Рассмотрены изменения в технологической
базе энергетики, сценарии развития мировой энергетики инновационный
сценарий развития электроэнергетику России.
Ключевые слова: электроэнергетика
России; мировая электроэнергетика; тенденции развития: инновационные
сценарии
Технологии генерации электроэнергии. Технологии
генерации электроэнергии можно разделить на две группы - технологии,
достигшие зрелости (для них ожидается инерционное развитие - модернизация с
некоторым улучшением экономических показателей), и технологии, находящие в
стадии формирования (для них ожидается быстрый прогресс технико-экономических
показателей внедрение инновационных технологических решений).
К технологиям,
достигшим зрелости, относятся технологии газовой, ветровой, био- и
гидроэнергетики, а также тепловых реакторов в атомной энергетике.
В газовой электроэнергетике к 2030 г. капитальные затраты на строительство парогазовых
установок с конденсационным циклом снизятся в сопоставимых ценах относительно
современного уровня от 690 до 610 долл., к 2050 г. - до 550 долл. за 1 кВт.
КПД может возрасти с 57% до 64%.
Развитие наземных ветроэнергетических установок достигло стадии зрелости. К 2030
г. капитальные затраты на их строительство могут быть снижены с современного
уровня 1500 до 1200 долл., к 2050 г. - до 1000 долл. за 1 кВт.
Технологический прогресс связан с увеличением диаметра лопастей, повышением
эффективности преобразования энергии, системами управления. Потенциал
снижения затрат для морских ветроэнергетических установок существенно выше. К
2030 г. капитальные затраты на их строительство могут быть снижены с
современного уровня 2900 до 1800 долл., к 2050 г. - до 1500 долл. за 1 кВт.
Развитие технологий биоэнергетики в перспективе будет медленным. К 2050 г. капитальные
затраты на строительство конденсационных электростанций на биомассе составят
около 2400 долл. Производство
биогаза требует дополнительных
капиталовложений, но позволяет использовать «неудобные» виды сырья и
отработанные технологии газовой энергетики.
Развитие гидроэнергетики достигло стадии зрелости. Все большую роль
в современной системе энергоснабжения играют микроГЭС мощностью меньше 1 МВт.
Приливные и геотермальные электростанции, по-видимому, будут играть
существенную роль только в локальных энергосистемах.
В атомной энергетике в настоящее время доминируют (90% мощности)
реакторы на тепловых нейтронах 2-го поколения, разработанные в 1970-1980 гг.
В перспективе ожидается постепенный переход мировой атомной энергетики на
реакторы 3-го, а затем и 4-го поколения. Первые реакторы 3-го поколения уже
строятся (американо-японские реакторы АР-1000 - в Китае, европейские PWR - в
Финляндии). Реакторы 4-го поколения могут быть разработаны в 2010-2020 гг., а
с 2030 г. начнется их активное строительство. Ктехноло- гиям, находящимся в
стадии формирования, относятся реакторы на быстрых нейтронах, новые
технологии угольной электроэнергетики, приливные и другие новые
гидроэнергетические установки, а также солнечная фотовольтаика.
В угольной электроэнергетике ожидается внедрение целого комплекса
новых технологий. К 2030 г. КПД энергоблоков на каменном угле может возрасти
с 45 до 53%. Перспективы технологического развития угольной отрасли связаны
с несколькими направлениями: 1) с энергоблоками со сверхкритическими и
суперсверхкритическими параметрами пара, 2) с новыми способами сжигания угля
(в кипящем слое, в угольной пыли, с внутрицикловой газификацией), 3) с
технологиями газификации угля, 4) с улавливанием и захоронением углерода.
Технология сверхкритического парового цикла (SCSC) является
коммерческой. В Китае по SCSC строится половина всех новых станций (в 2009
г. - более 60 ГВт). Энергоблоки с суперсверхкритическими па
раметрами (ССКПП) пока не получили широкого распространения в силу высокой
стоимости. Новые способы сжигания угля (в циркулирующем кипящем слое, в
угольной пыли, с внутрицикловой газификацией) в настоящее время находятся в
стадии опытно-промышленной эксплуатации. После 2020 г. основной технологией
может стать IGSS (интегрированный цикл комплексной газификации угля).
