Перспективы - история и перспективы развития энергетики россии. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики в россии

Страница 3 из 3

Развитие ЕЭС России осложняется рядом проблем, требующих своего решения в перспективный период.
Общий экономический кризис и перестройка финансовой системы страны затронули и электроэнергетику. Переход на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на электроэнергию резко ограничил финансовые ресурсы электроэнергетики. Объемы инвестиций в отрасль сократились с 1990 по 1998 г. в 3 раза. В результате темпы ввода мощностей за 1991-1998 гг. снизились до 1,5 млн. кВт, а среднегодовые вводы электрических сетей за последние 15 лет уменьшились в 3 раза.

Одну из серьезнейших проблем в энергетике представляет старение основных фондов. В ОЭС России находится в эксплуатации 30 млн. кВт генерирующего оборудования, достигшего предельных сроков наработки. В 2010 г. объемы устаревшего оборудования составят порядка 110 млн. кВт (из них ТЭС - 75 млн., ГЭС - 25 млн., АЭС - 8,4 млн. кВт), т.е. около 50 % установленной мощности электростанций. Нарастание объемов оборудования электростанций, выработавшего свой парковый ресурс, намного превышает темпы вывода его из работы и обновления. Эта проблема стоит в электрических и тепловых сетях. Уже сейчас 5 тыс. км ВЛ 110-220 кВ и подстанций общей мощностью 8 млн. кВ-А подлежат полной замене. К 2010 г. потребуется реконструкция 20 тыс. км ВЛ 110 кВ и выше. Проблема технического перевооружения затрагивает основы надежности и живучести электроэнергетики всех регионов страны и Единой энергетической системы России в целом.
При сохранении существующего уровня инвестиций в электроэнергетику и большом объеме устаревшего оборудования уже с 2005 г, может начаться неуправляемое выбытие электромощностей и электросетевых объектов и, как результат, резкое снижение надежности функционирования ЕЭС и электроснабжения потребителей.
Важнейшей проблемой развития энергетики является внедрение современного эффективного оборудования с высокими технико- экономическими и экологическими параметрами, в том числе и для решения задач технического перевооружения. Необходимо ускоренное внедрение высокоэкономичных парогазовых и газотурбинных технологий на базе появляющегося отечественного оборудования, расширение связей с зарубежными фирмами по производству оборудования на совместных предприятиях, создание экологически чистых энергоблоков на твердом топливе, оборудованных котлами с циркулирующим кипящим слоем, реакторов АЭС нового поколения, отвечающих международным стандартам безопасности.
Проблемой ЕЭС России является частичная энергетическая зависимость отдельных регионов от транзита электроэнергии через энергосистемы других государств (Калининградская, Псковская, Омская энергосистемы).
Из-за недостаточной компенсации зарядной мощности линий 750 кВ - 75, при рекомендуемых 100-110 %, и 500 кВ - 42 против 80- 100% острейшей проблемой функционирования электрических сетей в последние годы является повышение рабочего напряжения в сетях 750, 500 и 330 кВ в ряде районов ЕЭС России, иногда до опасных для оборудования значений, весной-летом в ночные часы и в часы дневного провала нагрузок.
Появление вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к повышению относительных потерь электроэнергии. В 1998 г. потери электроэнергии в электрических сетях Российской Федерации составили 90,3 млрд. кВт-ч, или 12,2% отпущенной электроэнергии в сеть, против 8,35 % в 1991 г. Возросла доля коммерческих потерь.
Главной текущей проблемой отрасли является низкий уровень платежей потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию.
Перспективы развития ЕЭС России. Основными задачами развития ЕЭС России в первую очередь являются:
сохранение интеграции электроэнергетических систем регионов России независимо от форм собственности и производственно-организационной структуры в электроэнергетике;
обеспечение эффективного использования топливно-энергетических ресурсов регионов страны с учетом экологических требований;
обеспечение эффективного функционирования ФОРЭМ, гарантирующего надежность поставок энергии энергодефицитным районам.

