13№ 3 (322), 2010 13№ 3 (310), 2008 13№ 3 (322), 2010

НАУКА И ТЕХНИКА

• Регламентация бюджетного (кредитного) участия в реализации программ энергосбережения;

• Поддержка государством рыночной биржевой и спото-вой торговли энергоносителями;

• Формирование системы информации и пропаганды в сфере энергосбережения и энергоэффективности.

3. Организационные меры:• Определить федеральный орган государственной

власти, уполномоченный проводить в стране энергосбе-регающую политику;

• Создать Российскую информационно-экономическую систему энергоэффективности;

• Создать систему государственной энергетической экспертизы;

• Усовершенствовать систему государственной стати-стической отчетности в сфере энергопользования;

• Учредить государственные премии России за дости-жения в области энергоэффективности.

Реализация предложенной системы потребует значи-тельных средств и усилий большого коллектива ученых и специалистов в области ТЭК, экономистов, предста-вителей законодательной и исполнительной власти всех уровней.

В 2008–2009 гг. Минэнерго РФ разработало Энергетиче-скую стратегию России на период до 2030 г., которая была утверждена Распоряжением Правительства РФ № 1715-р от 13.11.2009 г. [1].

Раздел Электроэнергетики в Энергетической стратегии разрабатывало ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржи-жановского» (ОАО «ЭНИН») с привлечением Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН (ИСЭМ СО РАН) и ряда специалистов отрасли.

Ниже изложены основные положения развития элек-троэнергетики России на период до 2030 г., вытекающие из проведенной работы.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

Основу производственного потенциала российской элек-троэнергетики составляют более 700 электростанций общей установленной мощностью 225 ГВт и линии электропере-дачи разных классов напряжений протяженностью более 2,5 млн км. Около 90 % этого потенциала сосредоточено в ЕЭС России, являющейся уникальным техническим комплексом, обеспечивающим электроснабжение потре-бителей на основной части обжитой территории страны.

В структуре генерирующих мощностей электростан-ций России преобладают тепловые электростанции, доля которых в установленной мощности составляет 68,4 %, доля атомных электростанций – 10,6 % и доля гидравли-ческих станций составляет 21 %. Порядка 80 % генериру-ющих мощностей тепловых электростанций в Европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте, в то же время в Восточной части России более 80% гене-рирующих мощностей ТЭС работают на угле.

ПеРСПеКтивы РаЗвитиЯ ЭлеКтРоЭНеРГетиКи РоССии

на период до 2030 г.

В.А. Баринов, д-р техн. наук, заведующий отделением ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского»

Реформирование электроэнергетики, осуществляемое с 1991 г., привело к ухудшению экономических показателей работы отрасли. С 1991 г. более чем в 1,5 раза увеличи-лись относительные потери электроэнергии в электриче-ских сетях на ее транспорт. Более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли. Более чем в 2 раза снизилась эффективность использования капи-тальных вложений. Существенно сократились вводы новых и замещающих генерирующих мощностей. Ввод новых гене-рирующих мощностей на электростанциях России с 1992 по 2008 г. составил 24 тыс. МВт, что составляет в среднем порядка 1400 МВт в год, то есть значительно (примерно в 5 раз) меньше вводов генерирующих мощностей, которые были в 60–80-х годах прошлого столетия. В результате за последние годы произошел существенный рост тарифов на электрическую энергию, и они приблизились к тарифам в США и других странах.

Одной из основных причин снижения экономической эффективности функционирования и развития российской электроэнергетики является отсутствие в настоящее время эффективной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнерге-тических объектов, которая бы обеспечивала ту минимиза-цию затрат на развитие и функционирование электроэнер-гетики, которую обеспечивала прежняя централизованная система управления отраслью.

Другими проблемами отрасли являются:• лавинообразное нарастание процесса старения основ-

ного оборудования электростанций и электрических сетей;• наличие дефицита генерирующих и сетевых мощно-

стей в ряде регионов страны;• усложнение проблемы обеспечения надежности ЕЭС,

ОЭС, региональных энергосистем в связи с коренным изме-нением структуры собственности в региональных энерго-

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

1414

системах, которые до реформирования электроэнергетики представляли собой вертикально-интегрированные компании;

• утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки;

• крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа;

• резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

• существенное сокращение строительного потенциала;• сокращение потенциала в отраслях отечественного энерго-

машиностроения и электромашиностроения, серьезное отстава-ние в сфере разработок, освоения и внедрения новых техноло-гий производства, транспорта и распределения электроэнергии.