Технологии улавливания и захоронения углерода (CCS) ориентированы только на
снижение выбросов С02. В настоящее время действует несколько демонстрационных
проектов CCS. Промышленные технологии с CCS появятся только после 2020 г. и
коммерчески привлекательными они могут стать после 2030 г. Технологическая
схема искусственна и весьма дорога, поэтому масштабное внедрение CCS не
произойдет (отдельные станции в Европе).
К числу
важнейших проблем существующих реакторов на быстрых нейтронах относятся
низкая надежность и дороговизна строительства (на 20-24% дороже обычных
реакторов). Но их строительство позволяет использовать уран-238,
составляющий 99,3% природных запасов, в то время как тепловые реакторы
используют только уран-235 (0,7% запасов). Создание реакторов на быстрых
нейтронах имеет смысл только в случае организации замкнутого ядерного топливного
цикла (ЗЯТЦ). В 2009-2010 гг. интерес к развитию РБН резко возрос. В России,
занимающей в настоящее время лидирующие позиции, строится блок БН-800.
Работы в этом направлении начаты или возобновлены в Индии, Китае, Францияи
Республике Корея и Японии. В рамках создания малых ядерных энергетических
установок в России в 2010 г. была спущена на воду, а в 2012 г. начнет
постоянную работу первая плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) мощностью
65 МВт, предназначенная для энергоснабжения удаленных районов Крайнего
Севера.
Перспективы
гидроэнергетики связаны с бесплотинными станциями, в том числе с приливными
и наплавными ГЭС, а также с использованием термальной и химической энергии
океана. При этом малые ГЭС будут непосредственно сопрягаться с потребителями
электроэнергии, создавая вместе с ними общую энергопроизводящую и
энергопотребляющую системы. Что касается крупных ПЭС, то они тоже могут работать
не на внешнего (как правило, удаленного) потребителя, а на производство
путем электролиза морской воды водорода с последующим его ожижением и
транспортировкой к местам энергопотребления.
Развитие
солнечной фотовольтаики (прямого преобразования солнечной энергии в
электроэнергию) в перспективе будет весьма быстрым. К 2030 г. капитальные
затраты на их строительство могут быть снижены с современного уровня 3700 до
1800 долл., к 2050 г. - до 1000 долл. за 1 кВт. Указанные оценки исходят из
оптимистичной оценки технологического прогресса; при более медленных темпах
эти показатели могут быть существенно выше. Коэффициент обучения (снижение
уровня издержек при удвоении мощности) для фотовольтаики в течение последних
35 лет составляет 0,8. Максимальный КПД солнечных батарей в 2008 г. достиг
47% при средних значениях в используемых установках в 10-15%. Среди наиболее
перспективных технологических вариантов рассматриваются тонкопленочная
технология, мультиузловая технология, полупроводниковые красители.
В
2000-е годы особенно интенсивный технологический прогресс имел место в
возобновляемой энергетике. Для ВИЭ по сравнению с другими типами генерирующих
мощностей характерны весьма низкие значения КИУМ (10-20%) по сравнению с
атомными энергоблоками (70-95%) и тепловой энергетикой (60- 80%). В 2010-2050
гг. КИУМ ВИЭ будет возрастать в результате оптимизации как работы отдельных
установок, так и энергосистемы в целом. Ключевой проблемой является
нестабильность выработки ветровой и солнечной энергетики и несовпадения пиков
генерации с пиками нагрузки. Эта проблема может быть решена развитием
систем накопления энергии. Кроме того, она естественным образом будет
смягчаться по мере роста масштабов возобновляемой энергетики и ее
географического распространения.