В разработанной «Схеме развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г.», в увязке с основными стратегическими направлениями развития топливно-энергетического комплекса страны, в «Энергетической стратегии России» и «Стратегии развития электроэнергетики России на период до 2015 г.», определены направления развития генерирующих источников и основной электрической сети ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г. в условиях формирования и функционирования общероссийского и региональных рынков мощности и электроэнергии; разработаны предложения по экспорту электроэнергии из России, дана оценка потребности электростанций ЕЭС и ОЭС России в топливе в условиях формирования рынка топливных ресурсов и воздействия электроэнергетики на окружающую среду; уточнена потребность в инвестиционных ресурсах для развития ЕЭС и ОЭС России и дана оценка перспективных тарифов на поставки мощности и электроэнергии на оптовом рынке для регулируемой и конкурентной форм организации рынка.
В Схеме было рассмотрено несколько вариантов развития электроэнергетики России на период до 2010 г., которые соответствуют различным вариантам развития экономики страны, и как следствие, различным вариантам спроса на электроэнергию, а также учитывают возможные изменения условий развития отрасли в перспективе. При максимальном варианте спроса на электроэнергию (1127 млрд. кВт-ч в 2010 г.) предполагается, что уровень электропотребления 1990 г. (1074 млрд. кВт-ч) по России будет Достигнут к 2008 г., при среднем и минимальном вариантах спроса (1025 и 930 млрд. кВт-ч в 2010 г.) - за пределами 2010 г.
Кроме того, в Схеме был рассмотрен «вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования тепловых электростанций», в котором после 2000 г. все оборудование ТЭС, отработавшее свой ресурс, порядка 60 млн. кВт, подлежит демонтажу с последующей заменой на новое прогрессивное оборудование. В остальных, рассмотренных в Схеме вариантах техническое перевооружение ТЭС в период до 2010 г. осуществляется как путем демонтажа устаревшего оборудования (25 млн. кВт) и замены его на новое (19 млн. кВт), так и продления срока службы оборудования (48 млн. кВт). При этом демонтаж принимался для устаревшего оборудования ТЭС на низкие параметры пара, а продление ресурса службы для оборудования высокого давления (в том числе для конденсационного оборудования 13 МПа и выше и теплофикационного оборудования 9 МПа и выше).
Масштабы вводов генерирующих мощностей в период до 2010 г. в зависимости от рассматриваемых вариантов оцениваются в 32 млн. кВт в варианте, соответствующем минимальному уровню электропотребления, до 100 млн. кВт - в варианте максимальной замены оборудования, отработавшего свой ресурс.
Развитие генерирующих мощностей в рассматриваемой перспективе связано, в первую очередь, с проблемами обновления выработавших свой расчетный ресурс энергомощностей, повышением эффективности энергопроизводства за счет внедрения современных технологий (ПГУ, ГТУ, чистые угольные энергоблоки), повышением безопасности девствующих и новых АЭС.
Основным направлением развития гидроэнергетики в перспективный период является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих ГЭС. К гидроэлектростанциям, имеющим значительный строительный задел и соответственно возможности ускоренного ввода, относятся: Ирганайская, Зарамагская, Зеленчукские ГЭС (ОЭС Северного Кавказа), ГЭС на р. Кемь (ОЭС Северо-Запада), Богучанская ГЭС (ОЭС Сибири), Бурейская и Нижнебурейская ГЭС (ОЭС Востока), Вилюйская ГЭС-3 (Западная Якутия), Усть-Средиеканская ГЭС (Магадан).
Вводы мощности кв АЭС в этот период связаны с заменой Демонтируемых энергоблоков на Ленинградской, Кольской, Курской, Нововоронежской, Белоярской АЭС на энергоблоки нового поколения, завершением строительства Курской (блок № 5) и Тверской АЭС
(блок № 3), вводом в 2010 г. первого блока Приморской АЭС на Дальнем Востоке в максимальном варианте электропотребления.
Масштабы развития тепловых электростанций на органическом топливе будут в значительной мере определяться ростом спроса на электро- и теплоэнергию, возможностями развития топливной базы электростанций, постоянным ростом объемов устаревшего оборудования и принятой стратегией технического перевооружения, темпами развития отечественного машиностроения для производства эффективного и экологически чистого оборудования.
В условиях преимущественного использования природного газа наиболее целесообразно обеспечение газом ТЭЦ, особенно комбинированных парогазовых установок (ПГУ-ТЭЦ), что позволит наиболее эффективно решать одновременно вопросы электро- и теплопотребления.
В максимальном варианте рекомендованы вводы конденсационной мощности на следующих крупных ГРЭС. В ОЭС Северо-Запада - Псковская ГРЭС (окончание строительства); в ОЭС Центра - Каширская ГРЭС-4, Шатурская ГРЭС-5 и Конаковская ГРЭС (замена энергоблоков), Щекинская и Ивановская ГРЭС (расширение), Петровская и Нижневолжская ГРЭС на газе (новые); в ОЭС Поволжья - Заинская ГРЭС (замена) и Мордовская ГРЭС на КАУ (новая); в ОЭС Северного Кавказа - Краснодарская ГРЭС на газе (новая); в ОЭС Урала - Нижневартовская ГРЭС (энергоблок № 2) и Пермская ГРЭС (№ 4), Сургутская ГРЭС-1 (замена четырех энергоблоков); в ОЭС Сибири - Березовская ГРЭС-1 (окончание 1 очереди), Харанорская ГРЭС (ввод двух блоков), Гусиноозерская ГРЭС (доведение до проектной мощности), Красноярская ГРЭС-2 и Беловская ГРЭС (замена).
Российская электроэнергетика как сегодня, так и на перспективу ориентирована на газоугольную стратегию.
При принятой стратегии развития энергетики России структура установленной мощности электростанций в рассматриваемый период существенно не меняется: доля ГЭС остается на существующем уровне-21, несколько снижается доля АЭС - с 11 (1997 г.) до 10 %, доля ТЭС составит 68-69 %. При этом возрастет доля ПГУ и ГТУ (на КЭС и ТЭЦ) с 0,6 в отчетном 1997 г. до 8,1 % суммарной мощности в 2010 г.
