Перспективы развития электроэнергетики

Тип работы:
Контрольная
Предмет:
Экономика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Перспективы развития электроэнергетики

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

­ надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

­ сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

­ повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

­ снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт. ч) и в 1,6 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВт. ч). При пониженных темпах развития экономики (умеренный вариант) производство электроэнергии составит, соответственно, 1015 и 1215 млрд. кВт.ч.

Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда проблем, которые носят системный характер:

­ ограничения по межсистемным перетокам мощности,

­ старение основного энергетического оборудования,

­ технологическая отсталость, нерациональная структура топливного баланса и др.

Остаются невостребованными энергетические мощности, Сибирских ГЭС и ТЭС: запертые мощности в этом регионе составляют порядка 7−10 млн. кВт. Поэтому одной из стратегических задач электроэнергетики является развитие межсистемных электропередач 500−1150 кВ для усиления надежности параллельной работы ОЭС Сибири с энергосистемами европейской части России по трассе Итат — Челябинск и с ОЭС Дальнего Востока (Иркутск — Зея — Хабаровск). Это позволит избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных ТЭС с выдачей 5−6 млн. кВт на запад и 2−3 млн. кВт — на восток. Кроме того, использование маневренных возможностей ГЭС Ангаро-Енисейского каскада снимет напряженность с регулированием графика нагрузки в европейских районах.

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет в целом 60−65%, в т. ч. в сельских распределительных сетях — свыше 75%. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление ОПФ на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, — снижения надежности электроснабжения.

Нерациональная структура топливного баланса обусловлена проводившейся политикой цен на первичные энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1,5 раза превышают цены на газ. При таких условиях, учитывая большую капиталоемкость угольных электростанций, они становятся не конкурентоспособными и не могут развиваться, что может усугубить сложившуюся за последние годы ситуацию, когда в структуре топливного баланса тепловых электростанций доля выработки электроэнергии на газе превышала 60%.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

­ гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

­ развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

­ сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

­ управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения — регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т. п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500−750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25−35 тыс. км.

Развитие единой электрической сети страны будет осуществляться под контролем Федеральной сетевой компании и Системного оператора (с долей государства в обеих — 75% + 1 акция), при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) на период 2003—2020 гг. оцениваются величиной порядка 177 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС — 11,2 млн. кВт, на АЭС — 23 млн. кВт, на ТЭС — 143 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ — 37 млн. кВт). В умеренном варианте вводы оцениваются величиной порядка 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС — 7 млн. кВт, на АЭС — 17 млн. кВт, на ТЭС — 97 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ — 31,5 млн. кВт).

Развитие электроэнергетики в рассматриваемый период времени будет исходить из следующих экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

­ в европейской части России — техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие АЭС;

­ в Сибири — развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;

­ на Дальнем Востоке — развитие ГЭС, ТЭЦ на газе в крупных городах и в отдельных районах — АЭС, АТЭЦ.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60−70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г.

Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 г. и, соответственно, увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и уголь, а также политикой государства в использовании различных видов органического топлива для электроэнергетики.

Определяющим фактором является цена на природный газ, которая должна быть последовательно увеличена до уровня, обеспечивающего достаточные возможности для развития газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле могли быть конкурентоспособными с электростанциями на газе на формирующемся рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1,6−2,0 раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить долю газа в структуре потребления топлива ТЭС.

В результате величина среднего тарифа на электроэнергию по всем категориям потребителей оценивается на уровне 2020 г. в диапазоне 4,0−4,5 цент. /кВт.ч. Необходимо ликвидировать перекрестное субсидирование и обеспечить дифференциацию тарифов в зависимости от суточного и сезонного графиков покрытия нагрузки, как это принято в мировой практике, так как затраты на производство электроэнергии от дорогих пиковых генерирующих мощностей в несколько раз превышают затраты на производство от базовых мощностей АЭС и ТЭЦ. Кроме того, предусматривается введение системы скидок энергоемким потребителям.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны, ужесточение экологических требований, преодоление к 2010 г. тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой парковый ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на твердом топливе, — экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже — газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Новые угольные ТЭС в крупных городах, районах концентрированного сосредоточения населения и сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных ТЭС на газе к парогазовым ТЭС обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе — до 60% и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности ТЭС является строительство новых угольных блоков на суперкритические параметры пара с КПД 45−46%. Это позволит существенно снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭС на твердом топливе с 360 г. у.т. /кВт.ч в 2000 г. до 310 г. у.т. /кВт.ч в 2010 г. и до 280 г. у.т. /кВт.ч в 2020 г.

Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для производства электрической и тепловой энергии в электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть выработка электроэнергии на ТЭС с утилизацией теплоты, отработавшей в паросиловом, газотурбинном или комбинированном парогазовом цикле.

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые ТЭЦ, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10−50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в ТЭЦ малой мощности.

В результате в процессе развития теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от АО-энерго производителей электроэнергии и тепла, увеличится конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

­ расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

­ повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

­ повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

­ создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

­ создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

­ развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

­ развитие гибких электрических передач;

­ внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

­ создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

­ повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15%. Учитывая рост затрат на добычу органического топлива, и, как следствие, ожидаемое значительное увеличение цен на него, необходимо обеспечить максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. С учетом этого выработка электроэнергии на ГЭС в оптимистическом и благоприятном вариантах возрастет до 180 млрд. кВт. ч в 2010 г. и до 215 млрд. кВт. ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт. ч за счет сооружения новых ГЭС.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских районах, где практически исчерпан экономически эффективный потенциал гидроэнергии, получит развитие строительство малых ГЭС, продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и покрытия неравномерного графика потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение ГАЭС.

Развитие сетевого хозяйства, обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности требует кратного роста инвестиций в отрасли.

При этом источниками инвестиций будут:

­ для тепловых генерирующих компаний — собственные средства компаний (амортизационные отчисления и прибыль), заемный и акционерный капитал;

­ для гидрогенерирующих компаний с государственным участием — наряду с указанными источниками возможно создание и использование целевых инвестиционных фондов, формируемых за счет прибыли ГЭС;

­ для федеральной сетевой компании и системного оператора — централизованные инвестиционные средства, включаемые в тарифы на передачу и системные услуги.

Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса Российской Федерации с преобразованием унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с предприятиями АО-энерго, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Для привлечения крупномасштабных инвестиций в электроэнергетику требуется коренное реформирование отрасли и соответствующая государственная тарифная политика.

В соответствии с законом «Об электроэнергетике» реформирование электроэнергетики намечено осуществлять на следующих принципах:

­ отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к подлежащим государственному регулированию исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий);

­ демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т. д.);

­ обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

­ единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетической отрасли;

­ обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики;

­ обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований.

Основной задачей проводимых реформ в электроэнергетике является развитие конкуренции в потенциально конкурентных сферах деятельности — генерация и сбыт электроэнергии в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что в свою очередь создаст условия более эффективной хозяйственной деятельности в сфере генерации, передачи и сбыта электроэнергии. При этом, безусловно, должна быть обеспечена устойчивая и стабильная работа Единой энергетической системы Российской Федерации, надежное электро- и теплоснабжение регионов Российской Федерации.

Основываясь на принципах экономической целесообразности при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а также на безусловном исполнении принципов энергетической безопасности Российской Федерации, государство будет поощрять разумное сочетание экспорта / импорта электроэнергии. Импорт электроэнергии на первом этапе реформирования электроэнергетики будет считаться оправданным в тех случаях, когда он будет способствовать недопущению скачкообразного роста тарифов на внутреннем рынке РФ, а также преодолению дефицита в отдельных сегментах оптового рынка на период реконструкции существующих и строительства новых генерирующих мощностей.

Список литературы

электроэнергетика топливный прогнозирование тариф

1. Ф. Котлер «Маркетинг и менеджмент», Питер, 2004

2. Хунгуреева И. П., Шабыкова Н. Э., Унгаева И. Ю. Экономика предприятия: Учебное пособие. — Улан-Удэ, Изд-во ВСГТУ, 2004.

3. Авдашева «теория отраслевых рынков»

4. Журнал «Бизнес и закон» № 10/2008

5. Барышев А. В. «Монополизм и антимонопольная политика», 1994.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой