Генеральный директор ЭНИН, чл.-корр. РАН,
Заведующий отделением ЭНИН, д.т.н.,
Начальник департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО “ЕЭС России”, д.т.н.
В 1997 г. ЭНИН во взаимодействии с РАО “ЕЭС России” начал разработку основных положений стратегии развития электроэнергетики до 2015 г., главные направления которой определены следующим образом:
- обновление и развитие объектов электроэнергетики на базе новых эффективных технологий; повышение эффективности использования энергии;
- сохранение целостности и развитие Единой энергосистемы России; ее интеграция с другими энергообъединениями на территории бывшего СССР и на Евроазиатском континенте;
-
повышение
эффективности управления в электроэнергетике; осуществление поэтапного перехода
в отрасли от существующего регулируемого рынка к конкурентному.
В России в 60-80-х годах вводилось в среднем более 6 млн кВт в год. После распада СССР вводы новых генерирующих мощностей существенно сократились, и установленная мощность электростанций за все эти годы, начиная с 1991 г., увеличилась менее чем на 2 млн кВт. Вместе с тем, оборудование электростанций вырабатывает свой проектный ресурс (таблица 1). В целом к 2015 г. отработает свой проектный ресурс почти 70% существующих генерирующих мощностей.
|
Тип электростанции |
Мощность агрегатов, достигших |
||
|
|
2005 |
2010 |
2015 |
|
ТЭС |
55 |
80 |
100 |
|
ГЭС |
21 |
25 |
30 |
|
АЭС |
3,8 |
8,4 |
15,4 |
В ходе разработки стратегии был выполнен
широкий комплекс исследований по оптимизации развития генерирующих мощностей
при различных исходных условиях: уровнях энергопотребления, ценах на топливо,
технико-экономических характеристиках электростанций. Сравнивались варианты с
различными пропускными способностями межсистемных связей, вплоть до
самоизоляции регионов и др. Моделирование роста электропотребления проводилось
для трех сценариев развития экономики: оптимистического, пессимистического и
вероятного. По вероятному сценарию уровень электропотребления 1990 г. будет
достигнут в 2010 г., по оптимистическому - между 2005
и
2010 гг., по пессимистическому - после 2010
г.
Для ограничения
и упорядочения расчетов был выбран базовый сценарий с усредненными
показателями, с которым сравнивались более 50 вариантов оптимальной структуры
генерирующих мощностей, соответствующих различным исходным условиям.
Результаты
проведенных расчетов показывают, что суммарные вводы новых и замещающих
мощностей для трех вариантов роста уровней электро- и теплопотребления - низкого, вероятного и высокого - характеризуются следующими значениями
(таблица 2):
|
Период |
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 |
Основная часть вводов, как видно из таблицы, должна будет осуществляться на тепловых электростанциях. При учете ввода строящихся ГЭС и блоков АЭС, ограничений на вводы 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.
В качестве основных направлений развития теплоэнергетики рассматриваются техническое перевооружение и реконструкция тепловых электростанций и ввод новых генерирующих мощностей с использованием эффективных технологий производства электроэнергии. Для тепловых электростанций на газе - это установки комбинированного цикла. Для тепловых электростанций на угле - установки со сжиганием топлива в циркулирующем кипящем слое. В более отдаленном будущем - это угольные технологии комбинированного цикла с предварительной газификацией угля или его сжиганием в котлах кипящего слоя под давлением.
Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли мазута до 2-4% в 2015 г. и соответственного увеличения доли природного газа и угля в пропорции, учитывающей конъюнктуру цен.
Почти 75% запланированных и строящихся тепловых электростанций общей мощностью около 20 ГВт должно быть введено в трех регионах: в Тюмени - на природном газе, на Северо-Западе - на ТЭЦ с ПГУ на газе, в Сибири - на угле.
Вводы на ГЭС и АЭС в рассмотренных вариантах незначительны и ограничиваются в основном уже строящимися электростанциями. Общая мощность строящихся ГЭС чуть больше 9 ГВт: это Богучанская, Бурейская, Нижне-Бурейская, Усть-Среднеканская, Вилюйская ГЭС-3, Аушигерская, Советская, Ирганайская, Зеленчукская, Зарамагская, Гоцатлинская, Белопорожская, Морская, Загорская ГАЭС-1. Потребность в ускоренном вводе отдельных из начатых строительством ГЭС (Бурейские на Дальнем Востоке, Зеленчукская и Ирганайская на Северном Кавказе, Белопорожская в Карелии) обусловлена острым дефицитом электроэнергии в районах их расположения.