В новых экономических условиях роль основной электрической сети ЕЭС России возрастает, так как она является базой для создания оптового рынка мощности и электроэнергии в России, который позволит в перспективе повысить конкуренцию производителей электроэнергии и снизить стоимость электроэнергии для потребителей.
На рассматриваемую перспективу высшим классом напряжения для сетей переменного тока останется 1150 кВ. Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС для повышения надежности выдачи мощности АЭС в ОЭС Северо-Запада и Центра, а также при Необходимости для усиления межсистемных связей России с Беларусью и Украиной.
Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока, а также для развития межсистемных связей между отдельными ОЭС.
Сеть 330 кВ продолжает выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечивать, выдачу мощности крупных электростанций. В дальнейшем, по мере развития сети 750 кВ, к сети 330 кВ перейдут распределительные функции.
В период до 2000 г. развитие основной электрической сети связано, в первую очередь, с обеспечением энергетической независимости отдельных регионов России (энергосистем Псковской и Омской обл.), обеспечением надежной выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей, обеспечения экспорта электроэнергии в Финляндию.
В этот период рекомендуется сооружение основных электросетевых объектов, по которым имеются строительные или проектные заделы.
В период 2001-2010 гг. для усиления межсистемных связей в соответствии с требованиями к их пропускной способности предлагается:
создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. Кроме сокращения потребности в генерирующей мощности и экономии затрат на топливо, они укрепят сетевую структуру ЕЭС, оказавшуюся в значительной мере нарушенной вследствие получения политической независимости Казахстаном. Сооружение первого участка ВЛ 1150 кВ Сибирь - Урал предлагается по трассе Алтай - Карасук - Омск - Курган - Челябинск;
усиление межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра (Волгоградская энергосистема) - ОЭС Северного Кавказа (строительство ВЛ Балаковская АЭС - Курдюм - Фролово - Шахты), который позволит повысить надежность электроснабжения потребителей региона Северного Кавказа и создать основу для транспорта электроэнергии из региона Поволжья в страны Черноморского региона;
усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства ВЛ 500 кВ Северная - Вятка и Газовая - Преображенская - Красноармейская) с целью повышения пропускной способности межсистемного сечения и обеспечения сокращения за трат на ввод генерирующей мощности;
сооружение ВЛ 500 кВ Чита - Могоча - Зейская ГЭС, которая позволит увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и ОЭС Востока.
Для обеспечения надежного и устойчивого функционирования ЕЭС России объемы ввода электросетевых объектов 330 кВ и выше в период до 2010 г должны составить не менее 12-20 тыс. км линий электропередачи и 47,5-80 тыс. MB A мощности подстанций в зависимости от рассматриваемых вариантов.
При этом необходимые объемы капитальных вложений по вариантам развития ЕЭС России на период до 2010 г составят от 100 до 180 млрд. дол. США.
Важнейшее значение для развития электроэнергетики России имеет расширение интеграции ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран. В период до 2010 г. предполагается значительное увеличение экспорта электроэнергии.
В страны СНГ и Балтии передача электроэнергии может быть Значительно увеличена за счет использования пропускной способности существующих межгосударственных связен, которая составляет свыше 8 млн. кВт, что позволяет увеличить экспорт электроэнергии в 2,5-3 раза без дополнительного сетевого строительства.
Особый интерес для России в части возможного увеличения экспорта электроэнергии представляют северные страны, входящие в объединение NORDEL, с которыми Россия граничит непосредственно, и страны Центральной и Восточной Европы, входящие в объединение CENTREL, а также Болгария и Румыния, в которые до 1991 г. поставлялась электроэнергия в больших объемах из России, Украины и Молдовы и с которыми сохранились электрические связи 750-400-220 кВ.
В Финляндии в период до 2010 г. планируется достаточно большой рост электропотребления (30 млрд. кВт-ч за 15 лет), часть которого Должна покрываться импортом электроэнергии. Увеличение передачи из России может быть обеспечено при расширении вставки постоянного тока (ВПТ) в Выборге 2X355 МВт и сооружении новой связи 330/400 кВ с ВПТ 600 МВт Колэнерго - Финляндия. Всего в сторону Финляндии может передаваться от 6,0 млрд. кВт ч. Возможна передача части этой энергии транзитом в Швецию, в которой может возникнуть потребность импорта электроэнергии при выводе из эксплуатации АЭС.
В Норвегию до 2005 г. возможно увеличение экспорта до 0,3 млрд. кВт-ч от генераторов Борисоглебской ГЭС. В период до 2010 г может рассматриваться сооружение передачи 330/400 кВ Мурманск - Киркенесс с ВПТ в Киркенессе мощностью 200 -250 МВт и экспортом в Норвегию до 1,0 млрд. кВт-ч.
В страны Центральной и Восточной Европы; Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Румынию, Болгарию - экспорт электроэнергии из России возможен только транзитом через электрические сети Украины и Молдовы с использованием существующих связей 750 - 400 - 220 кВ. Совместная работа всех перечисленных энергосистем может быть восстановлена при переходе на синхронную работу объединений UCPTE - CENTREL - ОЭС СНГ - ЕЭС России или при сооружении В1П на связях ОЭС Украины с энергосистемами соседних стран. Переход к синхронной работе потребует достаточно продолжительного времени, поэтому на первом этапе может рассматриваться установка одной - двух ВПТ мощностью по 600 МВт на ПС 750 кВ Западно- Украинская, Жешув (Польша) или Альбертирша (Венгрия). По расчетам на уровне 2005 г. возможна передача из России до западных границ Украины 1000 - 1200 МВт с одновременной передачей па Украину 800 - 1200 МВт. При необходимости увеличения потоков мощности потребуется усиление сетей на Украине. Экспорт электроэнергии в страны Центральной и Восточной Европы может составить от 2,0 до 6 млрд. кВт ч.

