7046

Экономика и управление в современной электроэнергетике России

Книга

Экономическая теория и математическое моделирование

Глава 1. Электроэнергетика - базовая отрасль российской экономики 1.1. Значение, особенности, технологическая структура и топливная база электроэнергетики Значение электроэнергии для жизнедеятельности населения и функционирования экономики тако...

Русский

2013-01-14

6.18 MB

79 чел.

Глава 1. Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики

1.1. Значение, особенности, технологическая структура и топливная база электроэнергетики

Значение электроэнергии для жизнедеятельности населения и функционирования экономики таково, что в современном мире обойтись без нее практически невозможно. Электроэнергия — товар, представляющий собой одну из самых значительных ценностей среди существующих товаров и услуг. Еще в ХХ в. электроэнергетика стала ключевой отраслью экономики в подавляющем большинстве стран. Электроэнергия — важный фактор основных социально-экономических процессов в современном мире: жизнеобеспечения населения и потребления домохозяйств; производства товаров и услуг; национальной безопасности; охраны окружающей среды.

Электроэнергию можно уподобить воздуху, который редко замечают, но без которого невозможна жизнь. Если прекращается подача электроэнергии, вы обнаруживаете, что самые простые, каждодневно испытываемые удобства вдруг становятся недоступными, а средства, заменявшие их еще 100 лет назад, уже давно вышли из употребления. Отрасли экономики, не использующие стационарных источников электроэнергии и не работающие в единой энергосистеме, в современной экономике скорее исключение — например, автомобильный, водный и авиационный транспорт, растениеводство в сельском хозяйстве или геологоразведка. Но и в этих отраслях используются технологические процессы, требующие источников электроэнергии. Без электроэнергии производство большинства продуктов было бы невозможно или обходилось бы в десятки раз дороже.

В каком-то смысле электроэнергия — стержень современной технико-экономической цивилизации. Еще сравнительно недавно, лет 150 назад, электроэнергия отсутствовала в экономической жизни. Ведущим источником энергии выступала живая сила человека и животных. Только в XVI веке началось использование энергии движения воды в промышленных целях (т.н. «вододействующие заводы»), а в XVIII в. появилась паровая машина, в середине XIX в. — двигатель внутреннего сгорания. Изобретение в XIX в. технологий генерации электрической энергии создало возможность для широкого распространения электромеханизмов, резко повысило производительность труда на многих производственных операциях. Однако оборудование по генерации энергии приходилось размещать рядом с устройствами, ее потребляющими, поскольку удобных и экономичных технологий для передачи энергии не было.

Технической революцией, изменившей лицо экономики всех стран, стало изобретение технологии трансформации электроэнергии по напряжению и силе тока, передачи ее на большие расстояния. Это сделало размещение производства энергии, других товаров и услуг в значительной степени независимым друг от друга и обеспечило рост эффективности экономики.

Создание в ХХ в. национальных и региональных электроэнергетических систем закрепило переход к индустриальной стадии развития мировой экономики. Экономический рост в основном базировался на экстенсивных факторах: расширении ресурсной базы и увеличении занятости. Почти до последней трети XX в. технический прогресс и рост производства сопровождались увеличением потребления энергии, ростом энерговооруженности труда.

Электроэнергетика — базовая инфраструктурная отрасль, в которой реализуются процессы производства, передачи, распределения электроэнергии. Она имеет связи со всеми секторами экономики, снабжая их произведенными электричеством и теплом и получая от некоторых из них ресурсы для своего функционирования (рис. 1.1.1).

Рис. 1.1.1. Электроэнергетика в современной экономике

Роль электроэнергетики в ХХI в. остается исключительно важной для социально-экономического развития любой страны и мирового сообщества в целом. Энергопотребление тесно корреспондирует с уровнем деловой активности и с уровнем жизни населения. Научно-технический прогресс и развитие новых секторов и отраслей экономики, совершенствование технологий, повышение качества и улучшение условий жизни населения предопределяют расширение сфер использования электроэнергии и усиление требований к надежному и бесперебойному энергоснабжению.

Особенности электроэнергетики как отрасли обуславливаются спецификой ее основного продукта – электроэнергии, а также характером процессов ее производства и потребления.

Электроэнергия по своим свойствам подобна услуге: время производства совпадает со временем потребления. Однако это подобие не является неотъемлемым физическим свойством электроэнергии — ситуация изменится, если появятся эффективные технологии хранения электроэнергии в значительных масштабах. Пока это в основном аккумуляторы разных типов, а также гидроаккумулирующие станции.

Электроэнергетика должна быть готова к выработке, передаче и поставке электроэнергии в момент появления спроса, в том числе в пиковом объеме, располагая для этого необходимыми резервными мощностями и запасом топлива. Чем больше максимальное (хотя и кратковременное) значение спроса, тем больше должны быть мощности, чтобы обеспечить готовность к оказанию услуги.

Невозможность хранения электроэнергии в промышленных масштабах предопределяет технологическое единство всего процесса производства, передачи и потребления электроэнергии. Вероятно, это единственная отрасль в современной экономике, где непрерывность производства продукции должна сопровождаться таким же непрерывным ее потреблением. В силу этой особенности в электроэнергетике существуют жесткие технические требования к каждому этапу технологического цикла производства, передачи и потребления продукта, в том числе по частоте электрического тока и напряжению.

Принципиальной особенностью электрической энергии как продукта, отличающей ее от всех других видов товаров и услуг, является то, что ее потребитель может повлиять на устойчивость работы производителя. Последнее обстоятельство, по понятным причинам, может иметь большое число совершенно неожиданных следствий.

Очевидно, потребности экономики и общества в электрической энергии существенно зависят от погодных факторов, от времени суток, от технологических режимов различных производственных процессов в отраслях-потребителях, от особенностей домашних хозяйств и даже от программы телепередач. Различия между максимальным и минимальным уровнями потребления определяет потребность в так называемых резервных мощностях, которые включаются только тогда, когда уровень потребления достигает определенного значения.

Экономические характеристики производства электроэнергии зависят от типа электростанции и вида технологического топлива, от степени ее загрузки и режима работы. При прочих равных условиях в наибольшей степени востребуется электроэнергия тех станций, которые генерируют ее в нужное время и в нужном объеме с наименьшими издержками.

С учетом всех этих особенностей в электроэнергетике необходимо и целесообразно объединение устройств, производящих энергию – генераторов, в единую энергетическую систему, что обеспечивает сокращение суммарных издержек производства и уменьшает потребность в резервировании производственных мощностей. Эти же свойства обуславливают наличие в отрасли системного оператора, который выполняет координирующие функции. Он регулирует график и объем как производства, так и потребления электроэнергии. Решения системного оператора принимаются на основании рыночных сигналов от производителей о возможностях и стоимости производства электроэнергии, от потребителей – о спросе на нее в определенные временные интервалы. В конечном счете системный оператор должен обеспечить надежную и безопасную работу энергосистемы, эффективное удовлетворение спроса на электроэнергию. Его деятельность отражается на производственных и финансовых результатах всех участников рынка электроэнергии, а также на их инвестиционных решениях.

Большая часть производства электроэнергии в мире осуществляется на электрических станциях трех типов:

  •  на тепловых электростанциях (ТЭС), где тепловая энергия, образующаяся при сжигании органического топлива (уголь, газ, мазут, торф, сланцы и т.д.), используется для вращения турбин, приводящих в движение электрогенератор, преобразуясь, таким образом, в электроэнергию. Опыт продемонстрировал эффективность одновременного производства тепла и электроэнергии на ТЭЦ, что привело к распространению в ряде стран централизованного теплоснабжения;
  •  на гидроэлектростанциях (ГЭС), где в электроэнергию преобразуется механическая энергия потока воды с помощью гидравлических турбин, вращающих электрогенераторы;
  •  на атомных электростанции (АЭС), где в электроэнергию преобразуется тепловая энергия, полученная при цепной ядерной реакции радиоактивных элементов в реакторе.

Три типа электростанций определяют состав используемых в электроэнергетике энергоресурсов. Их принято подразделять на первичные и вторичные, возобновляемые и невозобновляемые.

Первичные энергоносители – это сырьевые материалы в их естественной форме до проведения какой-либо технологической обработки, например каменный уголь, нефть, природный газ и урановая руда. В разговорной речи эти материалы называют просто «первичной энергией». Солнечное излучение, ветер, водные ресурсы – все это тоже первичная энергия.

Вторичная энергия – это продукт переработки, «облагораживания» первичной энергии, например электричество, бензин, мазут. Та энергия, которая попадает непосредственному потребителю, именуется конечной энергией. Чаще всего это вторичная энергия – электричество или мазут, но иногда конечная энергия бывает и первичной, например дрова, солнечное излучение или природный газ.

Некоторые виды ресурсов могут относительно быстро восстанавливаться в природе, и они называются возобновляемыми: дрова, камыш, торф и прочие виды биотоплива, гидропотенциал рек. Ресурсы, не обладающие таким качеством, называются невозобновляемыми: уголь, сырая нефть, природный газ, нефтеносный сланец, ядерное топливо, по большей части они являются полезными ископаемыми. Энергия солнца, ветра, морских приливов относится к неисчерпаемым возобновляемым энергетическим ресурсам.

В настоящее время наиболее распространенным видом технологического топлива в мировой электроэнергетике выступает уголь. Это объясняется относительной дешевизной и широкой распространенностью запасов данного вида топлива. Однако транспортировка угля на значительные расстояния ведет к большим издержкам, что во многих случаях делает нерентабельным этот вид топлива для электростанций, находящихся на значительном удалении от мест добычи угля. При производстве энергии с использованием угля высок уровень выброса в атмосферу загрязняющих веществ, что наносит существенный вред окружающей среде. В последние десятилетия ХХ века появились технологии, позволяющие использовать уголь для производства электроэнергии с большей эффективностью и меньшим загрязнением окружающей среды по сравнению с тем, как это происходило в первых двух третях ХХ в.

Значительный рост использования газа в мировой электроэнергетике за последние годы объясняется существенным ростом его добычи, появлением высокоэффективных технологий производства электроэнергии, основанных на применении данного вида топлива, а также ужесточением политики по охране окружающей среды. Использование газа при производстве электроэнергии позволяет сократить выброс в атмосферу вредных веществ, в первую очередь углекислого газа.

Все более широкое распространение получает производство электроэнергии за счет использования урана. Это топливо обладает колоссальной эффективностью по сравнению с прочими сырьевыми источниками энергии. Однако использование урана и прочих радиоактивных веществ сопряжено с риском масштабного загрязнения окружающей среды в случае аварии, а также чрезвычайно высокой капиталоемкостью возведения АЭС и утилизации отработанного топлива. Кроме того, сдерживающим фактором для развития этого вида энергетики является сложность технологии производства атомной энергии. Пока немногие страны могут обеспечить подготовку научных и технических специалистов, способных разработать технологии и обеспечить квалифицированную эксплуатацию АЭС.

Сохраняют высокую значимость в структуре источников электроэнергии гидроресурсы, хотя их доля несколько сократилась за последние десятилетия. Важность данного источника электроэнергии заключается в его возобновляемости и относительной дешевизне. Однако возведение гидростанций сопряжено с необратимым воздействием на окружающую среду, так как обычно требует затопления значительных территорий при создании водохранилищ. Кроме того, неравномерность распределения водоемов на планете и зависимость водных ресурсов от климатических условий ограничивают их гидроэнергетический потенциал.

Существенное сокращение использования нефти и нефтепродуктов для производства электроэнергии за последние тридцать лет объясняется как ростом стоимости данного вида топлива, высокой эффективностью его применения в других отраслях, так и дороговизной его транспортировки на значительные расстояния, а также возросшими требованиями к экологической безопасности.

В последние десятилетия резко возросло внимание к возобновляемым источникам энергии. В частности,  активно разрабатываются технологии использования энергии солнца и ветра. Потенциал данных источников энергии огромен. Однако, на сегодняшний день производство электроэнергии в промышленных масштабах из солнечной энергии в большинстве случаев оказывается менее эффективным, чем ее производство из традиционных видов ресурсов. Что касается энергии ветра, то здесь ситуация несколько иная. В развитых странах, особенно под влиянием экологических движений, преобразование энергии ветра в электрическую выросло весьма значительно. Нельзя не упомянуть также геотермальную энергию, которая может иметь серьезное значение для некоторых государств или отдельных регионов: Исландия, Новая Зеландия, Россия (Камчатка, Ставропольский край, Краснодарский край, Калининградская область). Однако пока еще все эти виды электрогенерации успешно развиваются в тех странах, где производство и (или) потребление электроэнергии на основе возобновляемых ресурсов дотируется государством.

В конце XX – начале XXI резко возрос интерес к биоэнергетическим ресурсам. В отдельных странах (например, в Бразилии) производство электроэнергии на биотопливе заняло заметное место в энергетическом балансе. В США бала принята специальная программа субсидирования биотоплива. Однако, в настоящее время резко возросли сомнения в перспективах развития данного направления в электроэнергетике. С одной стороны, оказалось, что при производстве биотоплива очень неэффективно используются такие природные ресурсы, как земля и вода; с другой – отвод обширных площадей пахотной земли под производство биотоплива внес свой вклад в удвоение цен на  продовольственное зерно. Все это в обозримой перспективе делает весьма проблематичным широкое использование биотоплива в электроэнергетике.

1.2. Российская электроэнергетика и ее место в мире

Россия обладает значительными запасами природных энергоресурсов, что создает возможность для долгосрочного роста производства электроэнергии в соответствии с предъявляемым экономикой растущим спросом. В российской экономике представлены все основные виды энергоресурсов (см. рис. 1.2.1).

В период с 1970 по 1990 г. производство первичных энергоресурсов в СССР выросло с 801 млн до 1857 млн. т.у.т., а в их структуре произошли крупные изменения. Значительно увеличилась доля газа, сократился удельный вес угля и нефти. Это было обусловлено быстрым развитием газодобычи в СССР в эти годы.

После 1991 г. российская экономика переживала трансформационный спад, что привело к сокращению добычи и потребления энергоресурсов. С началом экономического подъема в 2000-х гг. картина изменилась, и к середине текущего десятилетия Россия приблизилась к уровню производства и потребления энергоресурсов 1990 года. В настоящее время Россия входит в число крупнейших нефте- и газодобывающих стран мира и не только обеспечивает внутренний спрос на эти виды топлива, но и осуществляет значительные поставки на экспорт (табл. 1.2.2, 1.2.3).

Рис. 1.2.1. Структура производства первичных энергоресурсов в российской экономике (расчет Института энергетических исследований РАН по данным Росстата)

Анализ баланса энергоресурсов в российской экономике за 2006 год показывает, что в общем объеме этих ресурсов (1635,1 млн. т.у.т.) электроэнергия занимает всего 20,1 %, но в общем объеме их конечного потребления (981,5 млн. т.у.т.) — уже 34,4 %, то есть находится на первом месте, опережая по доле другие энергоресурсы.

В России существенное место в топливных ресурсах, используемых для преобразования в другие виды энергии, занимает газ. Это объясняется наличием на территории страны богатейших месторождений и относительным занижением внутренних цен на газ. Поэтому имеет место существенное отклонение структуры потребления энергоресурсов от общемировой тенденции (табл. 1.2.1). Ожидается, что в ближайшее десятилетие в структуре топливного баланса в нашей стране будут происходить изменения. В период до 2020 года доля газа останется самой крупной, но будет постепенно сокращаться, а доля угля — расти. Данные изменения приведут к повышению эффективности использования энергоресурсов в российской экономике.

Таблица 1.2.1

Структура потребления топливных ресурсов для преобразования в другие виды энергии в российской экономике (% к суммарному потреблению)

Год

Газ

Уголь

Мазут

Прочие

1991

55,3

25,2

18,3

1,2

1995

61,3

23

14,9

0,8

2000

64,4

24,3

10,3

1

2006

69

27

3

1

Таблицу переделать: данные дать только за 1991 и 2006 годы, в каждой колонке (по газу, углю и т.д.) дать цифры по России и миру. Указать источник.

Бóльшая часть электроэнергии в России в настоящее время производится и потребляется внутри страны (см. табл. 1.2.2, 1.2.3). Более половины спроса приходится на долю промышленного сектора экономики, хотя по сравнению с 1991 г. она несколько сократилась. Доли потребления сельского хозяйства и транспорта также снизились за последнее пятнадцатилетие, а соответствующий показатель других отраслей вырос. Это объясняется структурными изменениями в российской экономике, которые сопровождались перераспределением материальных, трудовых и финансовых ресурсов между ее секторами. За последние годы значительно увеличилось электропотребление населением, поскольку быстрыми темпами растет оснащенность домохозяйств бытовыми электроприборами. Растущий потребительский спрос на электроэнергию обусловлен также интенсивным строительством качественного нового современного жилья. Заметное влияние на изменение в структуре электропотребления оказал быстро развивающийся сектор рыночных услуг.



Таблица 1.2.2

Электробаланс Российской Федерации, млрд. кВт•ч

Годы

Производство всего

Получено из-за пределов Российской Федерации

Потреблено

Отпущено за пределы Российской Федерации

всего

Промышлен-ностью

Сельским хозяйством

Транспортом

Другими отраслями

Домохозяй-ствами

1990

1082,2

35

1073,8

625,9

96,4

103,8

170,2

77,5

43,4

1995

860

18,4

840,4

440,2

88,6

65,2

151,7

94,7

38

2000

877,8

8,8

863,7

455,9

68,1

60,9

172,5

106,3

22,9

2006

995,8

5,1

980,0

534,1*)

85,9**)

112,5

20,9

Примечание. Источник — Росстат.

*) Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды.

**) Транспорт и связь.

Таблица 1.2.3

Электробаланс Российской Федерации, %

Год

Производ-ство, всего

Получено из-за пределов Российской Федерации

Потребленовсего

в т.ч. потреблено

Отпущено за пределы Российской Федерации

промышленностью

сельским хозяйством

транспортом

другими отраслями

населением

1990

100,8

3,3

100

58,3

9,0

9,7

15,8

7,2

4,0

1995

102,3

2,2

100

52,4

10,5

7,8

18,0

11,3

4,5

2000

101,6

1,0

100

52,8

7,9

7,1

20,0

12,3

2,7

2006

100,0

0,5

98,4

53,6

0,0

8,6

0,0

11,3

2,1

Примечание. Источник —  Росстат


С учетом динамики спроса и развития топливной базы в Российской Федерации в 1991-1998 гг. наблюдался значительный спад, а в 1999-2007 гг. устойчивый рост производства электроэнергии (табл. 1.2.4).

Таблица 1.2.4

Производство электроэнергии в России по типам

электростанций, млрд. кВт.ч, по годам

Тип электростанций

1991

1995

2000

2007

Все электростанции

1068

860

878

1016

В том числе:

ТЭС

780

583

582

677

ГЭС

168

177

165

160

АЭС

120

99,5

131

179

  •  Примечание. Источник — Росстат

   В этот период произошли определенные сдвиги в структуре генерации: от 73 до 66,6 % сократилась доля производства электроэнергии на ТЭС, доля ГЭС в итоге достигла доперестроечного уровня  15,7 %, а доля АЭС выросла от 11,2 до 17,7 %.

Сегодняшняя структура производства и потребления электроэнергии в российской экономике сложилась в ходе ее рыночных  преобразований, начавшихся в 1992 году. Трансформационный спад 1992-1998 гг. повлек за собой сокращение производства и потребления электроэнергии. Однако падение выработки в электроэнергетике было меньшим, чем в целом по экономике, так как спад производства в электроемких отраслях (металлургии, нефтепереработке и др.) был меньшим, чем в отраслях с относительно низкой электроемкостью (машиностроение, легкая промышленность и др.). При этом после либерализации ценообразования тарифы на электроэнергию росли намного медленнее, чем цены на другие товары (см. рис. 1.2.2).

Рисунок 1.2.2

Охарактеризованные выше сдвиги в структуре производства и соотношениях цен в 1992-1998 гг. привели к существенному росту электроемкости ВВП.

После финансового кризиса 1998 г. в российской экономике возобновился экономический рост, а вместе с ним увеличивался и спрос на электроэнергию. В 1999-2006 гг. ежегодные темпы ее выработки превышали 1,6%. Вместе с тем сблизились и темпы роста промышленных цен и тарифов на электроэнергию, повысилась платежная дисциплина. Произошли заметные сдвиги в структуре потребления электроэнергии и электроемкости отдельных секторов экономики.

Динамика электропотребления сектора услуг в 1999-2006 гг. характеризовалась действием двух противоположно направленных тенденций: повышением доли менее электроемкого сектора услуг в структуре ВВП, что явилось фактором сужения совокупного спроса экономики на электроэнергию; формированием новых сегментов рынка услуг (современных систем связи, информационно-вычислительного обслуживания, финансово-кредитных и страховых учреждений и др.), что инициировало рост электропотребления в народном хозяйстве. После 1999 г. с началом экономического роста и расширением спроса на услуги новых сегментов рынка наблюдается тенденция к постепенному снижению электроемкости сектора услуг.

В настоящее время среди крупнейших потребителей электроэнергии – цветная металлургия, топливная промышленность, черная металлургия. По данным Института экономики переходного периода (рис. 1.2.3), около 37 % потребленной промышленностью электроэнергии приходится на долю металлургического комплекса и 33,0 % — на топливно-энергетический комплекс. Соответственно динамика и эффективность использования электроэнергии в этих двух комплексах доминирующе воздействует на характер электроемкости промышленности и экономики в целом.

Рис. 1.2.3. Структура электропотребления в российской промышленности в 2003 г. (доли отраслей рассчитаны Институтом экономики переходного периода по данным Росстата).

В масштабе мировой экономики российская электроэнергетика обладает уникальными особенностями:

  •  наибольшая территория единой энергосистемы (8 часовых поясов);
  •  на единицу установленной мощности электростанций Россия располагает наибольшей протяженностью электрических сетей высокого напряжения: 2,05 км/МВт против 0,75—0,8 км/МВт в США и Европе.

Конфигурация электрических сетей и совместная работа электростанций единой энергетической системы Российской Федерации в синхронном режиме позволяют в значительной степени реализовать преимущества по наиболее эффективному использованию генерирующих мощностей, экономичному расходу топлива и обеспечению надежности электроснабжения.

Российская электроэнергетическая система — одна из крупнейших в мировой экономике — входит в первую десятку энергосистем мира по уровню установленных генерирующих мощностей, производству электроэнергии на электростанциях трех основных типов и экспорту (табл. 1.2.5-1.2.12). Установленная мощность электростанций России на конец   2005 г. приблизительно равнялась 217,2 млн кВт (четвертый по величине показатель после США, Китая и Японии) и составляла около 5,6 % совокупной мощности мировой электроэнергетики. Россия находится на пятом месте в мире по уровню мощностей и производства электроэнергии на ГЭС. Доля в совокупной мощности гидроэлектростанций мира составляет  6,1 %; в производстве — около 6,0 %.  Россия находится на четвертом месте в мире по уровню установленных мощностей и производства энергии на ТЭС, мощность которых составляет около 5,6 % совокупной мощности ТЭС мира, а выработка электроэнергии — около 5,8 %.  Россия занимает пятое место в мире по уровню мощностей и производства атомной электроэнергетики. Следует отметить, что производство 85 % электроэнергии, осуществляемое на АЭС, сосредоточено в 10 странах. В последние годы около двух третей электроэнергии в мире производится на ТЭС и приблизительно по 17 % на ГЭС и АЭС.

Таблица 1.2.5

Установленная мощность российской электроэнергетики по годам (на конец года), млн. кВт

Типы станций

1995

2000

2005

Все электростанции

215,0

212,8

219,0

В том числе:

ТЭС

149,7

146,8

149,2

ГЭС

44,0

44,3

46,1

АЭС

21,3

21,7

23,7

Примечание. Источник — Росстат

Таблица 1.2.6

Установленная мощность крупнейших национальных энергосистем мира по годам

Страна

1995

2000

2005

Млн. кВт

%

Млн. кВт

%

Млн. кВт

%

США

748,1

25,5

792,2

24,2

956,7

24,7

Китай

199,9

6,8

298,8

9,1

442,4

11,4

Япония

200,0

6,8

229,2

7,0

247,9

6,4

Россия

214,9

7,3

203,5

6,2

217,2

5,6

Индия

92,4

3,2

108,1

3,3

137,6

3,6

Германия

110,2

3,8

109,3

3,3

120,4

3,1

Канада

113,6

3,9

110,8

3,4

120,3

3,1

Франция

102,9

3,5

110,5

3,4

112,7

2,9

Бразилия

57,6

2,0

68,2

2,1

90,7

2,3

Великобритания

66,2

2,3

72,7

2,2

78,1

2,0

Остальной мир

1 023,5

34,9

1 176,0

35,9

1 348,0

34,8

Весь мир

2 929,295

100,0

3 279,313

100,0

3 871,952

2 929,295

Примечание. Источник — IЕA

Таблица 1.2.7

Производство электроэнергии крупнейшими национальными энергосистемами мира по годам

Страна

1995

2000

2005

Млрд. кВт.ч

%

Млрд. кВт.ч

%

Млрд. кВт.ч

%

США

3 356,2

26,6

3 807,6

26,1

4 062,0

25,6

Китай

956,1

7,6

1 300,4

8,9

2 371,8

15,0

Япония

942,2

7,5

993,2

6,8

1 024,6

6,5

Россия

860,0

6,8

878,0

6,0

952,0

6,0

Канада

396,0

3,1

529,1

3,6

661,6

4,2

Германия

544,2

4,3

587,9

4,0

609,6

3,8

Индия

503,9

4,0

536,1

3,7

579,4

3,7

Франция

469,0

3,7

511,8

3,5

543,6

3,4

Великобритания

271,8

2,2

342,5

2,3

396,4

2,5

Бразилия

308,2

2,4

353,1

2,4

372,6

2,4

Весь мир

12 624,6

100,0

14 612,9

100,0

15 852,4

100,0

Примечание. Источник —  IЕA

Таблица 1.2.8

Экспорт электроэнергии крупнейшими национальными энергосистемами мира в 2005 г.

Страна

Млрд. кВт.ч

%

Франция

68

10,8

Германия

61

9,7

Парагвай

44

7,0

Канада

44

7,0

Швейцария

32

5,1

Чешская Республика

25

4,0

Россия

23

3,7

Швеция

22

3,5

США

20

3,2

Австрия

18

2,9

Весь мир

270

43,1

Всего

627

100,0

Примечание. Источник —IEA.

Таблица 1.2.9

Производство и мощность крупнейших гидроэлектростанций в мире в 2005 г.

Страна

Установленная мощность

Страна

Производство электроэнергии

Млн. кВт

%

Млн. кВт.ч

%

Китай

105,2

13,8

Китай

397,0

13,7

США

77,5

10,2

Канада

359,9

12,4

Канада

70,7

9,3

Бразилия

334,1

11,5

Бразилия

69,0

9,1

США

270,3

9,3

Россия

46,1

6,1

Россия

175,0

6,0

Индия

31,0

4,1

Норвегия

134,4

4,6

Норвегия

26,1

3,4

Индия

99,0

3,4

Япония

22,0

2,9

Япония

77,4

2,7

Франция

21,0

2,8

Венесуэла

74,3

2,6

Италия

16,7

2,2

Швеция

72,1

2,5

Весь мир

761,9

100,0

Весь мир

2 900,0

100,0

Примечание.  Источник: IЕA и Росстат

Таблица 1.2.10

Производство и мощность крупнейших тепловых электростанций в мире в 2005 г.

Страна

Установленная мощность

Страна

Производство электроэнергии

Млн. кВт

%

Млрд. кВт.ч

%

США

757,1

28,5

США

2 910,0

25,4

Китай

329,5

12,4

Китай

1 922,1

16,8

Япония

177,5

6,7

Япония

645,5

5,6

Россия

149,5

5,6

Россия

664,0

5,8

Индия

99,8

3,8

Индия

539,2

4,7

Германия

78,4

3,0

Германия

362,3

3,2

Великобритания

62,0

2,3

Великобритания

277,5

2,4

Италия

57,8

2,2

Италия

231,1

2,0

Южная Корея

43,8

1,7

Южная Корея

222,7

1,9

Австралия

40,8

1,5

Австралия

218,4

1,9

Весь мир

2 652,3

100,0

Весь мир

11 455,3

100,0

Примечание. Источник — IЕA и Росстат

Таблица 1.2.11

Мощность и производство электроэнергии на атомных электростанциях

Страна

Установленная мощность

Страна

Производство электроэнергии

Млн. кВт

%

Млрд. кВт.ч

%

США

100,0

26,7

США

781,99

29,8

Франция

63,4

16,9

Франция

428,95

16,3

Япония

47,1

12,6

Япония

278,39

10,6

Россия

23,7

6,3

Германия

154,85

5,9

Германия

20,6

5,5

Россия

150,00

5,7

Южная Корея

16,7

4,5

Южная Корея

139,44

5,3

Украина

13,8

3,7

Канада

87,44

3,3

Канада

12,8

3,4

Украина

83,29

3,2

Великобритания

11,9

3,2

Великобритания

75,17

2,9

Швеция

9,5

2,5

Швеция

68,63

2,6

Весь мир

374,2

100,0

Весь мир

2 625,57

100,0

Примечание. Источник — IЕА и Росстат

Таблица 1.2.12

Производство электроэнергии в мире по типам электростанций в 2005 г.

Типы электростанций

Выработка энергии

млрд. кВт.ч

%

ТЭС

11 455,26

66,0

ГЭС

2 900,03

16,7

АЭС

2 625,57

15,1

Прочие виды производства энергии

369,71

2,1

Всего

17 350,58

100,0

Примечание. Источник —IЕA

Имея мощную топливную базу и занимая достойное место в мире по установленной мощности и выработке электроэнергии, российская экономика проигрывает многим развитым странам по такому важному показателю, как электроемкость ВВП. Для России этот показатель (табл. 1.2.13) составляет 0,59 кВт.ч на доллар ВВП по паритету покупательной способности, что существенно ниже, чем в экономиках развитых стран.

 

Таблица 1.2.13

Сравнительные показатели электроемкости ВВП по паритету покупательной способности, потребления электроэнергии на душу населения (2003 г.), цены
на электроэнергию для сектора домохозяйств и промышленности (2002 г.)
в различных странах мира (расчет Института экономики переходного периода по данным
IEA, Росстата и ОАО РАО «ЕЭС России»)

Страна

Электроемкость ВВП, кВтч/ВВП (ППП)

Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВтч /год

Цена на электричество для промышленности, цент/(кВтч)

Цена на электричество для домохозяйств, цент/(кВтч)

Норвегия

0,68

25,2

4,4

6,95

Россия

0,59

5,4

2,0

1,5

Финляндия

0,54

14,6

7,4

12,6

Канада

0,52

15,9

4,9

6,2

Казахстан

0,49

3,2

1,5

2,6

США

0,32

12

4,9

8,7

Япония

0,27

7,6

11,5

17,4

Франция

0,25

7

5,0

14,2

Бразилия

0,24

1,9

3,7

7,9

Испания

0,23

5,1

4,8

11,4

Германия

0,22

6,1

4,9

13,6

Аргентина

0,21

2,4

2,5

3,7

Китай

0,2

1

Нет данных

4,6*

Индия

0,16

0,5

Нет данных

4,0

*Данные за 1997 год

По уровню электроемкости экономики впереди России только Норвегия, но она занимает и первое место в мире по потреблению электроэнергии в быту, повсеместно располагая богатыми источниками дешевой гидроэнергии.

Использование энергетических ресурсов связано с тем, что после энергетического кризиса 1973 года на мировых рынках резко выросли цены на энергоресурсы. В странах с рыночной экономикой произошел переход от индустриальной к постиндустриальной стадии развития. На этой стадии существенно увеличивается доля секторов с высокой добавленной стоимостью за счет применения инноваций и квалифицированного труда, ускоренно растут отрасли, производящие высокотехнологичную продукцию, и сектор услуг. Доля добывающих отраслей и сектора первичной переработки сырья снижается. Экономический рост обеспечивается высокопроизводительным квалифицированным трудом, а не наращиванием использования материалов и энергии.

В плановой экономике СССР благодаря наличию значительных природных ресурсов, в том числе сероводородов и вследствие отсутствия ценовых сигналов о необходимости их более эффективного использования в 70-е и 80-е годы такой структурной перестройки не произошло. Поэтому в 90-е годы страна вошла с высокой электроемкостью ВВП. Тенденция к ее росту долгое время сохранялась и в постреформенной российской экономике. Только в последние годы в ней наметились позитивные изменения, но и сегодня повышение энергоэффективности является одной из ключевых задач экономической политики, без решения которой невозможен устойчивый рост российской экономики.

         Как в российской, так и в мировой экономике электроэнергетика играет важную роль. В ответ на непрерывное нарастание потребления электроэнергии растет ее производство. По данным международного Энергетического Агентства за 1973-2005 гг. оно выросло с 6111 до 15852 млрд. кВт·час. В 2005 г. в мировой экономике 40,3 % электроэнергии производилось за счет переработки угля, 19,7 % - газа, 15,2 % - ядерного топлива, 16,0 % - гидроресурсов, 6,2 % - нефти, 2,2 % - других источников (в частности, геотермальных, солнца, ветра) (рис. 1.2.4). В ближайшие два десятилетия мировое производство энергии удвоится и достигнет к 2025 г. 26 018 млрд. кВт·час (в 2002 г. – 14275 млрд. кВт·час). Электроэнергетика останется важнейшей отраслью современной экономики.

1.3. Основные этапы развития отечественной электроэнергетики

1.3.1. Становление и развитие отечественной электроэнергетики в период до 1990 года

Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в конце XIX в. Первоначально электроэнергию вырабатывали с помощью электрохимических источников (батарей), затем получили распространение генераторы, приводимые в движение поршневыми паровыми либо гидравлическими двигателями. На электростанциях небольшой мощности использовались двигатели внутреннего сгорания. Наиболее распространенными видами топлива в то время были мазут и каменный уголь. Электростанции строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементы городского хозяйства) и работали изолированно друг от друга. Электроэнергия передавалась на незначительные расстояния: электростанции соединялись с потребителем линиями длиной не более 1—2 км. При этом использовались невысокие значения напряжения. Случаи использования напряжения выше 10 кВ в России носили единичный характер (к 1913 г. протяженность подобных высоковольтных линий составляла 109 км).

Единые стандарты отсутствовали: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. Начиная с 1890-х гг. получили распространение центральные электростанции, обеспечивавшие освещение и транспорт в крупных городах. Крупнейшей из электростанций России до первой мировой войны стала московская тепловая электростанция (ТЭС мощностью 58 МВт).

К последнему предвоенному 1913 году суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии — около 2 млрд. кВт.час, что соответствует показателям одного энергоблока современной крупной электростанции.

В ходе Первой мировой и Гражданской войны электроэнергетическое хозяйство было в значительной мере разрушено. Принципиально новым этапом развития отрасли стал послевоенный план ГОЭЛРО — государственный план электрификации России. В его утвержденном в 1921 году виде план ГОЭЛРО выходил за рамки электроэнергетики и представлял собой комплексный стратегический план развития экономики страны на базе ее электрификации. План предусматривал: Программу А — использование и восстановление существующих электростанций; Программу В — строительство новых электростанций; Программу С — развитие экономики на основе электрификации на перспективу 10—15 лет.