В этих условиях главной стратегической задачей, стоя-щей перед электроэнергетической отраслью страны, явля-ется выбор стратегически правильных решений по разви-тию электроэнергетики, механизмам и структуре ее управ-ления, обеспечивающих в условиях выстраиваемой ресурс-ной базы электроэнергетическую безопасность страны, устойчивое развитие и эффективное функционирование электроэнергетической отрасли.

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ НА ПЕРИОД ДО 2030 г.

Эти цели включают:• обеспечение энергетической безопасности страны

и регионов;• удовлетворение потребностей экономики и населения

страны в электрической энергии (мощности);• обеспечение надежности работы системы электро-

снабжения России;• инновационное обновление отрасли, направленное

на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Для достижения стратегических целей развития элек-троэнергетики необходимо решение следующих основ-ных задач:

• обеспечение широкого внедрения новых высокоэффек-тивных технологий производства, транспорта и распреде-ления электроэнергии и, тем самым, построение электро-энергетики на качественно новом технологическом уровне;

• создание эффективной системы управления функцио-нированием и развитием ЕЭС и электроэнергетики страны в целом, обеспечивающей минимизацию затрат;

• обеспечение эффективной политики государства в электроэнергетике;

• диверсификация ресурсной базы электроэнергетики путем расширения ниши для увеличения доли угля в произ-водстве электроэнергии на ТЭС, расширения использова-ния АЭС, ГЭС и нетрадиционных возобновляемых источ-ников энергии;

• сбалансированное развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения потребителей;

• дальнейшее развитие ЕЭС России;• развитие малой энергетики в зоне децентрализован-

ного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития элек-тросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

• разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли,

снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, создания эффективной системы управления;

• снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших существующих и перспективных технологий.

ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕхНОЛОГИИ

Стратегические приоритеты в развитии инноваци-онных технологий в отрасли состоят в следующем:

В области развития технологий тепловой генерации:• Создание современных, эффективных и мощных газо-

вых турбин на основе интенсификации собственных разра-боток, получения лицензий на освоение их производства в России и, как результат, создание новых парогазовых уста-новок, что даст экономию топлива около 30 %.

• Освоение когенерационных источников теплоснабжения с использованием газовых турбин средней и малой мощно-сти и котлов-утилизаторов для выработки электрической и тепловой энергии, что позволит обеспечить коэффициент использования топлива на этих установках порядка 90 %.

• Освоение современных технологий сжигания углей с суперкритическими параметрами пара, что приведет к снижению расхода топлива на 7–10 %.

• Освоение технологий газификации угля, что позволит повысить КПД до 46–52 %.

• Освоение технологий сжигания углей в кипящем слое, что позволит улучшить экологические показатели.

• Развитие технологий энерготехнологического использо-вания твердых топлив – углей и сланцев, что даст возмож-ность получать кроме электроэнергии искусственное жидкое топливо, калорийный газ и твердые остатки (полукокс и золу).

В области развития технологий гидроэнергетики:• Создание крупных высокоэффективных гидроагрегатов

с переменной скоростью вращения мощностью до 1000 МВт, обеспечивающих высокие технико-экономические показа-тели и понижающих стоимость производства электроэнер-гии, что обеспечит повышение КПД генераторов до 99 % и снижение удельной стоимости сооружения электростанций.

• Разработка и изготовление комплекса высокоэффек-тивного оборудования для обратимых гидроагрегатов ГАЭС с переменной скоростью вращения и единичной мощностью 300–350 МВт, позволяющих обеспечить высокую манев-ренность в генераторном и насосном режимах, что даст возможность повысить КПД, снизить удельную стоимость сооружения электростанций.

• Разработка гидрооборудования для приливных элек-тростанций, прежде всего – эффективных ортогональных турбин и средств сооружения ПЭС с помощью наплав-ных блоков, что позволит приступить к освоению энергии приливов.

• Создание высокоэффективных автоматических систем мониторинга состояния оборудования и гидротехнических сооружений для обеспечения надежной эксплуатации гидро-электростанций.

В области развития технологий атомной энергетики:На ближайший период (20–25 лет) в качестве основных

будут использованы:• корпусные реакторы с водяным теплоносителем типа

ВВЭР и их модификации;• реакторы на быстрых нейтронах с жидкометалличе-

ским теплоносителем;• высокотемпературные реакторы с гелиевым тепло-

носителем.

