<p>в направлении Восток - Запад с
65 млн. т в 2002 году до 90 млн. т в 2010 году и 130 млн. т в
2020 году (по оптимистическому варианту развития) .
Для решения проблемы межрегиональных перевозок, связанной с
дополнительными поставками угольной продукции на тепловые
электростанции Урала и центра, а также в порты Балтийского и
Черного морей необходимо увеличить провозную способность железных
дорог в западном направлении на 70 млн. т в год. В целях
увеличения экспорта угольной продукции осуществляются модернизация
и увеличение пропускной способности таких портов, как Восточный,
Ванино, Усть-Луга, а также Мурманского глубоководного порта.
Планируется строительство на побережье Черного моря нового порта с
высокопроизводительным угольным терминалом. Целесообразно
возобновить работы по созданию трубопроводов для транспортировки
плотной угольной суспензии.
Научно-техническая и инновационная политика в угольной
отрасли предусматривает:
разработку и введение системы мер по повышению качества
угольной продукции (включая переход на международную систему
обеспечения контроля качества отгружаемых углей, установление
стандартов качества по видам потребления углей, организацию
сертификации продукции, внедрение на предприятиях международных
стандартов качества) ;
коренное техническое перевооружение угледобывающего
производства, включая оснащение разрезов высокопроизводительной
горно-транспортной техникой непрерывного и циклического действия,
в том числе для селективной обработки угольных пластов, внедрение
циклично-поточной и поточной технологии, обеспечение развития
технологии подземной угледобычи с преимущественным использованием
в длинных очистных забоях механизированных комплексов нового
технического уровня, а также короткозабойной техники с применением
комбайнов непрерывного действия и самоходных средств
транспортировки угля, техническое обеспечение промышленной
утилизации шахтного метана;
увеличение объема обогащения коксующегося угля до
100 процентов и энергетического угля (кроме бурого) до
50 процентов;
внедрение технологии глубокой переработки углей на основе
мягкого пиролиза с получением жидких углеводородов и экологически
чистого твердого топлива, углеродных нитей, сульфоугля,
суперчистого энергоносителя;
разработку и внедрение ресурсосберегающих технологий и
оборудования для производства и транспортировки водоугольного
топлива, газификации углей и их отходов после обогащения;
разработку новых технологий и оборудования для эффективной
дегазации угольных пластов;
разработку и реализацию программы создания
конкурентоспособной отечественной горнодобывающей техники.
Достижение намечаемых уровней добычи угля в стране,
техническое перевооружение отрасли и развитие транспортной
инфраструктуры потребуют значительного увеличения инвестиций.
Основными источниками капитальных вложений будут собственные
средства предприятий отрасли и заемные финансовые ресурсы.
_______________
*Не приводится.
5. Электроэнергетика
Стратегическими целями развития электроэнергетики 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.
С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при
оптимистическом и благоприятном вариантах развития суммарное
производство электроэнергии может возрасти по сравнению с
2000 годом более чем в 1, 2 раза к 2010 году (до 1070 млрд. кВт ч)
и в 1, 6 раза к 2020 году (до 1365 млрд. кВт ч) . При умеренном
варианте развития экономики производство электроэнергии составит
соответственно 1015 млрд. кВт ч и 1215 млрд. кВт ч (рис. 13) *.
Обеспечение такого уровня электропотребления требует решения
ряда проблем, которые носят системный характер, - ограничение
передачи мощности по линиям электропередачи, старение основного
энергетического оборудования, технологическая отсталость,
нерациональная структура топливного баланса, неэффективное
использование установленных генерирующих мощностей.
Остаются невостребованными энергетические мощности сибирских
гидро- и теплоэлектростанций ("запертые" мощности в этом регионе
составляют порядка 7-10 млн. кВт) . Поэтому одной из стратегических
задач электроэнергетики является развитие межсистемных линий
электропередачи 500-1150 кВ для усиления надежности параллельной
работы объединенной энергетической системы Сибири с энергетическими
системами европейской части России и с объединенной энергетической
системой Дальнего Востока. Это позволит избежать дорогостоящих
перевозок угля из Кузбасса и КАТЭК а за счет их использования на
местных тепловых электростанциях с выдачей 5-6 млн. кВт на запад и
2-3 млн. кВт - на восток. Кроме того, использование маневренных
возможностей гидроэлектростанций Ангаро-Енисейского каскада снимет
напряженность регулирования графика нагрузки в энергосистемах
европейской части России.
Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет
60-65 процентов, в том числе в сельских распределительных сетях -
свыше 75 процентов. 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 основных производственных фондов 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 процентов всех
мощностей, и отсутствие возможности его восстановления связано с
технологическими отказами, авариями и, как следствие, снижением
надежности электроснабжения.
Нерациональная структура топливного баланса обусловлена
проводившейся политикой ценообразования на первичные
энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1, 5
раза превышают цены на газ. При таких условиях и в связи с большой
капиталоемкостью угольных электростанций они становятся
неконкурентоспособными 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 процентов.
Для развития единой энергетической системы России
предусматривается сооружение линий электропередачи в объеме,
обеспечивающем ее устойчивое и надежное функционирование и
устранение технических ограничений, сдерживающих развитие
конкурентного рынка электрической энергии и мощности.
В основе развития электрической сети единой энергетической
системы России должны лежать 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 на поставку
электроэнергии) ;
постепенная "надстройка" основной сети единой энергетической
системы линиями 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 распределения потоков электроэнергии.
Основу системообразующих сетей единой энергетической системы
России до 2020 года будут составлять линии электропередачи 500-750
кВ. Суммарный ввод линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше
до 2020 года должен составить в зависимости от варианта развития
25-35 тысяч километров.