Основными принципами плана ГОЭЛРО являлись: концентрация производства электроэнергии на крупных станциях с централизацией энергоснабжения потребителей; согласование строительства мощностей с развитием экономики данного региона; развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем. Если раньше станции, как правило, располагались рядом с потребителями, то в соответствии с планом ГОЭЛРО их стали строить у крупнейших местных источников энергии (месторождений топлива, лучших створов рек). Каждая станция создавалась для энергоснабжения потребителей на определенных территориях. Поэтому станции получили название электроцентралей или государственных районных электростанций (ГРЭС). Необходимость снабжения множества потребителей требовала укрупнения мощностей. Некоторые станции, предусмотренные планом ГОЭЛРО, относились к крупнейшим в Европе (Шатурская ГРЭС мощностью 100 МВт, Каширская ГРЭС — 60 МВт), а ДнепроГЭС стал крупнейшей на то время  гидроэлектростанцией мира (560 МВт).

Исходя из предусмотренного планом ГОЭЛРО опережающего роста электроэнергетики по сравнению с другими отраслями (за 10—15 лет планировалось увеличить мощность электростанций вдесятеро при росте промышленного производства максимум в два раза) требовалось освоить новые источники энергии и соответственно изменить структуру энергобаланса: более широко использовать низкокалорийные виды топлива (на протяжении 1920-х гг. доля торфа в структуре топливного баланса выросла в 3 раза и превысила 40 %) и гидроэнергетические ресурсы (мощность гидроэлектростанций составляла 37 % от суммарных вводов).

Централизация энергоснабжения и последующее объединение электростанций потребовали развития инфраструктуры передачи электроэнергии и создания систем оперативно-диспетчерского управления. Электростанции крупных городов стали работать на общую сеть. К 1922 г. подобной сетью были объединены семь электростанций Московского региона и пять электростанций в Ленинграде (Санкт-Петербург). Первые подобные сети создавались на напряжения 20—35 кВ. К концу 1920-х гг. системообразующими стали линии 110 кВ; первая из них — Каширская ГРЭС — Москва — введена в строй в 1922 г. На базе таких линий вокруг крупных городов создавались кольца с радиальными ответвлениями, соединяющимися с вновь сооружаемыми электростанциями. Протяженность линий напряжением свыше 10 кВ превысила 2000 км, т.е. возросла на порядок по сравнению с довоенным уровнем.

Для управления энергосистемами создавались диспетчерские центры. Первые диспетчерские службы возникли в 1926 г. в Московской и Ленинградской энергосистемах, в 1930 г. — в Донецкой и Уральской.

Еще одна задача развития отрасли в период реализации плана ГОЭЛРО — внедрение комбинированной выработки электроэнергии, тепла и централизованного теплоснабжения. Первый теплопровод введен в строй в 1924 г. на Ленинградской ГРЭС-3; первая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) открыта в 1928 г. в Москве.

План ГОЭЛРО в целом был успешно выполнен, хотя и осуществлялся с отступлениями. В итоге его реализации суммарная мощность электростанций в 1931 г. составила почти 4 млн. кВт, выработка электроэнергии — 10,6 млрд. кВт.час, в общей сложности построено 30 электростанций.

Следующий период развития электроэнергетики — со времени выполнения плана ГОЭЛРО (начало 1930-х гг.) до начала Великой Отечественной войны (22 июня 1941 г.). На этом этапе темпы развития отрасли ускорились, электроэнергетика росла опережающими темпами по сравнению с другими отраслями Советской экономики. В 1931 г. объем ввода новых мощностей впервые превысил 1 млн. кВт в год. К середине 1930-х гг. производство электроэнергии увеличилось на порядок по сравнению с довоенным уровнем 1913 года. Вместо тридцати районных электростанций, предусмотренных планом ГОЭЛРО, к середине 1930-х гг. было введено сорок.

В крупнейших промышленных районах вокруг ГРЭС окончательно сформировались мощные (по тем временам) энергосистемы: к 1935 г. шесть крупнейших энергосистем имели годовую выработку свыше 1 млрд. кВтæч каждая. Мощность Московской энергосистемы к середине 1930-х гг. достигла 900 МВт, Уральской — 650 МВт. Начался процесс объединения энергосистем: вначале линиями 110 кВ (энергосистем Центра и Юга), затем — 220 кВ. Первой такой линией стала электропередача Нижне-Свирская ГЭС — Ленинград протяженностью 240 км, а первая межсистемная линия 220 кВ объединила энергосистемы Приднепровья и Донбасса.

Рост мощности и дальности передачи, усложнение энергосистем, уплотнение графика нагрузки предъявляли новые требования к надежности и вызвали необходимость решения целого ряда научно-технических и технологических проблем. В начальный период развития сетей внедрялись импортные противоаварийные устройства. Одновременно началось интенсивное развитие отечественной научно-технической и производственной базы электроэнергетики. В 1930-е гг. стали разрабатываться линии электропередачи на напряжении 380 кВ и выше. Началось внедрение новых средств линейной и системной автоматики. Развивалось собственное производство агрегатов электростанций. При этом на порядок возросли их показатели: если к концу 1920-х гг. максимальная единичная мощность паровых турбин отечественного производства составляла 10 МВт с параметрами пара 2,6 МПа и 375 °С, то в 1930-х гг. максимальная единичная мощность агрегатов достигла 100 МВт, параметры пара — 14 МПа при 500 °С. Столь высокие показатели носили единичный характер (ТЭЦ-9 Мосэнерго), и серийные агрегаты имели параметры 2,2—3,5 МПа, 400—425 °С.

К середине 1930-х гг. страна в основном отказалась от импорта энергетического оборудования. Развитие отечественного энергомашиностроения позволило распространить практику наращивания мощности действующих станций. В 1930-х гг. мощность целого ряда ГРЭС была существенно увеличена по сравнению с уровнем, заложенным в плане ГОЭЛРО. К примеру, мощность Шатурской ГРЭС возросла с 44 до 200 МВт, Ленинградской ГРЭС-5 — с 30 до 111 МВт, а мощность крупнейших ГРЭС (Зуевская, Новомосковская) к концу 1930-х гг. достигла 350 МВт.

В этот же период обозначились новые тенденции развития отрасли. Заметно изменилась структура энергобаланса. Возросла доля гидроэнергии: к 1935 г. при общей мощности районных электростанций 4338 МВт мощность ГЭС достигла 900 МВт. Была поставлена задача перехода на более эффективные виды топлива. В 1930 г. было принято решение увеличить удельный вес донецкого угля, ограничив использование торфа для производства электроэнергии. В то же время электростанции, построенные на месторождениях низкокалорийного топлива, стали применять новые технологии, позволявшие обеспечить приемлемую эффективность (камерный или пылевой способ сжигания твердого топлива, подсушка торфа, высокотемпературный подогрев воздуха и др.).

В 1930-е гг. развивались (как массовые явления) централизованное теплоснабжение и комбинированная выработка электрической и тепловой энергии. Первые ТЭЦ нередко строились в составе крупных промышленных предприятий, сооружались и «отдельные» ТЭЦ (московские, ленинградские, казанская и др.) Мощность теплофикационных турбин к 1940 г. достигла 25 МВт. В эти годы зона охвата территории централизованным теплоснабжением составляла не более 5 км. К 1940 г. общая протяженность тепловых сетей не превышала 650 км.

К концу 1930-х гг. были утверждены на государственном уровне новые приоритеты развития отрасли: отказ от повсеместного наращивания единичной мощности электростанций; переход к строительству небольших и средних тепловых станций; рост удельного веса гидроэнергии; широкое развитие ветровых энергетических установок, включая создание отечественного производства соответствующего оборудования и т.д. Однако их реализация была прервана из-за начавшейся войны. Часть намеченных в нем приоритетов (снижение единичной мощности, развитие ветроэнергетики) не была реализована и после Великой Отечественной войны.

В годы Великой Отечественной войны значительная часть энергетического потенциала была разрушена: установленная мощность электростанций сократились более чем на 40 %; было выведено из строя 10 тыс. км линий высокого напряжения свыше 10 кВ. Однако уже в военное время началось восстановление отрасли. К 1945 г. протяженность сетей превысила довоенный уровень, а суммарная мощность генерации СССР достигла довоенного уровня и превысила его в 1946 г. При этом изменились территориальные пропорции: увеличился удельный вес производства энергии на не затронутых военными действиями территориях, прежде всего на Урале, где объем выработки электроэнергии возрос в 2,5 раза и превысил четверть объема энергии, генерируемой во  всей стране.

В послевоенные годы электроэнергетика в количественном и качественном отношениях быстро развивалась. В 1947 г. СССР вышел на второе место в мире после США по производству электроэнергии. К 1950 г. установленная мощность электростанций достигла 19,6 ГВт против 11,2 ГВт в 1940 г.

Произошли конструктивные изменения в энергостроительстве: появились типовые и серийные проекты; получили распространение тепловые электростанции с энергоблоками. На этой основе начиная с 1950 г., стало строиться большинство ТЭС. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии стала повсеместным явлением. К середине 1950-х гг. удельный вес ТЭЦ достиг почти трети суммарной мощности ТЭС.

В послевоенные годы активно внедрялись системы удаленного и автоматического управления процессами производства и передачи электроэнергии: противоаварийные устройства, устройства телемеханики управления подстанциями и ГЭС, новые средства связи для оперативно-диспетчерского управления и т.д. Автоматизируются технологические процессы ТЭС.

К концу 1940-х гг. крупнейшие ТЭС достигли мощности 400 МВт, турбоагрегаты на 100 МВт стали типовыми. В начале 1950-х гг. появились турбоагрегаты мощностью 150 МВт, впервые установленные в 1953 г. на Черепетской ГРЭС. Мощность крупнейших электростанций в 1950-е гг. достигла 750 МВт. Увеличение единичной мощности стало одним из факторов резкого повышения темпов прироста мощностей. На протяжении 1950-х гг. суммарная установленная мощность электростанций выросла почти на 47 ГВт, т.е. более чем втрое.

Во второй половине 1940-х и в 1950-х гг.: было введено более 13,5 ГВт гидроэнергетических мощностей. В итоге к 1960 г. установленная мощность всех ГЭС составила 14,8 ГВт, т.е. 22 % суммарной мощности всех электростанций. В 1949—1950 гг. было принято решение о строительстве крупнейших для того времени волжских, камских и сибирских ГЭС (проекты сооружения гидроузлов на реках Волге и Каме разрабатывались еще в 1930-е гг.). В начале 1950-х гг. началось строительство Иркутской, Куйбышевской, Сталинградской (впоследствии Волжской) гидроэлектростанций, в середине 1950-х гг. заложены Братская и Красноярская ГЭС.

В предвоенные годы развивались ранее созданные и формировались новые региональные энергосистемы, начался процесс их объединения на параллельную работу. В 1940 г. создана Объединенная диспетчерская служба Верхневолжских энергосистем (Горьковской, Ивановской и Ярославской) и Оперативно-диспетчерское управление Юга. В условиях военного времени в 1942 г. образовано Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) Урала. В 1944 году воссоздана Объединенная диспетчерская служба Юга (впоследствии ОДУ Юга). В 1945 году организовано ОДУ Центра, обеспечившее управление параллельной работой Верхневолжских энергосистем с Московской.

Важный этап развития энергетики — ввод в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних электропередач 400—500 кВ. В 1956 г. введена в эксплуатацию первая электропередача 400 кВ Куйбышев — Москва. Ввод в работу этой электропередачи позволил присоединить на параллельную работу с энергосистемами Центра Куйбышевскую энергосистему района Средней Волги. Этим было положено начало объединению энергосистем различных районов и созданию ЕЭС европейской части СССР. В 1957 г. создано ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

Во второй половине 50-х гг. завершился процесс объединения энергосистем Закавказья и продолжилось объединение энергосистем Северо-Запада, Средней Волги и Северного Кавказа. В конце 50-х — начале 60-х гг. созданы ОДУ Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Сибири и Средней Азии.

Формирование ЕЭС страны потребовало создания высшей ступени иерархии диспетчерского управления. В 1969 г. создано Центральное диспетчерское управление — ЦДУ ЕЭС СССР.

В 1970 г. начался новый этап развития энергетики страны — формирование ЕЭС СССР. В 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана (без Алма-Атинской и Южно-Казахстанской энергосистем, которые входили в состав ОЭС Средней Азии). В 1978 г. с введением в эксплуатацию связи 500 кВ Сибирь — Казахстан — Урал присоединилась на параллельную работу ОЭС Сибири. В этот период от сетей ЕЭС осуществляется экспорт электроэнергии в Монголию, Финляндию, Турцию и Афганистан. Через преобразовательную подстанцию постоянного тока в районе г. Выборга ЕЭС СССР соединилась с энергообъединением Скандинавии NORDEL.

В 1962—1987 гг. вводятся в эксплуатацию ВЛ 400-750 кВ, по которым синхронизируются энергосистемы Венгрии, ГДР, Польши, Чехословакии, Румынии и Болгарии.

С пуском в 1954 г. первой в мире атомной электростанции в г. Обнинске открылась эра атомной энергетики, в последующие десятилетия заметно изменившей структуру энергобаланса и саму энергосистему страны.

Период 60—80-х гг. характеризуется нарастающим вводом мощностей на АЭС в европейской части страны, повышением единичных мощностей генерирующего оборудования, ростом уровней напряжения линий электропередачи. В 1980 году на Костромской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок 1200 МВт, в конце 80-х гг. сооружается магистральная электропередача 1150 кВ Итат — Кокчетав — Кустанай.

Мощность наиболее крупных электростанций составила: АЭС — 4000 МВт; ТЭС — 4000 МВт; ГЭС — 6400 МВт. Суммарная мощность всех электростанций страны в 1987 г. составила 334,5 млн кВт, годовая выработка — 1665 млрд кВт.час.

В 1960-е гг. началось активное техническое перевооружение тепловой энергетики: внедрялись высокоэкономичные энергоблоки на закритические параметры пара. К концу десятилетия средний удельный расход топлива снизился до 336—364 г/(кВт•ч). Наблюдался кратный рост единичной мощности вводимых энергоблоков на ТЭС и ГЭС: в 1960 г. появился (впервые на Южно-Уральской ГРЭС) энергоблок 200 МВт; в 1961 г. на Братской ГЭС введен гидроагрегат мощностью 225 МВт; в 1963 г. на Черепетской и Приднепровской ГРЭС введены первые энергоблоки мощностью 300 МВт, 24 МПа, 565 °С; в 1967 г. — гидроагрегаты 500 МВт на Красноярской ГЭС, в 1968 г. — энергоблок 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный энергоблок на 800 МВт на Славянской ГРЭС.

Укрупнение энергоблоков позволило повысить средние темпы прироста мощностей, которые вышли на максимальный уровень (в диапазоне 8 – 11 ГВт в год), сохранявшийся в течение 1970-х — первой половины 1980-х гг. (за исключением отдельных «рекордных» 1970 и 1975 гг., когда прирост превысил 12 ГВт). С середины 1960-х гг. до середины 1980-х гг. мощности увеличивались примерно на 100 ГВт за десятилетие.

Стала меняться структура топливного баланса: если до начала 1960-х гг. доминирующим топливом для тепловых электростанций был уголь, то затем все больший удельный вес стал приобретать мазут.

Атомная энергетика стала приобретать промышленные масштабы. В 1964 г. были введены в эксплуатацию два энергоблока с водо-водяными реакторами (ВВЭР) на Белоярской и Нововоронежской АЭС. Во второй половине 1960-х гг. введены следующие энергоблоки на этих АЭС. Максимальная мощность энергоблоков, введенных на АЭС в эти годы, составила 365 МВт, а суммарная мощность атомных электростанций к концу десятилетия превысила 1 ГВт.

Все большая концентрация мощностей и объединение межрегиональных энергосистем потребовали интенсивного строительства магистральных линий сверхвысокого напряжения (протяженность ЛЭП 500 кВ к концу 1960-х гг. превысила 10 тыс. км), а также освоения новых классов напряжения. Начало последнему процессу положено в 1962 г., когда вступила в строй первая очередь опытно-промышленной передачи постоянного тока 800 кВ Волгоград—Донбасс. В 1967 г. была введена в эксплуатацию опытно-промышленная линия на 750 кВ Конаковская ГРЭС—Москва. В эти же годы начались исследования возможности строительства линий ультравысокого напряжения — 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока.

В 1960-е годы завершено создание крупнейшего в Европе Волжско-Камского каскада ГЭС; заложены крупнейшие до настоящего времени в России ГЭС на реке Енисей — Саяно-Шушенская и Красноярская. К началу 1970-х гг. сформировался каскад ГЭС на реке Ангара (Братская, Иркутская, Усть-Илимская). Красноярская ГЭС достигла проектной мощности 6 ГВт в 1971 г. Гидроагрегаты Саяно-Шушенской ГЭС начали вводить в эксплуатацию с 1978 г.

В 1970-е гг. начинается сооружение первых гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Однако, в отличие от многих развитых стран, их удельный вес в отечественной электроэнергетике остался незначительным. Были построены Киевская, Загорская (Московская область) и Кайшадорская (Литва) ГАЭС.

1970-е — первая половина 1980-х гг. стали периодом формирования ЕЭС страны и энергообъединений с соседними странами. В 1972 г. к ЕЭС европейской части СССР присоединилась ОЭС Северного Казахстана. Началось формирование ЕЭС Средней Азии. В 1973 г. к ОЭС Северо-Запада на параллельную работу присоединилась Кольская энергосистема. С вводом в 1975 г. ЛЭП 750 кВ Ленинград—Конаково была усилена межсистемная связь ОЭС Центра и Северо-Запада. В 1978 г. завершилось строительство линии 500 кВ, соединившей на параллельную работу энергосистемы европейской части страны и Сибири. Возникли также энергообъединения со странами Восточной Европы, Монголией, Скандинавскими странами и Финляндией, причем ЕЭС СССР с 1979 г. стала работать параллельно с ОЭС большинства соседних социалистических стран. Было создано энергообъединение «Мир» с центральным диспетчерским управлением межгосударственными перетоками в Праге. Создание ЕЭС и энергообъединений с системами других государств повысило надежность энергоснабжения страны.

В 1970-е — первой половине 1980-х гг. в развитии атомной энергетики произошли существенные сдвиги. АЭС превратились в системообразующие элементы ЕЭС европейской части страны, что стало возможным благодаря росту их единичной и установленной мощности до наибольших в отрасли значений (появились энергоблоки единичной мощностью до 1000 МВт в 1975 г. и до 1500 МВт в 1983 г.; установленная мощность крупнейших АЭС достигла 4 ГВт), а также благодаря развитию линий сверхвысокого напряжения, позволивших выдавать возросшую мощность АЭС в сеть. В эти годы началось освоение промышленных атомных реакторов на быстрых нейтронах. В 1972 г. завершилось сооружение опытно-промышленной АЭС с реактором БН-350 в городе Шевченко (западный Казахстан). В 1980 г. пущен третий энергоблок Белоярской АЭС с усовершенствованным реактором на быстрых нейтронах БН-600. В результате активного ввода мощностей на АЭС их доля в суммарной мощности генерации страны в течение 1970-х гг. возросла от 0,6 до 4,7 % (12,5 МВт), а в 1980-е гг. мощность АЭС увеличилась более чем в 3 раза (до 38 МВт), и доля АЭС в суммарной мощности генерации достигла 11 %. Высокие темпы развития атомной энергетики не превышали средние для промышленно развитых стран показатели (к 1980-м гг. доля выработки на АЭС достигла десятой части мирового производства электроэнергии).

Вместе с тем выяснилось, что капитальные затраты на сооружение АЭС во многих случаях превосходят выгоды от меньшей текущей себестоимости «атомной» электроэнергии по сравнению с энергией традиционных ТЭС. Сложнейшей (и до сих пор не до конца решенной) стала проблема утилизации отработанного ядерного топлива. Выяснилось также, что реакторы на быстрых нейтронах, на которые делалась ставка при развитии АЭС обходятся заметно дороже традиционных. Во второй половине 1980-х гг. под влиянием катастрофы на Чернобыльской АЭС ввод мощностей АЭС в нашей стране и в ряде других государств приостановился.

Авария 26 апреля 1986 г. на четвертом энергоблоке Чернобыльской АЭС по своим последствиям стала беспрецедентной в истории энергетики. Основными ее причинами стали особенности конструкции одноконтурного уран-графитового реактора РБМК-1000, в частности, его органов управления; ошибки персонала. Эти факторы учтены при модернизации оборудования и схем управления на других АЭС, оснащенных подобными реакторами первого поколения (в России — Ленинградская, Курская, Смоленская). В дальнейшем на действующих АЭС реакторы этого типа планируется выводить из эксплуатации, поэтапно замещая их энергоблоками следующего поколения.

В 1970—1980-е гг. произошли качественные изменения в тепловой энергетике на органическом топливе.

Наблюдавшиеся с 1960-х гг. изменения в топливном балансе ТЭС в 1980-е гг. приобрели радикальный характер: доля газа увеличилась с 23,6 до 54,2 % за счет снижения до 28 % доли угля и до 16,5 % (вдвое) — мазута. В этот период началось формирование территориально-промышленных комплексов на базе важнейших месторождений дешевого топлива, включающих крупные ТЭС. К таким проектам относится строительство Экибастузских ГРЭС на открытых месторождениях бурого угля, Сургутских ГРЭС на газе Западной Сибири, Березовской ГРЭС на углях Канско-Ачинского бассейна. Некоторые из построенных в этих районах объектов относятся к числу крупнейших ТЭС мира (Сургутская ГРЭС-2 мощностью 4,8 ГВт и Экибастузская ГРЭС-1 мощностью 4,0 ГВт). Подобная концентрация производства стала возможной за счет дальнейшего увеличения мощности энергоблоков ТЭС. Получили распространение одновальные блоки на 800 МВт (головной введен в 1975 г. на Запорожской ГРЭС), которые установлены в том числе на крупнейших ТЭС. В 1970—80-е гг. введено 18 энергоблоков на 800 МВт и 15 — на 500 МВт. В 1980 г. на Костромской ГРЭС пущен энергоблок на 1200 МВт, крупнейший на территории бывшего СССР до сих пор.

В 1970—80-е гг. стало расширяться применение газотурбинных технологий производства электроэнергии. Стационарные газовые турбины (ГТУ) создавались в СССР с конца 1940-х гг., однако к началу 1970-х гг. было введено в эксплуатацию лишь около 20 газотурбинных установок общей установленной мощностью не более 400 МВт. ГТУ, изготовленные до конца 1960-х гг., имели различные технические недостатки, не позволявшие развернуть их серийное производство. Тогда же на тепловых электростанциях устанавливались турбины нового типа. Первая из них (головная ГТ-100-750-2) введена в 1970 г. на Краснодарской ГРЭС. Новые турбины, созданные на базе авиационных и судовых двигателей, имели мощность от 35 до 150 МВт и были установлены на Невинномысской, Якутской, Ивановской и Симферопольской ГРЭС, ГРЭС-3 Мосэнерго, на плавучих электростанциях типа «Северное сияние». Однако в целом газотурбинные технологии в советской энергетике существенно отставали от мировой практики. Этот фактор и слабые стимулы к энергосбережению привели к стратегическому отставанию нашей страны в парогазовой технологии. Массовый переход к парогазовой технологии в передовых энергетиках мира развернулся уже в 1980-х гг. В России первый современный парогазовый блок введен лишь в 2000 г. на Северо-Западной ТЭЦ. С учетом высокой доли газа в топливном балансе отечественной электроэнергетики это отставание стало особенно болезненным.

Не получило развития в значимых для экономики масштабах использование нетрадиционных источников энергии, таких как ветровые, солнечные, геотермальные, приливные установки, сжигание бытовых отходов. Имеются лишь единичные прецеденты: в 1966 г. на Камчатке введена в строй Паужетская геотермальная электростанция мощностью 11 МВт; в 1968 г. на севере Кольского полуострова построена экспериментальная Кислогубская приливная электростанция мощностью менее 0,5 МВт; в 1985 г. в Крыму вступила в строй солнечная башенная электростанция мощностью 5 МВт. Задача развития малых электростанций ставилась начиная с 1930-х гг., тем не менее относительные масштабы малой энергетики даже несколько сократились. К концу 1950-х гг. в стране действовало более 10 тысяч ГЭС местного значения мощностью до 10 МВт, десятки тысяч ветровых установок мощностью до 30 кВт. Впоследствии значительная часть этих объектов перестала действовать. Таким образом, малая и нетрадиционная энергетика получила существенно меньшее развитие, чем в Дании, Германии, Испании, США и других странах, где ее удельный вес в общей выработке электроэнергии к концу 1980-х гг. составлял 1—10 %. Коренная причина недостаточного развития малой энергетики в СССР, а затем и в России — искусственно заниженная цена электроэнергии, которая оказывает глубинное дестимулирующее воздействие на возникновение любых альтернативных видов электроэнергетики.

Со второй половины 1980-х гг. темпы развития отрасли замедлились. Среднегодовой темп прироста мощностей снизился до 6,5 ГВт в год, а к 1991 г. объем ввода генерирующих мощностей составил 2460 МВт, т.е. примерно четверть объема ежегодного ввода в 1960—1980-х гг. В конце десятилетия начались организационные изменения в электроэнергетике. До 1988 г. все электростанции, предприятия электрических и тепловых сетей на территории страны были формально самостоятельными юридическими лицами, подчиненными районным энергетическим управлениям (РЭУ). Согласно Генеральной схеме управления электроэнергетикой, утвержденной в 1988 г., РЭУ ликвидировались. На их базе были созданы производственные объединения энергетики и электрификации (ПОЭЭ), а все предприятия, ранее подчинявшиеся РЭУ, теряли статус юридического лица и становились структурными подразделениями ПОЭЭ. Границы ПОЭЭ были приведены в соответствие с административными границами субъектов Федерации, подчас разделяя функционально единые энергетические объекты (например, магистральные линии), хотя некоторые предприятия сохранили межрегиональный характер. На территории РСФСР было создано семь территориальных энергетических объединений (ТЭО), ставших органами административно-хозяйственного управления Минэнерго СССР. В подчинение ТЭО переданы ПОЭЭ, ОДУ и другие предприятия и организации регионов. Вместо прямой купли-продажи электрической энергии между смежными энергосистемами Министерством энергетики и электрификации СССР был создан механизм продажи избытков электроэнергии ПОЭЭ с участием во взаиморасчетах ОДУ и ЦДУ.

Электроэнергетика страны к концу 1980-х гг. достигла высоких результатов по количественным и ряду качественных показателей. К ним следует отнести создание единой энергосистемы континентального масштаба с развитыми сетями сверхвысоких напряжений. Это позволило добиться высокой системной надежности при более низких нормах резервирования мощностей, чем во многих других государствах. Несмотря на отдельные инциденты (например, авария 31 мая 1979 г., в ходе которой произошло кратковременное отделение трех крупнейших энергосистем от ЕЭС страны), все же не было системных сбоев, сравнимых по масштабу и последствиям с крупнейшими авариями в развитых западных странах (к примеру, с аварией 1965 г. на северо-востоке США).

1.3.2. Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы

Изменение политического и экономического устройства России с начала 1990-х гг. не могли не затронуть электроэнергетику. В течение полутора десятилетий происходили институциональные изменения в отрасли, менялись экономические отношения. В 1991—1993 гг. осуществлялись приватизация, акционирование предприятий электроэнергетического комплекса и структурные преобразования в отрасли.

В соответствии с Указами Президента РФ было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России». В его задачи входило обеспечение функционирования и развития единой энергосистемы страны. Этот шаг обеспечил преемственность управления энергетикой в переходный период, сохранение надежности энергоснабжения в условиях приватизации. РАО «ЕЭС России» стало холдингом, в уставный капитал которого было передано: не менее 49% акций большинства акционерных обществ, образованных на основе ПОЭЭ (АО-энерго); системообразующие линии ЕЭС; центральное и региональные диспетчерские управления, средства управления режимами электроэнергетических систем; 51 крупнейшая электростанция (тепловые мощностью свыше 1000 МВт и ГЭС мощностью более 300 МВт); научно-исследовательские и проектные организации отрасли. Однако некоторые из перечисленных выше активов не были включены в уставный капитал РАО «ЕЭС России», созданного в декабре 1992 года. Отдельные электростанции и сети остались под фактическим контролем региональных администраций и действующих в них финансово-промышленных групп (см. рис. 1.3.1.). К таким относятся Иркутская и Новосибирская области, Татарстан и Башкортостан. В состав РАО «ЕЭС России» были непосредственно включены лишь 26 из 51 электростанции, предусмотренной Указом Президента РФ № 923 от 15 августа 1992 г. Еще 10 электростанций, чье имущество стало собственностью РАО «ЕЭС России», переданы в управление региональным акционерным обществам АО-энерго; 4 электростанции остались в составе АО-энерго, хотя все их акции были включены в уставный капитал РАО «ЕЭС России».

В итоге структурных изменений в электроэнергетике России возникли 72 электроэнергетические системы — АО-энерго, из которых 13 были сбалансированы по мощности и потреблению электроэнергии, 19 оказались энергоизбыточными, 40 — энергодефицитными.

Этот этап преобразований в целом был  завершен к 1994 году, когда 52% акций самого РАО «ЕЭС России» были переданы государству, а остальные 48 % проданы на аукционах в ходе открытых конкурентных торгов за приватизационные чеки. Часть акций АО-энерго и самостоятельных АО-станций, получили члены трудовых коллективов (впоследствии большая часть акций членов трудовых коллективов продана на свободный рынок). При этом АЭС остались под полным государственным контролем и отданы в управление Федеральному государственному унитарному предприятию «Росэнергоатом».

 

Рис. 1.3.1. Организационная структура отрасли, сложившаяся к 2000 г.

Параллельно с процессом разгосударствления менялась система ценообразования в электроэнергетике. С 1992 г. отменен действовавший прейскурант цен на электрическую и тепловую энергию и введено государственное регулирование тарифов. Новый механизм основывался на принципах самофинансирования энергоснабжающих организаций, возмещения ими нормативных затрат на производство и распределение энергии (включая средства на инвестиции), а также обеспечения экономически обоснованной прибыли. Право регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям регионов, закреплено за органами региональной власти, от которых в результате стало зависеть финансовое положение энергокомпаний.

Другая важнейшая тенденция первой половины 1990-х гг. — сокращение государственного финансирования отрасли. В результате к середине 1990-х гг. бюджетные инвестиции сократились до незначительного уровня. В сложившейся ситуации энергетические компании не имели достаточных источников для обеспечения воспроизводства основных фондов. Кредиты, а тем более частные инвестиции в неустойчивой макроэкономической среде того времени, в условиях непрозрачности энергокомпаний и высоких регуляторных рисках были невозможны. Средства с финансового и фондового рынка не поступали в значимых для отрасли объемах. Что касается тарифов, то на протяжении 1990-х и начала 2000-х гг. к основным задачам государственной экономической политики относилось сдерживание высокой инфляции. Поэтому тарифы на электрическую и тепловую энергию, как правило, занижались по сравнению с экономически обоснованным уровнем.

Еще более тяжелой проблемой стали неплатежи и бартер, которые в 1990-е гг. приобрели массовый характер во всей экономике, и в электроэнергетике в особенности. Потребители часто недоплачивали или вовсе не платили за поставленную электроэнергию. Денежный оборот был в значительной степени разрушен. Возможность добиваться оплаты поставленной электроэнергии ограничивалась государством: запрещалось отключать определенные категории потребителей, перечень которых расширялся. В результате в 1990-х гг. объем инвестиций в энергетику резко сократился. Если в 1980-х гг. в среднем ежегодно вводилось 10—12 ГВт генерирующих мощностей, то в 1990-х — примерно 1 ГВт.

К середине 1990-х гг. государство стало уделять основное внимание формированию новых экономических отношений, созданию системы регулирования отрасли, которая должна была прийти на смену устаревшим механизмам централизованного директивного управления энергетическими предприятиями. В 1994—1998 гг. появились базовые правовые акты, регулирующие новые экономические отношения в отрасли. Был принят ряд федеральных законов. Появились нормативные документы, регламентирующие функции энергоснабжения, устанавливающие основы ценообразования на энергию, систему лицензирования в электроэнергетике и т.д.

В соответствии с постановлением Правительства РФ № 793 от 12 июля 1996 г. создан Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Оптовый рынок создавался как «сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России». Территориально этот рынок охватил 5 ОЭС Европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. ФОРЭМ — это полностью регулируемый рынок, цены (тарифы) которого утверждались Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). При этом был введен двухставочный тариф, предусматривавший отдельную оплату единицы генерирующей мощности и купленной электроэнергии.

Создание ФОРЭМ стало заметным шагом вперед в формировании новых экономических отношений в отрасли. Пусть и в самом упрощенном виде, но именно оптовый рынок электроэнергии заложил основы экономических взаимоотношений между производителем и потребителем электроэнергии, создав институт «продавцов» и «покупателей». Появились хозяйственные договоры, опосредующие эти отношения. В то же время в рамках ФОРЭМ не возникло реальных конкурентных рыночных отношений. Цены (тарифы) базировались не на соотношении спроса и предложения, а представляли собой результат переговорного «торга» между производителем и регулятором, основанного на затратном подходе. Такой механизм ценообразования не мог стимулировать участников рынка к повышению эффективности производства и снижению издержек. На оптовом рынке не было возможности свободно выбирать контрагента. Действовал принцип «базового плательщика», что означало фактическое директивное «прикрепление» покупателя к продавцу и придавало договорным отношениям между ними полуфиктивный характер. Доступ на оптовый рынок ограничивался жесткими административными барьерами, так что для большинства покупателей сохранялась прежняя система регулируемого распределения электроэнергии на розничном уровне, при которой некоторые (крупные) потребители несли на себе социальную нагрузку — оплачивали расходы на перекрестное субсидирование других потребителей (прежде всего населения). Объем подобного рода перекрестного субсидирования составлял десятки миллиардов рублей.

ФОРЭМ не решал основных проблем отрасли, которыми по-прежнему оставались: недостаток средств на инвестиции в развитие; отсутствие финансовой дисциплины; фактическая невозможность взыскания убытков за нарушение условий договора; недостаточно действенная система регулирования; неэффективное корпоративное управление и т.д. На региональном уровне сохранялась абсолютная структурно закрепленная монополия, когда все покупатели, находящиеся в данном регионе могли приобретать электроэнергию исключительно у единого продавца — вертикально интегрированного АО-энерго данного региона.

Общий итог развития электроэнергетики к концу 1990-х гг. — ухудшение целого ряда количественных и качественных показателей, что явилось следствием затяжного общеэкономического кризиса в стране, а также описанных выше проблем функционирования отрасли. Темпы прироста генерирующих мощностей в 1990-е гг. сократились на два порядка по сравнению с уровнем середины 1980-х гг. (с учетом износа и выведения из эксплуатации оборудования). Существенно снизилось производство электроэнергии (с 1028 млрд. кВт·ч в 1990 г. до 827 млрд. кВт·ч в 1998 г.), что стало следствием резкого сокращения потребления. Темпы ввода линий электропередачи напряжением свыше 110 кВ снизились в несколько раз по сравнению с уровнем 1980-х гг. Проблема физического и морального старения парка генерирующего оборудования приобретала все большие масштабы. К 2000 г. на электростанциях России выработало парковый ресурс оборудование мощностью 37,4 млн. кВт (17 %) (14,9 млн. кВт 11 % на ТЭС и 22,4 млн. кВт 52 % на ГЭС). Значительная часть оборудования, находящегося в эксплуатации, имела низкий КПД, не превышающий 30 %.