Помимо
уже известных способов электрогенерации, инновационный подход потребует
разработки и освоения прямых способов получения электроэнергии из окружающей
среды на основе использования накапливающихся зарядов ионосферы, энергии вращения
земли и других пока малоизвестных технологий трансформации космопланетарной
энергии.
Технологические
тенденции развития электроэнергетических систем. Переход к энергетическим
системам нового поколения будет осуществляться по трем направлениям: 1)
создание систем управления энергосистемой («умная энергосистема»), 2) развитие
технологий дальнего транспорта электроэнергии, 3) развитие технологий
накопления электроэнергии в энергосистеме, 4) развитие распределенной
генерации.
«Умная сеть». «Умная
энергосистема» является обобщением развиваемых в настоящее время технологий
«умных сетей» (smart grids) и предполагает управление спросом на энергию. Для
этого применяются дифференцированные тарифы. В перспективе
энергопотребляющее оборудование будет оснащаться электронными системами,
позволяющими в режиме реального времени управлять уровнем энергопотребления.
Развитие «умных сетей» благоприятно как для возобновляемой энергетики,
позволяя подстраивать уровень энергопотребления под динамику генерирования
электроэнергии, так и для атомной энергетики, обеспечивая большую
равномерность нагрузки, но снизит потребность в маневренных газовых мощностях
и гидроаккумулирующих электростанциях. Распространение электромобилей
приведет к выравниванию режима нагрузки на электроэнергетическую систему за
счет роста потребления в ночные часы, что позволит оптимизировать режим
работы энергосистем. Внедрение технологии «умных сетей» уменьшит потери в
российских электрических сетях, сократит потребность в новых мощностях и
капитальных вложениях. В США и Европейском союзе развитие «умных сетей» на
государственном уровне признано ключевой задачей в создании электроэнергетики
будущего, причем в развитие соответствующих систем инвестируется 30-50 млрд
долл. в год.
Распределенная энергетика.
Развитие распределенной генерации предполагает интеграцию энергетики в
техносферу. Уже сформировался тренд увеличения производства энергии как
побочного продукта других технологических процессов. Развитие ВИЭ в рамках
технологий «активного дома» и «активного здания» позволяет использовать
потенциал производства энергии непосредственно в зданиях за счет солнечной
энергетики, тепловой энергии, отходов и т.п. Развитие распределенной
генерации приведет к формированию «виртуальных электростанций» - групп
распределенных генераторов электроэнергии', находящихся под единым
управлением. В перспективе будет происходить трансформация потребителей
энергии (промышленных, сервисных и коммунальных) в производителей.
Наибольший потенциал развития распределенной генерации сосредоточен в
развитых странах в связи с высоким технологическим уровнем и постиндустриальным
типом экономики. Для этого необходимо решить как технологические проблемы
(переход от асимметричных сетей к симметричным, где производитель и
потребитель могут меняться местами), так и организационные (порядок оплаты
энергии, порядок управления энергосистемами). Такой процесс приведет к частичной
трансформации энергетического рынка из рынка товаров в рынок сначала услуг, а
затем и технологий.
Аккумулирование энергии.
Технологии накопления электроэнергии в энергосистеме необходимы для
повышения эффективности использования мощностей и повышения надежности
энергоснабжения. На уровне индивидуального потребителя решением могут быть
эффективные аккумуляторы большой мощности. Однако создание таких
аккумуляторов сталкивается с существенно большими трудностями, чем создание
аккумуляторов для электромобилей, поэтому на уровне энергосистемы такие
решения до 2030 г. не появятся (в случае технологического прорыва в создании
сверхпроводников возможно их появление к 2050 г.). Технологии накопления
энергии будут служить не для валового накопления энергии, а для стабилизации
режима работы энергосистемы. Косвенные способы накопления электроэнергии на
уровне энергосистемы могут быть реализованы путем создания ГАЭС.
Системы передачи электроэнергии. Усложнение
топологии сетей требует согласования фаз и управление мощностью. Гибкие
системы передачи на переменном токе (FACTS) появились около 1990 г. В 1998 г.