Потенциальные проекты средних и крупных гидроэнергоузлов рассчитаны на общую мощность порядка 100 ГВт. Наиболее важными регионами строительства ГЭС с точки зрения дефицита электроэнергии остаются Дальний Восток, Северо-Запад и Северный Кавказ. В ОЭС Центра в период до 2015 г. может быть начато сооружение второй очереди Загорской ГАЭС, в ОЭС Поволжья - Средневолжской ГАЭС.
Важным дополнением к традиционной гидроэнергетике может стать развитие малой гидроэнергетики. Технический потенциал малых ГЭС России, мощностью меньше 30 МВт, определен в 60 млрд кВт.ч в год, экономический - в 2,2 млрд кВт.ч; 70% малых ГЭС предполагается строить в Европейской части страны.
В ближайшие годы, в соответствии с программой развития атомной энергетики России до 2010 г., предполагается завершить строительство и ввод в эксплуатацию блока №5 Курской АЭС, блока №3 Калининской АЭС, блока №1 Ростовской АЭС. Наиболее важными проблемами атомной энергетики, от решения которых зависят масштабы ее будущего развития, являются: обеспечение безопасности АЭС; решение вопроса с выводом из эксплуатации отрабатывающих свой ресурс АЭС; обеспечение конкурентоспособности атомной энергетики по сравнению с альтернативными энергетическими технологиями. Продление срока эксплуатации всех АЭС на 5 лет приведет к снижению капитальных затрат на уровне 2015 г. на 5 млрд долл. При этом установленная мощность АЭС к 2015 г. достигнет 18 ГВт.
Необходимо существенно расширить использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии там, где это экономически выгодно: ветроустановок для удаленных потребителей, солнечных установок для отопления и горячего водоснабжения, геотермальных вод, установок по производству биогаза из отходов животноводства. Доля нетрадиционных источников, включая использование малых рек, может составить к 2015 г. 1-1,5% в общем энергобалансе страны.
В России имеется значительный потенциал
приливной энергии, оцениваемый величиной 270 млрд кВт.ч в год. В качестве
перспективных объектов рассматриваются: Тугурская ПЭС в южной части Охотского
моря с установленной мощностью
10,3 млн кВт, Мезенская ПЭС на Белом море с установленной мощностью 15,2 млн
кВт. Однако ввод этих объектов возможен лишь в дальней (за 2015 г.)
перспективе.
Важным направлением развития систем энергоснабжения малых городов и поселков городского типа является строительство небольших ТЭЦ с ПГУ и ГТУ, с электрической мощностью блоков 15-25 МВт и теплофикационной мощностью 20-30 Гкал/ч. Сравнительно меньший объем первоначальных инвестиций в небольшие электростанции и возможность быстрого освоения этих инвестиций позволят проводить целенаправленную политику кредитования, дадут дополнительные преимущества при поиске инвесторов для такого строительства.
Принципиальное значение для развития электроэнергетики страны может иметь ускоренный вывод из эксплуатации неэкономичных электростанций до 2000 г.; возможный объем вывода определен в 16 ГВт. Как показывают наши исследования, при этом в период до 2005 г. должны возрасти вводы: на 6 ГВт при высоком энергопотреблении и на 3,7 ГВт при низком энергопотреблении, что потребует дополнительных инвестиций в размере 4 млрд долл. и 2,7 млрд долл., соответственно. Отсюда следует необходимость взвешенного подхода к решению вопроса об ускоренном выводе неэкономичных электростанций.
В России в начале 60-х годов вводилось в среднем в год более10 тыс. км ВЛ напряжением 110 кВ и выше. После распада СССР эти вводы существенно сократились и составили за 1991-98 гг. примерно столько, сколько вводилось до 1991 г. за один год.
Вместе с тем тысячи километров линий электропередачи напряжением 110-220 кВ и миллионы подстанций отработали срок службы и подлежат восстановлению. Техническое состояние наиболее массовых электрических сетей сельскохозяйственного назначения (35 кВ и ниже) таково, что по меньшей мере треть сетей требует замены. Развитие электрических сетей в предстоящие 20 лет потребует значительного объема реконструкции и технического перевооружения сетевых объектов и нового сетевого строительства.