В течение 1990-х гг. снизилось большинство количественных показателей функционирования предприятий электроэнергетики: увеличились удельный расход топлива, расход электроэнергии на собственные нужды электростанций, потери в сетях и т.д.; ухудшились показатели эффективности поддержания частоты в энергосистеме.

1.3.3. Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.

К концу 1990-х гг. финансово-экономическое положение предприятий отрасли было крайне сложным, в частности, огромных масштабов достиг уровень неплатежей (лишь 20 % поставок энергии оплачивалось денежными средствами). Отсутствие финансовых ресурсов вынудило руководство компании в 1997 г. остановить все инвестиционные проекты. В отрасли сложилась неблагоприятная социальная обстановка, массовой стала задолженность по заработной плате, среднее время задержки которой составляло 3 месяца, а в отдельных случаях более года. Начались забастовки энергетиков (Кузбассэнерго, Комиэнерго, Дальэнерго), которые в некоторых случаях переходили в объявление голодовок. Многие из энергетических компаний оказались на грани банкротства, среди них ряд крупнейших ГРЭС (Псковская, Невинномыская, Ставропольская, Новочеркасская) и региональных АО-энерго (Дальэнерго, Кузбассэнерго, Рязаньэнерго). Задолженности поставщикам топлива привели к такому масштабу задержек в поставках угля и мазута, которые поставили под угрозу возможность прохождения осенне-зимнего максимума 1998/1999 гг.

Пришедшая в РАО «ЕЭС России» в 1998 г. новая команда менеджеров предприняла радикальные шаги, направленные на оздоровление ситуации в электроэнергетике. Разработанная «Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации», была принята советом директоров РАО «ЕЭС России» в августе 1998 г. Выполнение поставленных задач разделено на два этапа. Первый этап — реализация проекта антикризисного менеджмента, включавшего в себя восстановление платежей и финансовое оздоровление электроэнергетики, создание системы современного финансового и корпоративного управления в холдинге. Второй этап — осуществление реформы энергетики с отделением конкурентных секторов от монопольных, переводом в частную собственность генерирующих предприятий и созданием рынка электроэнергии. Первый этап предполагалось осуществить в 1998—2000 гг., а второй — в 2001—2003 гг.

Задачи финансового оздоровления отрасли в целом были решены в начале 2000-х гг. Для решения этой задачи были ликвидированы бартерные расчеты, внедрены современные управленческие технологии: бизнес-планирование, раздельный учет затрат, бюджетирование, казначейское исполнение бюджетов, программы управления издержками. Были организованы отдельные службы сбыта при АО-энерго, что позволило более тщательно контролировать исполнение потребителями обязательств перед энергетиками. Упорядочивание бизнес-процессов в холдинге РАО «ЕЭС России», более плотный контроль над управлением дочерними и зависимыми обществами, в том числе путем делегирования в советы директоров дочерних и зависимых обществ (ДЗО) представителей менеджмента РАО ЕЭС), вытеснение недобросовестных посредников из торговли электроэнергией позволили переломить ситуацию с платежной дисциплиной потребителей и приступить к погашению задолжности предприятий электроэнергетики перед поставщиками.

К 2001 г. удалось добиться полной оплаты поставок электроэнергии и тепла денежными средствами; упорядочено расходование прибыли дочерними и зависимыми обществами РАО «ЕЭС России»; сбалансированы их доходы и расходы; более чем в 1,5 раза сократились объемы кредиторской и дебиторской задолженности группы РАО «ЕЭС России»; повысилась прозрачность ее деятельности, вчетверо вырос объем инвестиций; улучшились производственные показатели: стал расти объем производства (с 1999 г. возобновился рост потребления), выросло качество электроэнергии (к 2001 г. доля календарного времени работы энергосистемы с нормативной частотой достигло 100 %), повысилась загрузка более экономичных мощностей.

Финансовое оздоровление энергокомпаний позволило активизировать работу по формированию нормативно-правовой базы и концепции реформирования отрасли.

Исходным документом, установившим на государственном уровне необходимость и базовые принципы осуществления реформы электроэнергетики, был Указ Президента РФ «О реформировании естественных монополий» (1997 г.). Упомянутая выше «Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации» представляла собой первую попытку развернутого описания базовых положений этого указа. Для перевода в практическую плоскость вопроса о ее реализации необходимо было добиться выполнения первого этапа Программы — ее антикризисного проекта. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» поручил председателю правления ОАО РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайсу представить проект «Концепции реструктуризации ОАО РАО «ЕЭС России»». Однако помимо корпоративного требовалось и решение правительства страны. В декабре 2000 г. на заседании Правительства России принят за основу проект «Основных направлений государственной политики реформирования электроэнергетики Российской Федерации», предложенный Министерством экономического развития и торговли. Легитимизация концепции реформы произошла 11 июля 2001 г. в форме постановления Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которое определило ключевые положения реформы и дало старт процессу реформирования отрасли.

Основным содержанием реформы стало создание в отрасли справедливой конкурентной среды. Для этого потребовалось сформировать конкурентный рынок электроэнергии и изменить структуру электроэнергетики: разделить естественно-монопольные (передача и распределение электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) сегменты. Первые должны были перейти под непосредственный контроль государства. Потенциально конкурентные сегменты должны перейти под контроль частных собственников. Целевая структура отрасли представлена на рис. 1.3.2. Часть стратегически важных генерирующих активов — гидроэлектростанции и ядерную энергетику — предполагалось оставить в руках государства. Вместо региональных вертикально-интегрированных компаний стали создавать структуры, специализированные на отдельных видах деятельности —генерации, распределении электроэнергии, диспетчировании и сбыте.

Рис. 1.3.2. Целевая структура отрасли

Концепция реформы была закреплена принятием федеральных законов № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике», принятые в марте 2003 года. Эти законы развили принципы реформы, заложенные Указом Президента РФ «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» и постановлением Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Законами были определены принципы структурной реформы и рыночных отношений в электроэнергетике, определены доли государства в капиталах инфраструктурных компаний, очерчены рамки работы отрасли до окончания переходного периода реформирования.

Законы об электроэнергетике неоднократно подвергались корректировке в ходе проведения реформы. Формирование законодательной базы реформирования электроэнергетики было в основном завершено лишь в ноябре 2007 года, когда были приняты законы, определившие основы функционирования рынка мощности и уточнившие некоторые положения работы оптового и розничных рынков электроэнергии, а также порядок регулирования электроэнергетической отрасли по завершении реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России». В частности, определены полномочия федеральных и региональных органов власти по регулированию электроэнергетики, системного оператора, Федеральной сетевой компании, определен статус Совета рынка — некоммерческой организации, в которую войдут представители Федерального Собрания, Правительства РФ, поставщиков и покупателей электрической энергии и мощности на оптовом рынке, инфраструктурных организаций. На Совет рынка возлагается ответственность за обеспечение работы оптового рынка электроэнергии (мощности).

В 2001 г. а отрасли начались принципиально важные структурные изменения. Было создано Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (НП АТС), впоследствии ставший оператором оптового рынка электроэнергии. В середине 2002 г. учреждены в качестве 100 %-ных дочерних акционерных обществ РАО «ЕЭС России» две другие инфраструктурные компании — ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ФСК) и ОАО «Системный оператор — Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» (СО–ЦДУ ЕЭС). Эти компании владели и управляли лишь активами, переданными им холдингом РАО «ЕЭС России». Значительная часть инфраструктуры по-прежнему находилась в собственности и под управлением региональных АО-энерго.

Процесс разделения АО-энерго по видам деятельности начался в 2003 г. с пилотных проектов реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Разделенные по видам деятельности АО-энерго должны были в последствии укрупняться на межрегиональной основе.

Состав первых межрегиональных компаний новой структуры отрасли — генерирующих компаний оптового рынка — утвержден Правительством РФ в сентябре 2003 г. (распоряжение Правительства РФ № 1254-р).

Важнейшее событие 2003 г. — запуск с 1 ноября конкурентного сектора оптового рынка переходного периода в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 643 от 24 октября 2003 года. С этого момента в России началась торговля электроэнергией по нерегулируемым государством ценам, хотя в первые годы развития рынка объем таких продаж ограничивался нормативными актами. Изменения затронули и регулируемый сектор оптового рынка, где произошел переход на почасовую систему учета производства и потребления электроэнергии; был сформирован на новых принципах сектор отклонений, сокращена гарантированная оплата мощности и т.д.

В 2004 году процесс реформирования затронул уже более 30 АО-энерго. К апрелю 2004 г. завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании — ОАО «Калугаэнерго», а к концу года — разделены 5 АОэнерго. В том же 2004 г. созданы новые межрегиональные компании целевой структуры и три первые генерирующие компании оптового рынка электроэнергии и две территориальные генерирующие компании. В октябре 2004 г. Совет директоров РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК). Сформирована новая общероссийская вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений переданы от АО-энерго Системному оператору. С 1 мая 2005 г. был открыт конкурентный сектор оптового рынка на территории Сибири, а 20 октября запущен конкурентный балансирующий рынок. К концу 2005 г. было завершено разделение большинства АО-энерго, созданы все оптовые генерирующие компании и 13 из 14 территориальных генерирующих компаний, а также 4 МРСК, охватывающие всю территорию России, за исключением Дальнего Востока и изолированных энергосистем. В сентябре 2005 г. Совет директоров РАО «ЕЭС России» утвердил проект реформирования энергосистем Дальнего Востока, входящих в ЕЭС России.

С 1 сентября 2006 года Постановлением Правительства № 529 от 31 августа 2006 г. введены правила функционирования нового оптового рынка электроэнергии (мощности) — НОРЭМ. На этом рынке регулируемый сектор заменен сектором регулируемых договоров между поставщиком и потребителем; сектор свободной торговли — рынком, на сутки вперед, (с поставкой электроэнергии на следующие сутки после заключения договора). Цены, объемы и контрагенты по регулируемым договорам устанавливаются под контролем государства. В соответствии с Постановлением Правительства № 205 от 7 апреля 2007 года, начиная с 2007 г. регулируемые договоры постепенно заменяются нерегулируемыми, условия которых (включая цены) устанавливаются контрагентами, с тем чтобы к 2011 г. весь объем электроэнергии продавался по нерегулируемым ценам. На рынке, на сутки вперед, (РСВ) цены государством не регулируются. На НОРЭМ созданы условия для постепенного перехода к полноценным конкурентным отношениям в отрасли и привлечения инвестиций. Заключение, начиная с 2007 г., долгосрочных (до 3—5 лет) двухсторонних договоров позволяет снизить риски для инвесторов в генерирующие мощности. Установление цен РСВ на каждый час суток, с одной стороны, стимулирует снижение энергопотребления в часы максимальных нагрузок, с другой –  позволяет задействовать наиболее эффективных производителей электроэнергии. Так, в первые полгода работы НОРЭМ во второй ценовой зоне (Сибирь) средняя цена РСВ [148 руб/(МВт·ч)] была ниже среднего государственного регулируемого тарифа [235,4 руб/(МВт·ч)] на 2006 г., 254,4 руб/(МВт·ч)  на 2007 г., благодаря «вытеснению» дорогостоящей энергии тепловых станций более дешевой энергией ГЭС.

Свободные цены оптового рынка транслируются на розничные рынки, правила работы которых введены постановлением Правительства № 530 от 31 августа 2006 г. одновременно с новыми правилами НОРЭМ. Для населения предусмотрено сохранение поставок электроэнергии только по регулируемым ценам.

К началу 2007 г. закончено формирование всех тепловых генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии и части территориальных генерирующих компаний. Это позволило перейти к следующей фазе реформы — реорганизации РАО «ЕЭС России», в ходе которой акционеры холдинга получат акции созданных в ходе реформы предприятий.

Решением внеочередного собрания акционеров от 6 декабря 2006 г. одобрен первый этап реорганизации РАО «ЕЭС России», предусматривающий выделение из холдинга двух генерирующих компаний: оптовой генерирующей компании (ОГК-5) и территориальной генерирующей компании (ТГК-5). Процедура выделения завершена 3 сентября 2007 г.

Первый этап реорганизации РАО «ЕЭС России» прошел в форме выделения промежуточных ОАО «ОГК-5 холдинг» и ОАО «ТГК-5 холдинг». На их баланс переданы принадлежавшие ОАО РАО «ЕЭС России» пакеты акций ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» соответственно. Сразу после выделения промежуточные ОАО «ОГК-5 холдинг» и ОАО «ТГК-5 холдинг» были присоединены к целевым ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» соответственно. В результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» все акционеры получили акции ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» пропорционально своей доле в уставном капитале ОАО РАО «ЕЭС России». Собранием акционеров 26 октября 2007 г. была одобрена схема второго, завершающего этапа реорганизации РАО «ЕЭС России», предусматривавшего полное разделение ОАО РАО «ЕЭС России» к 1 июля 2008 г. Для этого (как и в случае первой реорганизации РАО «ЕЭС России») было предусмотрено выделение промежуточных холдингов, владеющих акциями компаний целевой структуры отрасли, одновременно с выделением присоединяемых к соответствующим целевым компаниям. Акции выделяемых компаний распределялись между акционерами РАО «ЕЭС России», исходя из их доли в капитале компании.

Пакеты акций ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ГидроОГК», 5 тепловых ОГК и 13 ТГК (всех, за исключением двух выделенных в ходе первого этапа компаний) или денежные средства (полученные в результате продажи до завершения реорганизации этих пакетов акций), приходящиеся на долю государства, при выделении перешли на баланс промежуточных компаний – «Государственного холдинга» и «Государственного холдинга ГидроОГК», которые одновременно с их созданием присоединились к ФСК и ГидроОГК соответственно. Средства от продажи приходящихся на долю государства пакетов акций тепловых генерирующих компаний были направлены на финансирование инвестиционных программ Федеральной сетевой компании и ГидроОГК.

Из РАО «ЕЭС России» выделилось также несколько холдинговых компаний, акции которых распределились среди всех акционеров Общества пропорционально их доле участия в капитале энергохолдинга. Это:

  •  «Холдинг МРСК», владеющий пакетами акций МРСК и распределительных сетевых компаний (было принято решение об изменении состава МРСК. В результате, вместо 4-х компаний было создано 11);
  •  Холдинг «РАО Энергетические системы Востока», владеющий пакетами акций ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и пакетами акций изолированных энергосистем;
  •  «Интер РАО ЕЭС Холдинг», владеющий пакетом акций ЗАО «Интер РАО ЕЭС».

Первые две холдинговые компании после окончания функционирования РАО «ЕЭС России» стали функционировать в качестве самостоятельных холдингов. В целях защиты интересов акционеров законодательство предусмотрело  процедуру выкупа реорганизуемым обществом акций у акционеров, не голосовавших за реорганизацию и пожелавших предъявить акции к выкупу. На втором этапе реорганизации к выкупу были предъявлены акции на сумму более 103 млрд. руб. По завершении реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» присоединилось к ОАО «ФСК ЕЭС» и с 1 июля 2008 г. прекратило свое существование как юридическое лицо.

В итоге осуществляемой реформы в 2008 г. была сформирована  целевая структура отрасли, предусмотренная действующими законодательными и нормативными актами. Конкурентные отношения стали преобладающими на рынке электроэнергии. В то же время при участии государства начали формироваться система планирования и реализации долгосрочных приоритетов развития отрасли (фундаментальные и прикладные исследования в области энергетики, генеральная схема размещения мощностей, развитие инфраструктуры), а также механизмы регулирования рынка в условиях либерализации (прежде всего антимонопольное регулирование). Современную стадию развития электроэнергетики в России можно охарактеризовать как создание оптимального баланса между частной инициативой и государственным регулированием.

К концу 2006 г. были созданы все тепловые ОГК; завершалось формирование ТГК; выделены магистральные и распределительные сетевые компании; функционировали инфраструктурные организации — ФСК, СОЦДУ ЕЭС, НП АТС. Состоялся переход к целевой модели рынка электроэнергии, c сентября 2006 г. по новым правилам заработали оптовый и розничные рынки электроэнергии.

Завершение структурной реформы и запуск новой модели рынков электроэнергии позволили перейти к ключевому этапу реформы отрасли — инвестиционному. Подготовка к нему велась с 2000 г., когда принята концепция стратегии развития ОАО РАО «ЕЭС России» «5 + 5». Началом инвестиционного этапа можно считать середину 2006 г.

Потребность электроэнергетики в инвестициях на период 2006—2010 гг. (рис. 1.3.3) оценивалась примерно в 11,8 трлн. руб., в том числе 6,75 трлн. руб. на создание новых генерирующих мощностей и 5,1 трлн. на развитие сетевого комплекса. Финансирование такого объема капиталовложений за счет собственных средств компаний без привлечения внешних инвесторов, было бы невозможно.

В ходе инвестиционного этапа реформы (2006—2008 гг.) были реализованы механизмы привлечения инвестиций в электроэнергетику, сформирована целевая структура отрасли с соответствующей структурой собственности

Рис. 1.3.3. Потребность в инвестициях на развитие электроэнергетики.

При этом важнейшими источниками средств на финансирование капиталовложений электроэнергетических компаний стали: проведение эмиссий дополнительных акций и продажа акций тепловых генерирующих компаний; государственный бюджет; плата за технологическое присоединение для сетевого комплекса. Источники финансирования соответствуют форме собственности компаний. В конкурентном секторе (генерация, сбыт, ремонт и сервис) ключевая роль отводится частному капиталу, который должен стать преобладающим в данном секторе. Государственное финансирование направляется в компании, которые должны остаться по завершении реформы под контролем государства: магистральные и распределительные сети, диспетчеризация, атомная и гидроэнергетика.  Таким образом повышается доля частного капитала в генерирующих и сбытовых компаниях, увеличивается государственное участие в ФСК, ГидроОГК

Решение о начале привлечения средств частных инвесторов в генерирующие компании принято на заседании Правительства Российской Федерации 7 июня 2006 года. 23 июня 2006 г. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утвердил перечень пилотных проектов по размещению эмиссий дополнительных акций ОГК и ТГК. В перечень включены ОАО «ОГК-3», ОАО «ОГК-4», ОАО «ОГК-5», ОАО «Мосэнерго» и ОАО «ТГК-9». В 2006—2007 гг. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» одобрил программы и параметры размещения почти всех тепловых генерирующих компаний. Пилотным проектом привлечения средств частных инвесторов генерирующими компаниями стало размещение акций ОАО «ОГК-5», завершившееся в ноябре 2007 г. В ходе размещения инвесторами приобретены 5,1 млрд. акций по цене 9 центов США, что позволило компании привлечь 459 млн. долл. США (более 12 млрд. руб.). Первое размещение акций продемонстрировало огромный интерес инвесторов к генерирующим станциям — число заявок превысило предложение более чем в 8 раз.

В 2007 г. осуществлено еще несколько проектов размещения эмиссий дополнительных акций тепловых генерирующих компаний. В общей сложности за год, начиная с размещения акций ОАО «ОГК-5» до ноября 2007 г., совокупная выручка от размещения выпусков дополнительных акций составила 287 млрд. руб. Параллельно с размещением дополнительных акций производилась продажа принадлежащих ОАО РАО «ЕЭС России» пакетов акций генерирующих компаний. В целях защиты интересов миноритарных акционеров продаже подлежали пакеты акций, которые в ходе реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» должны были в соответствии с разделительным балансом отойти Российской Федерации. До ноября 2007 г. выручка от продажи принадлежащих ОАО РАО «ЕЭС России» пакетов акций составила 212 млрд. руб. (см. рис. 1.3.4). Средства, вырученные в ходе размещения дополнительных акций, направлены на реализацию инвестиционных программ компаний-эмитентов, а финансовые ресурсы, полученные от продажи указанных пакетов акций— на развитие гидрогенерации и сетевого комплекса.

Рис. 1.3.4. Привлечение инвестиций генерирующими компаниями

Таким образом, в 2006—2007 гг. только за счет размещения акций тепловых генерирующих компаний получено более 500 млрд. руб., что составляет около 20 млрд. долл. Для сравнения – за 2005–2006 гг. объем инвестиций по РАО «ЕЭС России» в целом составлял 5 млрд. долл. ежегодно. Результатом размещения и продажи акций тепловых генерирующих компаний стало не только привлечение ресурсов для реализации инвестиционных программ, но и усиление (в соответствии с законодательством, регулирующим реформирование отрасли) присутствия в генерирующих компаниях частного капитала. Стратегическими инвесторами ОГК и ТГК стали крупнейшие российские и зарубежные корпорации: «Газпром», «Норильский никель», итальянская «Enel», германская «E.On». Так, доля концерна «E.on» в ОАО «ОГК-4» составила 69,44 %; «Норильского никеля» в капитале ОАО «ОГК-3» — 64, 89 %, «Газпрома» в ОАО «ОГК-2» — 51 %, в «Мосэнерго» — 42,73 %, «КЭС-Холдинг» в ОАО «ТГК-5» — 41,05 %.

Допуск частных инвесторов в крупнейшие генерирующие компании имел следствием быстрый рост их капитализации, так же, как и капитализации ОАО РАО «ЕЭС России» в целом. Так, например, котировки обыкновенных акций компании ОАО «ОГК-5», первой вышедшей на размещение дополнительных акций, с ноября 2006, когда состоялось размещение акций, до конца 2007 года выросли более чем на 75 %, акций РАО «ЕЭС России» - более чем на 50 %. Для сравнения — индекс РТС за этот период вырос всего на треть.

Рост капитализации выведенных на фондовый рынок компаний имеет важное значение для привлечения инвестиций в отрасль. По мере того как рост стоимости действующих генерирующих компаний в пересчете на 1 мегаватт установленной мощности будет приближаться (и в перспективе превысит) к стоимости строительства новых мощностей, все больше инвестиционных ресурсов будет переориентироваться на новое строительство.

Еще один источник инвестиций для электроэнергетики — выкуп Российской Федерацией акций компаний, которые по завершении реформы должны были перейти под контроль государства. Это позволяло решить сразу две задачи — привлечение средств на развитие инфраструктурных компаний; повышение доли участия государства в этих компаниях. В марте 2007 г. завершена первая эмиссия дополнительных акций ОАО «ФСК ЕЭС», часть которой (на сумму 22,48 млрд. руб.) выкуплена Российской Федерацией. По итогам дополнительной эмиссии доля государства в уставном капитале Федеральной сетевой компании доведена до 12,44 %. В 2007 г. государством выкуплены дополнительные акции ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» на сумму 2,52 млрд. руб. В результате доля государства в уставном капитале компании увеличилась до 34 %.

Результатом перехода реформы электроэнергетики в инвестиционную фазу станет не только повышение надежности энергоснабжения и удовлетворение растущего спроса на электроэнергию, но и подъем в смежных отраслях экономики за счет роста заказов со стороны предприятий энергомашиностроения, строительства, топливно-энергетического комплекса, т.е. предприятий электроэнергетики.

1.4. Техническая база российской электроэнергетики

Устойчивый рост потребления электрической и тепловой энергии, стремительный рост цен на энергоносители, повышение экологических требований требуют особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло. Только на этой основе следует определять реальные масштабы необходимого развития электроэнергетики.

1.4.1. Генерация

Суммарная установленная мощность электростанций России составила в 2006 году 221,4 млн.кВт, из которых на ТЭС установлено 151,5 млн.кВт, на ГЭС и ГАЭС – 46,1 млн.кВт, на АЭС – 23,7 млн.кВт, а ее структура показана на рис. 1.4.1.

Рис. 1.4.1. Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рассматривая техническую политику в теплоэнергетике, следует выделить генерацию на основе природного газа и генерацию на основе жидкого и твердого топлива.

Генерацией на основе природного газа будем называть производство электроэнергии на тепловых электростанциях, в качестве топлива использующих природный газ. В России природный газ сжигают в котлах КЭС и ТЭЦ с использованием традиционных морально, а зачастую и физически устаревших паросиловых установок. Несмотря на определенный прогресс в строительстве парогазовых установок (ПГУ), доля выработки электроэнергии на них в России находится на уровне менее 1 %.

Эффективность использования природного газа в упомянутых паросиловых установках крайне низка по сравнению с достигнутым мировым уровнем. Лучшие конденсационные энергоблоки ТЭС России на сверхкритические параметры пара 23,5 МПа/540 /540 °С, использующие природный газ в качестве топлива, имеют КПД всего 40—41 %, а среднее его значение на конденсационных блоках составляет 37—38 %.

Кардинальный метод решения энергетической проблемы для европейской части России, где в основном используется природный газ, — внедрение парогазовых технологий. В зарубежной теплоэнергетике, использующей природный или сжиженный газ (например, в Японии), 20—25 лет назад начался планомерный переход к освоению и использованию парогазовых технологий. В настоящее время в США, Германии, Великобритании, Дании, Японии, в развивающихся странах природный газ, за редким исключением, используют только для парогазовых установок, имеющих КПД на уровне 52—58 %.

В табл. 1.4.1 представлены данные по современным газотурбинным установкам (ГТУ), предлагаемым зарубежными производителями для их использования в составе ПГУ. В настоящее время полностью освоенными за рубежом можно считать ГТУ поколения F и ее продвинутые варианты (ГТУ поколений FA и FB). На ее основе строят самые мощные и современные ГТУ и ПГУ четыре зарубежных производителя: Дженерал Электрик, Сименс, Мицубиси и Альстом. Среди них по достигнутому техническому уровню, по части референций, и по перспективным разработкам впереди Дженерал Электрик. Как видно из таблицы, КПД газовых турбин этого поколения составляет 38—38,5 %, а электрическая мощность 255—280 МВт. В большинстве этих ГТУ используется простой термодинамический цикл, а высокий уровень экономичности достигнут за счет повышения начальной температуры газов до 1400 °С (перед проточной частью газовой турбины) с обеспечивающей допустимые вредные выбросы оксидов азота. Исключение составляет газовая турбина GT26 фирмы Альстом, в которой существенное повышение экономичности достигнуто усложнением термодинамического цикла – введением промежуточного подвода теплоты. Высокая начальная температура и близкая к оптимальной степень сжатия воздуха в компрессоре рассматриваемых ГТУ позволили обеспечить высокую температуру уходящих газов, составляющую 580 – 610ºС. Это дало возможность реализовать паротурбинный цикл с промежуточным перегревом, по температурам, практически не отличающийся от температур традиционного паротурбинного цикла с докритическим давлением, что способствовало созданию экономичной паротурбинной установки для работы в составе ПГУ.

Таблица 1.4.1

Основные технико-экономические показатели современных ГТУ и одновальных ПГУ-КЭС на их базе (частота вращения 50 об/с)

Показатель

Сименс

Мицубиси

Дженерал Электрик

Альстом

SGT5-4000F

M701F

M701G2

MS9001FA

MS9001FB

MS9001H

GT-26

Газотурбинная установка

Электрическая мощность, МВт

278

270

334

255,6

~268,4

320

240

Электрический КПД, %

38,5

38,2

39,5

36,9

~37,9

37,8

Расход воздуха через компрессор, кг/с

671

651

737

624

685

Степень сжатия компрессора

15,7

17

21

15,4

23

30

Температура уходящих газов, °С

582

586

587

609

610

Вредные выбросы, ppm

< 25

< 25

< 25

< 25

< 25

9

Число изготовленных (заказанных) ГТУ

66 (26)

66

1 (7)

Парогазовая установка

Электрическая мощность, МВт

406

398

489

390,8

412,9

480

365

Электрический КПД, %

57,7

57,0

58,7

56,7

58,0

60

58,5

Газовые турбины поколения F перечисленных производителей хорошо освоены и проверены практикой эксплуатации. В России не производятся ГТУ рассмотренного класса мощности и экономичности. Газовая турбина ГТЭ-160 ЛМЗ мощностью 160 МВт, выпускаемая ЛМЗ по лицензии фирмы Сименс (единственная ГТУ, которая сегодня может производиться в России серийно), имеет начальную температуру на уровне 1060 °С и КПД на уровне 34,5%. ГТУ-110 «Сатурн», проект которой разработан КБ «Машпроект» (Украина, г. Николаев), после длительных испытаний и доработок запущена в производство, и первые два ее экземпляра будут установлены в составе конденсационного дубль-блока ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС.

Отсутствие в России производства мощных и экономичных ГТУ вовсе не означает, что для газовых турбин ГТЭ-160 и ГТЭ-110 нет своей области использования. Эти турбины должны использоваться при строительстве ПГУ-ТЭЦ, особенно в холодных районах России. Большую часть года они будут работать в теплофикационном режиме, при котором реализуется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, основной показатель которой — коэффициент полезного использования теплоты топлива, достигающий в таких установках 82—85 %. Даже при работе в конденсационном режиме они будут иметь КПД на уровне 52 %, что, конечно, ниже, чем экономичность зарубежных аналогов, но существенно выше КПД работающих паросиловых энергоблоков России. К тому же выработка электроэнергии на тепловом потреблении у них примерно вдвое выше, чем у традиционных ТЭЦ.

Вторая область использования этих газовых турбин — создание простых дешевых одновальных маневренных ПГУ для покрытия суточной неравномерности графиков электрической нагрузки. Создаваемые генерирующие компании используют на своих ТЭС изношенное и устаревшее оборудование. Значительное число АЭС и ТЭЦ в европейской части России испытывают все большие трудности в покрытии переменной части графика. Поэтому такие установки будут достаточно рентабельными, тем более что цены на пиковую электроэнергию будут неизбежно выше, чем на электроэнергию, вырабатываемую базовыми энергоблоками.

Третья область использования ПГУ с этими энергоблоками — удаленные районы с умеренным электропотреблением и слабыми линиями связи с единой энергосистемой. Строительство и обслуживание ЛЭП здесь менее целесообразно, чем сооружение дешевых, хотя относительно и менее экономичных ПГУ. По-видимому, в ближайшие 15—20 лет одновальные ПГУ мощность 170 и 230 МВт, построенные соответственно на базе ГТЭ-110 и ГТЭ-160, будут востребованы для средних городов России, особенно при строительстве ПГУ-ТЭЦ. К сожалению, несмотря на то, что необходимость в одновальных ПГУ-230 и ПГУ-170 очевидна, в России отсутствуют полноценные конструктивные проработки основного оборудования этих энергоблоков: паровых турбин и котлов-утилизаторов.

 

Основное направление развития теплоэнергетики, базирующейся на использовании твердых топлив, — разработка и строительство мощных пылеугольных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара.

За рубежом работают демонстрационные энергетические установки с различными методами газификации и последующего использования полученного газообразного топлива в парогазовых циклах. Но расчеты и опыт их эксплуатации показывают, что принципиально их экономичность не может быть сравнимой с экономичностью парогазового цикла на природном газе. В среднем КПД нетто таких ТЭС может быть оценен в 41—45 %. Стоимость 1 кВт установленной мощности оказывается в 1,5—2 раза выше, чем его стоимость на традиционной ТЭС. Работы по рациональному использованию твердых топлив на основе технологий газификации, прямого сжигания в кипящем слое под давлением с использованием продуктов сгорания в газовой турбине после соответствующей очистки, безусловно, важны для далекой перспективы. Однако наиболее целесообразный способ использования твердых топлив энергетике — создание мощных энергоблоков на суперсверхкритических параметрах пара (ССКПП).

В Японии и Западной Европе (в первую очередь в Германии и Дании) вводятся пылеугольные энергоблоки мощностью 400—1100 МВт на начальное давление пара 25—27 МПа и температуру свежего и вторично перегретого пара 580—610 °С. Их КПД нетто, несмотря на все проблемы сжигания твердых топлив, необходимость в сероочистке и повышенных затратах электроэнергии на собственные нужды, достигает 45,0—45,5 %.

В рамках Евросоюза поставлена задача в течение 10 лет выполнить разработку профиля энергоблока на давление 37,5 МПа. КПД такого энергоблока в зависимости от типа топлива и климатических условий должен составлять 52—55 % (большие значения относятся к природному газу и более низкой температуре охлаждающей воды). Реализация этого проекта требует решения многих сложных проблем. Масштабы затрат и научные силы, направленные на его реализацию, говорят о том, что освоение ССКПП в настоящее время — это основной метод освоения твердых топлив энергетике.

Главная причина серьезного отставания в освоении ССКПП в России лежит в плоскости экономики. Использование ССКПП рентабельно только при достаточно дорогом топливе, когда затраты на их освоение и строительство реального энергоблока на ССКПП смогут достаточно быстро окупиться экономией затрат на топливо при эксплуатации. Это объясняет почему интерес к развитию пылеугольных ТЭС на ССКПП в Европе гораздо больше, чем в США, где твердое топливо дешевле. В России до последнего времени топливо всегда было сравнительно дешевым. Однако его удорожание, дефицит ресурсов газообразного топлива приведут к необходимости освоения ССКПП на пылеугольных ТЭС.

Генерация на основе жидкого топлива (мазута) используется либо на удаленных ТЭС и ТЭЦ (для них доставка жидкого топлива наиболее рентабельна), либо как резервное топливо при ограничении газоснабжения, например, в холодное зимнее время.

Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России. За исключением Билибинской АЭС, состоящей из четырех энергоблоков с турбинами мощностью по 12 МВт, и Белоярской АЭС, состоящей из одного энергоблока на быстрых нейтронах БН-600, реактор которого питает 3 одинаковых турбины перегретого пара К-200-12,8 ЛМЗ, АЭС России оборудованы 30 мощными энергоблоками всего трех типов, среди них:

6 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-400, каждый из которых питает паром по два быстроходных турбоагрегата мощностью 220 МВт (Нововоронежская и Кольская АЭС);

11 энергоблоков с канальными реакторами РБМК-1000, каждый из которых подает пар на два быстроходных агрегата мощностью по 500 МВт (Ленинградская, Смоленская и Курская АЭС);

8 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-1000; все энергоблоки, кроме одного на Нововоронежской АЭС (также с двумя турбоагрегатами по 500 МВт), выполнены по схеме моноблока (Балаковская, Калининская и Волгодонская АЭС).

Все оборудование АЭС (реакторы, сепараторы-пароперегреватели, конденсаторы, вспомогательное оборудование), кроме паровых турбин, изготовлено российскими производителями. Все паровые турбины для АЭС с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000 изготовлены Харьковским турбинным заводом (исключение составляет быстроходная паровая турбина К-1000-5,9/50 3-го энергоблока Калининской АЭС, введенного в эксплуатацию в декабре 2004 г.). Относительная однородность оборудования создает хорошие условия для его совершенствования, модернизации оборудования и эксплуатации, однако, этот процесс для энергетики страны серьезно затрудняется тем, что изготовителем турбин является Украина.

Из 30 работающих энергоблоков только 5 достигли проектного срока службы в 30 лет (2 энергоблока Нововоронежской АЭС и по одному энергоблоку Кольской, Ленинградской и Билибинской АЭС). После анализа результатов их эксплуатации и технического состояния срок службы этих энергоблоков был продлен. Таким образом, оборудование АЭС существенно «моложе» оборудования ТЭС, работающего на органическом топливе.

Главные технические особенности АЭС вытекают из особенностей их паропроизводящих установок — ядерных реакторов. По целому ряду физических и технических причин современные ядерные реакторы не могут генерировать пар высоких параметров. В них также весьма затруднительно организовать даже начальный и промежуточный перегрев пара, что необходимо для создания экономичной и надежной паротурбинной установки. Сегодня ядерные реакторы АЭС России для паровой турбины генерируют практически сухой насыщенный, температура которого вдвое меньше, чем на традиционных паросиловых энергоблоках. Следствием этого является низкий КПД термодинамического цикла турбоустановки АЭС. На АЭС только 1/3 теплоты, поступающей из реактора, превращается в электрическую мощность, а остальная теплота уносится охлаждающей водой конденсатора и рассеивается в окружающей среде. Несмотря на столь неэкономичное использование теплоты реактора, стоимость электроэнергии, отпускаемой АЭС существенно ниже, чем на ТЭС, так как доля топливной составляющей в стоимости электроэнергии на АЭС существенно меньше.