в США создана первая система UPFC (Унифицированная система управления
энергопотоками), позволяющая управлять активной и реактивной мощностью. Пока
таких систем в мире единицы. Они особенно важны в больших городах со сложной
топологией сетей. Для развития передачи электроэнергии важны новые
технологии ЛЭП как постоянного тока (HVDC), так и "гибких"
управляемых ВЛ переменного тока СВН, а также использование сверхпроводников.
В совокупности указанные выше тренды
сводятся к созданию интеллектуальных Единых энергетических систем нового
поколения (ЕЭС 2.0) с интеллектуальным управлением от производства до
конечного потребления.
Сценарии развития мировой
электроэнергетики
Анализ
тенденций мирового развития показывает, что существует три различных сценария
развития мировой энергетики в 2010-2050 гг.: инерционный, стагнационный и
инновационный. Во всех трех сценариях мировое потребление электроэнергии
растет к 2050 г. по сравнению с 2030 г. опережающими темпами по отношению к
потреблению первичных энергетических ресурсов - на 78 %, 56 % и 126 %
соответственно (рис. 1). Во всех трех сценариях доля развивающихся стран
растет с 49% в 2010 году до 63 %, 62 % и 66 % соответственно, при этом рост
в развитых странах также продолжается. Основные количественные тенденции во
всех трех сценариях одинаковы. Быстрее всего сдвиги происходят в
инновационном сценарии, медленнее всего - в стагнационном. Но сценарии
принципиально отличаются качественными характеристиками развития мировой
энергетики.
Инерционный сценарий развития мировой
электроэнергетики. Производство электроэнергии на угольных электростанциях
к 2030 г. вырастет в 2,05 раза и составит 35,6% общего производства
электроэнергии, на газовых электростанциях - в 1,92 раза до 23,7 %, ВИЭ - в
5,54 раза до 16,0% (рис. 2). Максимальные темпы покажут ВИЭ, угольная и газовая
генерация, а минимальные - мазутная. В инерционном сценарии будут
реализованы только отдельные элементы «умных сетей», относящиеся к управлению
сетевыми и генерирующими мощностями. Технологии управления конечным
потреблением электроэнергии не будут массово использоваться. Профиль нагрузки
на электроэнергетические системы останется весьма неравномерным. Уровень
потерь при транспортировке электроэнергии незначительно снижается по сравнению
с современным уровнем. Как следствие, рост расстояния передачи электроэнергии
будет достаточен только для оптимизации существующих электроэнергетических
систем (Европа, Россия, США, Китай), но не для существенной перестройки
мировой электроэнергетики. Электроэнергетика в инерционном сценарии будет
быстро расти в количественном отношении, но при этом сравнительно медленно
меняться в качественном отношении.
Стагнационный сценарий включает в себя в том числе и
экологоориентированный сценарий развития мировой электроэнергетики.
Производство электроэнергии на газовых электростанциях к 2030 г. вырастет в
1,65 раза и составит 29,0 % общего производства электроэнергии, производство
электроэнергии ВИЭ возрастет в 13,1 раза до 26,0 % (без гидроэнергетики).
При этом производство электроэнергии на атомных электростанциях упадет на 18
%, на угольных электростанциях - на 11% до 20,5 %, на мазутных электростанциях
- на 51% до 2,7 %. В стагнационном сценарии будут реализованы основные
элементы «умных сетей». Распространятся технологии регулирования профиля
нагрузки на электроэнергетические системы. Для интеграции нестабильных
источников энергии (ВИЭ, распределенная генерация) в энергосистемы будут
использоваться косвенные способы накопления электроэнергии на уровне
энергосистемы путем создания гидроаккумулирующих электростанций, маховых и
других накопителей. После 2030 г. возможно также использование
технологической схемы с получением водорода как накопителя энергии за счет
электроэнергии ВИЭ и ПЭС с его последующим сжиганием.