В страны Западной Европы, например Германию и Австрию, экспорт электроэнергии возможен через ОЭС Балтии, Беларуси и Украины и энергосистемы стран CENTREL. На северо-западе ОЭС Балтии и Беларуси не имеют тесных связей с западными странами.

В плане решения этой проблемы ведутся переговоры по созданию транзита Россия - Беларусь - Польша. Интернациональный коллектив специалистов России, Германии, Беларуси, Польши и стран Балтии изучает технико-экономические аспекты создания многоподстаицион- ной передачи постоянного тока ± 500 кВ Россия - Беларусь - Литва - Калининград - Польша - Германия (VEAG и PreussenEleklra) протяженностью около 2000 км. Пропускная способность передачи на первом этапе должна составить 2000 и на втором - 4000 МВт Начальную подстанцию в России намечено разместить а районе Смоленской ГРЭС. Предполагается сооружение первой очереди к 2010 г. с передачей из России в европейские страны до 10,0 млрд. кВт-ч,
В страны Ближнего Востока - Турцию, Иран экспорт электроэнергии из России возможен через энергосистемы Закавказских стран. При усилении связи с Закавказьем, с сооружением на уровне 2005 г. ВЛ 500 кВ Сочи - Сухуми, в Турцию может передаваться до 3 млрд. кВт-ч. Может также рассматриваться сооружение подводной кабельной линии через Черное море Джубга - Самсун протяженностью 360 км напряжением ±400-600 кВ с передачей 1000 МВт и 5,0-6,0 млрд. кВт-ч. Передача в Иран может осуществляться в небольших количествах - 0,2-0,3 млрд. кВт-ч через Азербайджан. Ключевым звеном в этой проблеме является восстановление полноценной параллельной работы ЕЭС России и ОЭС Закавказья на основе обеспечения надежности работы существующей горной ВЛ 500 кВ Центральная - Ингури ГЭС и завершения строительства В Л 500 кВ, проходящей по Черноморскому побережью.
Из восточной части России возможен экспорт в страны Азии - Монголию, Китай, Северную и Южную Корею, Японию. В Китае в связи с устойчивым ростом экономики ряд районов является дефицитным по электроэнергии, что предполагает возможность экспорта из России. Однако до последнего времени передача в Китай осуществлялась только из Амурской энергосистемы в небольших объемах в рамках приграничной торговли. В настоящее время выполняется технико-экономическое обоснование сооружения передачи Братск - Пекин ±600 кВ протяженностью 2500 км (через Монголию) с передачей мощности 2500 МВт и электроэнергии 5,0-18,0 млрд. кВт-ч. Если учесть высокую стоимость такой передачи, значительные объемы работ, при своевременном решении спорных проблем она может быть введена в работу не ранее 2004 - 2005 гг. Из ОЭС Востока возможно дальнейшее развитие приграничной торговли с передачей электроэнергии от подстанций 220-110 кВ, расположенных в зоне Транссибирской железной дороги, или сооружение линий большой пропускной способности, например ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Харбин. Энергетический потенциал ОЭС Сибири и возможности его развития в ОЭС Востока позволяют рассматривать экспорт в Китай в достаточно широком диапазоне.

Япония не располагает собственными топливно-энергетическими ресурсами, а растущая потребность в электроэнергии позволяет рассматривать Японию в качестве потенциального импортера электроэнергии из России.
Возможные объемы экспорта электроэнергии из России на 2005- 2010 гг. могут составить соответственно 38 и 45 млрд. кВт-ч в вероятном, 43 и 90 млрд. кВт-ч - в максимальном варианте.
В вероятном варианте учитываются ограничения в топливообеспечении электростанций в ЕЭС России, ограниченность средств на сооружение новых межгосударственных связей, платежеспособность стран-импортеров.
Анализ надежности работы ЕЭС России подтверждает эффективность предусматриваемых мер по развитию основной системообразующей сети ЕЭС в период до 2010 г. и по обеспечению надежности параллельной работы энергосистем и надежности электроснабжения потребителей.
Оценка величины межсистемного эффекта при переходе от изолированной работы энергосистем к работе в составе ЕЭС России показала, что изоляция энергосистем друг от друга приносит огромный ущерб - увеличивается потребность в установленной мощности приблизительно на 7 ГВт, увеличиваются затраты на топливо на 82 млн., ежегодные издержки возрастают на 330 млн. дол. в год.
Переходя к экономической части работы, следует отметить, что полученные особенно на перспективу 2005 - 2010 гг. прогнозные показатели весьма условны и могут характеризовать в большей мере лишь общие закономерности и тенденции развития. Это связано с неопределенностью информации относительно общего экономического положения России в перспективе.
Расчет капитальных вложений производился в основном пообъектно, особенно в части задельных и новых электрических станций. Учитывались также объемы модернизации и реконструкции энергетических мощностей, линии Электропередачи, подстанции, тепловые сети и другие потребности, включая природоохранные мероприятия.
Наибольшая доля инвестиций в период до 2010 г. (порядка 70 %) приходится на ввод мощности электростанций.
Структура источников инвестиций рассмотрена в двух вариантах. Первый - инвестиции полностью покрываются за счет собственных средств электроэнергетики, прежде всего амортизации (с учетом будущей переоценки основных фондов) и прибыли. Однако анализ показал, что более приемлемым является второй вариант, когда собственные средства РАО и АОэнерго составляют около 60%. Остальная часть средств должна быть получена за счет сторонних источников.
Реализация намеченных в Схеме направлений развития ЕЭС России сдерживается ввиду отсутствия закрепленных на длительный период решений по источникам формирования инвестиционных средств в отрасли.
Схема предлагается в качестве технической основы для поэтапного решения проблем обеспечения функционирования и развития электроэнергетики России.

На современном этапе остро стоит проблема модернизации энергетического хозяйства. Устаревшие технологии сжигания угля, мазута, газа, высокий уровень сработанности оборудования приводят к превышению затрат топлива и огромным выбросам вредных веществ в атмосферу. Основная доля электроэнергии используется для потребности промышленности, где очень большие потери электроэнергии в результате бесхозяйственности и применения неэффективных технологий производства.

Проблема! Главной причиной, ограничивающей развитие энергетики, является экологическая. За 2012 год выбросы загрязняющих атмосферу веществ предприятиями по производству и распределению электроэнергии составили 592,1 тыс. тонн, или 39,1 % всех выбросов стационарными источниками загрязнения. Предложите пути решения этой проблемы.

В 2013 году вредные выбросы предприятий электроэнергетики уменьшились на 13,6 % за счет неработающей Углегорской ТЭС, однако остаются самыми значительными среди всех видов промышленной деятельности – 384,1 тыс. тонн, или 35,8 % областного объема.

Таблица 1. Удельный выброс загрязняющих веществ от ТЭС Нашего

края

Учитывая среднее значение удельного выброса от ТЭС, а также тот факт, что население области потребляет 7859,4 млн. кВт- год электроэнергии, можно определить, что при выработке этого количества электроэнергии на ТЭС в атмосферный воздух поступает 141,5 тыс. т загрязняющих веществ в

год, таких как оксид углерода, азота, диоксид серы, пыль неорганическая, тяжелые металлы, парниковые газы (табл. 1).

