Лабораторный гомогенизатор оптом купить pishmash.com. . Найти: вакансии - подбор персонала, Аналитиком консультантом, Дизайнером-Rabota.
blank

Обсуждаем новую модель рынка электроэнергии

3. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Предыдущая глава     Содержание       Следующая глава



3.1. Генерирующие мощности


3.1.1. Структура генерирующих мощностей


3.1.2. Возрастная структура генерирующих мощностей


3.1.3. Динамика коэффициентов использования установленной мощности


3.2. Использование топлива на тепловых электростанциях


3.2.1. Потребление топлива


3.2.2. Цены на топливные ресурсы для электроэнергетики


3.2.3. Проблемные вопросы топливоснабжения электроэнергетики


3.3. Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по видам оборудования


3.4. Воздействие электростанций на окружающую среду


3.5. Электрические сети


3.1. Генерирующие мощности

3.1.1. Структура генерирующих мощностей

Структура установленной мощности по ЕЭС России

По состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций Российской Федерации (включая мощность электростанций, работающих в закрытых административно-территориальных округах) составила 219,2 млн. кВт, в т. ч. ТЭС – 149,6 млн. кВт (68,3%), ГЭС – 45,9 млн. кВт (20,9%), АЭС – 23,7 (10,8%) млн. кВт. В суммарной установленной электрической мощности ТЭС доля электростанций, использующих твердое топливо, составляет 36,9% (55 млн. кВт), газомазутное топливо – 62,7% (93,6 млн. кВт), дизельное топливо – 0,4% (0,6 млн. кВт).

По сравнению с 2004 г. установленная мощность увеличилась на 2,6 млн. кВт (на 1,2%), в т. ч. ТЭС – на 1,2 млн. кВт, ГЭС – на 0,3 млн. кВт, АЭС – на 1,0 млн. кВт. (см. табл. 3.1.1).

Прирост установленной мощности произошел, главным образом, за счет ввода новых генерирующих мощностей и в незначительной степени за счет перемаркировки оборудования (всего 0,2 млн. кВт).

В течение 2005 г. было введено в эксплуатацию оборудование суммарной электрической мощностью 2866,5 МВт, в т. ч. ТЭС – 1695,5 МВт, ГЭС – 336,5 МВт, АЭС – 1000 МВт, блок-станции – 171 МВт. По сравнению с 2004 г. вводы генерирующих мощностей увеличились в 2,3 раза.

В 2005 г. в общем объеме вводов генерирующих мощностей на ТЭС доля энергоблоков с ПГУ и ГТУ составила 63% (1068 МВт). Вводов конденсационного оборудования в 2005 г. не было, а вводы теплофикационного оборудования на давление 13 МПа составили 255 МВт.

В числе наиболее крупных введенных мощностей

– ПГУ на Дзержинской ТЭЦ мощностью 195 МВт; ПГУ на Тюменской ТЭЦ-1 мощностью 190 МВт; ПГУ на Калининградской ТЭЦ-2 мощностью 450 МВт; Испытательный стенд на Ивановской ГРЭС с газовой турбиной ГТД-110 мощностью 110 МВт, а также четвертый агрегат на Бурейской ГЭС мощностью 335 МВт.


 

В приложении 3.1 приведены данные по вводам энергоагрегатов на электростанциях отрасли.

В течение 2005 г. было демонтировано оборудование электростанций суммарной мощностью 260,2 МВт, перемаркировка оборудования электростанций в сторону увеличения составила 172,2 МВт, присоединение генерирующих мощностей – 45,2 МВт.

Таким образом, по состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций отрасли «Электроэнергетика»1, а также электростанций других министерств и ведомств составила 210,5 млн. кВт. По ЕЭС России установленная мощность электростанций составила 197,5 млн. кВт.

Изменение структуры установленной мощности в 2005 г. представлено в табл. 3.1.2.

Структура установленной мощности по ОЭС

Крупнейшими ОЭС по установленной мощности электростанций являются ОЭС Центра, ОЭС Сибири и ОЭС Урала. Мощность электростанций этих трех ОЭС приблизительно одинакова и составляет 42–49 млн. кВт. Однако структура установленной мощности в этих трех ОЭС существенно различается. В ОЭС Центра доля АЭС в суммарной установленной мощности составляет 24,3% (11,8 млн. кВт), тогда как в ОЭС Урала она составляет 1,4% (0,6 млн. кВт), в ОЭС Сибири АЭС отсутствуют.


 


Структура установленной мощности в разрезе ОЭС по состоянию на 31 декабря 2005 г. представлена в табл. 3.1.3.

Установленная мощность ГЭС в суммарной мощности ОЭС Центра и ОЭС Урала составляет 4,5% (2,2 млн. кВт) и 4,2% (1,8 млн. кВт), соответственно, а в ОЭС Сибири почти половина (48,4%) установленной мощности электростанций составляют ГЭС.

Установленная мощность электростанций ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Юга и ОЭС Востока в 2-3 раза меньше, чем в рассмотренных выше ОЭС. Структура установленной мощности этих ОЭС также неоднородна. В ОЭС Северо-Запада и в ОЭС Волги доля АЭС в суммарной установленной мощности электростанций составляет 28,2% (5,8 млн. кВт) и 17,0% (4,1млн. кВт), соответственно. В ОЭС Юга и в ОЭС Востока доля АЭС – 6,2% (1,0 млн. кВт) и 0,4% (0,05 млн. кВт).