Компенсировать уменьшение работоспособности пара в турбоустановках АЭС для обеспечения такой же мощности можно только увеличением расхода пара. А это приводит к увеличению капиталовложений, которые растут медленнее, чем повышается мощность АЭС. Отсюда следует необходимость в максимально возможном увеличении мощности паросиловых установок АЭС, но тогда возникает сложнейшая и многозначная проблема пропуска громадного объемного расхода влажного пара с низкими скоростями выхода через последние ступени паровых турбин. Собственно история развития паротурбинной техники для АЭС — это история создания цилиндра низкого давления (ЦНД) максимальной пропускной способности.

К сожалению, ЛМЗ — единственный производитель турбин для АЭС в России — не может производить мощные тихоходные турбины для АЭС.

Другая важная техническая особенность ядерных реакторов — ограниченность регулировочного диапазона. Оболочки тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) способны выдержать без нарушения плотности только ограниченное число циклов изменения тепловыделения. Отсюда неспособность энергоблоков АЭС к реализации систематических изменений нагрузки, требуемых графиками потребления. По-видимому, в сложившейся ситуации проще одновременно со строительством АЭС вводить маневренные упрощенные ПГУ (о них шла речь выше), которые будут покрывать переменную часть графика электрической нагрузки.

Кроме своего прямого назначения — производства электроэнергии — гидроэнергетика решает дополнительно важнейшие для общества и государства задачи. Прямая выгода от них заключается в создании систем питьевого и промышленного водоснабжения; развитии судоходства; создании ирригационных систем в интересах сельского хозяйства; рыборазведении; регулировании стока рек, позволяющем осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

Гидроэнергетика — ключевой элемент обеспечения системной надежности ЕЭС страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — сутками.

Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем — развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки. Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами. В отличие от других типов маневренных электростанций, способных покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС. Дополнительно к основным функциям ГАЭС могут использоваться для регулирования частоты и напряжения в электрической сети, а при необходимости и к несению функций быстро вводимого аварийного резерва. Высокая маневренность ГАЭС определяется малым временем включения в работу, набора и сброса нагрузки. Так, пуск обратимых агрегатов ГАЭС из нерабочего состояния в турбинный режим с набором полной нагрузки занимает 23 мин. Время пуска этих агрегатов в насосный режим из нерабочего состояния в зависимости от мощности машин и способа пуска колеблется в пределах 56 мин, перевода из турбинного режима в насосный — 810 мин.

Зарубежный опыт эксплуатации ГАЭС и прошедший период эксплуатации единственной в России Загорской ГАЭС показал актуальность использования ГАЭС в крупных современных энергосистемах.

Особое значение имеет генерация на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Возобновляемая энергия — это энергия естественных природных процессов, происходящих на нашей планете постоянно или периодически. Солнечная энергия — первопричина и источник для таких видов ВИЭ, как энергия ветра, водных потоков, волн, энергия биомассы и рассеянного тепла окружающей среды. Геотермальная энергия — следствие процессов, происходящих в ядре Земли, а приливная — гравитационных явлений. Разные виды ВИЭ имеют существенно различную физическую сущность и характеристики. Однако многие из них обладают общими чертами. Так, естественная природная плотность (удельная мощность) потоков возобновляемой энергии невелика, что заставляет применять большие площади установок на ВИЭ для «перехвата» этих потоков (приемные поверхности солнечных установок, площадь, ометаемая ветроколесом, поле скважин геотермальной электростанции и т.п.). Например, плотность потока солнечной радиации у земной поверхности не превышает 1 кВт/м2; плотность энергии ветрового потока при скорости 10 и 5 м/сек соответственно 0,61 и 0,08 кВт/м2. Большая площадь установок на ВИЭ приводит к повышенной материалоемкости и соответственно стоимости установленной мощности по сравнению с традиционными топливными энергоустановками. С другой стороны, отсутствие топливной составляющей существенно снижает эксплуатационные затраты. Другая особенность многих видов ВИЭ — их изменчивость во времени. Это либо закономерные изменения мощности потока энергии данного вида ВИЭ (приливная энергия), либо в основном случайные (ветер), либо закономерные изменения с наложением на них случайного фактора (солнечная энергия). Применительно к электроэнергетике это означает: ветровые, солнечные и в значительной мере приливные электростанции, замещая выработку электроэнергии на традиционных электростанциях, не замещают мощности и поэтому не участвуют в балансе мощностей. Указанного недостатка лишены геотермальные электростанции (ГеоТЭС), участвующие в балансе мощностей и могущие быть системообразующими. Энергоустановки на биомассе также могут работать стабильно, если поступление исходного сырья не носит сезонного характера.

Общее свойство всех видов ВИЭ — их существенно более благоприятные экологические характеристики по сравнению с топливом для традиционных энергоустановок. Поскольку физическая природа и соответственно технологии преобразования различных видов ВИЭ существенно различны, целесообразно рассматривать их раздельно.

Ресурсы солнечной энергии превышают мировое энергопотребление в 104 раз. Они существенно больше, чем ресурсы всех других видов ВИЭ вместе взятых. Солнечная энергия обладает абсолютной экологической чистотой. Этот источник энергии потенциально способен решить для человечества на сколь угодно долгую перспективу задачи обеспечения энергией, пищей, а также сохранения на нашей планете естественной природной среды. Преобразование солнечной энергии в теплоту осуществляется с высоким КПД (50—60 %) и с помощью относительно простых технических средств. Использование солнечного излучения для производства тепла (главным образом для нагрева воды) получило в мировой практике наибольшее распространение. Однако в настоящее время использование солнечной энергии имеет ограниченные масштабы. Годовое производство тепла за счет солнечной энергии в мире составляет 77·109 кВт·ч (тепловых).

Основной вид оборудования для установок и систем солнечного теплоснабжения и горячего водоснабжения — плоский солнечный коллектор, использующий поток солнечного излучения естественной плотности, эффективный при нагреве теплоносителя до 50—60 °С. Для получения более высоких температур используются оптические устройства в виде зеркал или линз, фокусирующих прямую солнечную радиацию на приемнике излучения. Наибольшую концентрацию солнечного излучения (до 10 тыс. раз) можно получить с помощью зеркальных концентраторов в виде параболоида вращения или круглых линз. Нагревая теплоноситель до высокой температуры, можно использовать паротурбинный цикл для производства энергии, как это делается на обычных электростанциях, работающих на органическом топливе. В солнечных паротурбинных электростанциях используются главным образом две схемы. По первой из них зеркала — гелиостаты, располагаемые на земле, фокусируют отраженные от них лучи на паровом котле, устанавливаемом на башне. Солнечные электростанции башенного типа мощностью от 1 до 10 МВт созданы в ряде стран, в том числе в бывшем СССР мощностью 5 МВт. Однако их технико-экономические показатели были неудовлетворительными. Лучшие характеристики имеют солнечные паротурбинные электростанции модульного типа. По этой схеме солнечная электростанция состоит из большого числа одинаковых модулей. Каждый из них содержит параболоцилиндрический отражатель, фокусирующий прямую солнечную радиацию в линию, вдоль которой расположен трубчатый приемник концентрированного излучения для нагрева теплоносителя. По данной схеме в Калифорнии (США) построено несколько солнечных электростанций суммарной мощностью 354 МВт. Однако и эти установки не достигли порога конкурентоспособности по сравнению с традиционными ТЭС. Более перспективным является производство электроэнергии за счет солнечного излучения с помощью полупроводниковых фотоэлектрических преобразователей (солнечных элементов), в которых происходит прямое преобразование световых квантов в электроэнергию. Первые более или менее эффективные солнечные элементы (КПД 6—8 %) на основе кремния созданы около полувека назад и сразу нашли применение в космической технике. Позднее началось и их наземное применение. В настоящее время КПД монокристаллических кремниевых элементов составляет 14—18 % при стоимости 4—6 долл./Вт. Суммарное мировое годовое производство солнечных элементов разных типов, среди которых кремниевые элементы составляют не менее 90 %, достигает 1,2·106 кВт. Ежегодный прирост объема производства выражается десятками процентов. Сегодня в мире суммарная установленная мощность энергоустановок на основе фотопреобразователей составляет 4·106 кВт, из них автономные установки имеют мощность  2,2·106 кВт,  сетевые — 1,8·106 кВт.

Солнечная энергетика наиболее эффективна в районах с наиболее благоприятным «солнечным климатом», к которым относятся страны тропического и субтропического поясов. Россия в целом вследствие своего общего северного географического положения к ним не относится. Тем не менее в нашей стране имеются обширные регионы, в которых среднее годовое поступление солнечной радиации к земной поверхности превышает 1400 кВт·ч/м2, что весьма благоприятно для использования солнечной энергии. К таким районам относятся Южный федеральный округ, южное Забайкалье, юг Хабаровского края, Приморье и некоторые другие районы. Помимо климатических Россия имеет и научно-технические, и производственные предпосылки для развития солнечной энергетики. В стране налажено промышленное производство основных видов оборудования для использования солнечной энергии — фотоэлектрических преобразователей и солнечных коллекторов.

Энергия ветра (воздушного потока) пропорциональна третьей степени его скорости. Так, мощность ветроустановки при скорости ветра 20 м/с в 64 раза больше, чем ее мощность при скорости ветра 5 м/с. Современные ветроэнергетические установки (ВЭУ) мощностью более 100 кВт работают в диапазоне скоростей ветра от 5—6 до 20—25 м/с. Номинальная мощность ветроустановки обеспечивается при 10—14 м/с. Ветроустановка не может полностью использовать всю энергию ветрового потока. Теоретически предел составляет 0,59. Современные ветроустановки имеют коэффициент использования энергии ветрового потока 0,4—0,45. Ветровая энергия распределена по поверхности земли неравномерно. Естественно, что наиболее эффективно ветроустановки могут быть использованы в районах с достаточно высокими значениями скорости ветра. Районами, благоприятными для их применения, являются те, где среднегодовая скорость ветра превышает 5—6 м/с. Но и в этих районах использование установленной мощности не превышает 2500 кВт в год и лишь в некоторых пунктах достигает 3000 кВт в год. Иными словами, коэффициент использования установленной мощности составляет от 0,23 до 0,33.

Ветер наиболее непостоянный источник энергии среди всех других видов ВИЭ. Тем не менее, ветровая энергия лидирует по сравнению с другими видами ВИЭ в применении с целью получения электроэнергии. В настоящее время в мире установленная мощность ветроэлектрических установок и станций составляет 48•106 кВт. В зарубежной практике применяются в основном сетевые ВЭУ, т.е. ВЭУ, интегрированные в энергосистему. При этом энергосистема демпфирует колебания мощности подсоединенных к ней ВЭУ. При доле мощности ВЭУ выше 10—15 % от суммарной мощности энергосистемы резкие колебания мощности ВЭУ могут вызвать нестабильность параметров в энергосистеме, прежде всего частоты.

Современные сетевые ВЭУ — крупные ветроагрегаты единичной мощностью 1—5 МВт. Диаметр ветроколеса ВЭУ мощностью 4 МВт составляет около 100 м, а высота башни, на которой крепится гондола и ветроколесо — не менее 80 м. Наряду с крупными сетевыми ВЭУ используются и более мелкие установки мощностью от сотен ватт до десятков киловатт. Они применяются для энергоснабжения отдельных автономных потребителей в сочетании либо с электрическими аккумуляторами, либо с дизель-генераторами, чтобы обеспечить постоянное энергоснабжение.

Несмотря на колебания скорости ветра (ветровой энергии), широкое применение ветроустановок объясняется относительно невысокими удельными капитальными затратами на их создание, порядка 1000 долл./кВт, что ниже, чем при создании энергоустановок на любом другом ВИЭ, за исключением биомассы. Применение ветроустановок не связано с какими-либо выбросами в окружающую среду. Однако их экологичность — предмет дискуссий. Опасения вызывают акустические воздействия и опасность для птиц. Чтобы избежать этих опасений ВЭУ устанавливают в удалении от жилья и вдали от путей массового перелета птиц. В России к наиболее благоприятным районам для применения ветроустановок со среднегодовой скоростью ветра 6-8 м/с относятся побережья северных морей и Тихого океана. В континентальных районах страны, за некоторыми исключениями, среднегодовая скорость ветра составляет 3—4 м/с. Ветроэнергетика в России не имеет такого масштабного развития, как во многих зарубежных странах. Суммарная установленная мощность российских сетевых ВЭУ около 10 МВт. Тем не менее, Россия имеет все потенциальные возможности для развития ветроэнергетики, которые состоят в наличии достаточного потенциала ветровой энергии и освоенного промышленного производства ветроустановок мощностью от единиц кВт до 1 МВт.

Технологические приоритеты в ветроэнергетике состоят в повышении технико-экономических показателей ветроэлектрических установок и станций до уровня полной конкурентоспособности по сравнению с топливными энергоустановками, разработке и практическом применении автоматизированных комбинированных ветро-дизельных энергоустановок для энергоснабжения автономных потребителей.

Геотермальная энергетика использует подземное тепло, содержащееся на глубине, доступной буровой технике сегодняшнего дня. В целом использование геотермальной энергии возможно и целесообразно в районах, где гидротермальные ресурсы расположены на относительно небольшой глубине, особенно в районах вулканической активности, в которых имеются парогидротермальные источники. Поэтому геотермальная энергетика локализована по указанным месторождениям и не может быть повсеместной.

В настоящее время в мире суммарная установленная мощность ГеоТЭС около 9•106 кВт. Они работают главным образом на парогидротермальных месторождениях.

В России месторождения парогидротерм имеются только на Камчатке и Курильских островах. На Камчатке (в дополнение к Паужетской ГеоТЭС, введенной еще в 1967 г.) в последние годы построены Верхне-Мутновская (12 МВт) и Мутновская ГеоТЭС (50 МВт), что составляет существенную часть энергетики полуострова. Более распространенными являются месторождения термальных вод с температурой около и более 100 °С. В России они имеются главным образом на Северном Кавказе, в Западной и Восточной Сибири. Геотермальный флюид с указанной температурой может быть использован в двухконтурных геотермальных энергоустановках с низкокипящим рабочим телом во втором контуре. Турбины на таких рабочих телах могут быть применены и на парогидротермальных ГеоТЭС для утилизации тепла отработавшего флюида и дополнительной выработки электроэнергии. Применение геотермальных энергоустановок на низкокипящих рабочих телах позволит существенно расширить географию геотермальной энергетики. Наряду с производством электроэнергии геотермальные ресурсы широко применяются для теплоснабжения. Суммарное годовое производство тепла на этой основе в мире составляет 13•109 кВт•ч (тепловых).

Приоритетные технологические направления в геотермальной энергетике: освоение и широкое применение двухконтурных ГеоТЭС на низкокипящих рабочих телах, что существенно расширит область ее применения, а также позволит значительно повысить КПД парогидротермальных ГеоТЭС; повышение экологичности ГеоТЭС и систем геотермального теплоснабжения, поскольку добываемый геотермальный флюид может содержать вредные вещества, в том числе в виде растворенных газов. Последние могут выделяться из флюида в технологическом цикле ГеоТЭС. Поэтому отработавший флюид должен закачиваться обратно в пласт. Предварительно в нем должны быть растворены выделившиеся газы, если они представляют опасность для окружающей среды. Эта технология реализована в России на Мутновской ГеоТЭС, являющейся полностью экологически чистой. Подавляющая часть оборудования Мутновской ГеоТЭС сделана в России. Значительная часть капитальных затрат приходится на бурение и обустройство геотермальных скважин, а также на разведочное бурение. Эта проблема — общая и для нефтяной и газовой промышленности — гораздо масштабнее, чем геотермальная энергетика. Все технологические достижения в области бурения в нефтяной и газовой промышленности могут быть и должны использоваться и в геотермальной энергетике.

Малую гидроэнергетику относят к нетрадиционной энергетике, тем не менее она отличается от «большой» только уровнем мощности. Принято считать, что к малым относятся ГЭС, установленная мощность которых не превышает 30 МВт при мощности единичного агрегата не более 10 МВт. В малой гидроэнергетике выделяют также категорию микроГЭС, мощность которых колеблется от сотен ватт до десятков киловатт.

В бывшем СССР малые ГЭС имели достаточно широкое распространение. В 50-е гг. прошлого века их число превышало 6,6 тыс. при суммарной установленной мощности 332 МВт. В последующем их число резко снизилось. Тенденция к сокращению числа малых ГЭС в этот период наблюдалась во многих странах. В последнее время эта тенденция сменилась на обратную. В настоящее время в мире суммарная установленная мощность малых ГЭС 61•106 кВт. Малая гидроэнергетика — бурно развивающееся направление. Мощность малых ГЭС невелика, поэтому они, по сравнению с крупными ГЭС, оказывают минимальное негативное влияние на окружающую среду или вообще экологически безопасны. В России потенциал малой энергетики весьма велик. Наибольшая его часть приходится на Дальневосточный и Восточно-Сибирский регионы.

Приоритетные технологические направления в малой гидроэнергетике состоят в унификации и стандартизации оборудования, на высоком уровне его заводской сборки с целью его удешевления, доведении автоматизации оборудования до уровня, не требующего присутствия на ГЭС обслуживающего персонала.

Приливные электростанции (ПЭС) пока еще не получили широкого распространении. Однако сегодня, после 40 лет успешной эксплуатации пионерных в мире ПЭС РАНС во Франции и Кислогубской ПЭС в России, можно с уверенностью сказать, что приливные электростанции устойчиво работают в современных энергосистемах, выдавая гарантированно постоянную в течение месяца, возобновляемую и  экологически чистую электроэнергию.

В настоящее время в мире разведано более 100 створов ПЭС с экономически целесообразным энергопотенциалом 4000 ГВт и возможной выдачей электроэнергии более 200 ГВт ч. В России по результатам проведенных в последнее время НИР и ПИР в ближайшее время представляется целесообразным создание Северной ПЭС (15 мВт) и мощных Мезенской (8 ГВт) и Тугурской (4 ГВт) ПЭС. В более отдаленной перспективе рассматривается строительство Пенженской ПЭС (80 ГВт).

Приоритетные технологические направления в использовании энергии приливов:

  •  Использование наплавного способа возведения ПЭС с созданием наплавных блоков в заводских условиях, транспортировке их по морю и посадке блоков в створ ПЭС. Использование наплавной технологии снижает затраты на строительство ПЭС практически вдвое.
  •  Применение на ПЭС новых ортогональных гидротурбин (ось вращения расположена поперек потока), которые за счет снижения материалоемкости и технологической простоты изготовления позволяют снизить стоимость гидросилового оборудования более чем в два раза по сравнению с традиционными осевыми гидротурбинами.
  •  Сглаживание характерной для ПЭС неравномерности выдачи мощности (периодичность приливов и отливов) за счет использования высокотехнологичных технологий аккумуляции электроэнергии (производство водорода, использование инерционных накопителей энергии, эффективных прибрежных ГАЭС).

Для реализации перечисленных технологий в створе Кислогубской ПЭС сооружен типовой наплавной блок-модуль ПЭС Мезенской ПЭС с ортогональным гидроагрегатом, который послужит прямым прототипом для строительства мощных ПЭС.

В проектируемой в настоящее время Северной ПЭС предусматривается создание экспериментального модуля по промышленному производству водорода.

Проведенные в последнее время на блок-модуле Мезенской ПЭС исследования подтвердили эффективность предлагаемых технологических направлений использования энергии приливов.

Непосредственное использование рассеянного тепла окружающей среды (грунта, воды, воздуха) возможно, если в данной среде имеется естественный природный градиент температуры. Например, в водоемах верхний слой воды, нагреваемый солнцем, теплее нижележащих, более глубоких слоев. В некоторых местах в силу местных климатических и гидрологических особенностей такой градиент в водных слоях достигает значений, при которых возможно применение тепловой машины. На этом принципе созданы экспериментальные энергоустановки, которые, однако, не были эффективны в силу низкого термодинамического КПД. Использование рассеянного температурно однородного тепла невозможно без затраты энергии извне. Устройствами, позволяющими использовать ресурсы низкопотенциального тепла различных природных сред, являются тепловые насосы. Теплонасосная установка (ТНУ) реализует по существу цикл холодильной машины. Затрачивая на работу компрессора единицу энергии и используя низкотемпературное тепло какой-либо из природных сред при температуре (например, 0—20 °С), ТНУ способна отдать потребителю тепловую энергию на температурном уровне 50—60 °С в количестве, которое в 3—5 раз превышает затраты энергии на привод компрессора. Таким образом, коэффициент трансформации энергии в ТНУ в данном примере 3—5. Если на привод компрессора расходуется электроэнергия, полученная на топливной электростанции с КПД, например, 0,35, то при коэффициенте трансформации энергии, равном трем, экономии первичного топлива мы не получим. Если же этот коэффициент выше, можно говорить об экономии первичного топлива. Коэффициент трансформации энергии возрастает при уменьшении разности температур. Поэтому с помощью ТНУ выгодно использовать сбросное тепло промышленных предприятий (стоки теплой воды, вентиляционные выбросы воздуха из обогреваемых помещений, канализационные стоки и т.п.) или термальную воду. Если применение ТНУ позволяет отказаться от прямого использования электроэнергии для теплоснабжения, то достигается значительная экономия энергии. ТНУ, применяемые для теплоснабжения и горячего водоснабжения в коммунальной сфере, выгодно отличаются от топливных котельных экологической чистотой. ТНУ находят в мире широкое применение. Их число составляет миллионы. В России имеются организации и фирмы как производящие оборудование, так и осуществляющие проектирование, монтаж и наладку ТНУ.

Когда говорят об энергии биомассы, то под термином «биомасса» понимается органическое вещество растительного и животного происхождения. Это органическое вещество используют для получения энергии. Биомасса может быть отнесена к возобновляемым источникам энергии только в случае, если ее потребление, например, в годичном цикле не превышает ее естественного прироста в этом цикле. На протяжении истории человечества, когда использовалось только растительное топливо, этот баланс не соблюдался. В результате лесов на земле значительно поубавилось.

Биомасса обладает всеми характеристиками, присущими ископаемому топливу: ее можно запасать и транспортировать, использовать для получения тепла и электроэнергии. К биомассе относятся древесина и отходы лесозаготовок и лесопереработки, отходы сельского хозяйства, в том числе животноводства, бытовые отходы в городах и населенных пунктах. Биомасса может быть использована термической или биологической конверсией. Термическая конверсия путем прямого сжигания издавна использовалась человечеством. Но это наименее эффективный способ использования биомассы. Более прогрессивный способ — пиролиз и газификация, в процессе которых могут быть получены более калорийные и удобные для использования виды газообразного и жидкого, в том числе моторного топлива. При биологической конверсии осуществляется анаэробное метановое сбраживание биомассы с получением биогаза, основной компонент которого метан. Продуктом биологической конверсии отходов сельского хозяйства (помимо биогаза) являются также высококачественные экологически чистые удобрения.

Основной вид используемой биомассы — древесина и отходы деревообработки. Россия обладает лесными ресурсами, составляющими 24 % мировых. Годовой прирост древесины достигает 1æ109 м3, возможная ежегодная добыча 38 млн. т у.т. Качество древесины как топлива делает ее пригодной для использования в энергоустановках относительно малой мощности. Газогенераторная установка, работающая на древесине, в восточных лесных районах страны вполне конкурентоспособна с дизель-электрической установкой сопоставимой мощности. В России выпускается оборудование для таких газогенераторных установок, а также комплектное оборудование различной производительности для биологической конверсии биомассы. Экологическое значение использования биомассы в виде различных отходов сельскохозяйственного и бытового происхождения трудно переоценить.

Приоритетная технология в использовании биомассы — повышение эффективности процессов получения моторного и другого более удобного для применения и более калорийного топлива по сравнению с исходным материалом.

Водород как энергоноситель не относится к возобновляемым источникам энергии, но водородная энергетика вполне соответствует понятию «нетрадиционная» энергетика. Главное преимущество водорода — экологическая чистота, так как продукт его прямого сгорания или применения в электрохимических генераторах (топливных элементах) вода.

Основная трудность в реализации водородной энергетики (в том числе и при использовании водорода как топлива для транспортных средств) в том, что в природе водород как таковой отсутствует, он находится в химическом соединении с другими элементами, главным образом с кислородом (вода) и углеродом (углеводороды). Таким образом, прежде чем использовать водород, его надо получить. Для этого требуется затратить энергию. Один из основных способов получения водорода — электролиз воды. Далее полученный водород можно сжигать в паротурбинном цикле для получения электроэнергии либо использовать с той же целью в топливных элементах. Их КПД достигает 70 %. КПД электролизера не превышает 0,8—0,9, поэтому суммарный КПД системы электролизер—топливный элемент около 0,6. Чтобы получить на выходе системы единицу электроэнергии нужно затратить в электролизере 1,6—1,7 единиц энергии.

При конверсии углеводородов с получением водорода затрачивается меньше энергии, чем при электролизе воды. Однако углеводороды сами по себе качественные виды топлива, в том числе моторного.

По энергоемкости на единицу массы водород существенно превосходит любые другие энергоносители, но уступает им всем по объемному показателю, т.е. по энергоемкости на единицу объема. Поэтому хранение водорода, в том числе на борту транспортного средства, достаточно серьезная проблема.

Проблема водородной энергетики активно разрабатывается, обсуждается в научной печати и на многочисленных конференциях вот уже более тридцати лет, тем не менее эта проблема содержит больше вопросов, чем ответов. Можно лишь обозначить приоритетные задачи в области водородной энергетики: повышение эффективности реформинга углеводородного топлива с получением водорода, в том числе на борту транспортного средства; повышение эффективности паровой конверсии угля с выделением водорода из получаемого синтез-газа; исследование возможностей получения водорода из биомассы с помощью биологической конверсии; повышение объемной энергоемкости при хранении водорода путем применения наноразмерных структур вместо металлогидридов. Водородная энергетика в начале долгого пути, который ей предстоит пройти.

1.4.2. Электропередача

Сетевое хозяйство Российской Федерации чрезвычайно разнообразно. Общая протяженность воздушных линий электропередач, входящих в состав ЕЭС России, напряжением 0,38—1150 кВ на 1 января 2007 г. составляла свыше 3 млн. км в одноцепном исчислении, в том числе по классам напряжений:

0,38 кВ — 1250 тыс. км;

3—6 кВ — 90 тыс. км;

10 кВ — 1110 тыс. км;

15—20 кВ — 6 тыс. км;

36—60 кВ — 160 тыс. км;

110—154 кВ — 296 тыс. км;

220 кВ — 102 тыс. км;

330 кВ — 10,5 тыс. км;

400 кВ — 0,1 тыс. км;

500 кВ — 37,1 тыс. км;

750 кВ — 3 тыс. км;

800 кВ — 0,2 тыс. км;

1150 кВ — 0,8 тыс. км.

В обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока.

Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне.

Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири а также для развития межсистемных связей между ОЭС России.

Сеть 330 кВ продолжит выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Протяженность вводимых электрических сетей напряжением 330 кВ и выше до 2015 г. в высоком, базовом и низком вариантах роста уровня электро- и теплопотребления оценивается соответственно 25, 20 и 15 тыс. км.

Основные тенденции в развитии сетей 220 кВ: усиление распределительных функций; сокращение длины участков; повышение плотности электрических сетей. В ряде энергосистем Дальнего Востока (Сахалинэнерго, Магаданэнерго, Камчатэнерго), а также европейской части страны (Архэнерго) эти сети останутся основными. Минимальная протяженность линий электропередачи 220 кВ, которые предполагается ввести до 2015 г., оценивается в 15 тыс. км.

Сети 110 кВ получили большое развитие во всех энергосистемах и изолированно работающих энергоузлах России. Основное направление в развитии сети 110 кВ — дальнейший охват ими территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Минимальная протяженность вводимых линий электропередачи 110 кВ до 2015 г. оценивается в 55 тыс. км.

В распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений: НО-35-10(6)-0,4 кВ. Их развитие будет осуществляться путем приоритетного развития сетей ПО кВ и перевода линий электропередачи на более высокое напряжение (с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ).

Основные направления развития распределительных электрических сетей: опережающее развитие сетей 35—110 кВ; взаиморезервирование сетей 10 кВ; автоматизация и телемеханизация электросетевых объектов; разукрупнение центров питания; широкое внедрение изолированных проводов; внедрение автономных энергоисточников. Необходимый ввод линий электропередачи сельскохозяйственного назначения оценивается протяженностью порядка 2400 тыс. км. Реализация основных направлений развития распределительных электрических сетей требует участия государства в финансировании соответствующих работ.

Наряду с формированием ЕЭС России на обжитой территории страны, до 2015 г. может потребоваться решение сложной технико-экономической задачи формирования и объединения энергосистем и энергоузлов в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Характерными для этой зоны являются: большая удаленность друг от друга промышленных и энергетических узлов; высокая стоимость добычи топлива и его доставки к местам использования. Для объединения этих энергоузлов и энергосистем и присоединения их к ЕЭС России наряду с линиями электропередачи переменного тока можно рассматривать возможность использования электропередачи постоянного тока.

В период до 2020 г. предстоит решить ряд других актуальных задач. Одна из них — повышение управляемости электрических сетей за счет широкого применения различных управляемых элементов, в том числе управляемых реакторов, статических тиристорных компенсаторов, фазоповоротных трансформаторов, более современных устройств РПН для трансформаторов и автотрансформаторов, вставок постоянного тока и т.д. Применение этих средств управления повысит пропускную способность электрической сети, улучшит качество электрической энергии, повысит надежность и экономичность работы электрических сетей.

Важная задача — повышение степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях 750 и 500 кВ, уровень которой в сетях 750 кВ в настоящее время оценивается 80 %, в сетях 500 кВ — 35 %. Целесообразно степень компенсации реактивной мощности в сетях 750 кВ довести до 100 %, а в сетях 500 кВ — до 80—100 %.

Требуемая высокая надежность электроснабжения заставляет искать различные пути усиления сетей при наличии жестких экономических ограничений. За рубежом в последние годы наблюдается существенное продвижение в этом направлении. Кроме прокладки новых линий в широких масштабах проводится реконструкция воздушных линий (BЛ) с применением новых типов проводов и опор для повышения нагрузочной способности при минимальном отчуждении земель под коридоры линий электропередач (ЛЭП).

Наиболее эффективный метод повышения пропускной способности ВЛ (без какой-либо реконструкции опор) — замена типа провода. Новые типы проводов с высокой термостойкостью (до 212 °С) и малым провесом позволяют повысить пропускную способность более чем вдвое. В разных странах мира разработано много типов проводов, позволяющих существенно повысить нагрузку высоковольтных линий (ВЛ). В качестве примера можно привести их применение в энергокомпании National Grid (Великобритания). Анализ показал, что наиболее эффективным в отношении возможности повышения температуры при допустимом провесе является провод из циркониевого сплава и высокотемпературного алюминия, усиленный стальной сердцевиной с зазором относительно провода (GZTACSR). Однако более экономично применение сталеалюминиевого провода с трапецеидальной формой жил (ACSSTW), который сравнительно немного дороже обычного сталеалюминиевого провода ACSR, но дешевле, чем другие провода. Пример другого решения — увеличение сечения провода с соответствующим усилением опор либо замена проводов ACSR на провода TACFR с полимерным сердечником из эпоксидной смолы, армированной высокопрочными углеродными волокнами.

В связи с необходимостью усиления сетей в России следует разработать и широко внедрять такие провода. За рубежом активно применяются провода, совмещенные с волоконно-оптическими линиями связи. Это технически и экономически целесообразное решение в России также применяется при строительстве новых и реконструкции старых ЛЭП (провода с оптико-волоконными каналами типа OPGW).

Протяженность подземных кабельных сетей исчисляется сотнями тысяч километров. Только в Москве находится в эксплуатации около 20 тыс. км силовых кабелей низкого напряжения 0,4 кВ, 36 тыс. км кабелей среднего напряжения 10 кВ и около 760 км кабелей высокого напряжения 110, 220 и 500 кВ. Бóльшая часть силовых кабелей, находящихся в эксплуатации, — это кабели старых конструкций с пропитанной бумажной изоляцией в свинцовых и алюминиевых оболочках (доля последних около 50 %). Сроки эксплуатации кабельных линий (КЛ) высокие — 40 лет и более. Соответственно кабели имеют высокие показатели удельной повреждаемости. Поэтому задача организации производства новых высоконадежных кабелей является крайне актуальной. Такими кабелями являются кабели последнего поколения с изоляцией из СПЭ, стойкого к развитию в изоляции водных триингов, рассчитанные на длительный срок эксплуатации, в том числе в неблагоприятных условиях подземной прокладки (химически агрессивные и обводненные грунты). Помимо высокой надежности, СПЭ-кабели имеют ряд эксплуатационных преимуществ перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией: повышенная на (17—25 %) пропускная мощность; низкая трудоемкость при монтажах и обслуживании; прокладка без ограничения разности уровней на трассах.

Другая важная проблема, связанная с кабельной техникой, — повышение пожаробезопасности кабелей и проводов. В настоящее время в России кабели пожаробезопасного исполнения получили широкое распространение пока на объектах атомной энергетики, их применение рекомендуется и для других потребителей.

Проблема повышения передаваемой мощности и минимизации потерь энергии в силовых кабелях имеет давнюю историю. В кабелях на основе традиционных материалов (медь, алюминий) существенный прогресс всегда был связан с использованием новых изоляционных композиций за счет повышения класса электрического напряжения. Сверхпроводящие кабели (СПК) позволяют увеличить передачу энергии до единиц-десятков гигавольт-ампер за счет повышения плотности тока при снижении потерь энергии и без изменения или при снижении класса напряжения.

Прогресс в области разработки высокотемпературных сверхпроводников возродил интерес к созданию СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости. В США, Японии к настоящему времени достаточно продвинуты работы по созданию СПК. Интерес к ним связан еще и с тем, что либерализация рынка сбыта электроэнергии в западных странах заставляет энергетические компании и сети заботиться об увеличении пропускной способности передающих линий. Основные преимущества СПК перед традиционными:

увеличение единичной передаваемой мощности на линиях тех же габаритов;

повышение эффективности передачи в связи с малыми потерями энергии и повышение качества электроэнергии;

увеличение срока жизни кабеля;

увеличение критической длины кабеля;

экологическая чистота и пожаробезопасность;

возможность передачи большей мощности при пониженном напряжении.

По оценкам различных специалистов, СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости становятся экономически конкурентоспособными в сравнении с обычными при уровне передаваемой мощности 0,3—0,5 ГВ·А.

Решению проблем надежного функционирования ЕЭС и увеличения пропускной способности системообразующих связей, оперативного регулирования реактивной мощности способствует развитие управляемых систем электропередачи переменного тока (FACTS).

Устройства FACTS фактически превращают электрические сети из пассивных транспортных средств передачи электроэнергии из одного пункта в другой в «активные» устройства, которые позволяют изменять параметры электрической сети в зависимости от режимных условий с требуемым быстродействием. В последнее время к статическим устройствам FACTS стали относить также разнообразные типы управляемых шунтирующих реакторов (УШР), обеспечивающих регулирование напряжения в электрических сетях при значениях активной мощности в границах от нуля до так называемой натуральной мощности. Электромашинные устройства FACTS представляют собой комплексы, состоящие из асинхронизированных машин, генераторов, компенсаторов для объединения электроэнергетических систем.