Развитие единой электрической сети страны будет
осуществляться под контролем федеральной сетевой компании и
системного оператора (с долей государства в обеих - 75 процентов
плюс 1 акция) , при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль
диспетчерско-технологического управления.
Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и
теплопотребления при оптимистическом и благоприятном вариантах
необходимо развитие генерирующих мощностей на электростанциях
России (с учетом замены и модернизации) в 2003-2020 годах, по
оценкам, не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидро- и
гидроаккумулирующих электростанциях - 11, 2 млн. кВт, на атомных -
23 млн. кВт и тепловых - 143 млн. кВт (из них с парогазовыми и
газотурбинными установками - 37 млн. кВт) , при умеренном варианте
ввод в действие генерирующих мощностей составит 121 млн. кВт, в том
числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях - 7 млн. кВт,
на атомных - 17 млн. кВт и тепловых - 97 млн. кВт (из них с
парогазовыми и газотурбинными установками - 31, 5 млн. кВт) .
Указанные величины могут быть уменьшены в случае принятия
решения о продлении срока службы имеющихся генерирующих мощностей,
однако при этом снизится надежность энергоснабжения потребителей и
экономичность работы электростанций, увеличится расход топлива,
возрастут объемы вводов генерирующих мощностей в последующий
период.
Развитие электроэнергетики в указанный период будет исходить
из следующих экономически обоснованных приоритетов
территориального размещения генерирующих мощностей:
в европейской части России - техническое перевооружение
тепловых электростанций на газе с замещением паросиловых турбин на
парогазовые и максимальное развитие атомных электростанций;
в Сибири - развитие тепловых электростанций на угле и
гидроэлектростанций;
на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых
электростанций на угле, а также газе (в крупных городах) .
Основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции,
удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли
сохранится на уровне 60-70 процентов. Выработка электроэнергии
на тепловых электростанциях к 2020 году возрастет в 1, 4 раза по
сравнению с 2000 годом.
Структура расходуемого топлива на тепловых электростанциях
будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 году и
увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет
определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и
уголь.
Определяющим фактором является цена на природный газ, которая
должна быть постепенно увеличена до уровня, обеспечивающего
развитие газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле
могли конкурировать с электростанциями на газе на формирующемся
рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1, 6-2
раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить
долю газа в структуре потребления топлива тепловыми
электростанциями.
В результате величина среднего тарифа на электроэнергию для
всех категорий потребителей оценивается в 4-4, 5 цента/кВт ч к
2020 году. 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 атомных и тепловых
электростанций.
Кроме того, предусматривается предоставление скидок
энергоемким потребителям.
Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью
радикального изменения условий обеспечения топливом тепловых
электростанций в европейской части страны, преодоление к 2010 году
тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования
электростанций, выработавших свой ресурс, над темпами вывода его
из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений
научно-технического прогресса 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 тепловые электростанции в крупных городах и
сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками
сероочистки.
Переход от паротурбинных тепловых электростанций на газе к
парогазовым обеспечит повышение коэффициента полезного действия
установок до 50 процентов, а в перспективе - до 60 процентов и
более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности
тепловых электростанций является строительство новых угольных
блоков, использующих технологию применения сверхкритических
параметров пара, с коэффициентом полезного действия
45-46 процентов, что снизит удельный расход топлива на выработку
электроэнергии на твердом топливе с 360 грамм условного топлива за
1 кВт ч в 2000 году до 310 грамм условного топлива за 1 кВт ч в
2010 году и до 280 грамм условного топлива за 1 кВт ч в 2020 году.
Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для
производства электрической и тепловой энергии в
электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть
выработка электроэнергии на тепловых электростанциях 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 тепловых электростанций с парогазовыми, газотурбинными
установками и другими современными технологиями.
Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые тепловые
электростанции, 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
тепловые электростанции малой мощности.
В результате в процессе развития теплофикации и когенерации
будет возрастать доля независимых от акционерных обществ
энергетики и электрификации производителей электроэнергии и тепла,
возрастет 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 паротурбинных энергоблоков со
сверхкритическими параметрами пара и с использованием технологии
сжигания угля, 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 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
релейной защиты и противоаварийной автоматики, оптико-волоконных
систем связи;
создание и внедрение электротехнического оборудования,
включая преобразовательные агрегаты на терристорных элементах, в
том числе частотно-регулируемые преобразователи для
электроприводов различного назначения;
увеличение 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 процентов. В связи с ростом затрат на добычу органического
топлива и ожидаемым увеличением цен на него необходимо обеспечить
максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики,
являющейся экологически чистым возобновляемым источником
электроэнергии. При оптимистическом и благоприятном вариантах
развития выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях
возрастет до 180 млрд. кВт ч в 2010 году и до 215 млрд. кВт ч в
2020 году с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт ч за счет
сооружения новых гидроэлектростанций.
Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на
Дальнем Востоке. В европейских районах получит развитие
строительство малых гидроэлектростанций, преимущественно на
Северном Кавказе, продолжится сооружение некрупных пиковых
гидроэлектростанций.
Для обеспечения надежного функционирования единой
энергетической системы России и компенсации неравномерного
потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС
в европейской части страны необходимо ускорить сооружение
гидроаккумулирующих электростанций.
Развитие сетевого хозяйства, обновление и обеспечение
прироста генерирующих мощностей требуют роста инвестиций в
электроэнергетику.
При этом источниками инвестиций будут:
для тепловых генерирующих компаний - собственные средства
компаний, 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
гидроэлектростанций;
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</p>
Документы
Поиск по документам
Материалы не найдены