов России в 2005 г.

Регион Собственная нагрузка, МВт Экспорт мощности, МВт Нагрузка, МВт Рабочая мощность, МВт Резерв мощности, МВт К1

[1] [2] [3=1+2] [4] [5] [6=4/3]

ЕЭС России 134744 3100 137844 170700 32856 1,24

ОЭС Центра 36782 1085 37867 43500 5633 1,15

ОЭС Средней Волги 12900 60 12960 18300 5340 1,41

ОЭС Урала 33568 0 33568 37200 3632 1,11

ОЭС Северо-Запада 14019 1550 15569 15400 0 0,99

ОЭС Юга 12682 310 12992 14100 1108 1,09

ОЭС Сибири 30594 30 30624 34900 4276 1,14

ОЭС Востока 4842 65 4907 7300 2393 1,49

Источник: Материалы АПБЭ, расчеты автора.

Сравнивая коэффициенты, рассчитанные в табл. 1 и 2, можно сделать вывод о том, что в течение 2005-2009 гг. уровни самообеспеченности энергорайонов России изменялись по-разному. В ОЭС Центра, Северо-Запада и Востока объемы рабочей мощности увеличивались быстрее нагрузки. Таким образом, в ОЭС Северо-Запада за 4 года удалось преодолеть дефицит самообеспеченности. В ОЭС Средней Волги и Урала значения коэффициента самообеспеченности рабочей мощностью снизился на 11 и 4% соответственно. В 2005 г. для ОЭС Юга и Сибири значения К] были больше единицы, но в последние годы уровень самообеспеченности значительно уменьшился. Основными причинами его снижения в ОЭС Юга являюется высокий относительно других ОЭС темп роста объемов нагрузки (18% за 4 года), с одной стороны, и низкий относительно других ОЭС темп роста объемов рабочей мощности (2% за 4 года), с другой. Для ОЭС Сибири причина кроется в другом (рост объемов нагрузки всего 5%). В августе 2009 г. произошла авария на крупнейшей электростанции России - Саяно-Шушенской ГЭС. ОЭС Сибири потеряла вследствие этого 6400 МВт [7] установленной мощности. В целом по ЕЭС России произошло снижение уровня самообеспеченности рабочей мощностью на 7%.

487

Осуществлять расчет К2 для ОЭС Сибири и Юга в 2009 г. и для ОЭС Северо-Запада в 2005 г. нет смысла вследствие того, что рабочая мощность у них быта меньше нагрузки в соответствующие периоды.

2. Коэффициент самообеспеченности резервом мощности (К2).

Идеальным значением коэффициента К2 является единица. Значение больше единицы сигнализирует о нерационально большом объеме резерва мощности. В целом для ЕЭС резервы мощности слишком велики и превышали в 2009 г. нормативное значение в 2,5 раза (табл. 3). Пространственное распределение резервов мощностей диспропорционально. Коэффициент К2 варьируется от крайне низких значений на Северо-Западе и Урале до более чем 4- и 5-кратного превышения норматива в ОЭС Средней Волги и Востока соответственно. В ОЭС Северо-Запада низкое значение К2 детерминировано в первую очередь большими объемами экспорта мощности в Финляндию и Эстонию, что оставляет небольшой объем резервной мощности в регионе.

Таблица 3

Самообеспеченность резервом мощности регионов России в 2009 г.

Регион Резерв мощности, МВт Расчетный резерв мощности, стратегический и оперативный, МВт К2

ш Г21 [3=1/21

ЕЭС России 23103 9103 2,54

ОЭС Центра 6962 2659 2,62

ОЭС Средней Волги 4529 976 4,64

ОЭС Урала 2437 5300 0,46

ОЭС Северо-Запада 384 2185 0,18

ОЭС Востока 4238 751 5,64

Центральный энерго-

район Якутской

энергосистемы 403 77 5,23

Источник: Материалы АПБЭ, системного оператора ЕЭС, расчеты автора.