Доля ГЭС в суммарной установленной мощности электростанций ОЭС Волги, ОЭС Юга и ОЭС Востока

– 26-33%, (3,9 – 6,2 млн. кВт), тогда как в ОЭС СевероЗапада доля ГЭС – 14% (2,9 млн. кВт).

Во всех ОЭС, кроме ОЭС Северо-Запада и ОЭС Сибири, доля ТЭС составляет более 55%.

Структура установленной мощности по видам оборудования

Среднегодовая установленная мощность ТЭС в 2005 г. составила 131,5 млн. кВт и возросла по сравнению с 2004 г. всего на 0,8 млн. кВт (на 0,2%). Структура установленной мощности по видам оборудования в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменилась (см. табл. 3.1.4).

Основным оборудованием конденсационных электростанций являются энергоблоки единичной мощностью 150–1200 МВт. Их доля в общей установленной мощности ТЭС составляет около 44% (57,7 млн. кВт). Наиболее распространенным оборудованием этих ТЭС являются энергоблоки единичной мощностью 200 МВт и 300 МВт, доля которых в суммарной установленной мощности ТЭС составляет 11,9% и 16,7%, соответственно.

На ТЭЦ основную долю составляют теплофикационные энергоблоки на давление пара 130 кгс/см2 без промперегрева. Доля таких энергоблоков в суммарной установленной мощности ТЭС составляет более 30% (42 млн. кВт).

Наиболее современное оборудование на давление пара 240 кгс/см2 составляет 44,2 тыс. МВт, или 67,8% от суммарной установленной мощности всего энергоблочного оборудования.

 


 

Доля от общей мощности ТЭС, %

Структура установленной мощности по компаниям

Структура установленной мощности Холдинга РАО «ЕЭС России»

Крупнейшей электроэнергетической компанией Российской Федерации является холдинговая компания ОАО РАО «ЕЭС России». Установленная мощность электростанций Холдинга по состоянию на 31 декабря 2005 г. составила 157,9 млн. кВт или 72,1% от суммарной установленной мощности всех электростанций России. Доля тепловых электростанций Холдинга в суммарной установленной мощности ТЭС России составляет – 82,2% (122,6 млн. кВт), а доля ГЭС – 76,6% (35,3 млн. кВт) от ГЭС России. По сравнению с 2004 г. установленная мощность электростанций Холдинга увеличилась на 1,2 млн. кВт, в т. ч. на ТЭС на 0,9 млн. кВт, ГЭС на 0,3 млн. кВт.

Установленная мощность электростанций ОГК и ТГК

По состоянию на 31 декабря 2005 г. в суммарной установленной мощности электростанций Холдинга доля электростанций, вошедших в состав ОГК и ТГК, составила 79,1% (124,8 млн. кВт), в т. ч. ОГК – 47,2% (74,4 млн. кВт), ТГК – 31,9% (50,4 млн. кВт)4.

Суммарная установленная мощность электростанций, входящих в каждую тепловую ОГК, приблизительно одинакова. Наибольшая установленная мощность у ОГК-1 (9,2 млн. кВт), а наименьшая у ОГК-3 (8,5 млн. кВт). На электростанциях тепловых ОГК преимущественно установлены крупные конденсационные энергоблоки единичной мощность 300–12005 МВт.

Установленная мощность электростанций «ГидроОГК» по состоянию на 31 декабря 2005 г. составила 21,8 млн. кВт или 47,8% суммарной установленной мощности всех ГЭС России.

В отличие от тепловых ОГК установленная мощность отдельных ТГК различается почти в два раза – от 0,6 млн. кВт (ТГК-14) до 1,1 млн. кВт (ТГК-3). Установленная мощность практически всех ТГК состоит из теплофикационного оборудования. Исключение составляют ТГК-1, ТГК-8 и ТГК-9, в состав которых кроме ТЭЦ входят и ГЭС. Доля ГЭС в установленной мощности электростанций ТГК-1 составляет 48%, ТГК-8 – 9%, ТГК-9 – 32%.

Структура установленной мощности электростанций ОГК и ТГК по состоянию на 31 декабря 2005 г. представлена в табл. 3.1.5.

Установленная мощность электростанций концерна «Росэнергоатом»

Второй компанией Российской Федерации по величине установленной мощности электростанций является концерн «Росэнергоатом», в состав которого входят 10 АЭС. По состоянию на 31 декабря 2005 г. общая установленная мощность электростанций концерна «Росэнергоатом» составила 23,2 млн. кВт или 97,5% суммарной установленной мощности всех АЭС России. По сравнению с 2004 г. в результате ввода в эксплуатацию третьего блока на Калининской АЭС установленная мощность электростанций концерна «Росэнергоатом» увеличилась на 1,0 млн. кВт.

На АЭС, входящих в состав концерна «Росэнергоатом», эксплуатируется 31 энергоблок, из них 15 – с водо-водяными реакторами под давлением (ВВЭР), 15 – с канальными кипящими реакторами (11 энергоблоков с реакторами РБМК-1000 и 4 энергоблока с реакторами ЭГП-6) и один энергоблок с реактором на быстрых нейтронах БН-600.