Для уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу и эффективного использования энергии как приоритетного направления энергетической политики

региона необходимо: увеличивать объемы использования природного газа на ТЭС за счет уменьшения его затрат в металлургии и других отраслях хозяйства; повышать эффективность использования топлива разных видов; внедрять эффективные и экономически рентабельные очистительные устройства и их системы; совершенствовать структуру промышленности; внедрять энергосберегающие технологии, оборудование и бытовые приборы.

ПОВТОРИМ ГЛАВНОЕ

Электроэнергетика – базовая отрасль экономики, которая вырабатывает, передает и трансформирует электроэнергию.

Почти вся электроэнергия Нашего края вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). Электростанции соединяются между собой ЛЭП и образуют энергосистемы.

Среди тепловых электростанций выделяют конденсационные и

теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) .

Большие ТЭС размещают в районах добычи топлива, вблизи рек, которые дают воду для охлаждения. Передавать электроэнергию по линиям электропередач гораздо дешевле, чем перевозить топливо.

Наш край учится использовать альтернативные источники энергии. Ветер и солнечную энергию – для выработки электричества. Биомассу: древесные опилки, солому – для отопления.

Среди важнейших причин, ограничивающих развитие энергетики, относится экологическая .

Приоритетным направлением электроэнергетики в современном обществе является энергосберегающая политика, которая ставит своей целью — ликвидировать потери энергоресурсов и повысить эффективность их использования на любом уровне. По данным исследований, около трети всех энергоресурсов тратится безвозвратно или расходуются крайне неэффективно на сегодняшний день.

Один из видов коммерческих потерь — хищение. Практик работы энергосберегающих организаций показывает, что масштабы этой проблемы приобретают очень важное значение в последние годы. До сих пор заинтересованные компании не проводили какие-либо меры по обнаружению или хотя бы оценке ущерба от хищения электроэнергии.

В условиях рыночной экономики, энергия это, прежде всего, товар. Его можно как купить, так и продать, а также присвоить. Последнее действие подпадает под определение — «хищение».

Хищению электроэнергии способствует специфика данного товара, которая заключается в том, что его производство, передача и использование — практически единовременный процесс. На всех этапах, этот товар почти невозможно сохранить. Завершающий этап реализации электроэнергии — поставка её потребителям, что и определяет коммерческую успешность энергосбытовых организаций.

Из-за большого объема электроэнергии, передаваемой круглосуточно, а также большого числа потребителей, при разных нагрузках, имеет место различия в результате измерения с помощью контрольных приборов и расчетной аппаратуры.

Указанные особенности процесса производства, передачи и сбыта электроэнергии, а также большое протяжение магистралей, распределительных сетей — создает удачную ситуацию для хищения электроэнергии.

В условиях роста энергоемкости экономики всего мира, большое внимание стоит уделять политике снижения коммерческих затрат электроэнергии в сетях, это один из основных потенциалов энергосбережения.

Сдерживать цену на электричество в будущем не представляется возможным, по ряду объективных причин. Из-за особенности структуры электроэнергии, потребители не могут влиять на её цену ни в оптовом плане, ни на розничном рынке. При этом из-за повышения расходов энергии в промышленности, возросла и нагрузка на частного потребителя энергии.

Рост энергопотребления в бытовом секторе вызывает перегрузку в питающих районы магистралях и трансформаторных подстанциях, что приводит к аварийным ситуациям и чревато пожарами, травмами и т.д. При хищении электроэнергии, часть мощностей является неучтенной, это приводит к повышению допустимой нагрузки и срабатыванию автоматической защиты в устройствах.

Сегодня возник ещё один важный фактор, побуждающий потребителей электрической энергии подключаться к сетям без разрешения на присоединение мощности, соответственно — без оформления договора технического присоединения к электросетям — это увеличенная стоимость за присоединенные мощности.