Важная роль в этом процессе будет принадлежать выбору модели управления Федеральным оптовым рынком электроэнергии и мощности. При современном состоянии сети в рамках ЕЭС России невозможно обеспечить условия свободного доступа производителей электроэнергии к передающей сети из-за значительного числа слабых связей, что ограничивает возможности создания конкурентного рынка электроэнергии в России. То же относится к перспективе создания конкурентных рынков электроэнергии в рамках отдельных ОЭС. Поэтому для формирования конкурентного рынка потребуется усиление значительного числа слабых связей, особенно там, где сложилась наиболее неблагоприятная ситуация - в ОЭС Северо-Запада, Сибири, Урала и Поволжья, а также межсистемных связей между ОЭС, особенно между ОЭС Сибири и Урала. К первоочередным задачам относится, в частности, строительство новой линии электропередачи напряжением 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири, Урала, Поволжья и Центра и проходящей по территории России.
Важнейшее значение для усиления системообразующих связей по направлению Сибирь-Урал может иметь завершение строительства и перевод на номинальное напряжение линии электропередачи 1150 кВ Итат-Экибастуз-Челябинск и заключение соответствующего договора с Казахстаном по эксплуатации и использованию этой передачи. В ближайшее время необходимо ввести дополнительные линии электропередачи напряжением 330, 500 и 750 кВ в различных регионах России, в том числе, в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районах, например, в Якутии.
В обозримом будущем высшим классом
напряжения в ЕЭС России останется
1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока; сети
750 и 500 кВ будут развиваться для усиления межсистемных связей между ОЭС и
основных связей в крупнейших ОЭС России. Сеть 330 кВ будет продолжать выполнять
системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС Европейской части России и
обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций; в распределительных сетях
в качестве основной сохранится существующая система напряжений 110-35-10(6)-0,4 кВ. Оценки необходимого объема ввода линий электропередачи
приведены в таблице 3.
|
Напряжение сети |
Протяженность вводимых линий, |
|
330 кВ и выше |
20-35 |
|
220 кВ |
17 |
|
110 кВ |
45 |
|
линии с/х назначения |
2400 |
Развитие электрических сетей предполагает не только строительство новых линий электропередачи, но и повышение управляемости электрических сетей путем применения усовершенствованных технических средств управления (в том числе управляемых реакторов, статических тиристорных компенсаторов, фазоповоротных трансформаторов, более современных РПН для трансформаторов и автотрансформаторов, вставок постоянного тока и др.). Это позволит повысить пропускную способность электрических сетей, надежность и экономичность их работы, улучшить качество электрической энергии. Важной задачей является повышение степени компенсации реактивной мощности до 100% в сетях 750 кВ и до 80-100% в сетях 500 кВ. Для распределительных электрических сетей предстоит решить задачи автоматизации и телемеханизации электросетевых объектов, разукрупнения центров питания, широкого внедрения изолированных проводов, внедрения автономных энергоисточников.
Требуемые инвестиции в развитие электрических сетей оцениваются величиной в 40 млрд долл. для сценария высокого уровня электропотребления и 30 млрд долл. - для сценария низкого уровня электропотребления.
Важнейшее значение для развития электроэнергетики России имеет расширение интеграции ЕЭС России с объединенными энергосистемами стран ближнего и дальнего зарубежья. Восстановление эффективно работающего энергообъединения стран СНГ должно рассматриваться как одна из главных задач в этом направлении. Выявлено существенное влияние связей с объединенными энергосистемами стран ближнего зарубежья на величину оптимальной пропускной способности межсистемных связей внутри ЕЭС России.
Стратегия взаимодействия России с энергообъединениями стран дальнего зарубежья должна формироваться с учетом масштабов и принципов участия ЕЭС России в общеевропейском электроэнергетическом рынке и в Евроазиатском энергообъединении. Первоочередной задачей здесь является использование уже существующих 11 линий электропередачи напряжением 220-750 кВ между странами СНГ и Восточной Европы. При организации совместной синхронной работы UCPTE и энергообъединения СНГ существующие межсистемные связи между странами могли бы дать существенный экономический эффект за счет экономии топлива и уменьшения затрат на пиковую генерирующую мощность и, возможно, достаточно быстро окупить затраты, связанные с синхронизацией работы энергообъединений.
Для повышения эффективности энергетического сотрудничества необходимо, чтобы развитие электрических связей рассматривалось совместно с развитием систем транспорта первичных энергоресурсов с целью оптимизации соотношений между соответствующими потоками.
Созданию Единого энергетического пространства на Евроазиатском континенте могут способствовать рассматриваемые сейчас проекты Балтийского и Черноморского кольца, передачи постоянного тока мощностью 4000 МВт Россия-Беларусь-Польша-Германия и ряд других международных проектов. Необходимо учитывать также и другие направления интеграции, в том числе проекты развития связей между энергообъединениями России и Китая, Японии, Кореи, энергообъединениями России и США.