Во всем мире применению технологии и устройств FACTS в электроэнергетических системах уделяется большое внимание. Статические устройства и технологии FACTS создаются всеми ведущими мировыми производителями оборудования: АВВ, Сименс, Арева и др. В нашей стране наблюдается отставание в области их производства и освоения в эксплуатации. В области же электромашинных устройств FACTS Россия занимает лидирующее положение в мире.

1.4.3.  Оперативно-диспетчерское управление

Основой для осуществления оперативного и автоматического управления является телеинформация, поступающая от энергообъектов в диспетчерские центры РДУ, ОДУ и ЦДУ. Однако объем, качество и надежность передаваемой телеинформации пока еще не в полной мерее соответствуют современным требованиям. Так, объем телеинформации, используемой на зарубежных диспетчерских пунктах, в среднем на порядок больше, чем на отечественных.

Устройства телемеханики, датчики телеизмерений, применяемые в отечественной электроэнергетике, в своей основной массе устарели и не обеспечивают необходимой надежности и точности. Сеть связи на объектах нижнего уровня ограничивает скорость передачи телеинформации в пределах 50—200 бит/с (за рубежом 2400—9600 бит/с).

За последние годы удалось значительно обновить парк счетчиков электроэнергии. Практически на 80 % присоединений 220—500 кВ установлены электронные счетчики класса точности 0,2—0,5 как отечественного производства, так и импортные. Оснащение указанными устройствами позволяет обеспечить длительное автономное хранение информации в памяти счетчиков и создавать более гибкие структуры сбора информации от энергообъектов.

Кроме того, во всех вводимых в эксплуатацию автоматизированных системах коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) организована регистрация средних получасовых значений мощности (электроэнергии) по каждому присоединению и накопительных значений потребленной электроэнергии за каждые сутки, неделю, месяц на основе данных, получаемых от счетчиков с импульсным или цифровым выходом.

Таким образом, существенно повышается объем телеинформации от генерирующих источников, следующим шагом является расширение объема телеинформации от подстанций разного уровня.

Наличие достаточного объема телеинформации в режиме реального времени позволяет повысить эффективность автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России. АСДУ играли, играют и будут играть исключительно важную роль в обеспечении диспетчера необходимой достоверной информацией, поддержке его решений, во многом определяя соблюдение требований надежности, качества и экономичности электроснабжения.

Помимо развития систем АСДУ необходимо постоянно совершенствовать систему противоаварийного управления ЭЭС, которая обеспечивает координацию работы устройств противоаварийной автоматики. Главная задача этой системы — предотвращение аварии, а в случае ее возникновения - прерывание каскадного развития аварии и переход к установившемуся послеаварийному режиму.

В ближайшем будущем следует ожидать внедрения в рассматриваемую систему новой элементной базы и современных информационных технологий для повышения ее адаптивности, надежности и эффективности работы. Особое значение имеет дальнейшее развитие важнейших составляющих этой системы — советчиков диспетчера по восстановлению ЭЭС, работа над созданием которых находится в начальной стадии.

Противоаварийная автоматика в ближайшие годы будет развиваться в направлении создания верхних уровней иерархии, обеспечивающих координацию региональных и локальных устройств автоматической дозировки управляющих воздействий.

Совершенствование системы телепередачи должно обеспечить повышение скорости, надежности и объема информации, необходимых для решения задач координации.

Локальные устройства дозировки, а также пусковые и исполнительные устройства на энергообъектах будут переведены на микропроцессорную базу и связаны информационно с локальными сетями АСУ ТП подстанций и электрической части станций.

Быстродействующая и надежная передача команд противоаварийной автоматики требует совершенствования технологической связи и телемеханики. Основное направление технического перевооружения и развития средств связи — внедрение цифровых систем передачи и коммутации с переходом к широкополосным цифровым сетям и к интеллектуальным сетям. Переход к цифровой первичной сети связи будет осуществляться преимущественно путем широкого внедрения ВОЛС с подвеской оптических кабелей на линиях электропередачи и прокладкой кабелей для организации выходов на узлы связи Министерства связи и других ведомств.

Развитие систем противоаварийного управления требует не только совершенствования координации работы устройств, но и совершенствования самих систем автоматики.

Развитие отрасли потребует модернизации систем регулирования паровых турбин и технического перевооружения АСУ ТП блоков с целью повышения маневренности тепловых электростанций и участия их в первичном регулировании частоты за свет развития систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

Техническое перевооружение АРЧМ должно обеспечить поддержание качества электроэнергии по частоте, предотвращение перегрузки связей, экономию затрат на топливо в целом по ЕЭС.

Особое внимание в связи с утяжелением режимов работы ЭЭС будет уделяться совершенствованию систем автоматического регулирования напряжения (АРН) и реактивной мощности. АРН требует развития производства управляемых средств компенсации реактивной мощности и FACTS: статических тиристорных преобразователей (СТК), управляемых шунтирующих реакторов (УШР), асинхронизированных синхронных генераторов (АСГ) и др.

На электростанциях необходимо внедрение групповых систем регулирования возбуждения генераторов (ГУВ).

Регулирование напряжения в узловых точках сети во многих случаях является локальной проблемой. Однако в отдельных регионах потребуется создание централизованных систем, обеспечивающих оптимизацию распределения реактивной мощности между отдельными ее источниками с целью снижения потерь электроэнергии в сетях.

Произошедший за последние годы в мире скачок в техническом совершенствовании автоматики релейной защиты, выразившийся в появлении микропроцессорных  устройств, определяет необходимость ориентации на их широкое внедрение в практику проектирования и эксплуатации. Использование такой техники позволит перейти к качественно новому поколению устройств, которые в отличие от электромеханических и статических (полупроводниковых и микроэлектронных) устройств дадут возможность реализовать более сложные и совершенные алгоритмы, они обладают свойством расширенной самодиагностики и практически неограниченными возможностями интеграции с АСУ ТП энергообъектов.

Вместе с тем микропроцессорные  устройства вносят новые качества как в идеологию автоматики релейной защиты, так и в практику ее эксплуатации. Требуется решение сложных и важных проблем, связанных с помехоустойчивостью и электромагнитной совместимостью, сигнализацией, управлением коммутационной аппаратурой, обеспечением дальнего резервирования, согласованием уставок дистанционных защит от замыканий на землю и т.п.

1.4.4. Электромашиностроение и электротехника

Большую часть производимой на российских электростанциях электроэнергии вырабатывают турбогенераторы ТЭС и АЭС. В настоящее время установленная мощность действующего парка турбогенераторов мощностью 25—1200 МВт на тепловых электростанциях России составляет около 120 тыс. МВт. В эксплуатации находится около 1200 турбогенераторов; из них мощностью 25—50 МВт — около 350; 60—1200 МВт около 850. Более 50 % общего числа турбогенераторов, установленных на электростанциях России, отработали устанавливаемый стандартами минимальный срок службы. Их суммарная мощность превышает 60 тыс. МВт.

В России разработаны и выпускаются серии ТВВ и ТЗВ турбогенераторов с водородным и полностью водяным охлаждением на весь требуемый диапазон мощностей. Созданы головные образцы турбогенераторов мощностью до 160 МВт с воздушным охлаждением, разрабатываются подобные турбогенераторы мощностью до 350 МВт. По предельным мощностям, КПД, удельной материалоемкости, гарантированной надежности отечественные генераторы последних конструкций находятся на уровне мировых достижений.

Зарубежные фирмы опередили отечественное электромашиностроение по предельным мощностям турбогенераторов с полностью воздушным охлаждением. Освоено производство таких генераторов мощностью до 350 МВт, создана головная машина мощностью около 500 МВт. Наблюдается отставание российской энергетики от передового зарубежного опыта в области практического применения автоматизированных систем диагностики.

Компанией АВВ созданы генераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть без повышающего трансформатора, в том числе турбогенератор рабочим напряжением 136 кВ. Японские фирмы проводят успешные эксперименты со сверхпроводниковыми турбогенераторами (три образца мощностью по 70 МВæА).

Важнейшим перспективным, опережающим мировой уровень достижением отечественной электроэнергетики является разработка и освоение производства асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ), обладающих значительно лучшими, чем традиционные синхронные турбогенераторы возможностями положительного воздействия на режим работы энергосистем, по их управляемости, устойчивости, диапазону выработки, особенно потреблению из сети реактивной мощности. Два самые мощные в мире АСТГ мощностью 200 МВт, изготовленные заводом «Электротяжмаш» (г. Харьков), более 20 лет эксплуатируется на Бурштынской ГРЭС (Украина). Ныне ОАО «Электросила» (г. С. Петербург) разработана серия АСТГ 110—220—320 МВт. Головной образец АСТГ мощностью 110 МВт с 2003 г. успешно эксплуатируется на ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

Применение АСТГ в составе «легкого» агрегата паротурбинной установки (ПТУ) позволяет повысить динамическую устойчивость энергетической установки. ПТУ с АСТГ способны работать в широком диапазоне регулирования мощности от выдачи до глубокого потребления, т.е. являются маневренными энергоблоками в отношении активной и реактивной мощности. При этом может быть повышен КПД ПТУ в целом за счет оптимизации загрузки по реактивной мощности синхронных турбогенераторов и АСТГ. Данное техническое решение по применению АСТГ в составе ПТУ не имеет мировых аналогов и может найти достойное применение в программах по созданию и применению ПТУ в энергосистемах России.

На ГЭС России установлено 256 гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более, причем около 60% из них проработали без коренной реконструкции 25 лет и более. Отечественные гидрогенераторы по максимальной мощности машин находятся на передовом мировом уровне, агрегаты Саяно-Шушенской ГЭС имеют мощность по 640 МВт. За рубежом изготовляются гидрогенераторы мощностью до 700 МВт.

Отставание по сравнению с зарубежным уровнем наблюдается в использовании крупных двигатель-генераторов для ГАЭС. В России эксплуатируются лишь машины Загорской ГАЭС мощностью по 200 МВт. За рубежом освоены и в большом количестве эксплуатируются обратимые машины мощностью 250—300 МВт. Японские фирмы производят обратимые двигатель-генераторы на базе асинхронизированных машин, способные работать с регулируемой частотой вращения, что существенно повышает эффективность работы ГАЭС. Компания АВВ разработала гидрогенераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть высокого напряжения.

Электродвигатели систем собственных нужд ТЭС и АЭС. Электропривод механизмов собственных нужд ТЭС осуществляется асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями мощностью от 200 до 8000 кВт, с частотой вращения 300—3000 об/мин, напряжением от 0,4 до 6 кВ. Особенность парка двигателей электростанций России в том, что до конца 80-х гг. энергоблоки комплектовались асинхронными двигателями общепромышленного назначения, с конца 70-х гг. уже не соответствовавшими изменившимся условиям работы (маневренные режимы, частые пуски, повышенные моменты инерции новых механизмов). Двигатели этих серий недостаточно надежны. В начале 90-х гг. начат выпуск двигателей новых серий, отвечающих специально разработанным требованиям для асинхронных двигателей собственных нужд ТЭС и имеющих более высокую надежность. Новые серии по своим техническим данным соответствуют лучшим мировым образцам. В настоящее время на электростанциях России в системе собственных нужд энергоблоков продолжает находиться в эксплуатации большое количество электродвигателей, отработавших свой ресурс, физически и морально устаревших.

Существенно важное направление — развитие регулируемого электропривода механизмов собственных нужд. За рубежом такой привод нашел широкое применение. Регулируемый электропривод обеспечивает снижение расхода электроэнергии на 25—40 %, повышает ресурс работы оборудования благодаря исключению пусковых токов и моментов. Применяются для питательных насосов специальные высокооборотные двигатели (600 об/мин и выше) в сочетании с преобразователями частоты.

В России объем внедрения регулируемых электроприводов на ТЭС и АЭС существенно ниже, чем за рубежом. Исключение составляет ОАО «Мосэнерго», на ТЭС и насосно-перекачивающих станциях которого еще в течение 1991—2000 гг. осуществлено массовое внедрение (около 30 комплексов) регулируемых электроприводов мощностью от 630 до 4000 кВт.

Общая мощность установленных силовых трансформаторов на подстанциях 35—750 кВ энергосистем России составляет в настоящее время 573,7 ГВА (в том числе на подстанциях 35—110 кВ — 269,9 ГВА). Эксплуатируются силовые трансформаторы на напряжение от 6 до 1150 кВ и номинальной мощностью от 5 кВ·А до 1200 МВ·А.

По предельным мощностям отечественные силовые трансформаторы находятся на мировом уровне. Опережение в части освоения 1150 кВ имеет место в разработке и кратковременной опытной эксплуатации таких трансформаторов и шунтирующих реакторов. Технический уровень наших силовых трансформаторов значительно ниже зарубежного по эксплуатационным характеристикам из-за отставания в части материалов с необходимыми параметрами. Значительная часть аварий происходит из-за низкой надежности вводов. Отрицательная особенность наших трансформаторов — повышенные потери. Ряд типов трансформаторов большой мощности не имеют достаточной динамической стойкости к воздействию КЗ.

Крупнейшими производителями трансформаторов в мире являются компании General Electric и Westinghouse. На их долю приходится около одной трети всей трансформаторной продукции в мире. Ежегодно эти фирмы производят трансформаторы общей мощностью около 100 млн. кВА на сумму примерно 3 млрд долл. Далее по объему производства следуют японские фирмы (Hitachi, Toshiba, Fuji, Mitsubishi). Япония производит трансформаторов больше, чем любая европейская страна.

Крупнейшие производители трансформаторов в Европе — концерн ASEA-Brown Boveri, фирмы Trafo-Union, General Electric-Alstom, Jeumont-Schneider, Ansaldo, ACEC, NEI, Hawker Siddeley. Крупнейший завод в Европе — в Нюрнберге, фирмы Trafo-Union (Siemens). Он может производить в год трансформаторы общей мощностью более 40 млн кВА. Примерно такими же производственными возможностями обладает ПО «Запорожтрансформатор» (Украина). Зарубежными фирмами выпускаются силовые трансформаторы на напряжения до 765 кВ. В Японии изготовлены и испытаны на месте установки три фазы по 1000 МВА группы 1050/525 кВ силового трансформатора для ВЛ 1000 кВ.

Весьма актуальным является снижение потерь в современных трансформаторах. Введенное за рубежом в последние 10—15 лет понятие «капитализированные потери» — стоимость электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторе за все время срока его службы — используется для оценки экономичности трансформатора. Трансформатор считают неэкономичным, если капитализированные потери превышают его стоимость. Борьба с потерями в первую очередь относится к потерям холостого хода. Используются электротехнические стали с пониженными потерями, оптимизируется конструкция сердечника и технология его сборки. Стремление к снижению потерь стимулирует применение сердечников из аморфных сплавов. Так, для трансформаторов мощностью 300 кВА и 2 МВА фирмы Hitachi с сердечниками Metglas потери холостого хода на 20 % меньше обычных. Наиболее широкое распространение такие трансформаторы получили в США и Великобритании. Быстро развивается трансформаторостроение с использованием элегазовой изоляции, что решает многие вопросы экологии. Следует ожидать применения элегазовой изоляции на трансформаторах мощностью более 100 МВА и на напряжения вплоть до самых высших классов. Уже шесть лет работает трансформатор фирмы Mitsubishi с изоляцией элегаз + перфлуорокарбон и жидкостным охлаждением мощностью 300 МВА на напряжение 275 кВ.

Трансформаторы меньшей мощности за рубежом применяются довольно широко, особенно для глубокого ввода высоких напряжений в крупные города. Высокая стоимость таких трансформаторов пока ограничивает их применение. Перспективы развития сверхпроводниковых трансформаторов достаточно широки, однако нынешние затраты на создание прототипов чрезвычайно велики. Разработки таких трансформаторов ведутся уже около 25 лет. Созданы действующие образцы (прототипы) на высокотемпературных сверхпроводниках мощностью до 10 МВ·А, существуют проекты сверхпроводниковых трансформаторов мощностью до 1000 МВА.

Новая разработка концерна АББ — взрыво- и пожаробезопасные трансформаторы без масла с обмоткой, выполненной кабелем с полиэтиленовой изоляцией и воздушным охлаждением. Изготовлены прототипы таких трансформаторов мощностью 10 МВА на напряжение 52/17 кВ, 16 МВА 78/11 кВ и 20 МВА  140/6,6 кВ, работающие на подстанциях в Швеции.

Парк трансформаторного оборудования ЕЭС России имеет большую долю оборудования, отработавшего установленный стандартами минимальный срок службы. К 2005 г. около половины трансформаторов имело срок службы более 25 лет. Опыт показывает, что продление службы до 30—40 лет возможно при условии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием трансформатора и своевременного устранения развивающихся дефектов. Срок службы 45—50 лет — критический.

Ситуация со старением парка силовых трансформаторов в мире аналогична. По данным организации Newton-Evans Research Company, в мире из почти 100 тыс. трансформаторов в магистральных сетях 25 % считаются «критическим оборудованием» (большая наработка, признаки дефектов, особая роль в системе). Для наблюдения за состоянием этих трансформаторов 13 % из них оснащены системами мониторинга, в ближайшие годы предполагается довести эту цифру до 36 %.

Сегодня актуальными являются следующие направления в эксплуатации трансформаторов:

  •  определение широкого круга дефектов трансформаторов с помощью газохроматографического анализа проб масла, измерения интенсивности частичных разрядов электрическими и акустическими методами;
  •  выявление старения твердой изоляции с помощью анализа фуранов в пробе масла без вскрытия трансформатора;
  •  определение температуры наиболее нагретых точек с помощью точечных и распределенных оптических датчиков;
  •  внедрение методики оценки увлажнения изоляции.

Количество измерительных трансформаторов 110—750 кВ, установленных в энергосистемах, примерно на порядок превосходит количество крупных силовых трансформаторов. Срок службы измерительных трансформаторов, установленных на подстанциях России, примерно соответствует срокам службы силового оборудования. Трансформаторы тока типа ТФЗМ 110—500 кВ имеют существенный изъян — недостаточную защиты от атмосферной влаги, причем трансформаторы напряжения, забракованные по показателям увлажнения изоляции или повышения напряжения на вторичной стороне, подлежит замене. Восстановление их невозможно.

В настоящее время Раменским электротехническим заводом выпускаются антирезонансные индуктивные трансформаторы напряжения 110—220—330 кВ, имеющие по сравнению с емкостными трансформаторами напряжения лучшую стабильность в наивысших классах точности, меньшие погрешности в переходных процессах, большую нагрузочную способность и более выгодное соотношение стоимость-качество. Однако с ростом номинального напряжения конструкция трансформаторов этой серии сильно усложняется. Поэтому эта серия антирезонансных трансформаторов напряжения ограничивается классом напряжения 330 кВ включительно.

Зарубежные фирмы широко используют на практике измерительные трансформаторы тока (ТТ) с элегазовой изоляцией. Их преимущества таковы:

  •  низкая пожароопасность из-за отсутствия масла;
  •  наличие мембранного предохранительного устройства для предотвращения разрушения и пожара при коротком замыкании внутри ТТ;
  •  ТТ, заполненный элегазом, имеет меньшую массу;
  •  обслуживание ТТ в эксплуатации сводится к мониторингу давления элегаза в ТТ;
  •  контроль качества элегаза методом взятия проб не требуется;
  •  правильно выбранные и изготовленные уплотнения в конструкции ТТ обеспечивают его эксплуатацию без подпитки элегазом 15—20 лет.

В последние годы применяются также измерительные преобразователи на оптоволоконной технике, отличающиеся высокой точностью измерений.

За пределами 2010—2015 гг. можно ожидать применение сверхпроводниковых трансформаторов, с более высоким КПД, пожаробезопасностью, меньшими габаритами.

Для эффективного функционирования электрических сетей и энергосистем большое значение имеет коммутационная аппаратура. В электрических сетях Российской Федерации в эксплуатации находится около 4000 воздушных выключателей напряжением 110—750 кВ и 10 тыс. масляных выключателей, в том числе 2000 малообъемных, напряжением 110—220 кВ. Имеется небольшое количество элегазовых выключателей отечественного и зарубежного производства. Но большая доля коммутационной аппаратуры морально и физически устарела. Отставание от зарубежного уровня весьма значительно, в том числе по массогабаритным показателям, коммутационной способности и особенно ресурсу работы. За рубежом широкое распространение получили элегазовые и вакуумные выключатели, обладающие гораздо более высокими показателями, чем масляные и воздушные, применяемые в наших энергосистемах. Генераторные выключатели отечественного производства на большие мощности не выпускались, что приводило к использованию основных схем электростанций, имеющих невысокую надежность. Все сказанное выше о выключателях относится и к разъединителям морально устаревших конструкций, применяемых в наших сетях и на электростанциях. Значительная часть (около 40 %) масляных и воздушных выключателей, эксплуатируемых в ЕЭС России, прежде всего на напряжения 110 и 220 кВ, отработала установленный нормативными документами срок службы. Отработали свой нормативный ресурс 90 % выключателей МКП-110, 40 % выключателей У-110, 30 % выключателей, ВВН-110, 40 % выключателей ВВН-220.

Программа технического перевооружения и реконструкции Единой национальной электрической сети предусматривает замену выключателей, отработавших свой ресурс. Прежде всего должна производиться замена воздушных и масляных выключателей. При замене должны использоваться элегазовые выключатели, имеющие высокую надежность, высокие механический и коммутационный ресурсы, обеспечивающие надежную коммутацию индуктивных и емкостных нагрузок, позволяющие организовать их эксплуатацию при минимальных эксплуатационных издержках без воздухоприготовительных установок и маслохозяйств.

По данным СИГРЭ, в зарубежных сетях парк элегазовых выключателей для различных классов напряжения составляет: 110 кВ — 52 %; 220 кВ — 55 %; 330 кВ — 69 %; 500 кВ — 66 %; 750 кВ — 92 %. Среди выключателей, установленных за последние 10 лет, доля элегазовых составляет 93 %.

Сейчас за рубежом ведущие фирмы практически полностью перешли на выпуск комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и элегазовых выключателей для открытых распределительных устройств (ОРУ) на классы напряжения 110 кВ и выше, а также вакуумных выключателей на напряжение 6—35 кВ (с некоторой долей элегазовых выключателей и КРУЭ).

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) — это совокупность коммутационных, измерительных и других аппаратов и устройств, заключенных в герметичную металлическую оболочку, заполненную элегазом. КРУЭ изготавливается либо как комплекс различных функциональных единиц (ячеек), каждая из которых выполняет функцию какой-либо электрической схемы распределительного устройства (РУ), либо как комплекс всех необходимых элементов в соответствии с заданной схемой. В последнее время в отечественной и мировой практике конкретизировались области применения КРУЭ:

это крупные города, где из-за большой плотности застройки, высокой стоимости земли и необходимости ввода напряжения, в основном прокладки кабельных линий в центральные районы, альтернативы КРУЭ просто не существует. Строительство подстанций возможно как в виде отдельных зданий из сборных блоков, так и в виде подвальных подземных сооружений;

труднодоступные районы, особенно районы вечной мерзлоты с полностью автоматизированными подстанциями;

объекты металлургии и химии, а также ТЭЦ при сильно загрязненной атмосфере;

береговые районы с солевыми туманами;

гидростанции в скальном грунте с ограниченными или трудно осваиваемыми площадями под подстанциями;

подстанции с ультравысоким напряжением 750 кВ и выше, где эксплуатация традиционного оборудования сильно затруднена, в том числе по соображениям экологии, а само оборудование не может быть выполнено с необходимыми характеристиками надежности.

Наряду с минимизацией размеров оборудования применение элегаза ввиду его специфических физико-химических свойств и герметизированной конструкции оборудования придает КРУЭ и входящим в его состав элементам еще ряд преимуществ. Это защита обслуживающего персонала от воздействия электрических и магнитных полей; повышенная безопасность обслуживания; отсутствие атмосферных воздействий на работу изоляции, контактных и конструкционных элементов и пр.

Комплексность конструкции КРУЭ облегчает проектные работы, сокращает трудоемкость и сроки их выполнения. В то же время компактность и малогабаритность КРУЭ, а также высокая заводская готовность их элементов, поступающих на монтаж, позволяют сократить сроки, трудоемкость и стоимость строительства РУ и ввода в эксплуатацию подстанций (ПС).

Эти же факторы дают возможность оптимального выбора местоположения ПС и достижения экономии средств у потребителя и изготовителя оборудования; экономии материалов при строительстве РУ за счет экономии производственных площадей, необходимых для выпуска всего комплекса аппаратуры РУ и материалов при изготовлении КРУЭ, а также внедрения диагностики в систему управления коммутационного оборудования, увеличения межремонтных периодов, снижения затрат на обслуживание и, наконец, возможность эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала.

1.5. Экология электроэнергетики

1.5.1. Экологический аспект производства и передачи электроэнергии

Выработка электроэнергии сопряжена с отрицательными воздействиями на окружающую среду. Энергетические объекты по степени влияния принадлежат к числу наиболее интенсивно воздействующих на окружающую среду планеты. Объекты электроэнергетики, прежде всего ТЭС, воздействуют на атмосферный воздух выбросами загрязняющих веществ, на природные воды — сбросами в водные объекты загрязненных сточных вод, используют значительное количество водных и земельных ресурсов, загрязняют окружающие территории золошлаковыми отходами. Масштабы этого воздействия в России более детально охарактеризованы в 11.8. Что касается передачи электроэнергии по линиям электропередач, то по сравнению с перевозкой разных видов топлива и их перекачкой по системам трубопроводов она экологически безопасна.

На современном этапе проблема взаимодействия энергетических объектов и окружающей среды приобрела новые черты, оказывая влияние на огромные территории, реки и озера, атмосферу и гидросферу Земли. Более значительные объемы энергопотребления в обозримом будущем предопределяют дальнейшее расширение области воздействия на все компоненты окружающей среды в глобальных масштабах.

С ростом единичных мощностей блоков, электрических станций и энергетических систем, удельных и суммарных уровней энергопотребления возникла задача ограничения загрязняющих выбросов в воздушный и водный бассейны, а также более полного использования их естественной рассеивающей способности. Ранее при выборе способов получения электрической и тепловой энергии, путей комплексного решения проблем энергетики, водного хозяйства, транспорта, установления основных параметров объектов (тип и мощность станции, объем водохранилища и др.) руководствовались в первую очередь минимизацией экономических затрат. В настоящее время на первый план  выдвигаются вопросы оценки возможных последствий возведения и эксплуатации объектов энергетики на окружающую среду.

Принято выделять три уровня экологических ограничений:

  •  локальный — нормативы абсолютных и удельных экологических показателей работы энергопредприятия;
  •  региональный —ограничения на трансграничные потоки выбросов SO2 и NOx  энергопредприятий, расположенных на европейской территории России;
  •  глобальный уровень — ограничения на валовый выброс парниковых газов (СО2).

Отнесение выбросов парниковых газов к разряду экологических проблем всегда было дискуссионным, поскольку CO2 не является загрязнителем окружающей среды. Существуют его естественная и антропогенная эмиссии.   Влияние антропогенной эмиссии на глобальное потепление, да и сам факт глобального потепления, вызывал многочисленные споры. В 2005–2006 гг. работы Межправительственной группы экспертов по изменению климата убедительно доказали факт глобального потепления и его зависимость от антропогенной эмиссии СО2.

Реализация «Рамочной Конвенции ООН об изменении климата» и Киотского протокола  к ней (эта проблематика рассмотрена в 11.8) привели к формированию в ряде стран  систем управления ограничениями эмиссии CO2, основанных на сочетании государственных решений по размерам ограничений и сокращений, и рынков сокращений CO2.  Можно говорить о том, что  в мире формируется глобальная система управления процессом сокращения антропогенной эмиссии парниковых газов.

Борьба с глобальными изменениями климата всё в большей мере влияет на экономическую политику стран. Эта борьба становится одной из важнейших социальных целей экономической политики, определяя её эволюцию в сторону инновационной экономики и уход от сырьевой ориентации.

Поэтому проблематика ограничения выбросов парниковых газов оформилась в самостоятельную предметную область, очень тесно связанную с экологической политикой, но всё же отличающуюся от неё глобальностью подхода, комплексностью и разнообразием инструментария для решения проблем. Этот инструментарий включает в себя применение специальных моделей для глобального моделирования вариантов развития экономико-энергетического комплекса на долгосрочный период. Наиболее известные из  них – это модельный комплекс MARKAL  и его усовершенствованная версия TIMES, разработанные под эгидой Международного энергетического агентства (МЭА) и применяющиеся во многих странах мира. Инструментарий ограничения и сокращения выбросов парниковых газов включает в себя  комплекс мер по повышению энергоэффективности экономики, применению наилучших существующих и появляющихся технологий производства и потребления энергии, введение платы за выбросы парниковых газов и рыночных механизмов торговли     сокращением выбросов СО2.

В отличие от проблематики парниковых газов, традиционные экологические проблемы имеют преимущественно локальный и региональный характер.

Создание в электроэнергетической отрасли новых генерирующих компаний,  перспективы интеграции отечественных и зарубежных рынков электроэнергии   определяют актуальность разработки новой экологической политики в области электроэнергетики. Ее основная цель — создание условий и разработка системы мер, обеспечивающих надежное и экологически безопасное производство, транспорт и распределение энергии при соблюдении норм и требований природоохранного законодательства.

При разработке экологической политики в электроэнергетике необходимо учитывать неизбежный переход    национального законодательства к принципу  использования наилучших существующих технологий  и введению  технических нормативов допустимых выбросов и сбросов веществ в окружающую среду.

Приоритетные направления по использованию наилучших существующих технологий в электроэнергетике (кроме атомной) определены концепцией технической политики РАО «ЕЭС России». В указанном документе приведены наиболее прогрессивные технические решения и охарактеризованы наилучшие существующие технологии, которые должны применяться при проектировании, эксплуатации, реконструкции и строительстве энергопредприятий.

Следует учитывать, что реализация перспективных технологий в электроэнергетике, включая использование парогазовых технологий и технологии циркулирующего кипящего слоя на ТЭС, в ряде случаев (в промышленных центрах и других местах с повышенной антропогенной нагрузкой на окружающую среду, а также вблизи особо охраняемых природных территорий) далеко не всегда согласуется с требованием обеспечить жесткие нормативы качества окружающей среды. В этом случае необходимо внедрение специальных природоохранных мер.

1.5.2. Особенности экологических проблем ТЭС и ГЭС, пути их решения.

К экологическим проблемам тепловых электрических станций, использующих для выработки электрической и тепловой энергии ископаемое топливо, относятся выбросы оксидов азота, двуокиси серы, твердых частиц, а также выбросы СО2  в атмосферу, сбросы загрязняющих веществ в водоемы, наличие большого количества отходов золошлаковых материалов и низкий уровень их полезного использования.

Оксиды серы  и оксиды азота  представляют серьезную экологическую проблему. При увеличениях концентрации этих загрязняющих веществ возрастает число заболеваний дыхательных путей, в первую очередь среди людей старшего поколения. Кроме оксидов серы и азота опасны для здоровья человека также аэрозольные частицы кислотного характера, содержащие сульфаты или серную кислоту (степень их опасности зависит от размеров:  пыль и более крупные аэрозольные частицы задерживаются в верхних дыхательных путях, а мелкие (менее 1 мкм) капли  или частицы  могут проникать в самые дальние участки легких. Степень вредного воздействия пропорциональна концентрации загрязняющих веществ).

Также, в результате реакции между водой и оксидами серы (SO2) и азота (NOх) образуются кислотные дожди (выделяющиеся двуокись серы и окислы азота в атмосфере земли трансформируются в кислотообразующие частицы, которые вступают в реакцию с водой атмосферы, превращая ее в растворы кислот, выпадающие в качестве кислотных дождей).  Кислотные дожди создают  угрозу существования биосферы и самого человека, являются одной из причин гибели жизни в водоемах,  лесов, урожаев и растительности,  ускоряют разрушение зданий и памятников культуры, трубопроводов,  понижают плодородие почв.

Твердые частицы - золы уноса тепловых электростанций  в атмосферу (в объеме более 3 млн. тонн в год) также оказывают негативное воздействие на органы дыхания человека и животных,  лесные угодья, водные объекты.    

Зола и шлаки - золошлаковые отходы угольных ТЭС, размещаемые в золоотвалах, которые  уже сейчас занимают более 22 тыс. га земельных площадей. Удаление и  утилизация золошлаковых отходов -    одна из основных экологических проблем угольных ТЭС. Существующая в настоящее время практика использования гидрозолоудаления с последующим хранением золошлаковых отходов не соответствует перспективным требованиям и не позволяет эффективно использовать золошлаковые материалы в строительной индустрии, приводя  к  увеличению накопления золошлаков в отвалах на 25-30 млн. тонн в год.

Сбросы загрязняющих веществ в водоемы не должны превышать ассимилирующую способность водных объектов (способность принять определенную массу веществ в единицу времени без нарушения норм качества воды в контролируемом створе  или пункте водопользования),  используемых   для питьевого и хозяйственного водоснабжения, в  рыбохозяйственных и других целях.   

Выбросы СО2:  на долю электроэнергетики России приходится около четверти парниковых газов,  выбрасываемых  промышленными стационарными источниками. В условиях постоянного внимания    со  стороны  международных  и  российских организаций    вопросам изменения климата,  в электроэнергетической отрасли  должны жестко контролироваться уровни собственной эмиссия СО2.  

Экологические проблемы ТЭС, использующих в качестве топлива уголь, выражены гораздо более сильно, чем для газовых электростанций. Об этом свидетельствуют данные, приведенные в таблице 1.5.1.

Таблица 1.5.1

Выбросы загрязняющих веществ на ТЭС при выработке 1 МВт.ч

(при сжигании угля и газа)

                                                                                                             

Топливо

Выбросы загрязняющих веществ,  кг/МВт.ч

Зола

NОx

SO2

Уголь

5,5

2,4

6,7

Газ

-

0,8

-

Поэтому основное внимание при разработке природоохранных технологий уделяется ТЭС, использующих уголь.

Как показано в п. 1.4, в целом ряде подотраслей и видов производства  имеет место отставание технического уровня российской электроэнергетики от мировых образцов. Без внедрения нового и модернизации существующего природоохранного оборудования на действующих российских ТЭС при номинальной их загрузке нормативы предельно допустимых выбросов (ПДВ) могут быть превышены уже к 2015 году: по зольным твердым частицам -   на 50% ТЭС, по оксидам азота - на 44% ТЭС, по оксиду серы - на 25% ТЭС.   

Перечень решений экологических проблем на действующих ТЭС включает в себя технологические методы подавления оксидов азота и внедрение систем азотоочистки, специальные сероочистные установки, высокоэффективные золоуловители, передовые технологии обработки воды и утилизации золошлаков. В целом для ТЭС следует использовать дифференцированный подход - в зависимости от вида топлива, мощности и срока эксплуатации оборудования:

  •  котельные установки с пониженными параметрами (9 МПа/510 °С и 2,9 МПа/420 °С) и сданные в эксплуатацию еще в 50-е гг. прошлого века должны быть демонтированы, как только появится возможность обеспечить потребителей тепловой и электрической энергией из других источников;
  •  на котлах, которые еще длительное время будут работать на твердом и газомазутном топливе, провести набор мероприятий для снижения выбросов NOx в атмосферу (табл. 1.5.2). Эти мероприятия в большинстве случаев могут быть реализованы ремонтными компаниями за счет некоторого увеличения стоимости и сроков проведения капитального ремонта;
  •  на этой же группе оборудования (пылеугольные котлы на параметры пара 13,8 МПа со сроком остаточной эксплуатации более 10 лет) необходимо реализовать малозатратные мероприятия по повышению эффективности золоулавливания и (в случае сжигания высокосернистых углей) упрощенные схемы сероочистки.