Установленная мощность АЭС с реакторами ВВЭР составляет 11,6 млн. кВт, в т. ч. с реакторами ВВЭК-1000 – 9,0 млн. кВт, а с реакторами ВВЭР-440 – 2,6 млн. кВт. Суммарная мощность АЭС с реакторами РБМК-1000 – 11,0 млн. кВт, а с реакторами ЭГП-6 – 0,048 млн. кВт. Установленная мощность энергоблока с реактором БН-600 – 0,6 млн. кВт.

Установленная мощность электростанций ОАО «Иркутскэнерго»

По состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций ОАО «Иркутскэнерго» составила 12,9 млн. кВт, в т. ч. ТЭЦ – 3,9 млн. кВт (30,2%), ГЭС

– 9,0 млн. кВт (69,8%). Ввод новых мощностей и перемаркировка основного оборудования на электростанциях ОАО «Иркутскэнерго» в 2005 г. не производились. С 1 января 2005 г. демонтирован турбоагрегат №2 Зиминского участка Ново-Зиминской ТЭЦ мощностью 1,7 МВт.

Установленная мощность электростанций Холдинга «Татэнерго»

По состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций Холдинга «Татэнерго» составила 6,99 млн. кВт, в т. ч. мощность всех ТЭС – 5,78 млн. кВт (82,8%), мощность Нижнекамской ГЭС – 1,21 млн. кВт (17,2%). В течение 2005 г. дополнительных электрических мощностей не вводилось.

3.1.2. Возрастная структура генерирующих мощностей

Возрастная структура генерирующих мощностей по типам электростанций

Важнейшей проблемой электроэнергетической отрасли в последние годы является старение основного оборудования электростанций при сохраняющейся тенденции роста электропотребления в стране (см. разд. 4.4).

В табл. 3.1.6 приведена возрастная структура основного оборудовании по типам электростанций отрасли по состоянию на конец 2005 г.

Время ввода установленной мощности разбито по интервалам 10–15 лет. Мощность самого старого оборудования, введенного в эксплуатацию до 1931 г., составляет 142 МВт или 0,07% от всей установленной мощности электростанций по России, из которых 94 МВт – теплофикационное оборудование и 48 МВт – гидравлические турбины.

Пик ввода мощностей приходится на 1971–1980 гг., тогда было введено 31,4% от всей установленной мощности по России. В целом (см. рис. 3.1.1) за период 1961– 1990 гг. было введено около 80% мощности всех электростанций России, действовавших на конец 2005 г., а за последние 15 лет – 10,2% мощности.

Средний возраст оборудования электростанций России составляет 30 лет. По видам оборудования наиболее молодыми являются ПГУ, ГТУ и геотермальные установки (построены на Дальнем Востоке), а также блоки атомных электростанций.

Возрастная структура генерирующих компаний

В табл. 3.1.7 и на рис. 3.1.2 приведены средние годы ввода турбинного оборудовании по электростанциям генерирующих компаний Холдинга РАО «ЕЭС России»,
 

  



 

а также других энергокомпаний. Среди оптовых генерирующих компаний Холдинга РАО «ЕЭС России» наиболее «молодой» является ОГК-4 – средний возраст ее турбинного оборудования на конец 2005 г. составляет 22 года, в то время как в ОГК-5 этот показатель достигает 34 лет.

Среди вновь созданных территориальных генерирующих компаний наиболее «молодой» компанией является ТГК-3 (образована на основе ТЭЦ ОАО «Мосэнерго») – средний возраст ее турбинного оборудования на конец 2005 г. составил 23 года, а наиболее «старой» – ТГК-9 (состоит из электростанций Свердловской и Пермской генерирующих компаний) и ТГК14 (состоит из электростанций ОАО «Бурятская генерация» и «Читинская генерация») – средний возраст их турбинного оборудования составляет 36 лет и 35 лет, соответственно. В целом же, по Холдингу РАО «ЕЭС России» средний возраст турбинного парка составил на конец 2005 г., 29 лет.

Среди предприятий, не входящих в Холдинг РАО «ЕЭС России» наиболее «молодыми» генерирующими мощностями располагает концерн «Росэнергоатом» (средний возраст оборудования – 21 год), а наиболее «старые» мощности – у ОАО «Иркутскэнерго» (средний возраст оборудования – 36 лет).

Парковый и индивидуальный ресурс оборудования

Для обеспечения надежности работы основного оборудования на предприятиях отрасли ведется постоянный учет фактического числа часов его работы, начиная со времени ввода в эксплуатацию. Нормативный парковый ресурс (норма наработки в часах) в целом по энергоустановке или энергоблоку (котел–турбина–генератор) приравнивается к нормативному ресурсу турбины, устанавливаемому заводом-изготовителем. Парковый ресурс (ПР) не является предельным сроком эксплуатации, он может быть продлен по результатам регламентного обследования конкретного агрегата компетентным органом (например, «Фирмой ОРГРЭС», ВТИ).


  

  
 

 

С учетом фактического состояния оборудования назначается продленный индивидуальный ресурс (ИР) нарастающим итогом с начала эксплуатации данного агрегата.