Для удовлетворения потребностей в энергии в бытовых целях всего населения земного шара поставки энергии к 2050 г. должны удвоиться. Это главный вывод, который был сделан Всемирным Энергетическим Советом (ВЭС) в сценариях по развитию энергетики до 2050 г. Мир обладает достаточным количеством разведанных энергоресурсов, чтобы удовлетворить потребности населения в течение ближайших 40 с лишним лет (таблица1). Сегодня задачей является получить эти ресурсы и транспортировать их из тех мест, где они добываются, в места, где в них имеет место наибольшая потребность. Второй важный вывод - пока ископаемое топливо будет оставаться крупнейшим источником первичной энергии в ближайшие сорок лет, нельзя лишь удвоить мировые поставки энергии и улучшить доступ к ней, необходимо научиться эффективно управлять выбросами парниковых газов и заниматься вопросом изменения климата. Основным двигателем в работе над этой двойной задачей будут более высокие цены на энергию (рис. 1).
Более высокие цены будут побуждать развитые страны к более высокой эффективности использования энергии и привлекать значительно более высокие капиталовложения в инфраструктуру энергетики. Однако новые высокие уровни государственного и частного инвестирования в исследования, развитие и размещение чистых и более эффективных технологий также жизненно необходимы. Свою роль в этом вопросе должны сыграть государства, создав мировые правила торговли энергией и установив стабильную цену на углерод, которая была бы понятна для рынков и инвесторов. Вовлечение государства в эту и другие области должно поощряться, а более тесное сотрудничество и интеграция внутри и между регионами мира, между государственным и частным секторами остается совершенно необходимым. Частный сектор должен быть вовлечен в этот процесс. Для понимания быстро изменяющихся условий, в которых функционирует энергетический сектор, ВЭС усовершенствовал или создал новые сценарии развития энергетики. Начав в 2000 г., в настоящее время ВЭС сделал шаг вперед, представив перечень действий, связанных с этими сценариями, включая три цели надежной энергетики, ставшие теперь понятными далеко за пределами энергетического сектора как, три «А». Для удовлетворения мировой потребности в энергии будущие поставки энергии должны отвечать следующим трем критериям: наличие доступа и материальной возможности получения современной энергии всеми; наличие энергии, то есть ее устойчивое и безопасное снабжение; приемлемость, то есть соответствие социальным и экологическим требованиям. В сценарии развития энергетики до 2050 г. решено осуществить новый подход, отойдя от строго статистического моделирования к подходу, который должен привести к глубокому проникновению в вопрос будущего энергетики в различных регионах мира и позволить сосредоточиться на политике, призванной гарантировать надежность энергетики. ВЭС демонстрирует четыре возможных подхода к решению задачи осуществления в будущем надежным и безопасным способом. 1. Серьезное участие государства при тесном сотрудничестве и глубокой интеграции государственного и частного секторов как внутри страны, так и на международной арене. 2. Рыночные действия, принимаемые с минимальным участием государства, но высокой степенью сотрудничества и интеграции государственной и частной сферы как внутри страны, так и за рубежом. 3. Государство, глубоко вовлеченное в формирование политики, однако незначительно сотрудничающее с другими странами или имеющее незначительную интеграцию государственного и частного секторов. 4. Низкая доля участия государства и незначительное сотрудничество и интеграция государственного и частного секторов. Эти подходы значительно различаются для разных стран и разных регионов. Первый подход олицетворяет серьезное участие государства при тесном сотрудничестве и глубокой интеграции государственного и частного секторов как внутри страны, так и на международной арене. Второй подход олицетворяет рыночные действия, принимаемые с минимальным участием государства, но высокой степенью сотрудничества и интеграции государственной и частной сферы как внутри страны, так и за рубежом. Третий подход олицетворяет государство, глубоко вовлеченное в формирование политики, однако незначительно сотрудничающее с другими странами или имеющее незначительную интеграцию государственного и частного секторов. Четвертый подход олицетворяет функционирование энергетики с низкой долей участия государства и незначительным сотрудничеством и интеграцией государственного и частного секторов. Среди экспертов ВЭС наблюдалось единое мнение в отношении формы энергетических рынков, которая приведет к 2050 г. к удвоению сегодняшнего уровня энергоснабжения для удовлетворения увеличивающегося спроса. Энергоснабжение и спрос на энергию По крайней мере, к 2050 г. миру потребуется удвоить сегодняшний уровень энергоснабжения для удовлетворения увеличившегося спроса. Большее количество первичной энергии потребуется в 2020 г., хотя некоторые регионы умерят свою потребность благодаря использованию более . Для удвоения энергоснабжения политики должны постоянно быть в курсе всех энергетических альтернатив. Баланс поставок-спроса Нефть Наряду с более значительным сотрудничеством и интеграцией с частным сектором большее вовлечение государства поможет ослабить напряженность на мировых нефтяных рынках. Однако более тесное сотрудничество с частным сектором без действий государства может привести к усилению напряженности на нефтяных рынках, так как более высокий экономический рост приведет к увеличению спроса на энергию и более высоким ценам, а не к более доступной энергии. Серьезное падение нефтяного производства на Ближнем Востоке в связи со сдерживающими факторами технического характера или отсутствием надлежащего планирования развития нефтяной отрасли также приведет к усилению напряженности на энергетических рынках во всем мире. Газ Напряженность на рынках газа усугубится в большинстве регионов, особенно уже в 2020 г. и до конца рассматриваемого периода из-за более высокого спроса, так как газ становится важным источником энергии для сокращения мировых выбросов парниковых газов. Основой российской экономики становится газ, что, возможно, увеличит напряженность на европейском и азиатском рынках. Напряженность на газовых рынках возрастет во всей Америке, начиная с 2020 г., однако снизится с 2035 г., так как за увеличившейся добычей газа последует рост поставок газа. Уголь Поставки угля достаточны для удовлетворения краткосрочного спроса до конца рассматриваемого периода, однако при высоком спросе напряженность возрастает, что является результатом экологического давления, оказываемого государствами. Позднее напряженность возрастает по мере того, как технологии «уголь-жидкость» увеличивают спрос.
Если улавливание или хранение углерода станут реальными, возрастет спрос на уголь, и в результате возникнет напряженность в снабжении-спросе. Атомная энергия Напряженность возрастет на рынках атомной энергии, особенно в Азии или Африке, так как объединенная потребность в более безопасном (без углерода) энергоснабжении приводит к увеличению спроса. Поставки могут быть ограничены из-за недостатка активности государства по прогрессивным стандартизированным проектам и бездействия со стороны международного сообщества в рассмотрении двусторонних задач по размещению отходов и распространению вооружений. Тесное сотрудничество международных государственных и промышленных игроков совершенно необходимо для развития сектора атомной энергетики в развивающемся мире. Возобновляемые источники Энергия из возобновляемых источников будет оказывать большое влияние на рынки в течение рассматриваемого периода, но не будет доминировать ни на каком рынке. По мере роста ожиданий потребителей в отношении возобновляемых источников энергии напряженность поставок-спроса возрастет, так как спрос превысит поставки. Нетрадиционные виды энергии Использование нетрадиционных видов энергии сокращается в Азии, Латинской Америке и Африке. Сначала сократится в Азии, где уже происходит прогресс, позднее в Африке - из-за отсутствия эффективного участия государства. Какие же перспективы ожидают электроэнергетику СНГ в этой ситуации? Последнее десятилетие электроэнергетическая отрасль как в большинстве промышленно развитых стран мира, так и государств-участников СНГ претерпевает сложные глобальные преобразования, которые носят универсальный характер. Либерализация отношений в электроэнергетике и реформирование отрасли в разных странах осуществляются различными темпами в зависимости от особенностей национальных экономик, однако имеют одну общую цель формирование рыночных отношений между экономическими субъектами. При этом особое внимание уделяется вопросам обеспечения безопасности функционирования объединений энергосистем, неразрывно связанным с энергетической безопасностью государств (рис. 2).
Энергетическая безопасность трактуется как защищенность граждан и государства в целом от угроз дефицита всех видов энергии и энергоресурсов из-за воздействия негативных природных, техногенных, управленческих, социально-экономических, внутри и внешнеполитических факторов. Вопросы повышения международной энергетической безопасности находились в центре внимания саммита «большой восьмерки», прошедшего в СанктПетербурге в июле 2006 г. В итоговом документе «Глобальная энергетическая безопасность», подписанном главами государств «большой восьмерки», уделено внимание и перспективам развития электроэнергетики. В разделе II документа «Улучшение инвестиционного климата в энергетическом секторе», в частности, говорится: «Мы будем принимать меры как на национальном, так и на международном уровне, способствующие привлечению инвестиций во все звенья глобальной производственно-сбытовой энергетической цепи в целях: развития эффективных генерирующих мощностей в электроэнергетике; расширения и повышения эффективности, безопасности и надежности электропередающих мощностей и энергосетей, а также возможности их соединения в единую сеть с системами других государств, в том числе, в развивающихся странах, когда это целесообразно. Мы считаем необходимым облегчить приток капитала в производство электроэнергии, в том числе для строительства новых, более эффективных, и модернизации существующих электростанций, позволяющих шире использовать возобновляемые источники энергии.
Также важно сооружение линий электропередачи, развитие межрегиональной энергетической инфраструктуры и облегчение обмена электроэнергией, в том числе в рамках трансграничных и транзитных схем. Мы выступаем за формирование конкурентных энергетических рынков, межрегиональной энергетической инфраструктуры и обмен электроэнергией». В этом контексте развитие сотрудничества в электроэнергетике между Европейским Союзом и СНГ объективно укрепляет международную энергетическую безопасность всех стран, вовлеченных в этот процесс. Основными направлениями сотрудничества по повышению безопасности в электроэнергетической отрасли являются: – создание объединенных электроэнергетических систем ЕС и СНГ, включающих национальные и региональные энергосистемы стран, обеспечивающих их совместную работу; – процессы либерализации в электроэнергетике и формирование межгосударственных электроэнергетических рынков с целью создания единого рыночного пространства в электроэнергетике, базирующегося на принципах равноправия государств, добросовестной конкуренции и взаимовыгодной торговле электроэнергией. Существующая ситуация