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

15№ 3 (322), 2010 15№ 3 (322), 2010

Стратегическими направлениями развития атомной энергетики являются:

• замыкание ядерного цикла;• создание термоядерных реакторов (международный

термоядерный экспериментальный реактор – ИТЭР, демон-страционный энергетический реактор – ДЭМО).

В области развития технологий нетрадиционных источников энергии – совершенствование и создание:

• бинарных геотермальных электростанций и оборудо-вания к ним;

• микро- и малых гидростанций с оборудованием единич-ной мощностью от 2 кВт до 1 МВт;

• фотоэлектрических элементов на основе кремния, модулей и батарей с КПД 14–15 %;

• высокоэффективных (КПД > 25 %) гетероструктурных солнечных элементов и энергоустановок с концентрато-рами солнечного излучения;

• солнечных электростанций, размещаемых в космосе на солнечно-синхронных орбитах с последующей переда-чей на Землю электроэнергии в СВЧ диапазоне;

• установок нового поколения по использованию биомассы для производства электроэнергии;

• ортогональных ветроэнергетических установок;• эффективных жидкостных и воздушных солнечных

коллекторов, систем отопления и горячего водоснабже-ния на их основе;

• тепловых насосов мощностью до 10 кВт для тепло-снабжения жилых зданий и мощностью 4 МВт для произ-водственных нужд и помещений.

В области развития новых технологий систем пере-дачи и распределения электроэнергии приоритетным является создание:

• Прогрессивных проводников, полученных с исполь-зованием новых композиционных материалов, которые позволят: увеличить токонесущую способность, уменьшить затраты на сооружение линий электропередачи, уменьшить потери в сети, уменьшить вес, увеличить продолжитель-ность срока службы, увеличить сопротивление коррозии, уменьшить провисание проводов.

• Высокотемпературных сверхпроводниковых мате-риалов и устройств на их основе – кабелей, трансфор-маторов, ограничителей токов короткого замыкания, синхронных компенсаторов, двигателей и генераторов. Их широкое применение может привести к принципиаль-ным изменениям электрических сетей и используемого оборудования.

• Недорогих и надежных накопителей электрической энер-гии разных типов на всех уровнях: основной сети, распреде-лительной сети и конечных потребителей. Их применение позволит осуществить выравнивание графиков нагрузки, повысить использование генерирующих, передающих

и распределительных систем, повысить надежность энер-госнабжения потребителей.

Необходимо проведение работ по созданию новых нако-пителей с большими возможностями, в том числе на базе нанотехнологий.

Развитие получат:• Распределенная генерация и распределенные интел-

лектуальные системы управления. Среди потенциаль-ных источников распределенной генерации экономически эффективными и технически подготовленными в настоя-щее время являются газотурбинные установки небольшой мощности, нетрадиционные источники энергии, малые ГЭС и теплоснабжающие когенерационные установки на мест-ных топливах.

• Распределенные интеллектуальные системы обеспе-чат повышение управляемости генерацией, передачей, распределением и потреблением электроэнергии. Важное значение будет иметь введение автоматических систем управления спросом.

• Силовая электроника и устройства на ее основе, прежде всего, устройства FACTS. К ним относятся управ-ляемые ферромагнитные шунтирующие реакторы, статиче-ские тиристорные компенсаторы, фазоповоротные устрой-ства, продольная емкостная компенсация, объединенные регуляторы перетока мощности, СТАТКОМы, устройства асинхронной связи – передачи и вставки постоянного тока. Их применение позволит решать задачи управления пото-ками мощности, увеличения пропускной способности, регу-лирования напряжения, компенсации реактивной мощно-сти, демпфирования колебаний и обеспечение динамиче-ской устойчивости, улучшения качества электроэнергии.

ИСхОДНЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СТРАТЕГИИ

Рассматриваемые в качестве исходных данные для разработки стратегии развития электроэнергетики бази-руются на принятом в Энергетической стратегии России на период до 2030 г. сценарии инновационного развития экономики страны (базовый сценарий), который, вместе с тем, учитывает кризисные явления в экономике и снижение электропотребления в начальный период ее осуществления.

Динамика внутреннего электропотребления для базо-вого сценария энергетической стратегии характеризуется следующими граничными величинами, определяющими базовое прогнозное поле и приведенными в табл. 1.