Такая асимметрия (недостаточность резервов на Урале и избыток в 4-5 раза в ОЭС Средней Волги и Востока) вызывает излишние издержки. В табл. 4 представлены коэффициенты самообеспеченности резервом мощности для ОЭС ЕЭС России в 2005 г.

По сравнению с 2005 г. значения К2 повысились в ОЭС Центра и Востока. В ОЭС Северо-Запада за 4 года удалось добиться появления резерва мощности во время максимума собственной нагрузки. В ОЭС Юга и Сибири наоборот - резерв быш потерян. Хотя в 2005 г. они были благополучны в этом вопросе, особенно ОЭС Сибири.

488

Таблица 4

Самообеспеченность резервом мощности регионов России в 2005 г.

Регион Резерв мощности, МВт Расчетный резерв мощности, стратегический и оперативный, МВт К2

ш Г21 [3=1/21

ЕЭС России 34156 8197 4,17

ОЭС Центра 5633 2569 2,19

ОЭС Средней Волги 5340 723 7,39

ОЭС Урала 3632 4862 0,75

ОЭС Юга 1108 1225 0,90

ОЭС Сибири 4276 2816 1,52

ОЭС Востока 2393 760 3,15

Источник: Материалы АПБЭ, расчеты автора.

Значения коэффициента самообеспеченности резервом мощности в ОЭС Средней Волги и Урала снизились примерно на 37% в обоих энергосистемах. Однако если в ОЭС Средней Волги данное снижение не привело к превышению нормативного значения резерва над фактическим, то в ОЭС Урала ситуация с недостаточностью резерва ухудшилась. В целом по ЕЭС России значение коэффициента К2 уменьшилось на 39%.

3. Коэффициент самообеспеченности установленной мощностью (К3).

Значения обобщающего коэффициента К3 позволяют сделать вывод о наличии диспропорций в энергообеспеченности различных регионов (табл. 5).

Таблица 5

Самообеспеченность установленной мощностью регионов России в 2009 г.

Регион Установленная мощность, МВт Потребность в установленной мощности, МВт К3

[11 [21 [3=1/21

ЕЭС России 211845 193400 1,10

ОЭС Центра 49217 40900 1,20

ОЭС Средней Волги 26436 21900 1,21

ОЭС Урала 42703 43900 0,97

ОЭС Северо-Запада 21012 21700 0,97

ОЭС Юга 16329 17900 0,91

ОЭС Сибири 46956 47500 0,99

ОЭС Востока 9190 7400 1,24

Центральный энергорайон

Якутской энергосистемы 1023 845 1,21

Источник: Материалы АПБЭ, системного оператора ЕЭС, расчеты автора.

489

Значения К3 в 2009 г. колеблются от 0,91 в ОЭС Юга и до 1,24 в ОЭС Востока. Обладают электроэнергетической самообеспеченностью следующие районы России - ОЭС Центра, Средней Волги, Востока. Имеют дефицит в самообеспеченности установленной мощностью ОЭС Юга, Сибири, Северо-Запада и Урала. Наиболее проблемным в этом отношении регионом является Юг России. ОЭС Урала и Северо-Запада обладают дефицитом установленной мощности в 0,03 пункта. Исходя из проделанного выше анализа, этот дефицит заключается не в нехватке рабочей мощности, а в недостаточности резервов мощности. Иными словами, данные энергосистемы удовлетворяют максимум собственной нагрузки, совмещенный с экспортом мощности, но в случае непредвиденного понижения мощности или увеличения нагрузки, может возникнуть необходимость передачи мощности из соседних энергосистем. Таким образом, в этих ОЭС ситуация с самообеспеченностью не такая плохая, как в ОЭС Юга и Сибири (табл. 6). В целом по ЕЭС России максимум совмещенной нагрузки всех энергосистем удовлетворяется полностью более чем на 10%.

Таблица 6

Самообеспеченность установленной мощностью регионов России в 2005 г.

