Электроэнергетика России и СНГ

     Совмещение  естественно монопольных и не являющихся таковыми видов деятельности в рамках одной компании не способствует достижению прозрачности финансово-хозяйственной деятельности и не позволяет вывести из-под государственного тарифного регулирования потенциально конкурентные виды деятельности.

     Все это приводит к снижению надежности, безопасности и эффективности энергоснабжения. Нарастает угроза ограничений по удовлетворению будущего спроса на электрическую и тепловую энергию уже в ближайшие годы.

     Атомная промышленность и энергетика рассматриваются  в Энергетической стратегии (2005-2020 гг.) как важнейшая часть энергетики страны, поскольку атомная энергетика потенциально обладает необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части традиционной энергетики на ископаемом органическом топливе, а также имеет развитую производственно-строительную базу и достаточные мощности по производству ядерного топлива. При этом основное внимание уделяется обеспечению ядерной безопасности и, прежде всего безопасности АЭС в ходе их эксплуатации. Кроме того, требуется принятие мер по заинтересованности в развитии отрасли общественности, особенно населения, проживающего вблизи АЭС.

     Для обеспечения запланированных темпов развития атомной энергетики после 2020 г., сохранения и развития экспортного потенциала уже в настоящее время требуется усиление геологоразведочных работ, направленных на подготовку резервной сырьевой базы природного урана.

     Максимальный  вариант роста производства электроэнергии на АЭС соответствует как требованиям  благоприятного развития экономики, так  и прогнозируемой экономически оптимальной  структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетной зоной размещения АЭС являются европейские и дальневосточные регионы страны, а также северные районы с дальнепривозным топливом. Меньшие уровни производства энергии на АЭС могут возникнуть при возражениях общественности против указанных масштабов развития АЭС, что потребует соответствующего увеличения добычи угля и мощности угольных электростанций, в том числе в регионах, где АЭС имеют экономический приоритет.

     Основные  задачи по максимальному варианту –  строительство новых АЭС с  доведением установленной мощности атомных станций до 32 ГВт в 2010 г. и до 52,6 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40-50 лет их эксплуатации с целью максимального высвобождения газа и нефти; экономия средств за счет использования конструктивных и эксплуатационных резервов.

     В этом варианте, в частности, намечена достройка в 2000-2010 годы 5 ГВт атомных  энергоблоков (двух блоков – на Ростовской АЭС и по одному – на Калининской, Курской и Балаковской станциях) и новое строительство 5,8 ГВт атомных энергоблоков (по одному блоку на Нововоронежской, Белоярской, Калининской, Балаковской, Башкирской и Курской АЭС). В 2011 – 2020 гг. предусмотрено строительство четырех блоков на Ленинградской АЭС, четырех блоков на Северо-Кавказской АЭС, трех блоков Башкирской АЭС, по два блока на Южно-Уральской, Дальневосточной, Приморской, Курской АЭС –2 и Смоленской АЭС – 2, на Архангельской и Хабаровской АТЭЦ и по одному блоку на Нововоронежской, Смоленской и Кольской АЭС – 2.

     Одновременно в 2010 – 2020 гг. намечено вывести из эксплуатации 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.

     Основные  задачи по минимальному варианту –  строительство новых блоков с  доведением мощности АЭС до 32 ГВт в 2010 г. и до 35 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков на 10 лет.

     Основой электроэнергетики России на всю  рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. – 67-70% (2000 г. – 69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67-71% всей электроэнергии в стране (2000 г. – 67%).

     Учитывая  сложную ситуацию в топливодобывающих  отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40-80 % к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

     Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет с 273 млн. т у.т. в 2000 г. до 310-350 млн. т у.т. в 2010 г. и до 320-400 млн. т у.т. в 2020 г. Относительно не высокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности. В высоком варианте в период 2011-2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн. кВт в год и в период 2016-2020 гг. до 20 млн. кВт в год. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и соответственно к росту его расхода на электростанциях по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.

     Необходимость радикального изменения условий  топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным на большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже – и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

     Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается:

– создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, а за 2010 г. и передач постоянного тока, проходящих по территории России. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС;

– усиление межсистемных связей транзита между ОЭС (объеденённой энергетической системой) Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность энергоснабжения региона Северного Кавказа, а также ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги –  ОЭС Центра и ОЭС Урала – ОЭС Северо-Запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени;

– усиление системообразующих  связей между ОЭС Северо-Запада и Центра;

– развитие электрической  связи между ОЭС Сибири и ОЭС  Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение дефицитных районов Дальнего Востока.

     Нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы (биомасса, солнечная, ветровая, геотермальная энергия и т.д.) потенциально способны с избытком обеспечить внутренний спрос страны. Однако экономически оправданное применение нетрадиционных технологий использования возобновляемых энергоресурсов ещё будет составлять единицы процентов от общего расхода энергоресурсов.

     Намечаемые  уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора  страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др.) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие – задача всей экономической политики государства.

     5. Электроэнергетика  СНГ

     Электроэнергетика государств участников СНГ сформировалась в период образования новых государств Содружества. В настоящее время десять из двенадцати энергосистем стран СНГ работают параллельно (кроме энергосистем Армении и Туркменистана). Динамика увеличения их электропотребления говорит о выходе экономики из затяжного экономического кризиса.

     Одной из основных проблем в электроэнергетике  стран СНГ остается необходимость  обновления ее основных фондов. Реформы  в этих государствах в первую очередь направлены на создание эффективных электроэнергетических рынков с масштабным привлечением инвестиций. В последние годы их общий уровень составил несколько миллиардов долларов США. Среди основных направлений инвестирования - строительство и техническое перевооружение электростанций стран СНГ, создание резерва мощности на базе гидротехнических комплексов государств Центральной Азии, совершенствование и развитие электрических сетей для межгосударственного транспорта электроэнергии в СНГ и ее экспорта в сопредельные страны, совершенствование систем технологического оперативно-диспетчерского управления режимами параллельной работы ОЭС СНГ, поддержка проектов энергосбережения как одного из стратегических направлений повышения эффективности электроэнергетики стран СНГ.

     Формированием рынка энергоресурсов Содружества (на период с 2003 по 2008 годы) занимается ряд межправительственных структур, в том числе Электроэнергетический  Совет СНГ. Сейчас этот Совет работает над формированием общего электроэнергетического рынка государств-участников СНГ. Повысить его эффективность планируется на основе интеграции с электроэнергетическими рынками Европейского Союза и других стран Евразийского континента.

     Заключение

     РАО "ЕЭС России" как лидеру в  отрасли среди бывших республик СССР удалось синхронизировать энергосистемы 14 стран СНГ и Балтии, в том числе и пяти государств - членов ЕврАзЭС, и тем самым выйти на финишную прямую формирования единого рынка электроэнергии. В 1998 году в параллельном режиме работали лишь семь из них.

     Взаимные  выгоды, получаемые нашими странами от параллельной работы энергосистем, очевидны. Повысилась надежность энергоснабжения потребителей (в свете недавних аварий в США и странах Западной Европы это имеет большое значение), снизилось количество резервных мощностей, необходимых каждой из стран на случай сбоев в энергетике. Наконец, созданы условия для взаимовыгодного экспорта и импорта электроэнергии. Так, РАО "ЕЭС России" уже осуществляет импорт дешевой таджикской и киргизской электроэнергии через Казахстан. Эти поставки крайне важны для энергодефицитных регионов Сибири и Урала, они позволяют также "разбавить" Федеральный оптовый рынок электроэнергии, сдерживая рост тарифов внутри России. С другой стороны, РАО "ЕЭС России" параллельно экспортирует электроэнергию в те страны, где тарифы в несколько раз выше среднероссийских, например, в Грузию, Белоруссию, Финляндию. К 2007 году ожидается синхронизация энергосистем России и Евросоюза, открывающая огромные перспективы экспорта электроэнергии из стран - членов ЕврАзЭС в Европу. 
 
 
 
 
 

     Список  использованной литературы

1. Ежемесячный производственно – массовый журнал «Энергетик» 2001 г. №1.
2. Морозова Т. Г. «Регионоведение», М.: «Юнити»,  1998 г.
3. Родионова И.А., Бунакова Т.М. «Экономическая география», М.:1998 г.
4. ТЭК – важнейшая структура российской экономики. /Промышленность России. 1999 г. №3
5. Яновский А.Б Энергетическая стратегия России до 2020 г., М., 2001 г.