Для количественной определенности исследований при обосновании основных положений стратегии разви-тия электроэнергетики рассматривались три варианта: вариант повышенного уровня электропотребления, соот-ветствующий верхней границе рассматриваемого диапа-

Таблица 1Динамика внутреннего электропотребления для базового сценария энергетической стратегии, млрд кВт�ч

2005 г. 2008 г. 1 этап 2 этап 3 этап Электропотребление 941 1021 1041–1218 1315–1518 1740–2164

Таблица 2Динамика внутреннего электропотребления, млрд кВт�ч

Вариант 2005 г. 2008 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.Повышенного уровня электропотребления 941 1021 1010 1220 1520 1820 2165Вариант 2000 941 1021 1000 1185 1440 1700 2000Пониженного уровня электропотребления 941 1021 985 1110 1315 1520 1740

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

16

зона; вариант пониженного уровня электропотребления, соответствующий нижней границе рассматриваемого диапазона; усредненный вариант, количественно харак-теризующий удвоение внутреннего электропотребления в 2030 г. (вариант 2000). Параметры этих вариантов пока-заны ниже в табл. 2.

Зависимости, соответствующие данным табл. 2, пред-ставлены на рис. 1.

Рис. 1. Динамика уровня внутреннего электропотребления, млрд кВт�ч

В табл. 3 показаны возможные объемы экспорта-импорта (сальдо) российской электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья на рассматриваемую перспективу.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПОЛОЖЕНИЯ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУющИх МОщНОСТЕй

Результаты выполненных исследований выявили, что суммарные вводы новых, замещающих и реконструируемых мощностей для рассмотренных вариантов роста уровней электро- и теплопотребления (повышенного, усредненного, пониженного) на период до 2030 г., характеризуются соответ-ственно следующими значениями: 297; 261 и 206 млн кВт.

Основная часть вводов генерирующих мощностей должна быть осуществлена на тепловых электростанциях. До 2030 г. может потребоваться ввод новой, замещающей и рекон-струируемой мощности тепловых электростанций в объеме 155 млн кВт для усредненного варианта, в объеме 170 млн кВт при повышенном уровне электропотребления и 127 млн кВт – при пониженном, как на площадках существующих элек-тростанций, так и на новых площадках.

Ввод новых и замещающих мощностей ГЭС (включая ГАЭС) и нетрадиционных источников энергии составит на период до 2030 года для усредненного варианта 67 млн кВт, при повышенном электропотреблении – 82 млн кВт, при пониженном – 44 млн кВт.

Ввод новых и замещающих генерирующих мощностей на АЭС составит к 2030 г. в усредненном варианте 39 млн кВт, в варианте повышенного электропотребления – 45 млн кВт, в варианте пониженного электропотребления – 35 млн кВт.

В результате структура генерирующих мощностей и произ-водства электроэнергии в России к 2030 г. изменится в сторону большего использования АЭС, ГЭС, угольных ТЭС и нетради-ционных возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

В табл. 4 показаны структура генерирующих мощностей и выработки электроэнергии на уровне 2030 г. для трех вариантов роста электропотребления.

В табл. 5–8 для усредненного варианта приведены данные по динамике развития генерирующих мощностей и производства электроэнергии.

Таблица 3Сальдо экспорта–импорта российской электроэнергии, млрд кВт�ч/год

2005 г. 2008 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.Сальдо экспорт–импорт 12 17 18–25 35–40 45–60

Таблица 4Структура генерирующих мощностей и выработки электроэнергии на уровне 2030 г.

для трех вариантов роста электропотребления

Вид электростанцийУстановленная мощность, ГВт Выработка электроэнергии , млрд кВт�ч

Повышенный вариант

Усредненный вариант

Пониженный вариант

Повышенный вариант

Усредненный вариант

Пониженный вариант

АЭС 62 57 52 437 400 356ГЭС и ВИЭ 129 114 91 422 380 320ТЭС 254 239 212 1351 1265 1124Всего 445 410 355 2210 2045 1800

Таблица 5Развитие генерирующих мощностей (усредненный вариант)

Вид электростанцийУстановленная мощность, ГВт (%)

2008 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.АЭС 23,8 (10,6 %) 32 (12,8 %) 39 (13 %) 57 (13,9 %)ГЭС и ВИЭ 47,2 (21 %) 57 (22,8 %) 71 (23,7 %) 114 (27,8 %)ТЭС 153,9 (68,4 %) 161 (64,4 %) 190 (63,3 %) 239 (58,3 %)Всего 224,9 250 300 410Выработка электроэнергии, млрд кВт�ч 1037 1150 1470 2045

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

17№ 3 (322), 2010

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПОЛОЖЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИх СЕТЕй

Проведенные исследования показали, что при заданных условиях роста электропотребления, генерирующих мощно-стей и межсистемных связей развитие основной электри-ческой сети ЕЭС России до 2030 г. должно происходить, главным образом, путем усиления сети переменного тока. Применение передач постоянного тока может быть рассмо-трено для передачи электроэнергии на дальние рассто-яния от крупных электростанций, а также для развития межгосударственных связей в условиях широкомасштаб-ного экспорта электроэнергии в европейские страны и КНР.