Выработка паркового и индивидуального ресурса оборудования оптовых генерирующих компаний

В табл. 3.1.8 и на рис. 3.1.3 приведены значения суммарной мощности турбинного оборудования электростанций оптовых генерирующих компаний, чей парковый и индивидуальный (т.е. продленный парковый) ресурс выработан на конец 2005 г. Среди шести тепловых генерирующих компаний наибольшую выработку паркового ресурса – 8103 МВт имеет ОГК-5, что в относительных значениях составляет 93% от установленной мощности, и ОГК-6 – 7382 МВт или 82% от установленной мощности, а наибольшую выработку индивидуального, т.е. продленного паркового ресурса имеют также ОГК-5 – 3272 МВт, что составляет – 38% от всей установленной мощности компании и ОГК-2 – 2243 МВт, что составляет 26% от установленной мощности этой компании.

Наименьшую суммарную мощность выработки паркового ресурса имеет ОГК-3 – 50% от установленной мощности, у нее же, как и у ОГК-1, наименьший выработанный индивидуальный парковый ресурс, который составляет 1,5% и 4,2% от установленной мощности соответственно. По ОГК-7 «Гидрогенерация» выработка паркового ресурса составляет 42% от установленной мощности, а выработка индивидуального ресурса

– 4,5% от установленной мощности. В целом же, по оптовым генерирующим компаниям выработка паркового ресурса составила на конец 2005 г. 61% от суммарной установленной мощности ОГК, а индивидуального ресурса – 11,2%. Около 83% оборудования, выработавшего индивидуальный ресурс,– это конденсационное оборудование тепловых электростанций.

Выработка паркового и индивидуального ресурса оборудования территориальных генерирующих компаний

В табл. 3.1.9 и на рис. 3.1.4 приведены значения суммарной мощности турбинного оборудования электростанций, входящих в территориальные генерирующие компании, чей парковый и индивидуальный ресурс выработан на конец 2005 г. Наибольшая выработка паркового ресурса в ТГК-1 – 3177 МВт или 52% от ее установленной мощности (см. разд. 3.1), а также в ТГК-13 – 1370 МВт или 56% от установленной мощности компании. В среднем же по ТГК выработка паркового ресурса составила на конец 2005 г. 35% от суммарной установленной мощности ТГК. Выработка индивидуального ресурса по ТГК колеблется от 0 МВт по ТГК-6 до 423 МВт по ТГК-7. В среднем по ТГК абсолютная выработка индивидуального ресурса составила на конец 2005 г. 1807 МВт или 3,7% от суммарной установленной мощности ТГК. Около 95% оборудования, выработавшего индивидуальный ресурс,– это теплофикационное оборудование.

Выработка паркового и индивидуального ресурса оборудования по ОЭС и России

Мощность оборудования, выработавшего парковый и индивидуальный ресурс по объединенным энергосистемам и в целом по России, а также с разбивкой по типам электростанций, приведена в табл. 3.1.10 и на рис. 3.1.5.

ОЭС Северо-Запада: суммарная мощность выработки паркового ресурса составила 5385,6 МВт или 26,4% от установленной мощности по ОЭС (для оценки ресурса значения установленной мощности взяты из табл. 3.1.5 раздела 3.1. «Генерирующие мощности»), в том числе выработан парковый ресурс 78% суммарной мощности всех ГЭС и 32% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный (продленный парковый) ресурс выработан на 462,5 МВт или 2,3% от установленной мощности по ОЭС, наибольшую долю – 80% составляет конденсационное оборудование тепловых электростанций.

ОЭС Центра: выработка паркового ресурса составила 15038,4 МВт или 30,8% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс 39% мощности всех ГЭС и 44,5% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс выработан на 1358,3 МВт или 2,8% от установленной


 


 

мощности по ОЭС, состоит на 88% из конденсационного оборудования.

ОЭС Средней Волги: выработка паркового ресурса составила 8724,7 МВт или 36,5% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс 55% мощности всех ГЭС и 39,4% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс выработан на 1415,7 МВт или 5,9% от установленной мощности по ОЭС, состоит на 75% из конденсационного из оборудования.

ОЭС Юга: мощность выработки паркового ресурса по всем электростанциям ОЭС составила 9550,6 МВт или 59% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс 65,8% мощности всех ГЭС и 64,8% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс выработан на 1134 МВт или 7% от установленной мощности по ОЭС, состоит на 90% из оборудования конденсационного оборудования.

ОЭС Урала: среди всех ОЭС имеет максимальную мощность выработки паркового ресурса, которая по электростанциям ОЭС составила 28305,9 МВт или 67% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс ГЭС на 13397,6 МВт, что соответствует 94% мощности всех ГЭС и по ТЭС выработка паркового ресурса составила 26622,5 МВт или 70% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс оборудования выработан по ОЭС на 6821,3 МВт, что соответствует, 16,1% от установленной мощности по ОЭС, состоит на 90% из оборудования ТЭС и на 10% из оборудования ГЭС.

ОЭС Сибири: имеет также значительную мощность выработки паркового ресурса, которая по электростанциям ОЭС составила 21002,3 МВт или 45,8% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс ГЭС на 13397,6 МВт, что соответствует 60% мощности всех ГЭС, а по ТЭС выработка паркового ресурса составила 7604,7 МВт или 35,4% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс оборудования выработан по ОЭС на 1355 МВт, что соответствует 3% от установленной мощности по ОЭС, состоит почти поровну из оборудования ТЭС – в основном теплофикационного и ГЭС.