Развитие межсистемных линий электропередачи, усиление межсистемных связей между ОЭС России, между ЕЭС России и ОЭС стран СНГ может позволить приступить к формированию мощной протяженной цепи Япония-Китай-Сибирь- Казахстан - Европейская часть России - другие страны СНГ - Восточная Европа - Западная Европа и может явиться важным этапом в создании Евроазиатского суперэнергообъединения.
При разработке стратегии развития российской электроэнергетики был выполнен прогноз средней цены электроэнергии с учетом затрат на производство электроэнергии и ее передачу по сетям высокого и сверхвысокого напряжения (330 кВ и выше) по объединенным энергосистемам при различных вариантах роста электро- и теплопотребления. Анализ динамики цен показывает, что в перспективе до 2015 г. следует ожидать существенного, в 1,5-2 раза, увеличения цены при производстве и транспорте электроэнергии, что в значительной степени обусловлено необходимостью вложения крупных инвестиций на замену выбывающего оборудования электростанций.
Цены на электроэнергию в разных регионах России останутся на всем рассматриваемом промежутке времени существенно различными. По нашим оценкам, цена электроэнергии будет наименьшей в регионах Сибири и Тюмени (на 1-2 цент/кВт.ч меньше, чем в других регионах). Это делает необходимым усиление межсистемных связей между отдельными регионами и организацию в перспективе единого оптового рынка электроэнергии в рамках ЕЭС России.
Создание эффективной системы управления субъектами хозяйствования в электроэнергетике России является в настоящее время ключевой стратегической задачей в повышении эффективности функционирования отрасли.
Как показывает анализ опыта работы крупных энергосистем и энергообъединений в мире, минимизация затрат на развитие, производство, транспорт и распределение электроэнергии может быть достигнута за счет различных схем организации управления: централизованного оптимального управления в рамках одной вертикально интегрированной энергокомпании (ЕЭС бывшего СССР, EDF во Франции), скоординированного оптимального управления при наличии нескольких энергокомпаний (пулы в США), конкурентного рынка (Англия, Норвегия). Выбор наиболее подходящей модели управления определяется в значительной степени особенностями сложившихся энергосистем, их функциональными свойствами, отношениями собственности. При этом опыт преобразований других стран имеет лишь косвенное значение для России и не может быть просто скопирован.
Рассматривая с этих позиций пути дальнейших преобразований в электроэнергетике, необходимо исходить из обязательности сохранения Единой энергосистемы России, поскольку она в настоящее время является важнейшим фактором стабильности экономики страны. Необходимо также учитывать следующее.
- Для введения свободной конкуренции в электроэнергетике нужно, чтобы состояние и развитие национальной экономики были устойчивыми, чтобы сложилась практика цивилизованного выполнения контрактов с соблюдением всех принятых сторонами обязательств.
- Относительно слабые межсистемные связи в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка со свободным доступом к передающей сети могут привести к увеличению стоимости электроэнергии для конечных потребителей за счет оплаты системных ограничений по пропускной способности; поэтому требуется устранение “узких мест” в системе передачи электроэнергии до ввода свободной конкуренции.
-
Недостаточное
инвестирование отрасли в строительство новых электростанций, реконструкцию и
замену стареющего оборудования при росте потребностей в электроэнергии может
уже в недалекой перспективе привести к дефициту генерирующих мощностей,
необходимых для обеспечения снижения цены на электроэнергию на оптовом рынке, и
эта цена окажется чрезмерно высокой для конечных потребителей.
- Из-за имеющегося в настоящее время в России значительного избытка мощностей, при введении свободной конкуренции, хотя бы на уровне производства электроэнергии, многие электростанции придется остановить. Весьма непросто обосновать при этом необходимость ввода в перспективе новых генерирующих мощностей.
До решения указанных проблем введение свободной конкуренции в электроэнергетике России, даже только на уровне производства электроэнергии с открытым доступом к передающей сети, является преждевременным. Тем более преждевременно введение свободного выбора поставщиков электроэнергии для средних и мелких потребителей, для чего вообще отсутствуют необходимые условия. Речь может идти лишь о последовательном углублении рыночных отношений, о создании эффективной системы управления электроэнергетикой, соответствующей новым экономическим условиям.
Формирование конкурентного рынка электрической энергии и мощности в России разработчиками стратегии предлагается осуществить в несколько этапов.
1. На первом этапе основное внимание должно быть уделено улучшению системы ценообразования, устранению перекрестного субсидирования одними потребителями других, введению дифференцированных тарифов для потребителей с учетом реальных затрат на производство, транспорт и распределение электроэнергии.
