Основные направления развития электроэнергетики России на период до 2015 года

Система научно обоснованных утверждений о приоритетах долгосрочной энергетической политики государства и механизмах ее реализации изложена в документе «Энергетическая стратегия России до 2020 года». Не останавливаясь детально на всех аспектах этого документа, рассмотрим лишь концептуальные подходы к обоснованию перспектив строительства электростанций, используя отчетные материалы Энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН) и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России». В них представлены достижения энергетической политики в реальных условиях функционирования.

В 60-80-х гг. прошлого века в Российской Федерации вводилось в среднем более 5 млн. кВт электрической мощности в год. После распада СССР ввод новых генерирующих мощностей существенно сократился, и установленная мощность электростанций за 1991–2001 гг. увеличилась менее чем на 8 млн. кВт.

В ходе исследования перспектив развития отрасли специалистами ЭНИН и Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России», а также учеными других энергетических институтов был выполнен целый комплекс исследований в области оптимизации развития генерирующих мощностей при различных исходных условиях: а) уровнях энергопотребления; б) ценах на топливо; в) технико-экономических характеристиках электростанций.

Сравнивались варианты с различными пропускными способностями межсистемных связей, вплоть до самоизоляции регионов и др. Моделирование роста электропотребления проводилось для трех сценариев развития экономики: оптимистического, пессимистического и вероятного. По вероятному сценарию уровень электропотребления 1990 г. будет достигнут в 2010 г., по оптимистическому ‑ между 2005 и 2010 гг., по пессимистическому ‑ после 2010 г.

Результаты проведенных расчетов показали, что суммарные вводы новых и замещающих мощностей для трех вариантов роста уровней электро- и теплопотребления (низкого, вероятного и высокого) характеризуются следующими значениями (табл. 1).

Таблица 1

Прогноз ввода генерирующих мощностей

Основная часть ввода новых мощностей, как видно из табл. 2, должна будет осуществляться на тепловых электрических станциях (ТЭС). При учете ввода строящихся гидравлических электростанций (ГЭС) и блоков атомных электростанций (АЭС), а также ограничений на ввод парогазовых установок (ПГУ), при усредненных ценах на топливо и средних экономических показателях электростанций для трех уровней энергопотребления потребуются капитальные затраты в размерах 113, 150 и 173 млрд. долл. соответственно.

Вместе с тем, нельзя забывать, что оборудование электростанций, как и любое другое, подвержено физическому износу (табл. 2), и к 2015 г. свой проектный ресурс выработает почти 70% существующих генерирующих мощностей.

Таблица 2

Динамика выработки проектного ресурса электростанций [1]

В качестве основных направлений развития теплоэнергетики рассматриваются техническое перевооружение и реконструкция ТЭС, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием эффективных технологий производства электроэнергии.

Структура расходования топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли мазута до 2-4% в 2015 г. и соответственного увеличения доли природного газа и угля в пропорции, учитывающей конъюнктуру цен. Почти 75% запланированных и строящихся ТЭС общей мощностью около 20 ГВт должно быть введено в трех регионах: в Тюмени — на природном газе, на Северо-Западе ‑ на ТЭЦ с ПГУ на газе, в других районах Сибири ‑ на угле [2].

Вводы мощностей на ГЭС и АЭС в рассмотренных вариантах незначительны и ограничиваются в основном уже строящимися электростанциями. Общая мощность строящихся ГЭС чуть больше 9 ГВт ‑ это Богучанская, Бурейская, Нижне-Бурейская, Усть-Среднеканская, Вилюйская ГЭС-3, Аушигерская, Со­ветская, Ирганайская, Зеленчук­ская, Зарамагская, Гоцатлинская, Белопорожская, Морская, Загорская ГАЭС-1. Потребность в ускоренном вводе некоторых из строящихся ГЭС (Зеленчукской и Ирганайской на Северном Кавказе, Белопорожской в Карелии) обусловлена острым дефицитом электроэнергии в районах их расположения [3].