Инновационный сценарий развития мировой
электроэнергетики. Решающую роль в динамике электроэнергетики
сыграют атомная и возобновляемая энергетика. Производство электроэнергии ВИЭ
к 2030 г. вырастет в 16 раз до 26,7% всей выработки, а к 2050 г. - до 48%.
Атомная генерация возрастет к 2030 г. в 4 раза, а ее доля достигнет 20 %.
Возникнут интеллектуальные Единые энергетические системы нового поколения.
Технологии «умных сетей» будут реализованы в полном объеме. Уровень потерь
при транспортировке электроэнергии снижается по сравнению с современным
уровнем за счет развития технологий постоянного тока и использования
сверхпроводников. Радикальное расширение возможностей передачи электроэнергии
приведет к 2030 г. к формированию Единых энергетических систем Европы,
Восточной Азии, Северной Америки, России и сопредельных стран, а также связей
между ними. В перспективе к 2050 г. указанный трен приведет к формированию
основ Единой электроэнегетической системы Евразии. Расширятся возможности для
использования электроэнергии всех виде электростанций, которые по
экологическим (АЭС крупные угольные ТЭС) причинам желательно размещать в
малонаселенных районах, либо которые опираются на ресурсы, сосредоточенные в
малонаселенных районах (многие ГЭС и угольные ТЭС, часть ВИЭ - ветровые и
солнечные электростанции). Развитие международной торговли электроэнергией
требует решения не только технических, но и организационных (порядок
диспетчеризации), экономических (создании международных рынков) и
политических проблем. Уровень взаимного доверия стран, связанных поставкам
электроэнергии, должен быть весьма высоким.
Сценарии
развития электроэнергетики России
Сценарии развития электроэнергетики Росси опираются, с одной стороны,
на рассмотренные выше мировые тенденции развития отрасли, а с другой стороны
- на сценарии экономического развития России с учетом также внутренних
тенденций и факторов раз вития отрасли.
Сценарий экономического развития России Инновационный сценарий
развития энергетики опирается на инновационный сценарий развития экономики.
Только на основе инновационного сценария можно обеспечить долгосрочные темпы
роста ВВП более 4% в год, структурную перестройку экономики, сближение с
развитыми странами по уровню экономического развития. Близок к исчерпанию
потенциал экспортно-сырьевой модели экономического роста. Назрела
необходимость смены лидера роста в российской экономике и выход на лидирующие
позиции высокотехнологичны) отраслей. Для этого необходим целый комплекс реформ,
касающихся государственного управления бюджетной, промышленной и технологической
политики. Принятые в рамках инновационного сценария показатели роста ВВП в
России предусматривают рост этого показателя (в России) по сравнению с
уровнем 2007 г. к 2030 г. в 3,7-3,8 раза, а к 2050 г. в 6,5-7,5 раз и
учитывают наличие высокого потенциала инновационной трансформации экономики
России (табл.).
Динамика потребления
электроэнергии в России. Оценка динамики удельной электроемкости
экономики России на период до 2050 г. и спроса на электроэнергию внутри
страны показывает, что за 2011-2030 гг. прогнозируется рост производства ВВП
России в 3,3 раза при снижении удельной электроемкости экономики на 36 % и
увеличении спроса на электроэнергию в 1,74 раза. За 2031-2050 гг. ВВП России
возрастет в 2,7 раза, удельная электроемкость снизится на 41 %, а спрос на
электроэнергию увеличится в 1,5 раза. В перспективе в 2010-2050 гг. следует
ожидать дальнейшего роста спроса на электроэнергию в России.
В силу структурных трансформаций
экономики и развития энергосбережения темпы роста спроса на электроэнергию
будут в период 2030-2050 гг. ниже ретроспективных (не считая кризиса
2008-2010 гг.) и ниже, чем в 2010-2030 гг. по ЭС-2030 (в среднем 2-2,1 % в год
вместо 2,5-3,7% в период 2001-2009 гг.). Таким образом, инновационный
сценарий развития экономики за счет быстрого повышения энергоэффективности
(включая как энергосбережение, так и повышение конечного продукта,
создаваемого при использовании электроэнергии) обеспечивает умеренный рост
потребления электроэнергии при быстром росте экономики.