2.
Второй этап
предусматривает введение конкуренции между производителями электроэнергии. В
качестве конкурирующих производителей выступают электростанции, выведенные на
федеральный оптовый рынок, а также избыточные АО-Энерго, а в качестве
покупателей - дефицитные АО-Энерго и энергоемкие потребители,
выведенные на федеральный оптовый рынок. Необходимо, чтобы законодательно были
определены условия, при которых РАО “ЕЭС России”
должно покупать электроэнергию от независимых производителей электроэнергии,
выведенных на федеральный оптовый рынок. На региональных уровнях может быть
реализована структура управления с единственным покупателем, в качестве которых
выступают АО-Энерго. Каждое АО-Энерго должно нести ответственность за
электроснабжение потребителей, находящихся на обслуживаемой территории.
Важнейшими задачами на этом этапе являются: организация оптимальной загрузки электростанций операторами рынков РАО “ЕЭС России” и АО-Энерго; установление соответствующих принципов ценообразования на покупку электроэнергии; создание эффективной системы скоординированного управления более чем 100 собственниками электроэнергетических объектов, работающих параллельно; контроль за выполнением требуемых нормативов электроснабжения потребителей, и т.д.
На этом этапе необходимо будет ввести конкурентные торги при строительстве новых электростанций, а также при заключении контрактов на поставки на федеральный и региональные рынки электроэнергии и мощности. Уже на втором этапе необходимо снизить рыночный риск для производителей электроэнергии
На этом же этапе должно будет осуществляться развитие электрических сетей, должна быть подготовлена вся необходимая нормативно-правовая база для последующих этапов рыночных преобразований.
3. На третьем этапе необходимо будет принять законодательный акт об открытом доступе к передающей сети производителей электроэнергии, распределительных компаний и крупных потребителей, объединить федеральный и региональные оптовые рынки, осуществить вывод на общий оптовый рынок и свободный доступ к нему всех электростанций на конкурентной основе. Распределительные компании получат открытый доступ к передающей сети оптового рынка, но сохранят монопольное право на электроснабжение конечных потребителей. Нейтральным администратором оптового рынка может выступать сетевая компания либо независимый оператор рынка.
Объединение федерального и региональных рынков электроэнергии будет ключевым фактором с точки зрения выравнивания тарифов на электрическую энергию для потребителей России, находящихся на различных ее территориях, и это будет соответствовать целям и тенденциям, которые имеют место в других странах мира.
4. Наконец, на четвертом этапе, все потребители получают право выбора поставщика электроэнергии и для них появляется открытый доступ как к передающей, так и к распределительной сети. Таким образом, четвертый этап характеризует полноценный рынок электрической энергии и мощности, при котором конкурируют все субъекты рынка, включая потребителей, которые непосредственно в этом заинтересованы и могут оказывать реальное влияние на производителей и поставщиков энергии.
Переход от современного состояния рыночных
отношений в электроэнергетике
(1-й этап) к полноценному рынку (4-й этап) растянется на несколько лет и будет
зависеть от общей экономической обстановки в стране.
Необходимым условием успешной реализации преобразований на всех этапах является упреждающая разработка нормативно-правовой базы, регулирующих и рыночных правил работы субъектов хозяйствования в рамках ЕЭС России.
Важное значение имеет совершенствование диспетчерского и технологического управления режимами ЕЭС России. Cовершенствование систем диспетчерского управления будет проводиться в следующих основных направлениях: развитие автоматизированных систем диспетчерского управления разных уровней; создание интегрированных систем управления подстанциями; интеграция автоматизированных систем разных уровней; создание единой сети связи на базе широкого внедрения современных цифровых коммутационных узлов, сооружения волоконно-оптических линий связи, использования спутниковой системы связи и т.д.
Создание эффективного конкурентного рынка в электроэнергетике России представляет исключительно сложную, комплексную проблему, требующую решения большого числа указанных выше задач. Для ее выполнения потребуется консолидация всех участников принятия решений, включая федеральные и региональные органы законодательной и исполнительной власти, Министерство топлива и энергетики РФ, Федеральную и региональные энергетические комиссии, РАО “ЕЭС России”, АО-Энерго, независимых производителей энергии, а также поддержка высокопрофессиональных коллективов, способных решать эти сложные задачи. Важнейшим условием успеха на этом пути является создание нормативно-правовой базы, внедрение эффективных методов планирования и управления развитием и функционированием ЕЭС России.