Таблица 1.5.2

Способы снижения выбросов NOx для действующих котлов с длительным сроком их последующей эксплуатации

Название метода

Эффективность, %

Рекомендуемое топливо

Ограничение применимости

Примечание

Модернизация топочного процесса

Малотоксичные горелки

30—50

Все виды топлива

Стабильность факела и полнота сгорания топлива

Ступенчатый ввод воздуха или топлива на горизонтальном участке факела требует определенного расстояния до противоположного экрана

Рециркуляция дымовых газов

20—60

Бòльшая цифра — для газа, меньшая — для высокореакционных углей. Не годится для АШ, Т и СС

Стабильность факела, на барабанных котлах — рост температуры перегрева

Подача газов рециркуляции — через горелки. При сжигании угля — через пылесистему (вместе с первичным воздухом).

Двухступенчатое сжигание

20—50

Все виды топлива

Повышение содержания горючих в уносе, коррозия НРЧ

При сжигании серосодержащего топлива, особенно в котлах СКД, появляется опасность высокотемпературной коррозии топочных экранов

Концентрическое сжигание

20—50

Бурые угли и каменные угли с высоким выходом летучих

Появление СО и рост горючих в уносе

При реконструкции тангенциальных топок можно ограничиться заменой горелок. Одновременно снижается шлакование и коррозия топочных экранов

Трехступенчатое сжигание с восстановлением NOx (Reburning)

30—60

Все виды топлива (для АШ и Т необходимо 10—15 % газа по теплу)

Появление СО и рост горючих в уносе

Больший эффект достигается при использовании газа для создания восстановительной зоны (10—15 % по теплу).

Для улучшения экологической обстановки на действующих ТЭС, с учетом возможного увеличения доли твердого топлива в структуре их топливного баланса:

  •  на высокоэкономичных блоках 300—800 МВт на канско-ачинских углях для снижения образования оксидов азота целесообразно использовать оправдавший себя на многих действующих котлах (П-67, БКЗ-500-140) принцип низкотемпературного сжигания;
  •  при использовании на блоках 300—500 МВт каменных углей Кузнецкого бассейна для уменьшения образования NOx, необходимо применять малотоксичные горелки и ступенчатое сжигание топлива. При сочетании этих мероприятий возможно обеспечить концентрацию NOx менее 350 мг/м3 и удовлетворить нормы на вновь вводимое оборудование ТЭС;
  •  при сжигании малореакционных топлив (уголь АШ и кузнецкий тощий) в котлах с жидким шлакоудалением, при наличии на электростанциях природного газа целесообразно организовывать трехступенчатое сжигание с восстановлением NOx в верхней части топки (ребенинг-процесс).

Там, где не удается с помощью технологических методов снизить концентрацию NOx до требуемого уровня, должны применяться системы азотоочистки. Перспективу промышленного применения имеют две азотоочистные технологии: селективного некаталитического восстановления и селективного каталитического восстановления   оксидов азота.

Для снижения образования оксидов серы следует использовать мокрые известковые и аммиачно-сульфатные или упрощенные мокро-сухие технологии. Первые две целесообразны при приведенной сернистости топлива около 0,15 % кг/МДж, когда необходимо связывание более 90—95 % SO2, а упрощенная мокросухая технология (уменьшение выбросов SO2 на 50—70 %) — при сжигании мало- и среднесернистых топлив.

Обеспечить требуемую эффективность золоулавливания (концентрация твердых частиц (золы) в дымовых газах после очистки — 50 мг/м3) и отпуск золы потребителю на действующих ТЭС можно с помощью многопольных горизонтальных электрофильтров.

Электрофильтры со стандартным (непрерывным) режимом электропитания целесообразно применять для улавливания золы канско-ачинских и донецких углей, а с прерывистым и импульсным питанием — для улавливания золы экибастузских и кузнецких углей. Электрофильтры реконструируются так, чтобы их можно было разместить на имеющихся фундаментах. Применение микросекундного питания при улавливании золы кузнецких углей позволяет разместить аппараты в один ярус.

В результате планомерного внедрения природоохранных мероприятий на действующих котлах, которые еще останутся в эксплуатации до 2015 г., должны быть достигнуты концентрации вредных веществ, приведенные в табл. 1.5.3.

Таблица 1.5.3

Прогнозируемые достижимые  максимальные концентрации вредных выбросов для действующего оборудования к 2015 г.

Выбросы пересчете на О2 = 15 %)

Концентрация, мг/м3 при О2 = 6 %

Топливо

Твердые частицы

50—100

Все виды углей

Оксиды серы

200—2400*)

Уголь и мазут

Оксиды азота при установке котлов

80—120

Природный газ

200—250

Мазут

250—350

Бурые угли

350—450

Каменные угли

550—700

Тощие угли и АШ

Оксиды азота при установке ГТУ

50**

Природный газ

*) Минимальная цифра — для для котлов тепловой мощностью более 500 МВт, максимальная —менее 100 МВт.

Решение экологических проблем ТЭС  для действующего парка электростанций существенно отличается от мер, применяемых для вновь сооружаемых электростанций.

В табл. 1.5.4 содержатся прогнозируемые экологические показатели для вновь сооружаемых угольных блоков ТЭС России до 2030 г. Для их достижения необходимо совершенствовать известные в настоящее время газоочистные технологии и создавать новые, более эффективные. Прогноз использования этих технологий до 2030 г. приведен в табл. 1.5.5.

Таблица 1.5.4

Достижимые экологические показатели для вновь сооружаемых  угольных блоков ТЭС России

Показатель

2010 г.

2020 г.

2030 г.

Степень улавливания SO2, %

3050

8090

9598

Концентрация оксидов азота (О2 = 6 %), мг/м3

200600

200400

50100

Твердые частицы, мг/м3

5080

2030; ограничение по содержанию частиц размером менее 10 мкм
(РМ-10)

510; ограничение по содержанию частиц размером менее
2,5 мкм (РМ 2,5)

Степень улавливания ртути (тяжелых металлов), %

5060

90

Использование золошлаковых отходов, %

15

3050

6080

Вновь строящиеся угольные энергоблоки  необходимо оснащать полным набором природоохранного оборудования, включая установки для очистки дымовых газов от твердых частиц, оксидов серы (SO2) и оксидов азота (NOx).

В качестве золоуловителей на новых котлах должны использоваться многопольные электрофильтры, которые способны обеспечить сегодняшние нормы по допустимым выбросам в атмосферу (массовые концентрации золы в дымовых газах после очистки 30— 50 мг/м3).

Дополнительный эффект при сжигании кузнецких и экибастузских углей может быть получен при снижении температуры и кондиционировании дымовых газов.

Для использования сложного оборудования в стесненных условиях может применяться двухзонный электрофильтр. Перспективными для использования в энергетике являются комбинированные золоулавливающие аппараты (электрофильтр плюс рукавный фильтр, электрофильтр плюс водяной аппарат для улавливания в том числе и мелких частиц).

Для успешного решения проблемы утилизации золошлаковых материалов и нанесения минимального экологического ущерба окружающей среде при разработке систем золошлакоудаления для новых угольных ТЭС должны быть заложены конструктивные решения, направленные на раздельное удаление золы и шлака. Необходимо предусмотреть возможность 100%-го сбора и отгрузки сухой золы (в том числе — по группам фракций), а также максимальную механизацию и автоматизацию всех технологических процессов.

Обязательным элементом новых угольных энергоблоков, как уже отмечалось ранее,  должны стать установки сероочистки дымовых газов. В настоящее время на зарубежных ТЭС наиболее распространены мокрые известняковые сероочистки, снижающие выбросы SO2 в среднем на 95 %. На новых российских энергоблоках при сжигании высокосернистых углей для обеспечения принятых и перспективных норм по допустимым выбросам SO2 необходимо будет использовать такие же схемы  или уже внедренную на Дорогобужской ТЭЦ аммиачно-сульфатную технологию сероочистки.

При сжигании средне- и малосернистых топлив (к которым относится большинство угольных месторождений в России, включая угли Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов) достаточно эффективной является менее капиталоемкая упрощенная мокросухая технология сероочистки. В настоящее время исследуются новые технологии сероочисток с более эффективными сорбентами, позволяющими решать проблемы удаления вредных веществ комплексно (в том числе — и тяжелых металлов).

Снижение выбросов оксидов  азота при сооружении ПГУ, так и при установке мощных пылеугольных котлов осуществляется за счет следующих технологических решений. Нормативные выбросы NOx при сжигании природного газа в ГТУ могут быть обеспечены путем использования «сухих» камер сгорания последнего поколения. Вероятно, для энергоблоков с ПГУ не потребуется установка азотоочистки выбрасываемых в атмосферу дымовых газов. Сложнее обстоит дело с пылеугольными котлами мощных энергоблоков. Разработанные и проверенные в промышленности технологические методы позволяют в настоящее время  уложиться в отечественные нормы по допустимым выбросам NOx только при сжигании бурых углей, а также каменных углей марок Д и Г. Для других каменных углей, и особенно для антрацитов, задача может быть решена только в результате установки за котлом каталитического реактора и восстановления образовавшихся оксидов азота путем подачи в газовый тракт аминосодержащих реагентов (аммиачной воды или мочевины).

В перспективе, учитывая необходимость приближения отечественных норм к европейским (где концентрация NOx в дымовых газах за угольным котлом не должна превышать 200 мг/м3 при 6 % O2), придется, очевидно, применить на новых пылеугольных котлах не только комплекс технологических методов (малотоксичные горелки, различные варианты двух- и трехступенчатого сжигания), но и системы азотоочистки дымовых газов от NOx. Не исключено, что в ближайшие годы появятся новые технологии очистки дымовых газов от NOx. Например, при установке на новом блоке мокроизвестняковой системы сероочистки, значительное (до 90 %) снижение выбросов NOx можно будет обеспечить путем вдувания элементарного фосфора P4  в газоход перед скруббером при температуре 121—280 °С.

В области технологий улавливания субмикронных твердых частиц введение вышеназванных требований означает необходимость добавления к сухим электрофильтрам новых аппаратов, позволяющих более эффективно (при приемлемых затратах) улавливать субмикронные частицы: рукавных фильтров, гибридных аппаратов, состоящих из ступени электроочистки и ступени фильтрации, и даже мокрых электрофильтров. Применение перечисленных новых технологий помимо субмикронных твердых частиц позволяет улавливать еще и ртуть, а также ее соединения. Все это необходимо будет учитывать при выборе газоочистного оборудования, поскольку в промышленно развитых странах уже в настоящее время уделяется большое внимание уменьшению выбросов ртути с дымовыми газами ТЭС.

Таблица 1.5.5.

Перспективные технологии по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от ТЭС

Наименование загрязняющих веществ

До 2010 г.

До 2020 г.

До 2030 г.

Технология, ее эффективность

Оксиды азота

Технологические методы

для котлов на угле — 30÷50 %;

для ПГУ на природном газе — 50 мг/м3

для котлов на угле — 40÷60 %; для ПГУ — 20÷30 мг/м3

для котлов на угле — 50÷70 %; для ПГУ —
10÷15 мг/м
3

СНКВ — 30÷50 %

СНКВ-М — 50÷80 %

СКВ — 90÷95 %

СКВ — 70÷80 %

СКВ — 80÷90 %

Оксиды серы

Малосернистые топлива

Использование мокрых золоуловителей = 30÷60 %;

упрощенная мокросухая технология — = = 50÷60 %

Мокрая известняковая (известковая) технология
= 80÷90 %

Мокрая известняковая (известковая) технология = 90÷95 %

Сернистые топлива

— мокрые (известняковая, аммиачно-сульфатная, сульфатно-магниевая) технологии

SO2 = 995 %

SO2 = 95÷98 %

SO2   99 %

— мокросухая технология с циркулирующей инертной массой SO2 = 90 %

- мокросухая технология с ЦКС SO2 = 92÷95 %

- аммиачно-циклическая технология SO2 = 99 %

Мокрые технологии с новыми эффективными сорбентами SO2 = 99 %

Зольные частицы

Электрофильтры = 98 %;

Модернизированные мокрые золоуловители
> 95 %

Электрофильтры = 98÷99 %; Рукавные фильтры = 98÷99 %; Комбинированные сухие аппараты (электрофильтр + тканевый фильтр) = 99,0 %

Электрофильтры > 99,5 %; Мокрые электрофильтры > 99,5 %; Сухие гибридные аппараты > 99,5 %; Комплексная очистка в мокрых ЭФ с импульсным электропитанием

Ртуть (тяжелые металлы)

Ввод сорбентов (активированный уголь и др.) перед электрофильтром; = 50÷60 %

Ввод галогеносодержащих сорбентов в газовый тракт + сероочистка; = 90÷95 %

СО2

Повышение экономичности энергоблоков, в т.ч. при комбинированной выработке электроэнергии и тепла

Пилотные проекты с выводом СО2 из цикла энергоустановок и последующего его захоронения

Крупные демонстрационные установки с различными технологиями вывода из цикла и захоронения СО2:

Основной проблемой действующих ГЭС отрасли является обязательность одновременного выполнения следующих требований:

- безусловное обеспечение выработки объемов электроэнергии,  заданных диспетчерским графиком;

  - соблюдение приоритетов питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения,  судоходства,   рыбного хозяйства на участках рек и водохранилищ, имеющих важное значение для сохранения и воспроизводства рыбных ресурсов,  выполнение режима наполнения и сработки водохранилищ, недопущение эрозии береговой линии водохранилищ и сброса в них масел.

При этом  на строящихся ГЭС необходимо своевременное решение проблем  лесосводки, затопления земель, перекрытия путей миграции рыб, переселение населения из зоны затопления и др.

Применительно к объектам гидроэнергетики природоохранные меры включают в себя:

выбор створов новых ГЭС с учетом экологического благополучия региона с обеспечением приоритета сохранения биоразнообразия и охраны особо охраняемых природных территорий при проектировании и размещении новых ГЭС;

обеспечение полной и своевременной компенсации ущерба водным биологическим ресурсам;

проведение мелиоративных работ и обвалование мелководных зон водохранилищ для комплексного (сельскохозяйственного и рыбохозяйственного) их использования;

строительство компенсационных рыбохозяйственных объектов, рыбопропускных и защитных сооружений, разработка мероприятий для сохранения рыбных запасов, мест размножения и нагула, внедрение технических устройств для сохранения путей миграции рыб в целях уменьшения негативного воздействия гидроузлов на ихтиофауну;

разработка и внедрение селективных водозаборов ГЭС, позволяющих регулировать температурный режим воды в нижнем бьефе, путем ее забора с различных глубин водохранилища и уменьшения тем самым влияния на микроклимат;

реконструкция систем водоотведения с целью полного прекращения сбросов в водные объекты неочищенных хозбытовых стоков;

применение современных материалов в различных элементах гидросилового и гидромеханического оборудования, возведение каскадов ГЭС и малых ГЭС из блок-модулей заводского изготовления с использованием наплавной технологии; 

использование рабочих колес, исключающих протечки экологически опасных жидкостей  в проточную часть;

применение самосмазывающихся материалов в узлах трения механизмов кинематики (без использования масел);

организация обеспечения комфортным жильем населения,  переселяемого из зон затопления.

1.5.3. Проблема эмиссии парниковых газов

Весьма острая экологическая проблема для энергетиков, связанная с использованием органического топлива, — выбросы в атмосферу основного парникового газа — CO2.  В ЕС уже сейчас введены платежи за повышенные выбросы СО2  на тепловых электростанциях.

Эффективным, в т.ч. и  с точки зрения уменьшения выбросов CO2, является совершенствование процессов производства энергии на ТЭС  на основе:

  •  внедрения угольных энергоблоков на сверхкритические (к.п.д.=41 %) и суперкритические (к.п.д.=46 %) параметры пара;
  •  внедрения парогазовых установок (к.п.д.=55-60 %);
  •  применения котлов с циркулирующим кипящим слоем при сжигании низкосортных топлив;
  •  применения топлив с повышенной теплотворностью и природного газа;
  •  использования технологий сжигания топлива, использующих кислород.

Процесс секвестрации углекислоты, образующейся при сжигании органического топлива,  состоит из трех основных звеньев: улавливания, транспортировки и захоронения.

Процесс улавливания углекислоты может быть организован либо после сжигания топлива (улавливание из дымовых газов), либо до его сжигания (удаление СО2 в процессе газификации топлива).

При улавливании углекислоты могут применяться различные физические или химические методы:  криогенное отделение, мембранная сепарация, физическая адсорбция или химическая абсорбция. В перспективе возможно промышленное применение нетрадиционных методы снижения эмиссии СО2: сжигание топлива в химическом цикле, сухая регенеративная адсорбция и др.

Важным перспективным направлением снижения эмиссии CO2 является   его  захоронение в земных полостях методами:

  •  использования пористых структур;
  •  использования резервуаров в солях;
  •  закачки в действующие нефтяные пласты.

Наилучших результатов при новом строительстве можно ожидать от энергоблоков ПГУ с газификацией угля. Технологически такие установки допускают получение избыточного водорода для использования его в технологических процессах или в качестве топлива для топливных элементов (аналогичные ПГУ мощностью до 500 МВт (но без сепарации и вывода CO2) уже эксплуатируются на электростанциях, обслуживающих нефтеперерабатывающие заводы. Сырьем для них служат тяжелые нефтяные остатки, а их продукция — электрическая энергия, тепло в виде пара и водород, который используется в процессах нефтепереработки).

Рекомендуемая литература к главе I

Раздел 1.1

1.1.1. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетический бизнес: Учебное пособие. 2-е изд. испр., М.: Дело, 2002. - 600 стр.

1.1.2. Экономическая теория: Учебник / Под общ. Ред. Акад. В.И. Видяпина, А.И. Добрынина, Г.П. Журавлевой, Л.С. Тарасевича. - М: ИНФРА-М, 2002. -714 с.

 1.1.3. Stoft Steven. Power System Economics, IEEE Press, 2002.

1.1.4. International Energy Agency, Key world energy statistics, 2004.

1.1.5. Key world energy statistic 2004 IEA, 2004.

1.1.6. Российский статистический ежегодник. 2005.

1.1.7. Energy Information Administration, «International Electricity Installed Capacity», http://www.eia.doe.gov/emeu/international/electricitycapacity.html.

1.1.8. Отчеты International energy agency. 2005.

1.1.9. Отчеты ОАО РАО «ЕЭС России». 2005.

1.1.10. Отчеты ИНЭИ РАН (Институт энергетических исследований Российской академии наук), 2005.

1.1.11. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочник. Книга первая, под общей редакцией А.В.Клименко и В.М.Зорина.

1.1.12. Федеральный закон № 250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России».

1.1.13. Федеральные законы № 35-ФЗ, №3 6-ФЗ и №  41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

Раздел 1.2.

1.2.1. Экономика и управление энергетическими предприятиями / Под ред. Н.Н Кожевникова, М.: Издательский центр «Академия», 2004.

1.2.3. Л.Д. Гительман, Б.Е Ратников. Энергетический бизнес. М.: «Дело», 2006.

1.2.4. Хлебников В.В. Рынок электроэнергии в России. М.: Издательство «Владос», 2005.

Раздел 1.3

1.3.1. Концепция технической политики РАО «ЕЭС России». Электрические станции. 2005, № 10, с. 2—19.

1.3.2. Основы современной энергетики: Учебник для вузов. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. — 3-е издание, перераб. и доп. М.: Издательство МЭИ, 2004. Часть 1, 2.

1.3.3. Трухний А.Д. Переход к ультрасверхкритическим параметрам пара — важнейшая задача теплоэнергетики России // Тяжелое машиностроение. 1994. № 9, 10, с. 2—8.

1.3.4. Ольховский Г.Г. Технологии для тепловых электростанций. Теплоэнергетика. 1999. № 8, с. 20—25.

1.3.5. Волков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. — М.: Энергоатомиздат, 2001. 432 с.

1.3.6. Зотов В.М., Новоженин В.Д., Файн И.И. Гидроэнергетика России // Электрические станции, 2000, № 1.

1.3.7. Безруких П.П., Стребков Д.С. Состояние, перспективы и проблемы развития возобновляемых источников энергии // Малая энергетика, № 1—2, 2005. С. 5—12.

1.3.8. Поваров О.А., Томаров Г.В. Развитие геотермальной энергетики в России и за рубежом // Малая энергетика, № 1—2, 2005. С. 84—98.

1.3.9. Федеральный закон РФ «Об охране окружающей среды» (от 10.01.2002. № 7-ФЗ).

1.3.10. «Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России» (утв. 05.12.2005 г. № 1355 пр/2).

1.3.11. Концепция реализации экологической политики ОАО РАО «ЕЭС России», (утв. 05.12.2005 г. № 1355 пр/2).

1.3.12. Рамочная конвенция ООН по изменениям климата (РКИК).

И.С. Кожуховский, О.А.Новоселова. Энергетика и окружающая среда. 1.3.13. Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России». «Теплоэнергетика». 2007. № 6.

Глава 2. Взаимодействие российской и мировой электроэнергетики

2.1. Либерализация электроэнергетики – мировой опыт

2.1.1. Эра вертикально-интегрированных компаний и предпосылки изменения структуры электроэнергетики

Дадим предварительно несколько определений.

Электроэнергетической системой (ЭЭС) называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электроэнергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.

Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.

ЭЭС — совокупность множества объектов. Их можно условно разделить на три группы, которые обеспечивают:

  •  выработку электроэнергии — турбогенераторы и гидрогенераторы, являющиеся синхронными машинами и осуществляющие преобразование механической энергии вращающегося ротора паровой или гидравлической турбины в электрическую;
  •  распределение электроэнергии, осуществляемое посредством электрической сети, состоящей из трансформаторов, линий электропередачи различных классов напряжения и вспомогательного оборудования;
  •  потребление электроэнергии. Объекты нагрузки — это в основном электродвигатели, являющиеся основой электропривода в различных отраслях промышленности и транспорта, электротехнологические установки, осветительные приборы, электропечи.

Из множества объектов ЭЭС только синхронные машины определяют характерное свойство синхронной зоны — работу ЭЭС с единой частотой переменного тока. В нормальном режиме частота вращения роторов всех синхронных машин должна быть такой, чтобы обеспечить частоту тока 50 Гц во всех частях синхронной зоны. Если по каким-либо причинам частота вращения ротора отдельной синхронной машины отклоняется от синхронной, такая машина переходит в асинхронный режим, который считается аварийным и должен быть прекращен действием автоматических устройств и (или) оперативного персонала ЭЭС.

Главные тенденции развития электроэнергетических систем (ЭЭС) на рубеже XX и XXI столетий связаны с процессами глобализации, либерализации, диверсификации, децентрализации и модернизации в электроэнергетике. Глобализация в электроэнергетике характеризуется усилением интеграции ЭЭС в следующих аспектах: экономическом (рынки электроэнергии, инвестиции); технологическом (расширение охвата территории централизованным электроснабжением); межгосударственном; межконтинентальном (межгосударственные и межконтинентальные энергообъединения). Либерализация ведет к возрастанию дерегулирования и конкуренции, развитию региональных, межрегиональных и межгосударственных рынков электроэнергии. Диверсификация выражается в увеличении разнообразия используемых видов топлива, источников топливо- и электроснабжения, используемых типов энергоустановок. Децентрализация связана с вводом наряду с крупными электроэнергетическими объектами небольших энергоустановок при сохранении роли транспортной и распределительной электрической сети как инфраструктуры, обеспечивающей эффективность, надежность и качество электроснабжения потребителей (в связи с этим появилось понятие распределенной генерации). Модернизация определяется повышением эффективности традиционных и созданием новых высокоэффективных технологий и установок.

На протяжении почти столетия электроэнергия повсеместно поставлялась конечному потребителю вертикально-интегрированными энергокомпаниями (ВИК) -монополистами. Они владели и управляли объектами на всех трех технологических этапах электроснабжения — производства электроэнергии, ее передачи по магистральным сетям и распределения. Вертикальная интеграция и монопольные права означают, что в руках одной организации сосредоточено управление всем процессом электроснабжения — от закупки топлива для электростанций до выставления счета за потребленную электроэнергию. Во многих случаях вертикально интегрированные энергокомпании были государственными монополиями. Но даже там, где они находились в частных руках, такие компании наделялись монопольными правами в пределах определенной территории, а государство лишь контролировало их тарифы и инвестиционные программы.

Логика конструирования систем электроснабжения, созданных в прошлом столетии, была такова, что они базировались на крупных электростанциях и разветвленных сетях линий электропередачи. Подобные системы позволяли полностью электрифицировать все индустриальные страны и частично электрифицировать большинство развивающихся стран. В эпоху бурного роста спроса на электроэнергию во второй половине прошлого века им удалось обеспечить надежное электроснабжение потребителей по доступным ценам. Некоторые государственные энергокомпании были сформированы за счет национализации частных компаний, которые были или слишком малы, чтобы воспользоваться преимуществами эффекта экономии от масштаба производства (например, в Западной Европе сразу после Второй мировой войны) или слишком велики, чтобы можно было предотвратить их монополистическое поведение (например в ЮАР). В ряде случаев национализация мотивировалась идеологическими соображениями, тем не менее, участие государственного сектора в электроэнергетике во многом объяснимо с точки зрения ее технологической эволюции.

В процессе погони за достижением эффекта экономии от масштаба системы электроснабжения укрупнялись, становились структурами с сильной централизацией управления, что приводит к необходимости привлечения существенных капиталовложений. Средства, вложенные в объекты электроэнергетики, приносят огромную пользу всей экономике страны. В то же время период окупаемости капиталовложений по необходимости должен быть длительным, иначе тарифы на электроэнергию станут недопустимо высокими. Справиться с привлечением крупных инвестиционных средств и ждать их возврата десятилетиями зачастую под силу только государству. Кроме того, такой мощный рычаг, как электроснабжение, позволяет государству контролировать не только экономику страны, но и ее политическую жизнь. Даже там, где частный сектор активно участвовал в электроснабжении с самого зарождения электроэнергетики (например, в США, Японии и Германии), государство все же играло существенную роль, иногда поддерживая частный сектор, а иногда конкурируя с ним.

Деятельность ВИК повсеместно регулировалась государством. В зависимости от эффективности и развитости институтов регулирования (прежде всего тарифного) в разных странах существовали как государственные, так и частные вертикально-интегрированные компании. При этом, чем более развитым являлся режим регулирования, тем меньше необходимости в подкреплении его инструментами прямого административного управления и тем шире и эффективнее участие частного бизнеса в управлении и владении вертикально-интегрированными компаниями.

В последние десятилетия прошлого века стало ясно, что прозрачность системы управления вертикально-интегрированными энергокомпаниями и общественный контроль за их деятельностью оставляют желать лучшего, несмотря на существенную роль государства в отрасли. Важнейшие решения принимались узким кругом технических специалистов и правительственных чиновников, иногда с участием представителей крупных потребителей электроэнергии. Тарифы устанавливались таким образом, что риск, связанный с инвестиционными решениями, ложился на конечного потребителя электроэнергии и/или на налогоплательщика. Монопольные энергокомпании превратились в могущественные организации, способные продвигать свои политические и корпоративные интересы, зачастую в ущерб общественным. В отсутствие эффективного общественного надзора они во многих странах стали очагами коррупции, клановости и неблаговидной политической деятельности, а не защитниками общественных интересов, как это предполагалось.

Существование и деятельность крупных централизованных систем электроснабжения стали причиной серьезных экологических и экономических проблем. Мегапроекты — крупные ГЭС, АЭС и ТЭС, использующие ископаемое топливо, — не только наносят ущерб окружающей среде, но и изымают из бюджета страны средства, необходимые для решения насущных социальных задач, что особенно ощутимо в развивающихся странах.

Результаты деятельности вертикально-интегрированных энергокомпаний резко различались в разных странах. В электроэнергетике многих развивающихся стран наблюдались низкая производительность труда, плохое качество обслуживания потребителей, высокие технологические и коммерческие потери в сетях, низкая собираемость платежей. Из популистских соображений государство устанавливало тарифы на электроэнергию, не покрывшие затрат. Энергокомпании эксплуатировали оборудование, оставшееся в наследство с колониальных времен, и не были в состоянии инвестировать в строительство сетей, новых электростанций, или модернизацию имеющихся. Только узкий круг городских элит имел доступ к электроснабжению.

В промышленно развитых странах электроэнергетика работала намного лучше и надежнее, но большие эксплуатационные расходы, высокая стоимость нового строительства, зачастую в разы превышавшая сметные оценки, дорогостоящие, обусловленные политическими причинами, программы развития и, в конечном счете, высокие розничные цены вызвали общественное недовольство и необходимость перемен.

В восьмидесятые годы прошлого века становилось все более очевидным, что долгий период государственного владения и управления предприятием при отсутствии конкуренции и без стимула извлечения прибыли в конечном счете ведет к высоким затратам, низкому качеству обслуживания потребителей, плохим инвестиционным решениям, отсутствию инноваций и не способствуют развитию. В эти годы пересмотру подвергся подход не только к энергетическим компаниям, но и к иным отраслям, до того рассматривавшимся как естественные монополии, например газоснабжению, телефонной связи и индустрии авиаперевозок. В них выявлены и выделены естественно-монопольные виды деятельности (обслуживание газотранспортных сетей, проводной инфраструктуры в телефонии и управление аэропортами в авиаперевозках) и конкурентные — торговля природным газом, предоставление услуг связи в телефонии и эксплуатация авиалиний в авиаперевозках. Связь и индустрия авиаперевозок были успешно реструктурированы и потеряли статус монополий. Возникла конкуренция. В результате качество обслуживания потребителей повысилось, а цены упали. Успешные прецеденты реструктуризации связи, авиаперевозок и газоснабжения привели к пониманию, что производство электроэнергии и ее передачу по магистральным и распределительным сетям также стоило бы рассматривать в отдельности.

2.1.2. Общие черты и суть либерализации электроэнергетики

В девяностые годы прошлого века развитые и развивающиеся страны приступили к реформированию электроэнергетического сектора с целью улучшения его работы. В программы реформ входили такие меры, как разделение энергокомпаний по видам деятельности, чтобы обособить потенциально конкурентные производство электроэнергии и ее сбыт от естественно-монопольных электропередачи и диспетчерского управления; создание конкурентных оптовых и розничных рынков электроэнергии и внедрение мотивационных регулятивных систем, основанных не на затратном принципе, а на стимулировании снижения производственных затрат, создание достаточного для обеспечения конкуренции частных рыночных агентов. Этот набор институциональных реформ принято называть «либерализацией».

Первичная цель либерализации — через создание конкурентной среды повысить эффективность работы системы, а, следовательно, максимально удовлетворить основные требования потребителей:  

  •  обеспечить рыночный (а не завышенный) уровень цен, их стабильность и предсказуемость изменения;
  •  создать возможность получения электроэнергии для новых объектов или увеличения потребления на существующих;
  •  повысить качество обслуживания — надежность электроснабжения, качество поставляемой электроэнергии и весь диапазон взаимодействия с поставщиком, точность выставляемых счетов, скорость восстановления электроснабжения после аварий и т.д.

Основное содержание либерализации  - изменение структуры отрасли и создание рыночных механизмов и новых механизмов управления отраслью, которые, как правило, подразумевает:

  •  внедрение рыночных механизмов, призванных снизить затраты на строительство и эксплуатацию генерирующих мощностей, стимулировать технологические инновации, а также перенести риски, связанные с выбором технологии, стоимостью строительства и эксплуатационными «ошибками», с потребителей на производителей;
  •  внедрение конкуренции между производителями электроэнергии и между ее оптовыми покупателями, чтобы оптимально осуществлять планирование и управление (ведение) режимами работы генерирующих мощностей, и, в конечном счете, добиться снижения оптовых цен;
  •  внедрение конкуренции в сбытовой деятельности на уровне розничной торговли электроэнергией, чтобы дать возможность потребителю выбрать поставщика, предлагающего оптимальные для данного потребителя условия приобретения электроэнергии;
  •  пересмотр подхода к регулированию естественно-монопольных областей деятельности как важного дополнения к внедрению конкуренции на оптовом и розничном уровне.

Возможны разного рода конструкции конкурентной электроэнергетики, однако все они содержат перечисленные ниже общие черты:

  •  вертикальное обособление потенциально конкурентных видов деятельности (генерация и сбыт) от естественно-монопольных (оперативно-диспетчерское управление и эксплуатация сетевого хозяйства). Это достигается либо с помощью структурных изменений — (за счет дробления вертикально интегрированных энергокомпаний), либо организационно (с помощью так называемых «китайских стен» между подразделениями внутри одной корпорации);
  •  горизонтальная интеграция сетевых предприятий по региональному принципу и централизация оперативно-диспетчерского управления в руках одной структуры для управления системой и режимами генерации, чтобы поддерживать частоту, напряжение, и устойчивость в режиме реального времени;
  •  создание публичных инфраструктурных организаций для управления рынками электроэнергии и оперативных резервов, чтобы поддерживать баланс спроса и предложения на электроэнергию, сохранять надежность системы и способствовать созданию условий для совершения торговых операций между продавцами и покупателями;
  •  разработка и применение правил недискриминационного доступа к сетям для оптовых продавцов и покупателей электроэнергии, чтобы создать возможность конкуренции между ними, включая механизмы для эффективного распределения ограниченной пропускной способности сети между ее пользователями;
  •  разделение розничных тарифов на составляющие, чтобы выделить цены на электроэнергию и сопутствующие услуги, поставляемые конкурирующими сбытовыми организациями, от регулируемой составляющей тарифов за использование магистральных и распределительных сетей. Это дает возможность розничным потребителям выбирать между конкурирующими сбытовыми организациями;
  •   наличие, независимых от участников рынка, регулирующих органов, обладающих информацией о затратах и качестве обслуживания компаний, предоставляющих сетевые услуги, наделенных соответствующими полномочиями правоприменения, имеющих квалифицированный персонал и возможность привлечения экспертов, способных использовать эту информацию и полномочия для того, чтобы устанавливать эффективные сетевые тарифы, выявлять и пресекать нарушение правил недискриминационного доступа к сетям.

Если программа либерализации и внедрения конкуренции спроектирована правильно и эффективно реализуется,  то практика показывает значительный рост эффективности системы.

2.1.3. Примеры рынков электроэнергии

В период доминирования вертикально-интегрированных компаний между ними существовало тесное сходство в том, как они работали. С началом либерализации электроэнергетики и с созданием конкурентных рынков в разных странах и юрисдикциях (штатах, или отдельных местностях со своими законами) обозначились существенные различия, обусловленные историческими, политическими, экономическими и иными причинами. На сегодняшний день в мире не существует двух абсолютно идентичных по устройству в той или иной степени конкурентных рынков электроэнергии. Описать все здесь не представляется возможным. Однако с некоторыми наиболее характерными, краткое описание которых приводится ниже, полезно ознакомиться.