Динамика
необходимой установленной мощности электростанций. При расчетах необходимых мощностей
учтены, помимо покрытия внутреннего спроса (включая пиковые нагрузки), также
экспорт электроэнергии, необходимый резерв мощности, ограничения
использования мощности. Число часов использования максимума нагрузки по
России в 2009 г.составило 6300 часов в год. Пиковая нагрузка составила 150
ГВт. Наименее плотными графики электрических нагрузок являются в
европейской части страны и на Урале, наиболее заполненными - в Сибири.
Среднегодовое использование максимума нагрузок в рассматриваемый период не
будет существенно меняться. Величины нормируемого расчетного резерва мощности
по ЕЭС и ОЭС России определены в соответствии с Методическими рекомендациями
по проектированию развития энергосистем и составляют 12-22 % от максимума
нагрузки. Ограничения мощности электростанций с учетом возможностей сетей
составляют до 10% от установленной мощности.
Структура
производства электроэнергии трансформируется главным образом в сторону роста
доли АЭС с 15,8 % в 2007 г. до 22,5 % в 2050 г. при некотором снижении доли
ТЭС (с 66,6 до 62-63 %), а также ГЭС и пр. (с 17,6 до 14-16%). Объем производства
электроэнергии на электростанциях, не использующих органическое топливо,
возрастает с 340 млрд кВт-ч в 2007 г. до 1055 млрд кВт-ч.
В части
тепловых электростанций на газовом топливе будут доминировать парогазовые
блочные установки единичной мощности от 70 до 750-800 МВт с КПД
соответственно от 52-53 до 55-60 %, оборудованные системами резервирования
топливоснабжения. Широкое применение для целей регулирования найдут ГТУ и
сочетания ГТУ с котлом-утилизатором для производства электроэнергии и тепла.
Генерирующие мощности на угле будут представлять собой установки на сверхкритические
и суперкритические параметры пара с КПД от 46 до 55 % (в случае качественного
высококалорийного угля), установки с котлами с циркулирующим кипящим слоем,
котлами с «низкотемпературным вихрем», а также будут осваиваться установки с
газификацией угля и энерготехнологические установки. Общий средний КПД
производства электроэнергии на угле составит 41 %. Эти инновационные
трансформации приведут к снижению удельного расхода топлива на отпуск
электроэнергии с 330 г у.т. на 1 кВт-ч в настоящее время до 270 - в 2030 г. и
до 250 - в 2050 г. соответственно.
В атомной
энергетике к 2030 г. в европейской части России будут преобладать серийные
блоки АЭС с водо-водяными реакторами (ВВЭР) мощностью 1000- 1500 МВт с КПД до
36 % и КИУМ до 90 % на урановом и уран-плутониевом топливе в замкнутом
ядерном топливном цикле. После 2030 г. все большую долю в структуре АЭС будут
занимать реакторы на быстрых нейтронах. На периферии ЕЭС России и в
изолированных энергоузлах найдут применение энергоблоки АЭС и АТЭЦ с
реакторами ВВЭР (ВБЭР) средней мощности (до 600 МВт) повышенной безопасности.
В прибрежных районах Крайнего Севера и Дальнего Востока для энергоснабжения
изолированных потребителей получат распространение плавучие энергоблоки с
атомными теплоэлектростанциями малой мощности до 70 МВт.
Производство
электроэнергии ВИЭ будет связано с географией экономически эффективного
потенциала соответствующих первичных энергоресурсов, в том числе: солнечной
и биоэнергии преимущественно в южных районах страны; ветровой - в зонах
стабильных ветров со скоростью свыше 8-10 м/сек., в том числе на Дальнем
Востоке, на Севере страны, в районе Новороссийска и др.; геотермальной - в
районах Дальнего Востока, в Прикавказской зоне, Юго-Западной Сибири и др.;
приливной - в районах с большими диапазонами приливных уровней морей (Дальний
Восток, Крайний Север); низкопотенциальное тепло -повсеместно.