 


ОЭС Востока: по сравнению с другими ОЭС имеет наименьшую выработку паркового ресурса, мощность выработки паркового ресурса по всем электростанциям ОЭС составила 2147,5 МВт или 16,5% от установленной мощности по ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс ГЭС на 650 МВт или 16,6% мощности всех ГЭС и по ТЭС на 1357,5 МВт, что соответствует 16,7% мощности всех ТЭС энергообъединения. Индивидуальный парковый ресурс выработан на 203 МВт или 1,7% от установленной мощности по ОЭС, состоит только из теплофикационного оборудования ТЭЦ.

Россия – всего по ОЭС: суммарная мощность выработки паркового ресурса составила 90155 МВт или 42,8% от суммарной установленной мощности оборудования электростанций по всем ОЭС, в том числе выработан парковый ресурс по гидроэлектростанциям на 25777,7 МВт, что соответствует 56,5% от установленной мощности всех ГЭС, выработан парковый ресурс по тепловым электростанциям на 64237,3 МВт, что соответствует 48,7% мощности всех ТЭС энергообъединений. Индивидуальный (продленный парковый) ресурс выработан на 12749,8 МВт, что соответствует 6% от установленной мощности электростанций по всем ОЭС, из них мощность выработки индивидуального ресурса ГЭС составляет 1463 МВт, что соответствует 3,2% от всех ГЭС энергообъединений, а по ТЭС индивидуальный ресурс выработан на 11286,8 МВт, что соответствует 8,6% от установленной мощности всех ТЭС, в том числе наибольшую долю – 73% – составляет конденсационное оборудование тепловых электростанций и 27% – теплофикационное.

3.1.3. Динамика коэффициентов использования установленной мощности

Коэффициенты использования установленной мощности по типам электростанций

Эффективность использования установленной мощности электростанций характеризуется коэффициентом, определяемым отношением числа часов использования средней за отчетный период установленной электрической мощности к календарному числу часов отчетного периода6. Значение коэффициента использования установленной мощности электростанции зависит от многих факторов: типа установленного оборудования, готовности оборудования к несению максимальной (минимальной) нагрузки, участия оборудования в режимах глубоких разгрузок и покрытии «пиковых» нагрузок суточных диспетчерских графиков или работа оборудования в базовом режиме с постоянной нагрузкой, величины тепловой нагрузки (для ТЭЦ), уровня водохранилища (для ГЭС), от степени конкурентности цены за электрическую и тепловую энергию. Динамика значений коэффициентов использования установленной электрической мощности по электростанциям России за последние три года представлена в таблице 3.1.11 и на рис. 3.1.6. Она показывает плавный прирост в 2005 г. на 2,6% по сравнению с 2003 г. и на 1,2% по сравнению с 2004 г., причем прирост в 2005 г. был обеспечен только тепловыми электростанциями. Наблюдаемый рост коэффициента использования установленной мощности по ГЭС с 39,8% в 2003 г. до 44,6% в 2004 г. из-за весьма благоприятного по водности года сменился некоторым спадом в 2005 г. до 43,1%.

 
Коэффициенты использования установленной мощности по видам оборудования

Динамика коэффициентов использования установленной мощности по видам оборудования ТЭС отрасли представлена в табл.3.1.12.Каквидноиздиаграммынарис.3.1.7,поТЭСв2005г. наблюдается рост коэффициентов использования установленной мощности до 49,6% с 47,9% – в 2004 г. и с 41,9% – в 1998 г.

По конденсационным энергоблокам тепловых электростанций наблюдается увеличение коэффициентов использования установленной мощности, наибольшее значение имеют энергоблоки 800 МВт – 62,9% и 200 МВт (конденсационные) –52,6%. В целом, по конденсационному оборудованию ТЭС, коэффициент использования установленной мощности увеличился в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 1,9%, а по сравнению с 1998 г. на 5,3%.

По теплофикационному оборудованию в целом также наблюдается рост коэффициента использования установленной мощности: в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 1%, а по сравнению с 1998 г. – на 4%. Группа ТЭЦ-240 в 2005 г. имеет некоторое снижение коэффициента использования установленной мощностина1,1%посравнениюс2004г.,но по сравнению с 1998 г. имеет большое увеличение – на 7,4%. но по сравнению с 1998 г. имеет большое увеличение – на 7,4%.


   
 
Коэффициенты использования установленной мощности по энергокомпаниям РАО «ЕЭС России»

Коэффициенты использования установленной мощности по оптовым и территориальным генерирующим компаниям Холдинга РАО «ЕЭС России» представлены в табл. 3.1.13 и диаграмме рис. 3.1.8. В целом, по ОГК коэффициент использования установленной мощности за 2005 г. составил 46,9%, по ТГК – 53,9%, при этом наибольшие коэффициенты имеют: ТГК-10 Кисп = 71%; ТГК-3 Кисп = 66,2%; ОГК-4 Кисп = 65,2%. Самый низкий уровень загрузки оборудования был в ОГК-6 Кисп = 35,3% и ОГК-3 Кисп = 38,8%.

установленной мощности по генерирующим

компаниям Холдинга РАО «ЕЭС России»

 

Коэффициенты использования установленной мощности по отдельным энергокомпаниям

Динамика коэффициентов использования установленной мощности за последние три года по Холдингу РАО «ЕЭС России», концерну «Росэнергоатом» и по отдельным компаниям, не входящим в Холдинг РАО «ЕЭС России» (ОАО «Иркутскэнерго» и ОАО «Татэнерго»), представлены в табл. 3.1.14 и на диаграмме рис. 3.1.9.