Регион Установленная мощность, МВт [1] Потребность в установленной мощности, МВт [2] К3 [3=1/2]

ЕЭС России 206123 190664 1,08

ОЭС Центра 48788 43955 1,11

ОЭС Средней Волги 23909 18781 1,27

ОЭС Урала 42239 42496 0,99

ОЭС Северо-Запада 20390 21159 0,96

ОЭС Юга 16142 16859 0,96

ОЭС Сибири 45850 42390 1,08

ОЭС Востока 8805 7009 1,26

Источник: Материалы АПБЭ, расчеты автора.

За период 2005-2009 гг. во всех ОЭС ЕЭС России кроме ОЭС Центра и Северо-Запада произошло снижение уровня самообеспеченности установленной мощностью (рис. 2). Во всех без исключения ОЭС наблюдается повышение объемов установленной мощности от 1% (ОЭС Центра, Урала, Юга) до 11% (ОЭС Средней Волги) за 4 года (см. табл. 6). По данныш АПБЭ рост произошел даже в ОЭС Сибири. В то же время в ОЭС Средней Волги, Урала, Юга, Сибири, Востока происходит опережающее увеличение потребности в установленной мощности. Рост значений К3 в целом для ЕЭС России на фоне снижения в большинстве ОЭС можно объяснить меньшим

490

темпом роста совмещенной нагрузки ЕЭС по сравнению с темпами роста собственных нагрузок ОЭС.

Рис. 2. Динамика изменения коэффициента самообеспеченности установленной мощностью за период 2005-2009 гг.: ЕЗ 2005 г.; 0 2009 г.

В ОЭС Северо-Запада и Центра уровень самообеспеченности в 2009 г. превысил уровень 2005 года. В ОЭС Центра это бышо достигнуто не высокими темпами ввода новыгс мощностей, а более эффективным использованием имеющихся возможностей. Ограничение установленной мощности снизилось более чем в два раза: с 2488 МВт в 2005 г. до 1219 МВт в 2009 г. Это позволило уменьшить потребность в установленной мощности.

4. Коэффициент самообеспечения электроэнергией (К4).

Значения К4 сигнализируют о том, что объединенные энергосистемы России снабжали потребности отнесенныгс к ним территорий в 2009 г. на 88% и более (табл. 7). Значения К4 меньше единицы у энергоизбыточных систем могут быть следствием причин технологического (режимные межсистемные перетоки) и экономического (более низкие издержки по генерации и передаче электроэнергии из соседнего региона, чем затраты по генерации на местной электростанции) характеров.

Несмотря на большие значения перетоков электроэнергии из ОЭС Центра, оставшийся в регионе объем энергии в 2009 г. практически полностью обеспечивал потребности данного экономического пространства. Незначительная часть электроэнергии перетекает в ОЭС Центра из ОЭС Юга.

491

Таблица 7

Самообеспечение электроэнергией ОЭС и ЕЭС России в 2009 г.

Производство электроэнергии, млрд. кВт-ч Переток электроэнергии в другие энергосистемы и экспорт, млрд. кВт-ч Потребление электроэнергии, млрд. кВт- ч К4

[1] [2] [3] [4=(1-2)/3]

ЕЭС России 957,1 27,5 942,8 0,99

ОЭС Центра ОЭС Ср. Волги 224,7 109,9 13,6 13,1 211,7 99,3 1,00 0,97

ОЭС Урала ОЭС Северо- Запада ОЭС Юга 233 97,6 69,2 5,8 13,7 0,48 236,2 88,3 78,1 0,96 0,95 0,88

ОЭС Сибири ОЭС Востока 193,4 29,3 0,16 1 200,9 28,2 0,96 1,00

Источник: Материалы системного оператора ЕЭС, расчеты автора.

Основные потребности в недостающей электроэнергии ОЭС Юга удовлетворяются Украиной и ОЭС Средней Волги. Незначительная часть электроэнергии в 2009 г. поставлялась на приграничный юг России также Грузией и Азербайджаном (режимные перетоки). Объемы выработки ОЭС Урала и Сибири меньше объемов их собственного потребления. Сибирь покрывает недостатки в объемах электроэнергии за счет перетоков из ОЭС Урала и экспорта из Казахстана. ОЭС Урала в отличии от Сибири не имела в 2009 г. дефицита рабочей мощности при максимуме собственной нагрузки. Относительно низкое значение коэффициента К4 объясняется следующими причинами технологического характера. Структура установленной мощности ОЭС Урала отличается большой долей высокоманевренного блочного оборудования (69%), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт, а также отключать в резерв на субботу, воскресенье и праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт [8]. Эти уникальные возможности по регулированию частоты используются в интересах всей ЕЭС России.