Усиление основной электрической сети переменного тока высших напряжений в ЕЭС России должно выполняться на напряжениях 220(330)–500(750) кВ. Использование высшего класса напряжения переменного тока (1150 кВ) экономиче-ски может быть оправдано лишь для транзитных электро-передач и требует специальных обоснований.

Сеть 750 кВ переменного тока должна продолжать разви-ваться в европейской части ЕЭС России для усиления межси-стемных связей ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра, повы-шения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне, а также для возможного усиления межгосудар-ственных электрических связей с Белоруссией и Украиной.

Линии электропередачи 500 кВ переменного тока должны быть использованы для усиления основных сетей в ОЭС Юга, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей между этими ОЭС.

Сеть 330 кВ переменного тока продолжит выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем евро-пейской части России (ОЭС Юга, ОЭС Северо-запада, ОЭС Центра, Калининградской энергосистеме) и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Электропередачи 220 кВ в большинстве объединенных энергосистем будут выполнять, главным образом, распре-делительные функции. На напряжении 220 кВ также будет

осуществляться выдача мощности электростанций для снаб-жения близлежащих узлов нагрузки. Кроме того, указанное напряжение на первом этапе может быть использовано для объединения автономно работающих энергорайонов Респу-блики Саха (Якутия) и связи их с ОЭС Сибири, усиления внутрисистемных связей в Архангельской энергосистеме, энергосистеме Республики Коми, а также в изолированных энергосистемах Сибири и Дальнего Востока (Норильской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской).

Развитие электрических сетей на предстоящую перспективу будет основываться на реализации следующих положений:

– ОЭС и мощные региональные энергосистемы стро-ятся, в основном, как сбалансированные.

– В необходимых количествах должны использоваться управляемые устройства (управляемые шунтирующие реак-торы, тиристорные статические компенсаторы, продольная емкостная компенсация, объединенные регуляторы пере-тока мощности, фазоповоротные устройства, СТАТКОМы; устройства асинхронной связи – вставки постоянного тока, электромеханические преобразователи; накопители элек-трической энергии).

– Главным направлением в развитии ЕЭС России явля-ется усиление структуры ее основной электрической сети. Пропускная способность межсистемных связей между ОЭС должна быть увеличена до оптимальных величин.

– В перспективе будут использованы сверхпроводни-ковые устройства, в первую очередь кабели, накопители, токоограничивающие устройства.

– Будут развиваться сети нового поколения с «прогрессив-ными» проводниками на основе композиционных материалов.

– Развитие электрического транзита Восток – Запад по нескольким направлениям (северное, центральное, южное).

– Интеграция ЕЭС России с объединенными энерго-системами других государств. Пропускные способности межсистемных связей в формирующемся Евразийском энергообъединении должны быть достаточны для обеспе-чения надежности совместной работы входящих в него

Таблица 6Вводы и выводы мощности электростанций, ГВт (усредненный вариант)

Вид электростанций2009–2015 гг. 2016–2020 гг. 2021–2030 гг. 2009–2030 гг.

Ввод Вывод Ввод Вывод Ввод Вывод Ввод ВыводАЭС 8 0 7 0 24 7 39 7ГЭС и ВИЭ 10 0 14 0 43 0 67 0ТЭС 16 9 42 13 97 48 155 70Всего 34 9 63 13 164 55 261 77

Таблица 7Выработка электроэнергии электростанциями разных типов, млрд кВт�ч (усредненный вариант)

Вид электростанций 2008 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.АЭС 163 205 268 400ГЭС и ВИЭ 167 190 233 380ТЭС 705 755 969 1265Всего 1037 1150 1470 2045

Таблица 8Структура выработки электроэнергии, % (усредненный вариант)

Вид электростанций 2008 г. 2015 г. 2020 г. 2030 г.АЭС 15,7 17,8 18,2 19,6ГЭС и ВИЭ 16,1 16,5 15,9 18,6ТЭС 68,2 65,7 65,9 61,8Всего 100,0 100,0 100,0 100,0

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

18

НАУКА И ТЕХНИКА

18

объединенных энергосистем, обеспечивать экономиче-ски выгодные обмены и эффективность работы формиру-ющегося общего электроэнергетического рынка на Евра-зийском континенте.