В европейской
части страны при развитии базовых мощностей АЭС имеют приоритет по сравнению
с ТЭС, работающими на привозном органическом топливе. Необходимо серийное
строительство АЭС с реакторами на быстрых нейтронах и комплексов по
вторичной переработке ядерного горючего, а также развитие работ по разведке
запасов и добыче природного урана. Развитие ТЭС на органическом топливе в
этих регионах должно осуществляться на газе в дополнение к АЭС в базовом
режиме и в полупиковом режиме со строительством парогазовых энергоблоков как
на новых ТЭС, так и взамен паросиловых установок. Для удовлетворения
потребности в пиковых мощностях предусматривается наряду с использованием ГЭС
и ГАЭС строительство газотурбинных генерирующих агрегатов.
На Урале и в
Сибири перспектива развития ТЭС ориентирована на угли Кузбасса, КАТЭКа и Забайкалья.
ТЭС Дальневосточного федерального округа также будут использовать угольное
топливо за исключением отдельных городских ТЭС, для топливоснабжения
которых предусматривается применить сахалинский и якутский газ. В Сибирском и
в Дальневосточном регионах, богатых гидроресурсами, будет продолжаться
развитие гидроэнергетики в основном в качестве полупикового и пикового
источника энергии. Конкурентоспособность АЭС в Сибири и на Дальнем Востоке
в условиях наличия здесь крупных запасов дешевых углей и перспектив
разработки новых месторождений газа маловероятна.
Необходимый
ввод мощности электростанций. Несмотря на снижение темпов роста спроса на
электроэнергию, потребность ввода в действие новых электроэнергетических
мощностей резко возрастает, что связано с имеющим место двадцатилетним провалом
инвестирования в отрасль и неотвратимым выбытием изношенных агрегатов: 56 %
всех электростанций эксплуатируются уже более 30 лет. В результате при
среднегодовом вводе новых мощностей за период 1992-2009 гг. менее 2 ГВт
необходимо будет довести его с учетом замены изношенных мощностей в 2011-
2020 гг. до 7 ГВт в год, в 2021 -2030 гг. - до 14 ГВт в год и в 2031-2040 гг.
- до 13 ГВт. Размеры необходимых вводов мощностей для надежного
энергоснабжения страны при прогнозируемых темпах ее экономического развития
очень велики, особенно в период 2021-2030 гг., когда одновременно возникает
пик выбытия старых мощностей и прогнозируются высокие темпы роста экономики и
спроса на электроэнергию. В этот период средние годовые объемы необходимых
вводов новых мощностей беспрецедентны и превышают в 1,5 раза объемы вводов в
лучшие годы энергетики СССР. Решение этой задачи требует разработки
государственной программы осуществления ввода в стране новых энергетических
мощностей, так как сложившаяся ситуация является угрозой энергетической
безопасности страны
Развитие
единой энергосистемы России и электрических сетей. В 2010-2050 гг. в России под
воздействием мировых технологических трендов ожидается формирование единой
электроэнергетической системы нового поколения на основе технологий «умных
сетей» с развитием возобновляемой энергетики. Базовый принцип стратегии
развития ЕЭС России предусматривает, что ОЭС до 2050 г. строятся преимущественно
как сбалансированные по производству и потреблению энергии. Обмен
электроэнергией между ними осуществляется для целей реализации преимуществ
совместной работы энергосистем и касается преимущественно пиковых нагрузок.