Проекты будущих российских средних и крупных гидроэнергоузлов рассчитаны на общую мощность порядка 100 ГВт. Наиболее важными регионами строительства ГЭС с точки зрения дефицита электроэнергии по-прежнему остаются Дальний Восток, Северо-Запад и Северный Кавказ. В объединенных энергосистемах (ОЭС) Центра в период до 2015 г. может быть начато сооружение второй очереди Загорской ГАЭС, в ОЭС Поволжья ‑ Средневолжской ГАЭС.

Рассмотрим более подробно перспективы дальнейшего развития и строительства объектов российской гидроэнергетики. Объем гидроэнергетических ресурсов, которые могут быть эффективно использованы крупными регионами России, приведен в табл. 3.

Таблица 3

Уровень использования гидроресурсов по регионам России [3]

В настоящее время это один из самых низких уровней использования гидропотенциала среди не только экономически развитых, но и развивающихся стран. В большинстве государств использование этого бестопливного ресурса давно превысило 50–60% потенциала, а европейские страны свои ресурсы освоили полностью.

Каковы же предпосылки использования имеющихся в России гидроресурсов?

В настоящее время руководством РАО «ЕЭС России» принят вариант, предусматривающий выделение из общего состава строящихся ГЭС семи приоритетных: Бурейской, Богучанской, Усть-Среднеканской, Ирганайской, Зеленчукской, Аушигерской и Зарамагской ГЭС. Достройка указанных энергетических объектов потребует ежегодных дополнительных капитальных вложений на сумму 1,5-1,6 млрд. руб.

Объективности ради следует отметить, что в ряде работ не без оснований говорится о вполне реальной перспективе замораживания дальнейшего развития гидроэнергетики [1, 3], поскольку для этого есть серьезные основания.

В настоящее время в России прекращены все работы по планированию перспективного развития гидроэнергетики. Не разрабатываются проекты новых объектов, отсутствует четкая схема инвестирования в их строительство. Кроме того, активная деятельность «зеленых» в конце 80-х гг. XX в. сформировала в общественном сознании образ гидроэнергетики, сопоставимый с атомной энергетикой.

Однако главная проблема, по мнению специалистов-гидротехников, заключается в том, что наша энергетическая наука не рассматривает гидроэнергетику как равноценное направление энергетики, а придает ей второстепенное значение, как не играющей серьезной роли ни в одном регионе страны. При этом противниками развития гидроэнергетики выдвигаются два абсолютно не убедительных аргумента: долгострой и дороговизна.

Первый из них, конечно, имеет под собой ряд оснований, однако нельзя забывать, что в условиях плановой экономики на строительство гидроэнергетических объектов ежегодно в течение длительного времени выделялись инвестиционные ресурсы в объеме не более 1-2% их стоимости. При этом есть пример Братской ГЭС, построенной за 5 лет. На ее строительство выделялись средства в соответствии с технологическим режимом по графику строительства. Поэтому ряд исследователей высказывают мнение, что пять лет ‑ это средняя продолжительность строительства большинства перспективных гидроэнергетических объектов [3].

Проблема строительства должна решаться одновременно с проблемой стоимости объектов. Приведенные в табл. 4 данные характеризуют удельные показатели строительства крупных объектов, как достраиваемых в настоящее время, так и планируемых в перспективе.

Оценку удельных капитальных затрат на 1 кВт мощности ГЭС, анализируемых в табл. 4, сопоставим с аналогичными данными для ТЭС и АЭС, указанными в табл. 5 (цифры приведены по данным доклада ЭНИН им. Г. М. Кржижановского «Стратегия развития электроэнергетики России на период до 2015 г.»).

На основе сравнения данных табл. 4 и 5 можно сделать вывод, что на сегодняшний день стоимость строительства ТЭС практически сравнялась со стоимостью строительства ГЭС, и это положение оказывает значительное влияние на формирование структур, производящих электроэнергию.

Таблица 4

Технико-экономические показатели строительства ГЭС

Таблица 5

Технико-экономические показатели строительства ТЭС и АЭС