– Энергетическая поддержка глобальных инфраструк-турных проектов газоснабжения, нефтеснабжения, желез-нодорожной и автомобильной сетей.

На рис. 2 представлена схема основных внутренних и внешних межсистемных связей ЕЭС России на перспективу.

Объем вводов линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше до 2030 года в повышенном, усредненном и пониженном вариантах роста уровня электро- и теплопо-требления оценивается соответственно величинами: 545, 415 и 285 тыс. км, из них ВЛ напряжением 330 кВ и выше соответственно 65, 50 и 35 тыс. км.

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПОТРЕБНОСТИ И ПРОГНОЗ ЦЕН НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИю

В целом инвестиционные потребности для развития ТЭС, АЭС, ГЭС и электрических сетей на период до 2030 г. оцениваются следующими величинами: для варианта повы-шенного уровня электропотребления – 888 млрд долл., для усредненного варианта – 757 млрд долл., для варианта пониженного уровня электропотребления – 572 млрд долл. Инвестиционные потребности на развитие электриче-ских сетей соответственно составляют: 334 млрд долл., 286 млрд долл. и 217 млрд долл.

Расчеты показали, что в перспективе будет иметь место заметное увеличение стоимости производства электроэ-нергии, что в большой степени обусловлено необходимо-

Рис. 2

Таблица 9Стоимость производства электроэнергии при минимизации затрат, ц/кВт�ч (в ценах 2007 г.)

ОЭС 2008 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.

ЕЭС России* 2,23,3–3,5

2,74,1–4,3

3,65,4–5,8

4,46,6–7,1

5,17,6–8,1

5,58,3–8,8

Европейская часть и Урал 2,5 3,1 4,0 4,8 5,3 5,9Северо-запада 2,5 3,1 3,5 4,8 5,7 6,2Центра 3,0 3,3 4,3 5,0 5,5 6,1Средней Волги 2,1 2,7 2,9 3,7 4,6 5,2Юга 2,0 3,1 3,7 4,6 5,0 5,4Урала 2,5 3,0 4,4 5,1 5,5 5,9Сибири 1,1 1,7 2,5 3,1 4,0 4,4Востока 1,7 2,1 3,8 4,6 5,6 6,7

* для ЕЭС в знаменателе указан средний тариф на электроэнергию по всем категориям потребителей.

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

19№ 3 (322), 2010

НОВОСТИ МИРА КАБЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ

стью вложения значительных инвестиций на замену выбы-вающего оборудования электростанций и новое строитель-ство, а также ростом стоимости топлива.

В табл. 9 показана динамика роста средней стоимо-сти производства электроэнергии по ОЭС и ЕЭС России в целом, а также средний тариф на электроэнергию по всем категориям потребителей для усредненного варианта роста электропотребления, при условии минимизации затрат на функционирование и развитие электроэнергетики.

Как видно из табл. 9, наименьшее значение стоимости производства электроэнергии на всем рассматриваемом промежутке времени будет иметь место в регионах Сибири, что обусловливает целесообразность развития электрических связей между ОЭС Сибири и другими ОЭС страны. Стоимость производства электроэнергии в ОЭС Сибири (в усредненном варианте) увеличится с 1,1 ц/кВт�ч в 2008 г. до 4,4 ц/кВт�ч в 2030 году. Наибольшее значение стоимости производства электроэнергии в 2030 г. будет иметь место в ОЭС Востока, где стоимость производства электроэнергии в усредненном варианте увеличится к 2030 г. до 6,7 ц/кВт�ч.

Для ЕЭС России в целом средняя стоимость производ-ства электроэнергии для усредненного варианта увеличится с 2,2 ц/кВт�ч в 2008 г. до 3,6 ц/кВт�ч в 2015 г., до 4,4 ц/кВт�ч в 2020 г., и 5,5 ц/кВт�ч в 2030 г. (в ценах 2007 г.).

Что касается цен на электроэнергию для конечных потребителей, то анализ структуры тарифов для различных видов деятельности (производства, транспорта и распре-деления электроэнергии) в различных странах мира пока-зывает, что доля затрат на производство электроэнергии составляет обычно 62–65 %, доля затрат на транспорт и распределение электрической энергии по электрическим сетям – 35–38 %.

Исходя из этого, сделана оценка величины среднего тарифа по всем категориям потребителей в целом по всей ЕЭС России, которая составляет для усредненного вари-анта на уровне 2015 г. – 5,5 ц/кВт�ч, на уровне 2020 г. – 6,8 ц/кВт�ч и на уровне 2030 г. – 8,5 ц/кВт�ч.

В настоящее время тарифы на электроэнергию в России существенно завышены по сравнению с теми, которые могли бы быть при обеспечении оптимального функцио-нирования и развития электроэнергетики страны, и имеет место тенденция резкого роста тарифов на электроэнергию для потребителей. В 2006 г. средний тариф для потреби-телей по ЕЭС в целом составил 107 коп./кВт�ч, в 2007 г. – 119 коп./кВт�ч, в 2008 г. – 131 коп./кВт�ч, в 2009 г. – 157 коп./кВт�ч. При сохранении таких темпов роста тарифов на электроэ-нергию уже в 2011 г. будет достигнут уровень средних цен на электроэнергию в США, которые уже на протяжении 50 лет сохраняются практически неизменными и прогнози-руется их сохранение на таком уровне и в 2030 г.

СОВЕРшЕНСТВОВАНИЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ

Проведенная реформа электроэнергетики заменила централизованную иерархическую систему оптимального управления отраслью новой рыночной системой с форми-рованием торговой площадки в электроэнергетике путем образования большого числа новых субъектов хозяйство-вания: генерирующих и сетевых компаний, администратора торговой системы, системного оператора, сбытовых компа-ний, организации биржи электроэнергии, а также акцио-нирования предприятий электроэнергетики и торговлю их акциями на фондовых биржах. Эта трансформация струк-туры управления привела к тому, что созданная новая

система управления не соответствует сложившейся техно-логической системе, что создает внутренние противоречия в системе в целом и создает угрозу самой технологической системе [2]. В этих условиях принципиальным является определение полномочий и ответственности всех новых субъектов хозяйствования в электроэнергетике и органов государственного управления за обеспечением надежного и эффективного электроснабжения потребителей и устой-чивое и наиболее эффективное развитие отрасли, созда-ние высокоэффективной системы управления электроэ-нергетикой страны, обеспечивающей минимизацию затрат на развитие и функционирование электроэнергетической отрасли в новых условиях.

Идеологией такой системы управления служит холисти-ческое целостное управление планированием и функцио-нированием энергосистем, основные принципы которого сводятся к следующему [2].

• Должна быть получена эталонная модель, которая соответствует наибольшему общественному благу для всей системы.

• Должны использоваться вероятностные критерии надежности.

• Должны быть разработаны методы распределения затрат и выгод между участниками.

• Должны быть выработаны такие правила для участни-ков, чтобы их инициативы не приводили к решениям, направ-ленным против достижения глобальной цели всей системы.

В качестве эталонной модели обычно применяется модель идеального рынка, в которой условия оптимально-сти функционирования системы такие же, как при оптималь-ном централизованном управлении. Методология решения задач оптимального управления развитием и функциониро-ванием для этого случая была разработана еще в Совет-ском Союзе и была широко внедрена в практику управле-ния функционированием и развитием электроэнергетики.

Для реализации оптимальных решений должны быть разработаны соответствующие правила, подобно тому, как это делается в западных странах, в частности в США.

Решение указанной задачи оптимального управления развитием и функционированием электроэнергетики как единого целого наиболее просто может быть выполнено при наличии нескольких крупных или одного субъекта хозяй-ствования в электроэнергетике, отвечающих за надежное и экономичное энергоснабжение потребителей.

Поэтому необходима консолидация электроэнергети-ческих активов, создание крупных региональных энерго-компаний, отвечающих за надежное и экономичное энер-госнабжение регионов и развитие региональных энергоси-стем и организации оптимального управления их совмест-ной работой.

Выбор наилучшей схемы управления электроэнергети-кой России требует специальных обоснований, учитыва-ющих вопросы национальной безопасности, финансовые и политические аспекты с использованием опыта созда-ния уникальной системы управления ЕЭС СССР, крупных энергосистем в Европе (EDF, ENEL) и пулов в США, прежде всего, пула PJM.

В целом, совершенствование системы управления электроэнергетикой России должно быть направлено на то, чтобы были созданы механизмы государственного и корпоративного управления совместной работой вновь образованных собственников, при которых обеспечива-лось бы устойчивое развитие электроэнергетики при мини-муме затрат на развитие и функционирование отрасли как единого целого.