Все компании имеют тенденцию к увеличению коэффициента использования установленной мощности.

По Холдингу РАО «ЕЭС России» коэффициент использования установленной мощности увеличился с 46,4% в 2003 г. до 48,5% в 2005 г., при этом загрузка оборудования увеличилась как по тепловым, так и по гидроэлектростанциям.

По ОАО «Иркутскэнерго» коэффициент использования установленной мощности увеличился с 45,6% в 2003 г. до 48,5% в 2005 г., при этом увеличилась загрузка своих ГЭС: с 50,3% в 2003 г. до 59,6% в 2005 г., что значительно разгрузило тепловые электростанции – с 34,5% в 2003 г. до 22,7% в 2005 г.

ОАО «Татэнерго» имеет низкий коэффициент использования установленной мощности – 38,8%, при этом наиболее слабо загружены ГЭС, где Кисп = 17,9%.


Табл. 3.1.14. Коэффициенты использования установленной мощности за 2003–2005 годы по отдельным энергокомпаниям

  

 

3.2. Использование топлива на тепловых электростанциях

3.2.1. Потребление топлива

Электроэнергетика – крупнейший потребитель первичных топливных ресурсов

Электроэнергетика является крупнейшим потребителем первичных топливных ресурсов в стране. На долю ТЭС приходится около 30% угля и более 25% природного газа, добываемых в стране, и 10% производимого мазута8.

При этом доля электроэнергетики во внутреннем потреблении угля составляет 50%, а природного газа – 40%.

 
Изменение структуры потребления топлива в электроэнергетике в период 1990-2005 гг.

С 80-х годов ХХ века в электроэнергетике страны начали осуществляться мероприятия по переводу на газ электростанций, работающих на угле и мазуте. В 2005 г. сохранилась тенденция увеличения доли сжигпния газа на ТЭС с одновременным уменьшением доли угля, мазута и других видов органического топлива (см. рис. 3.2.1).

К концу 1985 г. 60% тепловых электростанций использовали природный газ. За период с 1980 по 1985 гг. доля газа в топливном балансе ТЭС увеличилась с 24,2% до 40,3%. Абсолютный расход газа при этом увеличился почти в 2 раза. Расход же топочного мазута за период 1981–1985 гг., напротив, сократился на 9,6%. За этот же период доля угля уменьшилась с 37,3% до 32%.


 


Хотя абсолютное потребление угля электростанциями при этом в натуральном выражении увеличилась на 0,9%, его расход в условном выражении снизился на 5,2%. Произошло значительное сокращение потребления торфа – на 63,2%. Всего же доля твердого топлива в топливном балансе электростанций отрасли уменьшилась с 40,1% в 1980 г. до 33,8% в 19859г.

За период 1990–2005 гг. в топливном балансе электростанций отрасли доля газа увеличилась на 11,5%, доля угля снизилась на 2%10, а доля мазута на 9,2%.

В 2005 г. в общем объеме потребленного органического топлива доля газа составила 70,3% (175,2 млн. тут), доля угля – 26,4% (65,9 млн. тут), доля мазута 2,7% (6,6 млн. тут). Прочие виды топлива в структуре потребленного в 2005 г. топлива составили 0,6% (1,6 млн. тут).

В итоге, в течение 1980–2005 гг. в электроэнергетике произошло существенное увеличение потребления природного газа при одновременном сокращении расхода угля и мазута.

Поставка и потребление (расход) топлива в электроэнергетике России в 2005 году

В 2005 г. на тепловые электростанции в натуральном выражении было поставлено 117,8 млн. т угля, 151,8 млрд. куб. м газа, 4,7 млн. т мазута и 1,3 млн. т торфа. По сравнению с 2004 г. поставка угля увеличилась на 6,2 млн. т (рост на 7,9%), газа на 3,0 млрд. куб. м (рост на 2,0%), прочих видов топлива на 0,05 млн. т (рост на 3,6%). Поставка мазута, напротив, уменьшилась на 0,8 млн. т (уменьшение на 14,6%).

По сравнению с 2004 г. в электроэнергетике России произошли следующие изменения в расходе основных топливных ресурсов: расход угля увеличился на 2,3 млн. т (рост на 2%), газа – на 3,0 млрд. куб.м (рост на 2,0%), а расход мазута уменьшился на 0,34 млн. т (уменьшение на 6,3%).

Топливообеспечение электростанций Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»

Компании Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» являются крупнейшими потребителями органического топлива в отрасли. В 2005 г. в общем объеме потребленного отраслью органического топлива доля Холдинга составила 93,4% (232,8 млн. тут), в т. ч. доля газа – 94% (164,6 млн. тут), доля угля – 91,2% (60,1 млн. тут), доля мазута – 98,9% (6,6 млн. тут).

В общем объеме органического топлива, израсходованного в Холдинге в 2005 г. (см. рис. 3.2.2), доля газа составила 70,7%, доля угля – 25,8%, доля мазута

– 2,8%, прочие виды топлива – 0,7%.

В натуральном выражении в течение 2005 г. потребление газа по Холдингу составило 142,6 млрд. куб. м. и по сравнению с 2004 г. возросло на 2,1%. Поставка угля электростанциям Холдинга в 2005 г. составила 104,9 млн. т, что на 6,8% больше, чем в 2004 г. Поставки топочного мазута по сравнению с 2004 г. сократились на 13% и составили 4,7 млн. т. Топливный баланс Холдинга в 2005 г. представлен в табл. 3.2.1.