Основной транзит электроэнергии будет реализовываться по направлению Сибирь
- Урал - Европейская часть России. Необходимо на новых организационных и
технологических решениях вернуться к созданию Единой евроазиатской
электроэнергетической системы, начало которой могут составить 2-3 ВЛ 1150кВ
из районов восточной Сибири в район Поволжья. В частности, это может быть
реконструкция ВЛ 1150 кВ КАТЭК - Барнаул - Омск - Челябинск, а также северная
цепь ВЛ 1150 кВ Турухан- ская ГЭС - Ново-Уренгойская ГРЭС (на низконапорном
газе) - Полярный Урал - Воркутинская ГРЭС (на угле) с выходом на северное
Поволжье. Нельзя сбрасывать и будущую необходимость электрической связи Сибири,
с одной стороны, с энергосистемами Китая, а с другой - с ГЭС Средней Азии с
возможным выходом в Пакистан и Индию.
В таких
протяженных и межконтинентальных ВЛ СВН будут широко использоваться
управляемые устройства (управляемые шунтирующие реакторы, тиристорные
статические компенсаторы, продольная емкостная компенсация, объединенные
регуляторы перетока мощности, фазоповоротные устройства, СТАТКОМы, устройства
асинхронной связи - передачи и вставки постоянного тока, электромеханические
преобразователи, накопители электрической энергии) и новые высокоэффективные
системы управления электрическими сетями. Будут использоваться
сверхпроводниковые устройства, в первую очередь, кабели, накопители,
токоограничивающие устройства. Будет создан общий электроэнергетический рынок
стран СНГ и общее рыночное электроэнергетическое пространство с ЕС и другими
странами на Евразийском континенте.
Заключение
В
2010-2030 гг. и особенно в 2030-2050 гг. мировая, а вслед за ней российская
энергетика (а может быть мы и поменяемся местами), претерпят радикальные
изменения. Во-первых, изменится структура генерирующих мощностей за счет
быстрого роста доли возобновляемой энергетики и быстрого прогресса
соответствующих технологий. Во-вторых, радикально изменятся принципы
организации электроэнергетических систем за счет перехода к «умной
энергетике» и создания электроэнергетических систем нового поколения.
Динамика российской электроэнергетики должна будет соответствовать как новым
технологическим трендам, так и задачам надежного энергообеспечения страны.
Существуют значительные риски как количественной нехватки мощностей, так и в
особенности качественного отставания российской электроэнергетики от других
стран. Для решения этих проблем необходима целостная стратегия развития
отрасли.
Литература
1. Энергетическая
стратегия России на период до 2030 г., ГУ ИЭС, ОАЦ «Энергия», 2010.
2. Дорожная карта
развития электроэнергетики России на период до 2030 г.Отчет подгруппы под
руководством академика Э.П. Волкова рабочей группы по разработке ЭС-2030
3. Бушуев В.В.,
Троицкий А.А. «Энергетика 2050 г.», Москва: ОАЦ «Энергия», 2007.
4. Генеральная
схема размещения объектов электроэнергетики России на период до 2020 г. с
учетом перспективы до 2030 г. (май 2010 г.) АПБЭ,
5. Оценка
потребности в электроэнергии по федеральным округам России на период до 2020
г. и 2030 г. Отчет ИЭС 2009 г. ( Ю.М. Коган).
6. Прогнозные и отчетные
данные Минэкономразвития России, Минэнерго России, Росстата,
электроэнергетических компаний.
7. BP Statistical Review of World Energy 2010. BP
Statistical Review of World Energy. - London: British Petroleum, 2009.
8. Energy
Technology Perspectives. IEA2006, 2008, 2010.
9. Global Trends in Sustainable Energy Investment 2009. Bloomberg New
Energy Finance, 2010.
10. Key World Energy Statistics. IEA, 2009.
11. Renewables Global Status Report 2009. RNE21, 2010.
12. Role and Potential of Renewable Energy and Energy Efficiency
for Global Energy Supply. Stuttgart, Berlin, Utrecht, Wup- pertal, 2009.
13. World Energy
Outlook 2010. IEA, 2010.
14. World Nuclear Association Market Report 2009. WNA, 2010.
15. World Nuclear Industry Status Report 2009. MIT, 2010.
|