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ

20

НАУКА И ТЕХНИКА

20

В противном случае рост тарифов на электроэнергию продолжится, что сделает российскую экономику неконку-рентоспособной в мире.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РОССИИ

Анализ показывает, что существующие в России норма-тивные документы предусматривают менее жесткие требо-вания в обеспечении как балансовой, так и режимной надеж-ности, чем это имеет место в энергообъединениях США и Европы. Критерий балансовой надежности, характеризу-емый в наиболее общем виде вероятностью бездефи-цитной работы энергосистем, на Западе, как правило, на порядок выше, чем в России. В качестве критерия режим-ной надежности на Западе обычно используется критерий n-1, а в ряде случаев критерии и более высоких порядков. В то же время в энергосистемах России предусмотрено более широкое использование средств противоаварий-ного управления. При переходе к рыночным отношениям надежность становится все более экономической катего-рией, определяемой ценой, которую потребители согласны платить за заявленный уровень надежности. Это требует уточнения нормативных критериев балансовой и режимной надежности, отраженных в существующих нормативных документах, в соответствии с требованиями надежности со стороны потребителей, причем эти уточнения в условиях рынка электроэнергии будут идти в сторону ужесточения этих критериев, в частности, в сторону повышения показа-теля балансовой надежности – вероятности бездефицит-ной работы энергосистем – до величины порядка 0,9997 к концу рассматриваемого периода, как это предложено в [1], а также обязательного выполнения критерия n-1, а в ряде случаев для особо ответственных объектов – АЭС, систем внешнего электроснабжения мегаполисов, крупных городов и некоторых других – и критерия n-2. При этом необходимо будет уточнить всю совокупность связан-ных с ними критериев надежности, в том числе резервов мощности ЕЭС России, ОЭС, региональных энергосистем, пропускных способностей межсистемных связей, расчетных

возмущений, при которых должна обеспечиваться динами-ческая устойчивость, и др.

Для обеспечения надежности ЕЭС России необходимо будет:

• Создать зоны эффективного управления региональ-ными энергосистемами, в рамках которых будет обеспечи-ваться баланс мощности как в процессе функционирова-ния, так и развития региональных энергосистем.

• Кардинально повысить надежность схем внешнего и вну-треннего энергоснабжения крупных городов и мегаполисов.

• Создать государственную систему контроля за обеспе-чением надежности (ежегодный прогноз надежности на 10 лет, разработка национальных стандартов надежности, контроль за их выполнением).

• Создать автоматизированную систему – «управление спросом потребителей».

• Создать эффективную систему хозяйственного и техно-логического управления электроэнергетическим комплек-сом страны, обеспечивающую необходимое развитие гене-рирующих мощностей и электрических сетей, надежное и экономичное функционирование электроэнергетики.

• Принять соответствующие новым условиям норма-тивы надежности.

ИНДИКАТОРЫ СТРАТЕГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ПЕРИОД ДО 2030 Г.

Для мониторинга и контроля выполнения поставленных задач в Энергетической стратегии разработаны индика-торы, характеризующие развитие электроэнергетики, пред-ставленные в табл. 10.

ЛИТЕРАТУРА

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.2. Волков Э.П., Баринов В.А. Вопросы совершенствования систе-мы управления развитием и функционированием электроэнерге-тики в условиях ее реформирования // Изв. РАН. – Энергетика, 2008. – № 6.

Таблица 10Индикаторы стратегического развития электроэнергетики на период до 2030 г.

Индикаторы/направления 2008 г. (факт) 1 этап 2 этап 3 этапПроизводство электроэнергии

Доля нетопливных источников энергии в структуре производства электроэнергии, % 32,5 не менее 34 не менее 35 не менее 38

Топливообеспечение тепловых электростанцийДоля газа в структуре топливообеспечения, % 70,3 70–71 65–66 60–62Доля угля в структуре топливообеспечения, % 26 25–26 29–30 34–36

Энергетическая безопасность и надежность электроснабженияПроектный показатель балансовой надежности – вероятность бездефицитной работы энергосистем России

0,996 не менее 0,9990 не менее 0,9991 не менее 0,9997

Эффективность электроэнергетикиКПД угольных ЭС, % 34 не менее 35 не менее 38 не менее 41КПД газовых ЭС, % 38 не менее 45 не менее 50 не менее 53КПД атомных ЭС, % 32 не менее 32 не менее 34 не менее 36Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС, г у.т./кВт�ч (% к уровню 2005 г.)

333 (99 %) не более 315 (94 %) не более 300 (90 %) не более 270 (81 %)

Потери в электрических сетях, % от отпуска электроэнергии в сеть 13 не более 12 не более 10 не более 8

АНАЛИЗ И ПРОГНОЗЫ