Потребление топлива электростанциями ОГК и ТГК

В общем объеме потребляемого электростанциями Холдинга угля доля ОГК составляет 32,7%, а ТГК – 53,5%. Остальные 13,8% угля расходуются электростанциями нереформированных АО-энерго. Доля потребления газа ОГК и ТГК в суммарном расходе газа электростанциями Холдинга составляет 33,8% и 58,2% соответственно.

Структура потребления топлива на электростанциях ОГК

В балансах топлива ОГК-1, ОГК-2 и ОГК-4 доля угля составляет от 8 до 17,6%, а доля газа 82–91%. В ОГК-3, ОГК-5 и ОГК-6 доли угля и газа в общем расходе топлива примерно равны: доля угля составляет 37-45%, а доля газа – 53–60%. Доля мазута в топливных балансах всех ОГК не превышает 2%. (см. табл. 3.2.2).

Структура потребления топлива на электростанциях ТГК

Для ТГК характерны более существенные различия в структуре потребляемого топлива, чем в ОГК, что обусловлено разными подходами к группировке электростанций, использованными при формировании этих двух типов компаний (см. разд. 1).

В ТГК-1 и ТГК-2, объединяющие электростанции региональных энергосистем Северо-Запада, в общем объеме потребленного органического топлива в 2005 г. доля угля


 
 
 
 


составила 4–9%, доля газа – 66–87%, доля мазута – 9– 24%. В топливных балансах ТГК-3 – ТГК-8 и ТГК-10, электростанции которых расположены в Европейской части России, включая Урал, и Тюменской области, доля угля не превышает 3%, доля газа составляет 96–99%, а доля мазута – 1%. В ТГК-9, объединяющей электростанции Свердловской области, Пермской области и Республики Коми, доля угля составила 15,1%, газа – 83,7%, мазута – 1,2%. В ТГК-11, из-за использования на электростанциях этой компании нефтяного газа, доля угля составила 56,3%. В расположенных в Сибири ТГК-12 и ТГК-14 доля угля составляет практически 100%. Структура расхода топлива на электростанциях ТГК в 2005 г. представлена в табл. 3.2.3.

Топливообеспечение электростанций ОАО «Иркутскэнерго»

ОАО «Иркутскэнерго» является крупнейшим потребителем органического топлива в Сибири. В 2005 г. на электростанциях компании было израсходовано 5,83 млн. тут органического топлива, в т.ч угля – 5,80 млн. тут (99,5%), мазута – 0,03 млн. тут (0,5%). По сравнению с 2004 г. структура расхода топлива ОАО «Иркутскэнерго» практически не изменилась (см. рис. 3.2.3). В топливном балансе электростанций компании доля угля составила 99,3% (6,19 млн. тут), а доля мазута

– 0,7% (0,04 млн. тут).

В натуральном выражении в течение 2005 г. в ОАО «Иркутскэнерго» расход угля11 составил 10,0 млн. т и по сравнению с 2004 г. снизился на 12,9%, а расход топочного мазута составил 0,02 млн. т и по сравнению с 2004 г. снизился на 34%.

Топливный баланс ОАО «Иркутскэнерго» в 2005 г. представлен в таблице 3.2.4.

Топливообеспечение электростанций ОАО «Татэнерго»

В 2005 г. на электростанциях ОАО «Татэнерго» израсходовано 10,6 млн. тут органического топлива, в т. ч. газа – 10,55 млн. тут (99,6%), мазута – 0,05 млн. тут (0,4%). Расход угля составил менее 0,1%. По сравнению с 2004 г. структура расхода топлива ОАО «Татэнерго» не изменилась (см. рис. 3.2.4).

 
 


В натуральном выражении в 2004 и 2005 гг. расход газа12 составил 9,2 млрд. куб. м в год. Расход топочного мазута электростанциями ОАО «Татэнерго» в 2005 г. составил 0,04 млн. т, что на 11% меньше, чем в 2004 г.

Территориальные аспекты топливообеспечения электроэнергетики России

Большинство регионов России не обеспечено в полной мере собственными топливными ресурсами. Топливоизбыточными являются только несколько регионов России – Западная Сибирь (Тюменская нефтегазовая провинция), Центральная Сибирь (Кузбасс, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс – КАТЭК), ряд регионов Восточной Сибири и север Европейской части России. Неравномерность размещения топливных баз во многом обусловили территориальную структуру размещения угольных и газовых тепловых станций, которая в свою очередь определяет территориальную структуру потребления топлива в электроэнергетике (см. рис. 3.2.5 и табл. 3.2.5).

Как видно из представленных данных, в структуре топливного баланса тепловых электростанций Европейской части страны, включая Уральскую энергозону, преобладает природный газ – его доля превышает 80% от общего объема потребления топлива на ТЭС этой части страны. В топливном балансе ТЭС Сибирского и Дальневосточного регионов, наоборот, доминирует уголь – его доля близка к 80% в ОЭС Востока и достигает 90% в ОЭС Сибири.