Электроэнергетические системы В настоящее время на Евразийском континенте сформированы следующие транснациональные электроэнергетические системы.
В Европе Энергообъединение UCTE было учреждено в 1951 г. и включает энергосистемы Австрии, Бельгии, Болгарии, Боснии и Герцеговины, Венгрии, Германии, Греции, Дании (ассоциированный член), Испании, Италии, Люксембурга, Македонии, Нидерландов, Польши, Португалии, Румынии, Сербии и Черногории, Словацкой Республики, Словении, Франции, Хорватии, Чешской Республики, Швейцарии. Энергообъединение NORDEL включает энергосистемы Норвегии, Швеции, Финляндии, Дании и Исландии. Общая установленная мощность европейской энергосистемы 550 ГВт (рис. 3). В СНГ Объединение энергосистем государств-участников СНГ, с которым параллельно работает объединенная энергосистема стран Балтии, общей установленной мощностью более 340 ГВт (рис. 4).

Электроэнергетические рынки На основе объединенных энергосистем идет процесс формирования электроэнергетических рынков. В Европе В 1996 г. с принятием Директивы Европейского Совета и Европейского Парламента началось формирование объединенного западноевропейского электроэнергетического рынка. Уже в 2004 г. основные промышленные потребители получили право свободного выбора поставщика электроэнергии. На 2007 г. было запланировано завершить формирование полностью либерализированного электроэнергетического рынка (рис. 5).
В СНГ Страны СНГ находятся на различных стадиях создания рыночных условий, и им еще предстоит пройти значительный путь реформирования. Сближению этих процессов должны способствовать реализация Концепции формирования общего электроэнергетического рынка государств-участников СНГ, утвержденной Решением Совета глав правительств СНГ от 25 ноября 2005 г., и межправительственного Соглашения о формировании общего электроэнергетического рынка государств-участников СНГ от 25 мая 2007 г. Перспективы