В целом ЕЭС России и в 2005 г., и в 2009 г. вырабатывала электроэнергии больше, чем потребляла. Но собственные потребности страна фактически покрывала на 99%. Это связано с большими объемами экспорта электроэнергии в такие страны как Финляндия, Эстония, Белоруссия и крупным импортным возмещением со стороны Украины, Казахстана и Литвы. ОЭС Востока полностью обеспечива-

492

ет свои потребности в электроэнергии. Это единственная ОЭС, которая не получает электроэнергию не только из других стран, но и из других энергосистем России.

Таблица 8

Самообеспечение электроэнергией ОЭС и ЕЭС России в 2005 г.

Регион Производство электроэнергии, млрд кВт-ч Переток электроэнергии в другие энергосистемы и экспорт, млрд кВт-ч Потребление электроэнергии, млрд кВт-ч К4

ш Г21 [31 [4=(1-2)/3]

ЕЭС России 918,4 20,15 907,3 0,99

ОЭС Центра ОЭС Средней Волги 224.7 101.8 7,24 21,18 224,6 80,6 0,97 1,00

ОЭС Урала ОЭС Северо- Запада ОЭС Юга 220,8 87,7 69,7 1,47 13 2,83 228,1 83,7 73,5 0,96 0,89 0,91

ОЭС Сибири ОЭС Востока 186,1 27,6 0,16 0,6 189,7 27,1 0,98 1,00

Источник: Материалы АПБЭ, расчеты автора.

В дальнейшем планируется, что ОЭС Востока будет все интенсивнее наращивать свой экспорт в северные районы Китая. Таким образом будет решаться проблема избытка и простаивания мощностей в регионе. В течение 2005-2009 гг. экспорт электроэнергии в Китай вырос почти в 2 раза. В двух ОЭС (Центра и Северо-Запада) за рассматриваемый период коэффициент самообеспечение электроэнергией увеличился. Это произошло, несмотря на то, что возросли объемы перетоков электроэнергии из данных энергорайонов (на 6,4 млрд. кВт-ч из ОЭС Центра и на 0,7 млрд. кВт-ч из ОЭС Северо-Запада). Для энергосистемы Центра причина кроется в уменьшении на 6% за 4 года электропотребления. В ОЭС Северо-Запада уровень самообеспечения увеличился за счет опережающего рост выработки электроэнергии по сравнению с ростом объемов электропотребления и передачи электроэнергии за пределы энергосистемы. В ОЭС Средней Волги, Юга и Сибири значения К4 несколько снизились в течение 2005-2009 годов. Причем в первых двух энергосистемах значительно снизились также объемы выдаваемой в другие регионы электроэнергии. ОЭС Средней Волги полностью прекратила подавать электроэнергию в ОЭС Центра (объем перетока равнялся в 2005 г. 8,4 млрд. кВт-ч). Из ОЭС Юга прервался экспорт электроэнергии в Грузию и Азербайджан, составлявший в 2005 г. примерно по 0,7 млрд. кВт-ч в каждую страну.

4 93

В ОЭС Сибири объем экспорта остался на уровне 2005 г.: 0,15 млрд. кВт-ч в Монголию. Причиной уменьшения уровня самообеспечения таким образом является не увеличение объемов экспорта, а опережающее увеличение объемов электропотребления над генерацией. В ОЭС Юга выработка электроэнергии за период 2005-2009 годов снизилась на 1%. Это единственная ОЭС, в которой наблюдается снижение выфаботки. В ОЭС Урала так же, как и в энергосистемах Центра и Северо-Запада, объем выфаботки выфос в абсолютных значениях больше, чем объем электропотребления. В то же время существенно выросла и выдача электроэнергии за пределы энергорайона: приступили к экспорту электроэнергии в Казахстан в объеме примерно 4 млрд. кВт-ч за 2009 г. Поэтому коэффициент К4 остался на прежнем уровне.