Прежде всего рассмотрим Пул Англии и Уэльса и новую систему торговли (NETA). В Великобритании, после национализации всех предприятий электроэнергетики лейбористским правительством Антони Идена в 1947 г. создано предприятие под названием Центральная дирекция по производству электроэнергии (Central Electricity Generating Board или CEGB), которому переданы все электростанции и вся высоковольтная сеть. Эта организация продавала электроэнергию двенадцати региональным распределительным компаниям по оптовому тарифу (который утверждался правительством), а те продавали ее конечным потребителям. К концу восьмидесятых годов прошлого века цены на электроэнергию в Великобритании были выше, чем во всех остальных странах Западной Европы. Причины этого заключались в следующем.

Во-первых, большая часть электростанций в Англии и Уэльсе работала на дорогом угле, который поставлялся государственной угольной компанией, а на использование импортного топлива действовал правительственный запрет.

Во-вторых, Центральная дирекция по производству электроэнергии закупала оборудование, произведенное только в Великобритании, иногда по ценам намного выше, чем на мировом рынке. Как выяснилось в дальнейшем, количество персонала в Центральной дирекции и в распределительных компаниях намного превышало необходимое. Производительность труда была низкой. Центральная дирекция по производству электроэнергии настаивала на необходимости масштабной программы строительства новых генерирующих мощностей, в основном чрезвычайно дорогих АЭС.

Экономическая политика правительства г-жи Тэтчер была направлена на приватизацию государственных предприятий и внедрение конкуренции всюду, где есть для этого возможность. В 1989 г. Британский Парламент принял закон о прекращении деятельности Центральной дирекции по производству электроэнергии. Вместо нее были созданы две крупные генерирующие компании, которым передали все тепловые электростанции в Англии и Уэльсе. Их акции были проданы на бирже. Производство электроэнергии на АЭС осталось в руках государства. В то время считалось, что по разумной цене АЭС в тот момент продать не удастся. Тем не менее, они были успешно приватизированы уже через несколько лет. Все двенадцать распределительных компаний приватизированы также путем продажи их акций на бирже. Вся система электропередачи высокого напряжения была передана вновь созданной Национальной Сетевой Компании (NGC), акции которой были переданы теперь уже частным распределительным компаниям. Правительство сохранило за собой «золотую акцию», дающую право вето на любое решение Совета Директоров Национальной Сетевой Компании. До сегодняшнего дня это право ни разу не было использовано.

Первый в истории полностью конкурентный рынок электроэнергии (England and Wales Pool — далее Пул), начал работать в Англии и Уэльсе в 1990 г. В нем использовалась практика централизованного планирования и ведения режимов, так как в тот момент никто не верил, что надежность энергосистемы удастся обеспечить каким-либо другим образом. Алгоритм оптимизации механизма производства - потребления электроэнергии учитывал большое число различного рода особенностей энергосистемы и даже исторических факторов, связанных со сложившимися традициями в управлении генерацией, и поэтому был чрезвычайно сложным. Попытки упростить его и усовершенствовать оказались безуспешными.

Перечислим особенности Пула Англии и Уэльса:

  •  наличие рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка; причем цены последнего рассчитывались уже postfactum (после факта); как в одном, так и в другом рынке использовалось ценообразование на основе цены в замыкающей заявке (маржинальное ценообразование, см. параграф 6.2.);
  •  одновременная оптимизация как производства электроэнергии, так и размещения резервов;
  •  однобокость конкурентного механизма — конкурируют только предприятия — производители энергии без участия потребителей;
  •  отсутствие требования заявлять всю рабочую мощность и практически отсутствие санкций за невыполнение обязательств — прошедшую через аукцион заявку производитель электроэнергии мог не выполнять;
  •  плата за мощность устанавливалась пропорционально расчетной вероятности перерыва в энергоснабжении;
  •  компенсация упущенной выгоды производителям электроэнергии, чье производство ограничивается или не востребовано ввиду системных ограничений;
  •  распределение стоимости потерь среди потребителей пропорционально количеству потребленной электроэнергии.

Цена электроэнергии для оптовых покупателей была одинакова и не зависела от дифференцированного сетевого тарифа, который определялся следующим образом. Территория Англии и Уэльса была поделена на 11 зон; в каждой из них производители и потребители энергии оплачивали сетевой тариф по разным ставкам. В зонах с избыточной мощностью ставки для потребителей были низкими, а для производителей — высокими. В зонах с дефицитом мощности наоборот. Пул Англии и Уэльса, несмотря на ряд недостатков, доказал, что эффективная конкуренция между производителями электроэнергии не только возможна, но и весьма благотворна. Результатами его работы стали: модернизация существующих электростанций; вывод из строя заведомо убыточного устаревшего генерирующего оборудования; привлечение крупных частных инвестиций в строительство новых электростанций; существенное снижение издержек производства электроэнергии, в частности, за счет снижения числа работников. За время работы Пула заметно снизились цены на электроэнергию для конечных потребителей. Пул научил энергетиков работать в конкурентной среде и положил конец мифу о том, что без вертикальной интеграции нельзя обеспечить надежность электроснабжения. Его конструкция  послужила основой для проектирования конкурентных рынков электроэнергии в Австралии, Новой Зеландии, Сингапуре.

Пул Англии и Уэльса прекратил свое существование в 2001 г. Ему на смену пришла новая система торговли. Причиной замены пула на новую систему торговли NETA (New Electricity Trading Arrangement) послужили перечисленные выше его недостатки и политические соображения. Можно привести следующие доводы, в которые власти Великобритании, очевидно, верили, идя на этот, стоивший, по многим оценкам, около 1 млрд английских фунтов, шаг:

  •  негибкость управления Пулом препятствовала изменениям и тормозила проводимые реформы энергетики;
  •  ограниченное влияние спроса на механизм ценообразования привело к ценам, которые оказались выше экономически обоснованных;
  •  сложность и непрозрачность механизма ценообразования и ограниченная конкуренция задерживали развитие рынков финансовых производных инструментов и ограничивали ликвидность на рынке контрактов;
  •  Пул давал возможность злоупотреблений, поскольку у всех производителей электроэнергия покупалась оптовиками по одной и той же цене, в то время как сама эта цена устанавливалась на основании заявок лишь немногих из них. То есть существование единой цены Пула вместо договорных цен между индивидуальными продавцами и покупателями препятствовало оказанию давления спроса на уровень цен.

Последнее утверждение, наиболее сомнительное с точки зрения доказательности, оказалось определяющим для принятия решения. К сожалению, те, кто принимали решение по поводу ввода NETA, не предоставили абсолютно никаких доказательств злоупотреблений, а фактом остается то, что с начала работы новой системы никакого снижения цен для конечных потребителей не произошло.

Существуют документальные доказательства того, что лейбористское правительство Великобритании, поддерживая ввод NETA, было убеждено, что таким образом создаются более благоприятные условия для продолжения жизни британской угольной промышленности и соответственно шахтеров, традиционно голосующих за лейбористскую партию. Тем не менее одного введения NETA оказалось явно недостаточно для осуществления этой цели. В настоящий момент впервые за много лет разрабатывается новая энергетическая стратегия Великобритании, предусматривающая специальные меры, стимулирующие строительство угольных и атомных электростанций. Предыдущая энергетическая стратегия Великобритании определялась одной фразой: «Мы создали рынок электроэнергии и убеждены, что он обеспечит необходимое количество генерирующих мощностей сегодня и в будущем».

Основной принцип NETA — все, в том числе и физические, лица, желающие купить или продать электроэнергию, имеют право вступать в любые свободно заключенные договорные отношения между собой. Это, по мнению разработчиков NETA, должно было привести к тому, что львиная доля поставляемой на рынок электроэнергии будет продаваться или покупаться через одну из биржевых площадок или посредством двусторонних или многосторонних контрактов. В число тех, кто торгует электроэнергией, входят не только генерирующие и сбытовые организации, которые непосредственно производят и поставляют электроэнергию конечным потребителям, но и перекупщики (трейдеры).

Роль NETA не только в том, чтобы задавать правила торговли электроэнергией на биржевых площадках и/или через двусторонние договоры, но и в осуществлении в режиме, близком к режиму реального времени, клиринга и расчетов отклонений между контрактными и физическими объемами электроэнергии у лиц, покупающих, продающих, производящих и потребляющих электроэнергию.

На практике трейдеры могут купить или продать больше или меньше электроэнергии, чем они продали или купили; генерирующие предприятия могут физически произвести больше или меньше, чем они продали; конечные потребители могут потребить больше или меньше электроэнергии, чем их сбытовые компании для них приобрели. Центральная система NETA как раз и предназначена, чтобы измерять эти отклонения и определять цены, по которым они торгуются, а также рассылать счета за них. Процессы, с помощью которых рассчитываются объемы отклонений и размеры платежей за них, носят название «Расчет отклонений» (Imbalance Settlement). Задача расчета отклонений не в том, чтобы установить оптовые цены на электроэнергию, как это было ранее, а в том, чтобы определить цену и произвести расчет именно за отклонения фактических объемов от плановых при относительно малой разнице между контрактными и физическими объемами покупки-продажи электроэнергии участниками рынка.

Данные коммерческого учета по генерации и потреблению на оптовом рынке в Англии определяются каждые полчаса, поэтому расчет отклонений в рамках NETA также производится каждые полчаса.

Помимо расчета отклонений, NETA также призвана осуществлять функции балансирования системы, т.е. корректировки загрузки генерирующих мощностей в зависимости от спроса в режиме реального времени. Необходимость в этом механизме обусловлена двумя причинами: весьма возможно, что совокупный объем генерации, который электростанции готовы произвести или физически производят, не будет равняться совокупному уровню потребления, который потребители намерены потребить или физически потребляют в любой заданный момент; из-за ограниченной пропускной способности сети иногда необходимо изменить объем производства или потребления отдельных генераторов или потребителей по сравнению с их желаемым объемом производства-потребления, чтобы предотвратить нарушение системных ограничений.

Именно поэтому в дополнение к расчету отклонений в рамках NETA предусмотрено функционирование «механизма балансирования» (balancing mechanism). Системный оператор определяет, какие действия следует предпринять для поддержания баланса между потреблением и производством, как на национальном (поддержание стабильности частоты), так и на локальном (предотвращение нарушения системных ограничений) уровне. Для этого он заключает с производителями электроэнергии краткосрочные контракты, действующие в режиме, близком к режиму реального времени. Таким образом, в NETA отсутствуют механизмы централизованного выбора состава оборудования, планирования и отчасти ведения режимов, присущие Пулу Англии и Уэльса. Вместо этого действия продавцов и покупателей определяются в основном теми договорами, которые им удалось заключить. Эффективность данной системы торговых отношений, а также надежность снабжения электроэнергией подкрепляется следующими немаловажными факторами:

  •  наличием избытка генерирующих мощностей, значительная часть которых представлена самым современным и маневренным оборудованием типа ПГУ, введенным в действие на протяжении предыдущего десятилетия;
  •  наличием достаточно мощной магистральной сети с избыточной пропускной способностью;
  •  накопленным за последнее десятилетие опытом работы в конкурентной среде;
  •  тщательно разработанной нормативно-правовой базой;
  •  достаточно совершенной структурой финансовых отношений;
  •  развитой системой измерений и оснащенностью приборами типа АСКУЭ и соответствующими базами данных для коммерческого учета;
  •  практически полностью конкурентными рынками топлива.

Внедрение NETA было сопряжено со многими трудностями, в основном связанными с созданием програмно-аппаратного комплекса (ПАК), призванного реализовать положения Кодекса «О балансировании и проведении расчетов». После внедрения NETA обнаружилось много ошибок как в самом ПАКе, так и ошибок, допущенных участниками. Тем не менее можно утверждать, что внедрение комплекса NETA стало успешным благодаря именно тому, что участники к этому моменту уже имели за своими плечами десятилетний опыт жизни в рыночной среде.

Существенное развитие идея конкурентного рынка электроэнергии с централизованной системой планирования и ведения режимов получила благодаря работам группы ученых Гарвардского университета под руководством профессора Вильяма Хогана. Эти работы стали основой предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка (Standard Market Design). Основные отличительные черты Стандартной модели рынка:

  •  ценообразование на основе аукционов ценовых заявок продавцов и покупателей с использованием оптимизационных алгоритмов, учитывающих системные ограничения для планирования режимов на «сутки вперед»;
  •  ведение режимов в реальном времени через «спотовый» рынок, объединяющий технологию и коммерцию (системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления на основе заявок и оптимизационного алгоритма);
  •  почасовые узловые цены;
  •  допустимость двухсторонних договоров между продавцами и покупателями при условии оплаты ими разницы узловых цен между точкой поставки и точкой потребления торгуемой электроэнергии.
  •  требование к организациям, управляющим сетями, обеспечить участникам рынка возможность приобрести финансовые права на передачу электроэнергии (Firm transmission rights), ограждающие их от рисков, связанных с разницей узловых цен.

В США к 2004 г. активно функционировали шесть конкурентных оптовых рынков электроэнергии, под управлением независимых системных операторов: PJM (Пенсильвания — Нью-Джерси — Мэрилэнд); рынок Новой Англии; рынок штата Нью-Йорк; рынок Среднего Запада (MISO); рынок Калифорнии; рынок Техаса.

Рынок Новой Англии, рынок штата Нью-Йорк, рынок PJM и рынок Среднего Запада (MISO) близки по своей конструкции к предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка. Устройство первых трех рынков во многом объяснимо тем, что до перехода к торговле на конкурентной основе все три объединения существовали в виде жестких пулов (tight pools) — объединений вертикально интегрированных энергокомпаний, для которых характерно централизованное планирование и контроля режимов всех генерирующих мощностей, принадлежащих различным энергокомпаниям, входящим в такой пул. Отличия правил рынка в Калифорнии и Техасе существеннее, однако по всей вероятности, всем энергосистемам США придется привести их в соответствие со Стандартной моделью рынка.

Особенности розничного рынка электроэнергии США

Создание розничных рынков в США связано с образованием независимых системных операторов (НСО) и управляемых ими конкурентных оптовых рынков, а также с реструктуризацией вертикально интегрированных энергетических компаний, приведшей к отделению передающих сетей от генерации. В результате образовались сетевые компании (передающие и распределительные), подлежащие регулированию со стороны администрации штатов, и конкурентные генерирующие и сбытовые компании. Первые НСО появились на Северо-Востоке США в 1997 г. (PJM и Новая Англия), первый оптовый рынок в 1998 г. (PJM), первые розничные рынки в 1999 г. В настоящее время наиболее развитые розничные рынки работают в штатах PJM и Новой Англии — с 1999 г., Нью-Йорк — с 2000 г., Техас — с 2002 г. Розничные рынки, как правило, регулируются регулирующими комиссиями штатов, НСО (за исключением Техаса) в работу розничных рынков не вмешиваются. В Техасе розничный рынок управляется НСО штата Техас — ERCOT. В большинстве штатов с розничной конкуренцией сети выведены в отдельные компании. Но в некоторых штатах ограничились введением Кодекса поведения, регламентирующего разделение функций в рамках одной компании.

В упомянутых выше розничных рынках все розничные потребители имеют право выбора поставщиков. Обеспечение почасового учета объема потребления может обуславливаться требованиями конкретного конкурентного поставщика, но в общем случае не обязательно.

Роль гарантирующего поставщика выполняют распределительные компании — «поставщики стандартного предложения». В некоторых штатах (например, Массачусетс) не все потребители, не выбравшие себе поставщика, имеют право на «стандартное предложение»; для них существует «предложение дефолта». Это потребители, подключившиеся после начала действия «стандартного предложения», и те, кто вернулся от конкурентных поставщиков. «Стандартные предложения» предполагались только на время переходного периода, но регулирующие комиссии штатов пока не собираются от них отказываться, так что в обозримом будущем с распределительных компаний эта ответственность не будет снята. Практика показала, что среди бытовых потребителей доля перешедших к конкурентным поставщикам оказалась небольшой — меньше 10 %, среди промышленных — до 30—40 %.

Цены для розничных потребителей устанавливаются регулирующими комиссиями штатов, при этом стоимость электроэнергии и мощности, поставляемой конкурентными поставщиками, регулированию не подлежит. В принципе стоимость поставляемой «поставщиком стандартного потребления» электроэнергии и мощности не является предметом регулирования, но комиссии имеют право требовать от такого поставщика доказательств того, что он добросовестно отнесся к их приобретению на оптовом рынке для своих потребителей. В штате Мэн регулирующая комиссия сама занимается выбором оптового поставщика для своего «гарантирующего поставщика». Как правило, все расходы, связанные с операциями на оптовом рынке, напрямую транслируются в счета розничных потребителей. Для регулирования затрат, связанных с остальными видами деятельности распределительных компаний, применяется традиционная система, учитывающая качество выполнения компанией своих функций. Разрешенная норма прибыли для распределительных компаний сейчас обычно ниже, чем до реструктуризации. Принято считать, что привлечение капитала для них обходится дешевле, чем раньше, из-за отсутствия рисков, связанных со строительством и эксплуатацией генерирующих мощностей.

Все поставщики электроэнергии для розничных потребителей должны быть зарегистрированы в НСО как участники оптового рынка. Конкурентные поставщики могут требовать от своих потребителей наличия приборов с почасовым учетом объемов потребления. Те, кто этого не требует, вырабатывают с распределительной компанией систему расчета часовых нагрузок, базирующуюся на профилях нагрузок за предыдущие периоды. Как правило, учет нагрузок и передача данных в НСО для выдачи счетов с учетом цен оптового рынка производится персоналом распределительных компаний.

В Скандинавии работает уникальный международный рынок электроэнергии «Nord Pool». Норвегия основала «Nord Pool» в январе 1991 г. В январе 1996 г. к нему присоединилась Швеция, в январе 1998 г. — Финляндия, в январе 2000 г. — Дания (включая Восточную часть).

В Скандинавских странах доминирует гидроэнергетика. В Норвегии ГЭС составляют 99,2 % установленной мощности генерации; в Швеции — 49,7 %. Доля АЭС и ТЭС в Скандинавских странах соответственно 23,5 и 20,4 %. Около 1,2 % электроэнергии производится на возобновляемых источниках (ветер и др., кроме ГЭС). Участники рынка Nord Pool вправе заключать между собой двухсторонние физические договоры купли-продажи электроэнергии или торговать на рынке с централизованным планированием режимов (бирже). Около 70 % всего объема электроэнергии продается по двухсторонним договорам.

Характерные особенности скандинавского рынка электроэнергии:

  •  унифицированные правила торговли;
  •  отсутствие трансграничных пошлин на покупку и продажу электроэнергии;
  •  торговля электроэнергией на централизованном рынке (бирже) в двух формах:
  •  физические поставки электроэнергии;
  •  финансовые инструменты.

Первоначально возник рынок физических поставок. Со 2 января 2002 г. рынок физических поставок электрической энергии работает в рамках самостоятельного структурного подразделения биржи — Nord Pool Spot AS. Рынок физических поставок разделен на два сектора: Elspot и Elbas. Elspot — рынок электрической энергии. На нем торгуются контракты на физические поставки на сутки вперед. Цена на электроэнергию формируется на основе баланса спроса и предложения участников торгов. В заявке участника указывается цена, по которой участник готов купить определенный объем электроэнергии, и цена, по которой он готов этот объем продать, поскольку владельцы ГЭС ежедневно должны принимать решение по поводу реальных запасов воды в водохранилище ГЭС. Если в будущем ожидается ситуация, в которой цена воды будет больше, чем сейчас, разумно не производить электроэнергию самому, а купить ее на рынке и наоборот.

На рынке физических поставок Elbas торговля осуществляется непосредственно перед поставкой с целью балансирования спроса и предложения электрической энергии. Эта часть рынка эффективно функционирует с 1998 г. В настоящий момент энергобаланс производства и потребления сводится за 2 часа до момента фактической поставки.

Специально для торгов финансовыми инструментами образованы два структурных подразделения биржи: Nord Pool ASA и Nordic Electricity Clearing House ASA (NECH). Если контракты регистрируются для клиринга, биржа становится дополнительной стороной в контрактах и гарантирует расчеты по ним. В настоящее время 90 % двухсторонних контрактов предусматривают клиринг. NECH оказывает такие услуги участникам рынка по снижению рисков.

Nord Pool — механизм, способный достаточно точно оценивать факторы, влияющие на производство и потребление электроэнергии: структуру производственных мощностей, их загрузку, климатические и погодные условия, уровень водности рек. Правительства Скандинавских стран в основном воспринимают изменчивость рыночных цен на электроэнергию как факт жизни и не предпринимают экстренных мер, если цены растут.

Рынок электроэнергии в Японии зародился в  девяностые годы прошлого века, когда была осуществлена реформа электроэнергетики. На первом ее этапе предоставлена возможность конкуренции при инвестировании в новые генерирующие мощности. На втором этапе возникла конкуренция за право снабжать крупнейших потребителей электроэнергии (26 % от общего потребления в стране) по двухсторонним физическим договорам.

В 2003 г. по инициативе Правительства Японии внесены поправки в законодательство, предусматривающие рост эффективности в отрасли за счет внедрения конкуренции вначале на оптовом, а затем и на розничном рынках электроэнергии. Переход к полностью конкурентному розничному рынку был осуществлен в 2007 г. Программа реформирования электроэнергетики в Японии предусматривала разделение по видам деятельности внутри частных вертикально интегрированных энергокомпаний за счет раздельного бухгалтерского учета. Были  учреждены независимый системный оператор и энергетическая биржа, где происходят торги в режиме на «сутки вперед» и заключаться долгосрочные двухсторонние договоры. Применяемый ныне метод ценообразования на передачу электроэнергии по сетям, основанный на расчете цены за каждую конкретную двухстороннюю сделку, заменят сетевым тарифом по принципу «почтовой марки».

Электроэнергетика Испании реструктурирована в середине девяностых годов прошлого века. Процесс завершился в 1998 г. созданием квазиконкурентного рынка в Испании, который, по всей видимости, останется таким достаточно продолжительное время. Электроэнергетическая отрасль в настоящий момент состоит из четырех частных вертикально-интегрированных компаний, в капитале которых присутствует и иностранный капитал, в том числе в форме контрольного (например, итальянская  компания ENEL) и еще трех иностранных компаний, строящих газотурбинные электростанции. Магистральные сети принадлежат независимой компании Red Electrica. Регулирующий орган не имеет каких-либо властных полномочий и представляет собой скорее консультативный для правительства, нежели регулирующий орган. Несмотря на такую структуру отрасли, правительству удалось сконструировать систему отношений, допускающую некоторую степень конкуренции. Отрасль остается высоко политизированной, так как правительство рассматривает цены на электроэнергию как инструмент сдерживания инфляции. Посредством этих цен субсидируются некоторые отрасли промышленности. Тарифы регулируются правительством и одинаковы по всей территории страны.

Рынок электроэнергии (NZEM) в Новой Зеландии функционирует с 1996 г. Ему предшествовал процесс акционирования государственной вертикально интегрированной энергетической монополии ECNZ. Из нее выделена сетевая компания TransPower. Впоследствии из генерирующих активов ECNZ образовано несколько генерирующих компаний, которые были приватизированы. В Новой Зеландии не предусматривался регулирующий орган. Предполагалось, что отрасль будет действовать на основе принципа саморегулирования, т.е. правила рынка будут предметом договоренности между его участниками. Рынком NZEM управляет нанятая по конкурсу частная компания, отвечающая за коммерческий учет и расчеты между участниками. В устройстве рынка NZEM принцип узловых цен в реальном времени используется практически до теоретического идеала. В энергосистеме определено 244 узла, в отношении которых принимаются заявки продавцов и покупателей. Режимы, а соответственно и цены рассчитываются для каждого получаса в режиме «на сутки вперед» с учетом потерь, системных ограничений и потребности в резервах мощности. По мере приближения к реальному времени цены пересчитываются несколько раз, а участники рынка вправе изменять свои заявки в любой момент, но не позднее, чем за два часа до реального времени. Расчет платежей, однако, производится на основе фактического режима. Имеют место двухсторонние договоры между продавцами и покупателями, но нет площадки, где бы они торговались.

Новая Зеландия состоит из двух островов — Северного и Южного. Большая часть потребления приходится на Северный остров, и на нем же расположены тепловые генерирующие мощности. На Южном острове есть комплекс ГЭС, электроэнергия с которых передается на Северный остров по подводному кабелю постоянного тока. С начала действия NZEM в стране имели место два засушливых периода. Оказалось, что стимулы, заложенные в механизм ценообразования, недостаточны, чтобы предотвратить дефицит электроэнергии. Правительство страны пришло к выводу: саморегулирование электроэнергетики не обеспечивает страну надежным и бесперебойным электроснабжением. Поэтому был учрежден регулирующий орган, разработавший систему резервирования на случай засушливого года. Система предусматривает наличие определенного объема воды в водохранилищах, соответствующего количественному эквиваленту электроэнергии, который владельцы ГЭС не вправе выставлять на рынок.

             Политика либерализации в странах ЕС прошла несколько стадий. К моменту объединения  страны ЕС пришли с существенно отличающимся построением электроэнергетики: от уже упомянутых либерализованных энергетик Великобритании и скандинавских стран, до государственной монополии во Франции и крупных частных вертикально-интегрированных монополий в Германии. Первые шаги ЕС в направлении либерализации были достаточно осторожными, но, в тоже время, довольно определенными. Директива ЕС предписывала всем странам открыть свои рынки для доступа «третьих» стран, обеспечить недискриминационный доступ к инфраструктуре и «мягкое» организационное разделение по видам деятельности.

Первые годы реализации указанной директивы показали, что «половинчатое – мягкое» движение по пути либерализации не снимает проблемы конфликтов интересов, в связи с чем, в 2008 году была принята новая – значительно более жесткая Директива ЕС. Согласно указанной директиве не допускается одновременное управление конкурентными и монопольными видами деятельности. Таким образом, компании, владеющие сетями и генерацией будут вынуждены отдать свои сети под управление независимых операторов. Одновременно с этим, по инициативе ЕС, начались работы над объединенным рынком электроэнергии ЕС, первым этапом которых является создание межстрановых региональных рынков. Первые шаги в данном направлении уже осуществляются. Так страны Бенилюкс вместе с Францией и Голландией создали совместную энергетическую биржу и общий рынок электроэнергии.

2.1.4. Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии

Либерализованная энергетика — новое явление в экономической и общественной жизни. От нее принято ожидать разных благ, в первую очередь снижения цен на электроэнергию для потребителей и одновременно притока в отрасль частных инвестиций. Здравый смысл подсказывает, что эти задачи противоречат друг другу. Конкурентные рынки электроэнергии, если грамотно спроектированы, хорошо справляются с задачей снижения цен, когда они начинают функционировать в период избытка установленных генерирующих мощностей. Эти рынки хорошо справляются и с задачей привлечения частных инвестиций при недостатке мощности, но только когда правительства не ограничивают их естественной деятельности. Вмешательство правительств в виде ограничений цен, как правило, ни к чему хорошему не приводят. Но если складывается ситуация, когда одновременно присутствуют плохо сконструированный рынок, нелепые действия властей, допускающий серьезные экономические нарушения крупный участник рынка, дефицит генерирующих мощностей и необычные погодные условия, катастрофы не миновать. Это и произошло в Калифорнии. Там установились очень высокие оптовые цены на электроэнергию начиная с лета 2000 г. до зимы 2000/01 г. Для понимания событий этого периода приведем краткую справку о конструкции рынка электроэнергии в Калифорнии и системе управления им.

В Калифорнии Системный оператор (Cal ISO) управляет системой в реальном времени, т.е. обеспечивает балансирование производства и потребления энергии и поддерживает допустимые значения перетоков по сечениям сети. Для этого он ведет рынок реального времени, для которого регулирующий орган установил предельную цену (price cap). В дополнение к этому, существовала торговая площадка (PX), чтобы управлять еще двумя рынками электроэнергии — рынком «на сутки вперед» и рынком «того же дня», за час до реального времени потребления. Участниками этих рынков были координаторы режима. Каждый из них в зоне своей ответственности вел мини-рынок генераторов энергии и конечных потребителей, а на торги РХ выставлял излишки электроэнергии своей зоны. Каждый координатор режима был обязан сбалансировать производство и потребление в своем регионе за счет внутренних ресурсов, а если это не представлялось возможным, то за счет сделок на рынках РХ. Режимы производства и потребления, полученные в результате работы координаторов режима и рыночного процесса на РХ, представлялись в Cal ISO на утверждение (после проверки на технологическую осуществимость). Оба рынка РХ устанавливали единую для всей Калифорнии часовую клиринговую цену, если не было насыщения пропускной способности сетевых сечений. При насыщении сечений устанавливались отдельные клиринговые цены для заранее (в процессе создания рынка) определенных энергозон по обе стороны от насыщенного сечения. Цены в каждой из зон устанавливались на основе заявок на «отклонения», т.е. цен, по которым координаторы режима были готовы отклониться от того режима, который складывался на основе заявок продавцов и покупателей в их зоне ответственности. Для трех крупнейших энергетических компаний Калифорнии — Southern California Edison, San Diego и PG&E — установлены иные правила. Они должны были выставлять всю вырабатываемую ими электроэнергию на торги РХ и покупать всю электроэнергию для своих потребителей на рынках РХ. Поскольку РХ выполнял для этих компаний роль координатора режима, то РХ превращался в самого большого координатора режима в Калифорнии. Сделано это было для того, чтобы можно было ограничить рыночную силу этих трех компаний, а также рассчитать доходность от использования ими возможностей нового рынка и направить полученную выгоду на погашение затрат, связанных с их прошлыми инвестициями в генерирующие мощности. Считалось, что рыночные цены будут недостаточны для покрытия этих затрат. Если плата за энергию на рынках РХ указанных трех компаний была меньше, чем их замороженные розничные тарифы для конечных потребителей, излишки следовало направлять на покрытие долгов компаний за прошлые инвестиции. До наступления кризиса компания San Diego именно за счет этого полностью покрыла свои прежние долги, PG&E собрала для этих же целей 8,3 млрд долл., а Southern California Edison — 9,3 млрд долл. Система, однако, дала сбой, когда рыночные цены превысили замороженные розничные тарифы. В результате разразившегося кризиса торговая площадка прекратила функционировать в 2001 г.

Очень высокие оптовые цены на электроэнергию в Калифорнии были обусловлены высокими ценами на природный газ в сочетании с ростом потребления (дефицит мощности около 6000 МВт), необычно жарким летом, нехваткой воды в водохранилищах ГЭС, авариями на электростанциях, ошибками в регулятивной политике штата и недостаточной пропускной способностью сетей. Электростанции, использовавшие природный газ в качестве топлива, вынуждены были покупать газ на спотовом рынке, так как регулирующий орган Калифорнии (CPUC) ограничивал их в праве заключать долгосрочные контракты на поставку топлива. Рост потребности в поставках природного газа на 44 % в 2000 г. по сравнению с 1999 г. и ущербная конструкция рынка электроэнергии стали главными причинами роста цен на рынке газа, хотя и ценовые манипуляции участников рынка также сыграли в кризисе не последнюю роль. В настоящее время опубликована информация о различных организациях, которые принимали участие в ряде стратегий по манипулированию рыночными ценами, применявшимися компанией Enron. Эти компании вступали с Enron в соглашения о делении прибыли, чтобы скрыть реальную долю рынка, приходившуюся на Enron; практиковали экономическое (не путать с физическим) изъятие мощностей с рынка; завышали клиринговые цены рынка за счет подачи необоснованно высоких заявок. Компания Enron создала и контролировала электронную торговую площадку под названием EOL (Enron on line), одновременно являясь участником рынка. Площадка эта не стала прозрачной для рынка, но дала Enron огромное информационное преимущество, которое оно использовала для извлечения прибыли. EOL была не только площадкой, на которой совершались сделки. Она сама была активным и достаточно агрессивным игроком. Используя свое информационное преимущество, площадка EOL добивалась крупных прибылей на рынке финансовых производных (порядка полмиллиарда долларов в 2000—2001 гг.). Enron могла позволить себе небольшие убытки на рынке, на котором торговались физическая электроэнергия или топливо, одновременно получая информацию, дающую возможность заработать миллионы на производных финансовых инструментах. На EOL нормальным явлением стали так называемые «сделки-постирушки» (wash trades), в которых EOL объявляла о своей готовности продать и купить по одной и той же цене. В результате создавалась видимость ликвидности, искажавшая цены. Enron также манипулировала ценами, заставляя две из своих аффилированных компаний быть сторонами сделок типа «постирушек», создавая искусственную изменчивость (волатильность) цен и их рост. Есть доказательства, что компания Enron и аффилированные с ней организации преднамеренно применяли стратегии по манипулированию рынком. В мае 2002 г. адвокаты Enron представили Федеральной Энергетической Комиссии США внутреннюю переписку, подтверждавшую, что трейдеры Enron заключали фиктивные сделки, чтобы получать платежи за разгрузку перегруженных сечений сети. Это достигалось следующим образом: аффилированное лицо заключало сделку, предопределявшую переток энергии, заведомо перегружавший некоторое сечение; затем трейдер Enron регистрировал эквивалентную сделку в обратном направлении и получал за это плату за разгрузку сечения. Так как сальдо двух встречных сделок было нулевым, то никакой связанной с ними энергии не производилось и не поставлялось. Неоправданная сложность конструкции рынка Калифорнии и его правил привела не только к его неэффективности, но и к возникновению стратегий поиска выгоды в обход правил.

Говоря о недостатках устройства рынка в Калифорнии, следует, однако, подчеркнуть, что они не являлись непоправимыми. Ошибки такого рода могли бы быть без излишних потерь устранимы, как только выяснилась практика  обхода правил, если бы «замораживание» розничных цен на фоне либерализации не привело к быстрому коллапсу и банкротству основных игроков. Дело в том, что рост цены в Калифорнии в целом имел под собой вполне объективные основания, связанные с дефицитом развития мощностей из-за слишком высоких экологических требований. Приписывать все проблемы Калифорнии лишь неадекватному поведению игроков бессмысленно. Такое поведение лишь существенно ускорило процесс, в основании которого лежал объективный рост цены оптового рынка из-за дефицита мощностей, который сбытовые компании не смогли «оттранслировать» своим потребителям, что и вызвало череду банкротств.

 

Опыт различных стран показывает, что либерализация рынка электроэнергии при продуманной организации его функционирования способствует притоку инвестиций в электроэнергетику и устранению дефицита мощностей.

Механизмы привлечения инвестиций в электроэнергетику зависят от многих объективных и субъективных факторов. Первоочередную роль при этом играет уровень и прогнозируемость цен на электроэнергию. Все регулируемые системы подвержены высокому регуляторному риску и потому, в большинстве случаев, инвесторы использует лишь те механизмы, которые перекладывают все риски на потребителей электрической энергии.

Либерализованная система отношений в электроэнергетике позволяет распределить риски между инвесторами и потребителями и повысить качество принимаемых инвестиционных решений.

Во многих промышленно развитых странах в последние десятилетия в ходе либерализации электроэнергетики правительства переместили ответственность за поддержание достаточного уровня мощностей с вертикально интегрированных монополий, по большей части государственных, на частный сектор. Частный инвестор, лишенный возможности переложить ценовой и количественный риск на конечного потребителя, вынужден принимать инвестиционное решение с учетом этих факторов. Решение инвестора и банков, предоставляющих ему кредиты, в отличие от государственной или даже частной монополии, мотивируется только ожиданием прибыли, соответствующей степени риска вложения. Никакие побочные факторы в расчет не принимаются. Это, безусловно, приводит к более взвешенному и тщательно проработанному инвестиционному решению.