Электроэнергетические системы В 2002 г. Электроэнергетический Совет СНГ и Европейский электроэнергетический союз «ЕВРЭЛЕКТРИК» начали изучать вопрос организации параллельной работы объединения энергосистем стран СНГ и Балтии с объединением энергосистем европейских стран. Положительное решение этой задачи позволит сформировать трансконтинентальное энергообъединение общей установленной мощностью почти 900 ГВт, способное обеспечивать электроэнергией около 700 миллионов потребителей (рис. 6).
В настоящее время разрабатывается техникоэкономическое обоснование такого синхронного объединения энергосистем, которое должно завершиться в 2008 г. В ТЭО будут определены необходимые требования к сторонам, составлен перечень мероприятий, необходимых для объединения, и оценены связанные с этим затраты. Опыт создания такого трансконтинентального объединения существует. К концу 80-х годов создалось уникальное для своего времени межгосударственное энергообъединение стран-членов СЭВ «Мир» с суммарной установленной мощностью более 400 ГВт, которое охватывало громадную территорию от УланБатора до Берлина. Электроэнергетические рынки Проработка вопросов организации параллельной работы энергосистем СНГ и Европы сопровождается разработкой механизмов создания совместимых рыночных условий в электроэнергетическом секторе двух регионов. С этой целью специалистами Электроэнергетического Совета СНГ и отраслевого европейского Электроэнергетического союза - «ЕВРЭЛЕКТРИК» - разработаны Дорожные карты «Путь к созданию совместимых электроэнергетических рынков в странах ЕС и СНГ» и «Ключевые экологические вопросы объединения электроэнергетических рынков ЕС и СНГ». В Дорожной карте предусмотрено несколько фаз развития. Фаза 0: нынешняя ситуация. Фаза 1: подготовка условий к ограниченному открытию оптового рынка. Фаза 2: подготовка условий для полного открытия рынка на оптовом уровне. Фаза 3: обеспечение условий для полного открытия рынка, также на розничном уровне. Дорожные карты получили широкую поддержку участников 2-го совместного семинара «ЕВРЭЛЕКТРИК» ЭЭС СНГ, который состоялся в Москве в ноябре 2005 г. и в котором приняли участие более 160 высокопоставленных представителей политических кругов и электроэнергетического сектора Европейского Союза и Содружества Независимых Государств. Участники Семинара выразили свою поддержку идее создания открытого, либерализованного, отвечающего экологическим требованиям электроэнергетического рынка. Еще раз были подчеркнуты три фундаментальных составляющих - сопоставимость рыночных условий, гармонизация экологических законодательств и совместимость технологических требований в объединяемых энергосистемах, которые дополняют друг друга и образуют единое целое. Фазы Дорожной карты по ключевым экологическим вопросам: Фаза 0: текущая ситуация. Фаза 1: подготовка к открытию ограниченного оптового рынка. Фазы 2 и 3: подготовка к полному открытию рынка. Участники семинара особо отметили, что принципы, изложенные в Дорожных картах и согласованные «ЕВРЭЛЕКТРИК» и Электроэнергетическим Советом СНГ, целесообразно одобрить на политическом уровне.
Электроэнергетика является одной из ключевых составляющих экономической интеграции стран как на пространстве Европейского Союза, так и СНГ. Развитие сотрудничества как внутри, так и между этими двумя регионами направлено на: – повышение эффективности и надежности работы электроэнергетических систем, оказание взаимопомощи в аварийных ситуациях; – возможность более эффективного использования генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов; – диверсификацию источников энергии на основе общего электроэнергетического рынка; – рост международной энергетической и экономической безопасности, а также политической стабильности для всех стран, вовлеченных в этот процесс. В электроэнергетической отрасли большинства стран СНГ имеется еще целый ряд серьезных проблем. Одна из основных проблем связана с решением задачи широкого привлечения инвестиций в электроэнергетику с целью ускоренной модернизации генерирующих мощностей, в составе которых продолжает быстро увеличиваться доля физически и морально устаревшего оборудования. Завершая краткий обзор тех процессов, которые идут в электроэнергетике, можно с удовлетворением отметить, что электроэнергетическая отрасль в странах СНГ выходит на новый, позитивный этап своего развития. В последние годы в странах СНГ стабильно растет производство и потребление электроэнергии, идет обновление основных фондов, вводятся новые генерирующие мощности (рис. 7, 8).

Развитие энергетики мира в начале XXI в. будет определяться комплексным воздействием многих экономических, природных, научно-технических и политических факторов. Оценка долгосрочного роста потребления энергии, основанная на предполагаемых темпах развития мировой энергетики, приводит к выводу, что среднегодовой прирост до 2030-2050 гг. составит, вероятно, 2-3%. В развивающихся странах он будет значительно большим. Учитывая прогнозируемый рост населения к 2025 г. до 8,5 млрд. чел., из которых 80% будут проживать в развивающихся странах, можно ожидать, что именно эти страны будут играть определяющую роль в мировом потреблении энергии. Это вызовет резкое увеличение ее производства. Увеличение производства электроэнергии повлечет за собой сильное загрязнение природной среды. Роль природного газа в энергоснабжении в перспективе будет возрастать, учитывая обширные запасы этого сырья, а также экологическую чистоту этого вида топлива.

Переход от нефти к газу — это третья энергетическая революция (первая — переход от дров к углю, вторая — от угля к нефти). Нефть в настоящее время стала замыкающим ресурсом в энергобалансе мира. Цены на нефть будут определять темпы перестройки структуры мирового энергобаланса. Полагают, что потребление в мире увеличится к 2030 г. почти до 8 млрд. тонн, так как все ТЭС угольные переоборудовать на нефть или газ очень дорого.

На Международной конференции по использованию энергетических ресурсов ( , 1989 г.) было достигнуто эффективное решение проблемы ядерной энергетики, увеличившее число сторонников ее развития во многих .

Напротив, в (провинция Онтарио) и объявлен мораторий на строительство новых АЭС. Серьезную озабоченность вызывают АЭС в Восточной Европе, хотя действующие в , Словакии АЭС относятся по своим показателям к лучшим в мире. Решаются проблемы безотходного использования природного урана как одноразового топлива, а также переработки и уничтожения радиоактивных отходов.

По-разному относятся во многих странах к использованию гидроэнергетических ресурсов. Крупные ГЭС планирует только Китай. До 2000 г. на реках Китая проектируется 60 крупных ГЭС суммарной мощностью 70 ГВт.

Наиболее перспективным направлением в производстве энергии предполагают использование солнечной энергии (фотоэлектричеекое преобразование) и температурного градиента океана для выработки электроэнергии, энергии ветра, геотермальной энергии, энергии горных пород и магмы, приливной энергии, топливных элементов, переработки древесины в жидкое топливо, переработки городских отходов, применение биогаза, получаемого при переработке отходов промышленности и сельского хозяйства. Лидируют в разработке этих технологий развитые страны, в первую очередь,