IV. Вывод результатов. Результаты оценки уровней электроэнергетической самообеспеченности территорий России наглядно представлены на рис. 3.

гав б

?Й

те. 5, ЭМКТрОШКГГСЯРКСИЯ омйййосдочсшик-!I. рсПВДТЮН Ро&ни II (Ь.'|Ч.'К«М 111С1П[Н>терлш к ЛИК ЮЛУ ОбоЛИЧПИИ1(3 К11|НС"

К! - №ф|>И1|11С111 СиМтмгЧ'ПччН.'1|11СЧ III |Ч|6иЧСИ мМШЮСТЬМ К- • КО >{к()К1111С111 ПМ0и&Х1КЧС11119СП1 рСКрН&М МИШ1СС1И

К? • ьотОДищмм Сй№н)Лш1КЧб111ЮСТ||у|;т*11к1ши|||||^1 мииимнмии К4 ■ ю^ффиинскг спимЛвдкчсши мсктродфГИСЙ МяКНСГСИШД; Ш'ртМКН I. IС л! ри ЦЮрт НИ пну ||»| к'Х ИвШШ. №111 кЛт'ч

"**-^ ЭПЯНЦП ТЛИПрКНКрГЛ!. №111 кВг'ч

||мц|1р1 г|1:ыр(и1кр| ни, м."н

Рис. 3. Энергетическая самообеспеченность регионов России и перетоки электроэнергии в 2009 г. (территории изолированных энергосистем имеют на карте белую заливку)

494

Проведенное исследования позволяет сделать следующие основные выводы:

• В 2009 г. обладали электроэнергетической самообеспеченностью следующие районы России - ОЭС Центра, Средней Волги, Востока. Имели дефицит самообеспеченности - ОЭС Юга, Сибири, Северо-Запада и Урала. ОЭС Юга и ОЭС Сибири имели дефицит рабочей мощности во время собственного максимума нагрузки. ОЭС Урала и ОЭС Северо-Запада располагали самообеспеченностью рабочей мощности, но обладали недостаточностью резервов мощности.

• В электроэнергетической самообеспеченности регионов России вымвлены диспропорции, создающие определенные издержки для экономики страны [91.

Уменьшение всех диспропорций путем увеличения электроэнергетической самообеспеченности дефицитных энергосистем - не оправдано. Опыт более чем 40-летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейской части России с Сибирью и Сибири с Дальним Востоком, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны. Однако часть диспропорций являются необоснованными (экономически и экологически) и создают больше потерь для национальной экономики, нежели выгод. Именно их необходимо минимизировать при планировании территориального развития электроэнергетики, повышая самообеспеченность дефицитных энергосистем.

Литература и информационные источники

1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. Я°1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года».

2. Прогнозный баланс развития электроэнергетики на период 2009-2015 гг. и на 2020 г. //Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. М., 2009

3. Анализ итогов функционирования электроэнергетики за 2009 год, прогноз на 2010 год //Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. М., 2010

4. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2009 году // Системный оператор Единой энергетической системы. М., 2010

5. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года // Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. М., 2009

6. Функционирование и развитие электроэнергетики РФ в 2005 году // Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. М., 2006

7. Ефименко А.И., Рубинштейн Г.Л. Водосбросные сооружения Саяно-Шушенской ГЭС. ^б.: Изд-во ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева», 2008.

8. Системный оператор ЕЭС России. Объединенная энергосистема Урала. http://www.so-ups.ru/index.php?id=oes_ural

9. Лукашов Г.А. Оценка экономических издержек, вызванных асимметрией в энергетической самообеспеченности территорий России // Научные труды Вольного экономического общества России. Том 137. М.: Максиграф, 2010. С. 337-343.

4 95