В тоже время, повышая качество принимаемых инвестиционных решений, либерализация выдвигает и дополнительные требования к устройству систем регулирования и рынков. Новая система отношений должна быть спроектирована таким образом, чтобы обеспечивать не только эффективное текущее функционирование системы, но и создавать адекватные инвестиционные сигналы. Наибольшей сложностью при проектировании является проблема «приближения» во времени инвестиционных сигналов с тем, чтобы, в отличие от остальных рынков, обеспечить расширение инвестиционного процесса не с возникновением дефицита, а опережая, не допустить его возникновения.

Проблема наиболее адекватного формирования инвестиционных механизмов в настоящее время является одной из наиболее обсуждаемых в мире.

Либерализация, проведенная консервативным правительством Великобритании в начале 1990 г., стала одним из самых масштабных событий в мировой электроэнергетике. Она распространялась только на Англию и Уэльс, как уже упоминалось в 2.1.3, и не коснулась других частей Объединенного Королевства. Созданные в процессе либерализации две крупные частные генерирующие компании унаследовали ряд устаревших и неэффективных угольных электростанций, которые в новых условиях, требовавших экономичных и высокоманевренных мощностей, приносили только убытки. Практически в то же время сняли долго существовавший законодательный запрет на использование природного газа для производства электроэнергии. В Англии и Уэльсе пошел активный процесс вывода из строя и демонтажа старых электростанций, модернизации тех, которые оставались рентабельными и строительства новых. За 11 лет работы Пула с 1990 по 2001 гг. в структуре выработки электроэнергии Англии и Уэльса по виду топлива произошли существенные изменения. Использование угля сократилось с 65 до 36 %; нефти — с 11 до 2 %; доля природного газа, наоборот, выросла с 1 до 33 %; доля выработки на ядерном топливе постоянно колеблется в пределах от 21 до 29 %; доля гидрогенерации в выработке электроэнергии 1 %.

При модернизации угольных электростанций основное внимание уделялось увеличению маневренности. Изначально генерирующие агрегаты были спроектированы для несения базовой нагрузки в недельном цикле. Их включали в ночь с воскресенья на понедельник и выключали в пятницу вечером для текущих ремонтов, чтобы запустить вновь в воскресенье ночью. Однако такой режим работы в рынке оказался убыточным. В течение двух лет, несмотря на утверждения, что это невозможно, ценой существенных капиталовложений практически все генерирующие агрегаты в Англии переоборудовали так, что их можно было останавливать вечером и утром запускать вновь. За счет этого резко увеличилась прибыльность. Все 12 созданных в 1990 г. распределительных компаний, за исключением одной, инвестировали в строительство парогазовых генерирующих мощностей на принципах проектного финансирования. Основой для привлечения инвестиций стали 15-летние договоры на поставку газа и 15-летние договоры на продажу электроэнергии и мощности. Оплата по этим договорам поступала от потребителей с мощностью потребления ниже 1 МВт, которые вначале не получили права выбора альтернативного поставщика.

Цель инвестиций в эти мощности состояла в получении нерегулируемых доходов и в противодействии доминирующей роли двух крупнейших тепловых генерирующих компаний. На этой основе возникла первая волна инвестиций. Две крупнейшие генерирующие компании National Power и PowerGen одновременно инвестировали в строительство парогазовых блоков суммарной мощностью 4500 МВт и демонтировали убыточные устаревшие угольные электростанции. На оставшихся угольных электростанциях проводилась программа модернизации, позволившая значительно улучшить их операционные характеристики. Первая волна инвестиций приостановилась из-за увеличения цены на газ на 25 % в 1992 году. Второй цикл инвестиций пришелся на вторую половину девяностых годов прошлого века. Инвестиции в этом случае были на коммерческой основе (merchant plant), т.е. без долгосрочных договоров.

В результате в Англии и Уэльсе произошли:

  •  масштабная модернизация тепловых электростанций;
  •  демонтаж устаревших мощностей;
  •  строительство электростанций, использовавших новейшие технологии;
  •  увеличение резерва установленной мощности до 30% от пика потребления.

Принятие нового порядка торговли электроэнергией (NETA) в 2001 г. существенно изменило картину.  Если в предыдущей системе торговли наиболее прибыльным сегментом рынка была генерация, то в новых условиях в выигрыше оказались структуры, одновременно владевшие и генерацией, и сбытом. Они продают энергию, произведенную своим генератором, своей сбытовой компании, которая продает ее конечным потребителям по свободным (трансфертным) ценам в условиях отсутствия репрезентативного ценового сигнала.. С этого времени строительство новых электростанций в Англии практически прекратилось.

Многие из введенных в ряде регионов Соединенных Штатов Америки конкурентных энергорынков строились и начали функционировать в условиях избытка генерирующих мощностей. Поэтому конкуренция привела к снижению цен на электроэнергию для потребителей. Однако в плане долгосрочного развития вопрос о привлечении инвестиций в новые мощности остается открытым. Достаточно много средств инвестировано в генерирующие мощности в 90-х годах, когда в строй введены новые электростанции суммарной установленной мощностью около 150 000 МВт. Инвестиции в инфраструктуру электроэнергетики в США в период с января 2002 г. до июня 2003 г. позволили увеличить установленную мощность генерации еще на 10 %. Из 85 000 МВт новых мощностей, сданных в эксплуатацию за этот период, 96 % составляли газотурбинные электростанции. Многие из них построены на основе решений, принятых ранее в период высоких оптовых цен на электроэнергию. Львиная доля средств инвестирована в производство электроэнергии в основном коммерческими компаниями (merchant companies) для участия в конкурентных рынках. Небольшие инвестиции в сетевое хозяйство сделаны регулируемыми коммунальными компаниями. Коммерческие компании инвестировали около 30 млрд. долл. на финансирование строительства 60000 МВт новых генерирующих мощностей, что составило приблизительно 42 % от всех новых мощностей, сданных в эксплуатацию за период с 1998 по 2002 г. Инвесторы (а не конечные потребители электроэнергии) взяли на себя риск, связанный с этими инвестициями, в ожидании высоких прибылей. С вводом новых мощностей увеличились резервы и упали цены на рынках мощности, где генераторы обычно получают существенную долю своих доходов. В дополнение к этому, как обычно происходит на рынках с устойчивыми или снижающимися ценами на электроэнергию для конечных потребителей, рост цен на газ вызвал спад прибылей генераторов. При зарегистрированных в 2002 и 2003 гг. рыночных ценах на электроэнергию в большинстве регионов США инвестиции в новые генерирующие мощности оказались бы неоправданными. Тем не менее, в отдельных местностях рыночные цены продолжают сигнализировать о необходимости ввода новых мощностей.

В континентальных странах Европейского союза на протяжении многих десятилетий поставки электрической энергии были достаточно надежны. Практически повсеместно наблюдался избыток генерирующих мощностей. До либерализации рынка это обеспечивалось за счет деятельности монопольных вертикально интегрированных компаний, зачастую находившихся в государственной собственности. Либерализация рынка, появление конкуренции и падение цен ухудшили финансовое положение отрасли. Проведенный в 2001 г. организацией «Евроэлектрик» анализ показал, что рентабельность вложений капитала в период с 1997 по 2000 гг. для большинства энергокомпаний либо была нулевой, либо сократилась. Фактически электроэнергетический сектор в странах ЕС сегодня можно считать высоко рисковым, с длительным сроком возврата инвестированных средств и средним уровнем доходности. Потребление электроэнергии в Европе растет год от года, хотя темпы этого роста несколько снизились. По прогнозам, в период с 2000 по 2030 г. в зонах ЕС-15 и ЕС-25 рост потребления составит 1,5 % в год.

Размеры капиталовложений для покрытия такого увеличения спроса будут почти в два раза больше, нежели расходы на простое расширение производства. Дело в том, что до 2030 г. ожидается вывод  из эксплуатации большого количества устаревших электростанций или электростанций, которые будут закрыты из-за ужесточения природоохранного законодательства, слишком высоких затрат на соблюдение требований по сокращению выбросов в атмосферу, из-за низкой рентабельности, вызванной неэффективностью производства.

Внутренний рынок электрической энергии (ВРЭ) стран ЕС только сейчас, после 15 лет дискуссий становится реальностью. Новая директива по созданию ВРЭ от 2003 г. определяет эффективные инструменты, которые могут использоваться правительствами, когда рынок не обеспечивает привлечение необходимых инвестиций. В частности, одним из инструментов являются тендеры на строительство электростанций с гарантией возврата вложенного инвестором капитала.

Несмотря на изменение обстановки, в отрасли ощущается уверенность в способности либерализованного рынка обеспечить надежность поставок электроэнергии и  наличие инвестиционных средств. Практика показывает, что если в вопросе либерализации электроэнергетики как направления дальнейшего ее развития в мировом масштабе достигнут консенсус, то инструменты развития и привлечения инвестиций все еще находятся в стадии разработки и вызывают активные дискуссии.

Создание институтов конкурентного рынка электроэнергии ставит новые задачи и требует учета новых рисков, которые связаны с введением свободного ценообразования.

Неравномерность уровней потребления, порождает необходимость искать в разные моменты времени разные уровни равновесных цен. Низкая эластичность текущего спроса может порождать в моменты временного дефицита (в силу аномальных климатических условий или интенсивных ремонтных программ) высокие всплески цен, к которым должны быть готовы как потребители, так и производители электроэнергии. Собственно ничего необычного в таких колебаниях цен нет, мы сталкиваемся с ними и на многих других товарных рынков. Особенностью электроэнергетики, как уже отмечалось, является невозможность хранения, а, следовательно колебательные процессы могут проявляться гораздо сильнее.

В таких условиях, как для потребителей, так и для производителей крайне важным становится появления инструментов хеджирования ценовых колебаний, в качестве которых обычно выступают долгосрочные контракты с формулами цен или финансовые инструменты вторичного рынка (фьючерсы и форварды).

Другим следствием нестабильности цен является необходимость учета ценовой кривой при принятии инвестиционных решений. В новых условиях инвестор не может ориентироваться на «средний» уровень цен, а должен избирать тип электростанции (базовый, пиковый или полупиковый), которую он собирается строить. При этом справедливо общее правило – чем более маневренна генерирующая станция, тем более выгодно ее функционирование с точки зрения доходов от продажи (см. пример инвестиций в рынке Великобритании).

Следует подчеркнуть, что волатильность цен сама по себе (как и все в рыночной экономике) является и риском и возможностью заработать. Настоящим риском является неадекватное поведение регулирующих органов в условиях волатильности цен.

Во многих странах конечные потребители изолированы от влияния рыночных цен с помощью усредненных тарифов. Но даже там, где потребитель платит цены краткосрочного рынка, зачастую нет достаточного осознания связанного с этим риска и нет достаточного количества долгосрочных договоров. Это ведет к недостатку инвестиций в генерирующие мощности, росту цен, недовольству потребителей и панике в правительстве. Правительства и регулирующие органы, как правило, ведут себя сдержанно, когда уровень рыночных цен ниже их представлений о средних издержках производителей. Как только уровень рыночных цен начинает расти, у регуляторов возникает непреодолимая тяга к действию, вначале в виде анализа причин этого роста, а затем регулятивным вмешательством в виде ограничения цен. Работа рыночного механизма в результате этого нарушается, а ценовой сигнал, призванный стимулировать инвестиции, искажается или пропадает. Как результат – еще более высокие цены в последствии, когда, в силу необходимости обеспечить растущее потребление, приходится срочно привлекать инвестиции в электроэнергетику. При этом инвестор, напуганный нерациональным поведением регулятора, будет инвестировать только в том, случае, когда уровень доходности обеспечивает не только возврат капитала, но и окупает значительные регуляторные риски.

Конкурентные рынки электроэнергии достаточно хорошо справлялись с проблемой привлечения инвестиций в новые мощности не только в таких инвестиционно привлекательных странах и юрисдикциях, как Соединенные Штаты и Великобритания, но и в менее стабильных странах, в частности, в Латинской Америке. Однако этот процесс подвержен циклам нарастания и спада. Инвесторы строят новые электростанции в период высоких рыночных цен, за счет чего возникает избыток мощности. Тогда цены падают, и постепенно вновь возникает дефицит, после которого должен начаться новый период роста цен и строительства. Однако риск того, что он начнется с запозданием, достаточно велик.

В мире на сегодняшний день используются три основных типа регулятивного подхода к проблеме обеспечения достаточного резерва генерирующих мощностей: (а) положиться на рынок электроэнергии для решения этой проблемы; (б) установить регулятивный механизм платы за мощность, чтобы обеспечить нужный уровень инвестиций и, в некоторых случаях стабилизировать непредсказуемые доходы генерирующих компаний; (в) обязать покупателей приобрести и оплатить доступ к определенному объему мощности, возможно через некий рыночный механизм, что должно обеспечить наличие достаточной величины установленной мощности в системе.

Первый подход наиболее простой. Однако на протяжении начального периода, когда покупатели только привыкают к заключению хеджирующих риски договоров, может привести к множественным случаям всплеска цен и перебоям в электроснабжении. Покупатели и власть, как правило, интерпретируют эти явления как недостатки рыночного механизма, а не как последствия недостаточного хеджирования рисков. Скорее всего, регулятор потребует существенного изменения правил работы рынка намного раньше, чем покупатели научатся вести себя соответствующим образом.

Во втором подходе предусматриваются административно установленные платежи за мощность. В теории они должны были бы привлекать новые инвестиции и приводить к стабильным и более низким ценам за электроэнергию. Однако регулятивная сущность процедуры установления цен за мощность и распределение собранных средств между разными генерирующими мощностями вызывают серьезные разногласия. Наиболее остро этот вопрос стоит в системах с тепловой и ГЭС-генерацией, так как последняя ограничена не установленной мощностью, а наличием воды. Кроме этого, совершенно неочевидно, улучшается ли надежность энергосистемы за счет этих платежей, а раздраженные потребители утверждают, что платят деньги, не получая ничего взамен.

Третий подход заключается в создании рынка мощности. Регулирующий орган устанавливает количество мощности, доступ к которой должен обеспечить себе каждый участник рынка, являющийся покупателем, и максимальную мощность, которую позволено продать каждому производителю электроэнергии. Организуется рынок, на котором осуществляется торговля мощностью по сформированным на нее ценам. Таким образом, размер компенсации генерирующим компаниям за их инвестиции в генерирующие объекты определяется на основе конкурентного рыночного процесса. Однако и этот подход обладает рядом недостатков. Основной из них - покупатели не видят реального продукта, который они получают в обмен на плату за мощность. Производители же энергии имеют ограниченное количество обязанностей, вытекающих из сделки по продаже мощности и имеют право экспортировать энергию за пределы рынка, если цены там выше. При этом рынки мощности должны быть адекватным образом связаны с рынками электроэнергии для того, чтобы отразить иные потребительские свойства мощности (эффективность, маневренность и т.д.). Одним из направлений совершенствования механизмов рынков мощности является стимулирование долгосрочных стандартизованных контрактов на мощность и энергию и вторичная торговля такими контрактами. Рынки мощности, по-видимому, наиболее адекватный механизм регулирования цикличности процесса инвестиций в новые мощности.

Рассмотренные выше примеры деятельности конкурентных рынков электроэнергии убедительно показывают, что рыночные цены на электроэнергию подвержены влиянию таких объективных факторов, как климат, цены на топливо, водные режимы рек и наличие или отсутствие достаточных резервов мощности. Цены зависят и от структуры используемых ресурсов (органическое, ядерное топливо, гидроресурсы), структуры отрасли и механизма ее регулирования. Они зависят от таких субъективных факторов, как недостаточная степень конкурентности, неадекватные правила рынка и, наконец, от вмешательства властей в их работу. Пример Аргентины показывает, что политические соображения способны разрушить даже эффективно функционирующий рынок или существенно исказить его работу, как это видно на примере канадской провинции Онтарио. Пример Новой Зеландии и Чили показывает, что стандартные правила не способны обеспечить стабильность цен в локальных энергосистемах с высокой долей гидрогенерации. Опыт либеризации рынка электроэнергии в разных странах подтверждает способность рыночных структур привлекать частные инвестиции в создание новых мощностей. Примечательно, что даже весьма существенные инвестиции не влекут за собой роста рыночных цен, как это было бы при ценовом регулировании. При избытке мощности инвесторы могут терпеть убытки или даже обанкротиться из-за падения цен, а на потребителях это почти не отразится.

Не выявлено ни одного факта явного роста цен, инспирированного введением конкурентного рынка взамен вертикально-интегрированной энергокомпании. Как правило, цены демонстрируют высокую волатильность в течение года-двух после запуска рынка, а затем начинают снижаться, по крайней мере в реальном выражении (с поправками на инфляцию и топливную составляющую). Все без исключения конкурентные рынки электроэнергии характеризуются повышением качества обслуживания потребителей. Стимулом для повышения качества обслуживания становится конкуренция, возникающая при получении потребителем права выбирать поставщика.

Если качество обслуживания потребителей повысилось во всех странах, где предпринималась реформа электроэнергетики, то этого нельзя сказать о снижении цен. Очевидно, что в тех странах, где дореформенные цены не покрывали затрат энергокомпаний, либерализация должна была привести к повышению тарифов. Однако и там, где тарифы соответствовали затратам, а в некоторых случаях были даже необоснованно выше их, наблюдались случаи резких скачков цен на электроэнергию.

Цена зависит от эффективности работы оптового рынка электроэнергии. Сбои в эффективной работе рынков, приводившие к резким всплескам цен, являлись следствием одного или нескольких следующих факторов:

  •  злоупотребления рыночной силой, возникающей из-за недостаточного количества участников рынка при неправильной структуре и размещении генерирующих компаний;
  •  просчетов в проектировании рынков;
  •  вертикальной интеграции между производителями электроэнергии и владельцами сетей;
  •  неучастия потребителей в рынках.

Дискуссия о наиболее эффективной конструкции оптового рынка электроэнергии остается в центре внимания. Центральный вопрос здесь следующий: как нужно строить рынок, — основываясь  на принципе централизованного планирования и ведения режимов или на основе двухсторонних договоров между продавцами и покупателями. Эта дискуссия носит в значительной мере теоретический характер,  очевидно одно, что ни одна конструкция рынка не будет эффективной, если нет достаточного числа конкурирующих продавцов электроэнергии.

Задачи контроля за эффективностью работы рынка и за развитием добросовестных конкурентных отношений в нем ставились во многих странах, где возникли либерализованные рынки электроэнергии. Они решались в разных странах по-своему и с разным успехом. Этот аспект деятельности регулирующих и антимонопольных органов имеет крайне важное значение для успешной либерализации электроэнергетики.

Наряду с большими успехами, достигнутыми в ряде стран, иногда усилия государств по созданию эффективных оптовых и розничных рынков электроэнергии сталкиваются с проблемами. Среди них отметим энергетический кризис в Калифорнии; скандалы, связанные с деятельностью компании Энрон; провал плохо продуманных реформ в Бразилии; макроэкономические проблемы, препятствующие инвестициям в такой достаточно продуманной системе, как в Аргентине; непрекращающееся политическое вмешательство, препятствующее частным инвестициям в Индии и Пакистане.

Имеющийся опыт позволяет сделать следующие основные выводы:

  •  либерализация электроэнергетики из регионального процесса, который начался с реформ в нескольких странах (Чили, Великобритания, Скандинавия), несмотря на объективные и субъективные сложности, превратился в глобальный процесс, который идет на всех континентах и только набирает обороты;
  •  проблемы, возникшие в странах, вступивших на путь либерализации, связаны не столько с либерализацией как таковой, сколько с непоследовательностью или нерешительностью в ее реализации (Аргентина, Онтарио, Калифорния);
  •  поиск наилучших форм либерализации в мире не закончен и связан, в основном, с «балансированием» потребностей в текущей и долгосрочной эффективности электроэнергетики.

2.2. Синхронная зона ЕЭС/ОЭС — роль и стратегия развития на евроазиатском континенте

В главе 1 показано, что в СССР была заложена основа единой энергетической системы всех союзных республик. Современное энергетическое объединение энергосистем стран СНГ и Балтии (синхронная зона* ЕЭС/ОЭС) по своей структуре незначительно отличается от ЕЭС СССР. В настоящее время на обширной территории от западных границ Украины до Забайкалья и от Таджикистана до Кольского полуострова простирается синхронное объединение 14 национальных энергосистем, в которой Единая электроэнергетическая система России работает параллельно с объединенными энергосистемами стран СНГ и Балтии (рис. 2.2.1).

В состав ЕЭС России входят шесть параллельно работающих ОЭС — Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Северного Кавказа, Сибири, а также ЭЭС Янтарьэнерго. ОЭС стран СНГ включают в себя энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Киргизстана, Молдовы, Монголии, Таджикистана, Узбекистана и Украины. В ОЭС стран Балтии входят энергосистемы Латвии, Литвы и Эстонии. ЕЭС/ОЭС — протяженная структура в пределах 6 часовых поясов — развивалась централизованно, но после распада СССР управление ЕЭС/ОЭС становится децентрализованным. При этом координацию балансов активной мощности продолжает выполнять СО-ЦДУ ЕЭС.

Структура установленных мощностей ЕЭС/ОЭС приведена в табл. 2.2.1 и на рис. 2.2.2.

Рис.2.2.1. Объединенные электроэнергетические системы в составе ЕЭС/ОЭС

Наибольшие генерирующие мощности установлены на ТЭС, но структуры генерирующих мощностей некоторых ОЭС имеют свои особенности. Так, в ОЭС Таджикистана преобладает гидрогенерация, а в ОЭС Белоруссии, Молдовы — ТЭС.

Установленная мощность ЕЭС России составляет 61,4% суммарной установленной мощности ЕЭС/ОЭС.

Таблица 2.2.1

Структура установленной мощности ЕЭС/ОЭС,  в 2006 г., МВт

Страна

Суммарная установленная мощность

В том числе

ТЭС

ГЭС

АЭС

Азербайджан

5550

4600

950

Беларуссия

7820

7808

12

Грузия

4520

1787

2733

Казахстан

18035

15785

2250

Киргизстан

3617

707

2910

Латвия

2058

520

1538

Литва

6258

2562

1096

2600

Молдова

2914

2850

64

Монголия

840

840

Россия

193996

131650

40090

22256

Таджикистан

4400

320

4080

Украина

52143

33524

4784

13835

Узбекистан

11264

9844

1420

Эстония

2375

2370

5

Всего:

315790

215167

50374

38691

Рис. 2.2.2. Структура установленной мощности ЕЭС/ОЭС

Структура выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС приведена в табл. 2.2.2 и на рис. 2.2.3.

Рис. 2.2.4. Структура выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС (2006 г.)

Таблица 2.2.2

Структура годовой выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС, ГВт·ч

Страна

Суммарная генерируемая мощность

В том числе

ТЭС

ГЭС

АЭС

Азербайджан

21160

18690

2470

Белоруссия

30965

30942

23

Грузия

7120

670

6450

Казахстан

61450

52850

8600

Киргизстан

13830

960

12870

Латвия

4584

1540

3044

Литва

19240

3190

950

15100

Молдова

3990

3700

290

Монголия

3415

3415

Россия

871200

564800

161700

144700

Таджикистан

16300

100

16200

Украина

47300

41000

6300

87022

Узбекистан

181344

82586

11736

Эстония

8930

8900

30

Всего:

1290828

813343

230663

246822

Балансы мощности ЕЭС/ОЭС характеризуют соответствие между рабочей мощностью электростанций и нагрузкой потребителей энергосистемы с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, обмена мощностью с другими энергосистемами и нормированных резервов мощности. Он составляется для периода зимнего годового максимума нагрузки. В приходной части баланса учитывается располагаемая мощность электростанций, определяемая по суммарной установленной мощности с учетом ограничений, которыми являются:

  •  снижение располагаемой мощности из-за ограничений по выдаче мощности;
  •  отсутствие тепловых нагрузок ТЭС (для турбин с противодавлением);
  •  снижение напора ГЭС или ее используемой мощности по условиям удовлетворения потребностей неэнергетических потребителей.

При определении расходной части баланса мощности ЕЭС принимается ее абсолютный годовой максимум нагрузки. На основании баланса мощности составляется баланс электроэнергии с проверкой возможности выработки требуемого количества электроэнергии, определением потребности в топливе, определения потоков электроэнергии между параллельно работающими энергосистемами.

На рис. 2.2.4 приведен баланс мощности ЕЭС/ОЭС, соответствующий зимнему максимуму 2004 г. Как следует из рисунка, основные мощности производства и потребления ЕЭС/ОЭС сосредоточены в ЕЭС России, что свидетельствует об определяющей роли ЕЭС в формировании режима в синхронной зоне.

Параллельная работа ЕЭС России с зарубежными энергосистемами, а также поставки электроэнергии из одной энергосистемы в другую (экспорт и импорт электроэнергии) в 2004 году показаны на рис. 2.2.5.

На территории евроазиатского континента, кроме ЕЭС/ОЭС, работают синхронные зоны UCTE — Союз по координации передачи электроэнергии и NORDEL — энергообъединение стран Северной Европы.

UCTE (или западная синхронная зона) охватывает энергосистемы Западной Европы. Энергосистемы Великобритании связаны с UCTE подводным кабелем под Ла-Маншем пропускной способностью 2000 МВт; установленная мощность UCTE — 608 ГВт; максимум потребления — 384 ГВт; годовое потребление — 2323 ТВт·ч.

Северная синхронная зона NORDEL объединяет энергосистемы Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии и Исландии. Западная (континентальная) часть энергосистемы Дании работает параллельно с UCTE, а восточная — с NORDEL, энергосистема Исландии работает автономно. Установленная мощность NORDEL — 90 ГВт. Максимум потребления — 65 ГВт. Годовое потребление — 401 ТВт·ч.


Рис. 2.2.4. Баланс мощности (МВт) ЕЭС/ОЭС, 18.00 московского времени зимнего дня
15.12.2004


Рис. 2.2.5. Параллельная работа с зарубежными энергосистемами. Поставки электроэнергии (экспорт, импорт) между энергосистемами России, стран Балтии и СНГ в 2004 г., млн кВт·ч

Между ЕЭС России и NORDEL имеются три ВЛ 400 кВ, соединяющие ЕЭС/ОЭС с Финляндией и ряд ВЛ 110—150 кВ между Россией и Финляндией, Норвегией, по которым в островном режиме работают мелкие гидроагрегаты.

Между энергосистемами Западной Европы — энергосистемами UCTE и ЕЭС/ОЭС синхронной связи нет. С 1 июля 2002 г. параллельно с энергосистемами UCTE функционирует Западная энергосистема Украины (так называемый Бурштынский остров) с нагрузкой порядка 1000 МВт. В 2004 г. в эту синхронную зону вошли энергосистемы Румынии и Болгарии, ставшие членами UCTE с мая 2003 г.

Каждая энергосистема в составе ЕЭС/ОЭС управляется национальным Системным оператором, выполняющим традиционные функции оперативно-диспетчерского управления. В пределах каждой национальной энергосистемы оперативно-диспетчерское управление централизовано. В ЕЭС/ОЭС оно децентрализовано, но Системный оператор ЦДУ ЕЭС управляет балансом активной мощности синхронной зоны.

Сложность комплексной задачи оперативно-диспетчерского управления режимами энергообъединения вызывает необходимость ее декомпозиции на ряд взаимосвязанных задач, решаемых на различных ступенях диспетчерского управления (территориальный аспект) и для различных временных  периодов.

В Западной синхронной зоне (UCTE) нет централизованного оперативно-диспетчерского управления. Вместо него существует иерархическая структура, состоящая из областей, блоков и зон управления. Область управления — часть энергосистемы, управляемая одним системным оператором. В соответствии с правилами UCTE, каждый оператор области управления несет ответственность за поддержание первичных и вторичных резервов, третичных резервов, достаточных для восстановления вторичного резерва после крупных аварий, восстановление системы и т.д.

Блок управления состоит из одной или более областей управления. Оператор блока управления (один из системных операторов в блоке управления) несет ответственность за поддержание баланса всего блока управления в рамках согласованных перетоков.

Высший уровень — зона управления, состоящая из нескольких блоков управления. В UCTE существуют две зоны управления — зона управления Север (управляемая немецким системным оператором RWE TransportNetz); зона управления Юг, которой управляет швейцарская компания ETRANS.

Развитие ЕЭС/ОЭС на евроазиатском континенте происходит по двум основным направлениям:

развитие интеграции ЕЭС/ОЭС с энергосистемами стран СНГ и дальнего зарубежья, усиление электрических связей с энергосистемами NORDEL, Китая, Монголии;

объединение синхронных зон и, в частности, объединение ЕЭС/ОЭС с UCTE.

Идея синхронной работы ЕЭС/ОЭС c Европейскими энергообъединениями неоднократно обсуждалась на разных уровнях. Задача подготовки объединения ЕЭС/ОЭС с энергообъединениями Европы получила политическую поддержку руководства России и Евросоюза.

В Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 г., принятой Правительством РФ в 2003 г., к стратегическим целям развития электроэнергетики отнесено «сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте».

Подготовка перехода на параллельную работу ЕЭС/ОЭС и UCTE — часть процесса преодоления технологического разрыва, образовавшегося между энергосистемами Запада и Востока, что может принести серьезные политические и экономические выгоды всем участникам проекта объединения. Синхронное объединение ЕЭС/ОЭС с UCTE создаст предпосылки для развития объединенного общеевропейского рынка электроэнергии и мощности, в котором проявят себя взаимовыгодные преимущества от совместной работы:

взаимопомощь в аварийных ситуациях;

возможность лучшего использования существующего парка генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов за счет сокращения резервов мощности и несовпадения по времени максимумов нагрузки за счет часовых сдвигов, несовпадения праздничных дней и др.;

расширение возможностей торговли электроэнергией;

повышение надежности функционирования примыкающих энергосистем;

сокращение расходов на дальнейшее развитие сетевой структуры, особенно интерфейса;

повышение надежности, в том числе живучести, устойчивости энергосистем;

повышение качества электроэнергии (в первую очередь, стабильность частоты), гармонизация стандартов и уменьшение затрат на их достижение.

Для России объединение энергосистем имеет долгосрочное стратегическое значение с точки зрения взаимодействия с европейскими странами, интеграции в общеевропейский рынок электроэнергии.

2.3. Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики

2.3.1. Экспорт и импорт электроэнергии

В современных промышленно развитых государствах электроэнергетика считается важнейшей стратегической отраслью, влияющей на жизнеобеспечение всех элементов национальной экономики. В большинстве соседних с Россией государств электроэнергетика – крайне политизированная отрасль, непосредственно влияющая на экономику и общественно-политические процессы. Функционирование единой энергосистемы России в определенной степени зависит и от режимов работы энергосистем сопредельных стран, характера взаимодействия с ними. Обмен электроэнергией в рамках параллельной (синхронной) работы, а также взаимные поставки в рамках экспортно-импортных операций создают предпосылки для оптимизации национальных и региональных топливно-энергетических балансов.

Географическая неравномерность сосредоточения топливно-энергетических ресурсов предопределяет взаимозависимость их потребителей и поставщиков. В этом плане межгосударственный обмен электроэнергией представляет собой уникальный феномен: он дает государствам-участникам возможность решать свои внешнеэкономические (а в ряде случаев — и внешнеполитические) задачи и в значительно меньшей степени, чем международная торговля другими товарами, подвержен политическим ограничениям. Например, в период 2001—2003 гг. существовали поставки электроэнергии из Армении в Турцию, несмотря на то что политические и внешнеэкономические связи между этим странами в то время были официально разорваны. Справедливость такого утверждения основана на уникальности электроэнергии как физического явления и товара. Электроэнергия, производимая на российских генерирующих мощностях в Армении, передается в Грузию; поставки «российской» в финансово-правовом смысле электроэнергии в Турцию транзитом через Грузию совершенно не исключали того, что по своему физическому происхождению она могла быть «армянской». Турецкие власти, весьма чувствительные к «армянскому вопросу», осознавали это, однако заняли достаточно реалистичную позицию и не препятствовали заключению и исполнению внешнеторгового контракта с Россией.

Специфика внешнеторговых операций в электроэнергетическом секторе в том, что они могут системно осуществляться исключительно на технологической основе совместной работы энергосистем стран-контрагентов. Со своей стороны, хорошо структурированная внешнеэкономическая деятельность в данном секторе стимулирует использование преимуществ параллельной работы энергосистем, разработку и реализацию программ восстановления и усиления межгосударственных электрических связей. С этой точки зрения взаимодействие в электроэнергетическом секторе есть неотъемлемый элемент общей системы функционирования единого экономического пространства как в рамках существующих сегодня межгосударственных объединений (СНГ, ЕврАзЭС и др.), так и на более высоком геополитическом уровне.

Внешнеторговая экспансия в электроэнергетическом секторе в сочетании с установлением российского контроля над стратегически важными зарубежными объектами жизнеобеспечения в энергетике — значимый фактор укрепления внешнеэкономических и внешнеполитических позиций России в ряде стран Европы и Азии, в первую очередь на пространстве СНГ.

Экономические предпосылки для экспорта (и импорта) электроэнергии практически ничем не отличаются от таковых для экспорта других товаров и услуг. В первую очередь это различие в ценах на электроэнергию в разных государствах, обусловленное различиями в уровне издержек на ее производство, разной стоимостью топливно-энергетических и трудовых ресурсов, различиями в налоговой и тарифной политике государств. Безусловно, для экспорта необходим избыток генерирующих мощностей в национальной электроэнергетической системе, позволяющий не только обеспечить надежное снабжение электроэнергией народного хозяйства своей страны, но и производить излишки электроэнергии для целей экспорта. Для осуществления экспорта электроэнергии необходимы определенная технологическая совместимость и достаточно высокий уровень развития электроэнергетических комплексов государств, чтобы перемещать электроэнергию на значительные расстояния.

Сдерживающий фактор для экспорта — стратегическое значение электроэнергии как стержня не только экономики, но обороноспособности государства и, как следствие, стремление большинства государств к энергетической независимости, т.е. к самообеспечению электроэнергией.

Таким образом, объем экспортно-импортных операций существенно зависит от избыточности/дефицитности каждой из стран и подвержен значительным колебаниям. В этой связи принципиальным является не столько объем операций, сколько само его наличие, которое позволяет странами использовать  преимущества совместной работы.

К 2003—2005 гг. основными рынками сбыта российской электроэнергии стали Финляндия (практически половина российского экспорта электроэнергии), Республика Беларусь, Казахстан и Азербайджан. Значительные объемы экспортировались в ряд других государств ближнего и дальнего зарубежья. Рост экспорта в Финляндию стал возможен благодаря увеличению пропускной способности российско-финляндского сечения вследствие ввода в эксплуатацию третьей межгосударственной ЛЭП и пуска первого энергоблока Северо-Западной ТЭЦ.

Возможности для увеличения российского экспорта электроэнергии связаны с возобновлением поставок в Центральную и Восточную Европу в результате синхронизации с объединением UCTE и с развитием энергетики российского Дальнего Востока, открывающим перспективы для увеличения поставок электроэнергии в Китайскую Народную Республику (КНР). Весьма перспективными представляются возобновление экспорта в Турцию, выход на рынок электроэнергии Ирана. Более отдаленные перспективы связаны с поставками в Японию, однако они сдерживаются необходимостью очень больших инвестиций в новое строительство.

Хотя сегодня экспорт российской электроэнергии достиг значительного уровня (таблица 2.2.1), совершенно очевидно, что на ближайшие годы и даже десятилетия для России экспорт электроэнергии будет всегда стоять на втором месте после удовлетворения потребностей экономики страны.

Таблица 2.2.1.

Объемы экспорта  электроэнергии с территории России в 2006 году