 
  
  

 
ОЭС Северо-Запада

В 2005 г. на электростанциях ОЭС Северо-Запада в общем объеме потребленного органического топлива доля газа составила 78%, доля угля – 9%, доля мазута

– 13%. По сравнению с 2004 г. расход газа увеличился на 0,5%, а расход угля на 0,6%.

В разрезе субъектов Российской Федерации, входящих в ОЭС Северо-Запада, структура потребления органического топлива в электроэнергетике является неоднородной. В топливном балансе электростанций Мурманской и Архангельской областей доля угля в 2005 г. составила 43% и 27%, а доля мазута – 57% и 73% соответственно. В Республике Коми доля угля составила 25%, а доля газа – 73%. В Республике Карелия, Ленинградской, Псковской, Новгородской и Смоленской областях доля газа составляла 95–100%, а суммарная доля угля и мазута не превышала 5%.

В натуральном выражении расход угля на ТЭС Северо-Запада составил 2,4 млн. т, газа – 10,6 млрд. куб. м, мазута – 1,5 млн. т. По сравнению с 2004 г. расход угля уменьшился на 0,2 млн. т, а расход газа, наоборот, увеличился на 0,15 млрд. куб. м. Расход мазута в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменился.

На ТЭС ОЭС Северо-Запада в основном сжигаются угли Печорского угольного бассейна. Доля этих углей в общем объеме потребления угольного топлива составляет 75–80%.

ОЭС Центра

В топливном балансе тепловых электростанций ОЭС Центра в 2005 г. доля газа составила 93%, доля угля – 5%, доля мазута – 2%. По сравнению с 2004 г. доля газа увеличилась на 1%, доля угля не изменилась, а доля мазута уменьшилась на 1%.

В общем объеме органического топлива, потребленного в 2005 г. на электростанциях Московской, Тульской, Рязанской, Воронежской и Вологодской областей, доля газа была несколько ниже, чем в среднем по ОЭС Центра и составила 65–75%. При этом доля угля находилась в диапазоне 20–30%. На ТЭС Курской, Владимирской, Белгородской и Брянской областей использовался практически только газ (99–100%).

В 2005 г. на тепловых электростанциях ОЭС Центра в натуральном выражении расход угля составил 4,7 млн. т, газа – 49 млрд. куб. м, мазута – 1 млн. т. По сравнению с 2004 г. расход угля увеличился на 0,2 млн. т, газа – на 2 млрд. куб. м. Расход мазута в 2005 г. по сравнению с 2004 г. уменьшился на 0,3 млн. т.

Потребность в угольном топливе для электростанций ОЭС Центра на 70% обеспечивается поставками кузнецких и канско-ачинских углей.

ОЭС Средней Волги

Во всех энергосистемах ОЭС Средней Волги природный газ является основным видом топлива, а мазут используется только в качестве резервного топлива. В 2005 г. на тепловых электростанциях ОЭС Средней Волги в общем объеме потребленного органического топлива доля газа составила 99,0%, доля угля и мазута была незначительной – 0,04% и 1% соответственно. По сравнению с 2004 г. структура использования топлива в 2005 г. практически не изменилась.

В натуральном выражении расход газа в 2005 г. составил 22,2 млрд. куб. м, мазута – 0,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. расходы газа и мазута практически не изменились, расход угля уменьшился в 2 раза.

Вся потребность в угольном топливе для электростанций ОЭС Средней Волги обеспечивается поставками кузнецких углей.

ОЭС Юга

В топливном балансе электростанций ОЭС Юга в 2005 г. доля газа составила 86,0%, доля угля – 12%, доля мазута – 2,0%. По сравнению с 2004 г. произошло незначительное замещение газа углем – доля газа уменьшилась на 1%, а доля угля увеличилась на 1%.

В 2005 г. из субъектов Российской Федерации, расположенных в зоне ОЭС Юга, уголь использовался только на электростанциях Ростовской области. В топливном балансе электростанций этого региона доля угля составила 36,8%, а доля газа – 62,8%. В остальных регионах Юга России газ является доминирующим видом топлива для электростанций – его доля там составляет 95–99%.

В натуральном выражении расход газа в 2005 г. составил 8,3 млрд. куб. м, угля – 2,4 млн. т, мазута – 0,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. расход газа увеличился на 0,2 млрд. куб. м, а угля – на 0,3 млн. т. Расход мазута остался на уровне 2004 г.

На электростанциях ОЭС Юга используется в основном донецкий уголь.

ОЭС Урала

В топливном балансе электростанций ОЭС Урала в 2005 г. доля газа составила 83,6%, доля угля – 13,7%, доля мазута–2,7%. По сравнению с 2004 г. доля газа и мазута в общем объеме потребленного органического топлива практически не изменилась, доля угля уменьшилась на 1%.
Как и в случае ОЭС Северо-Запада, структура потребляемого органического топлива электростанциями в регионах Урала является достаточно неоднородной. В Свердловской и Челябинской областях в суммарном расходе топлива в 2005 г. доля угля составила 47% и 40%, а доля газа – 53% и 57% соответственно. В остальных регионах Урала доля угля является незначительной – не более 2%, а доля газа составляет 98–100%.

В натуральном выражении в 2005 г. расход угля составил 21,5 млн. т, газа – 57 млрд. куб. м, мазута – 1 млн. т. По сравнению с 2004 г. расход газа увеличился на 1,8 млрд. куб. м. Расход мазута в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменился, расход угля уменьшился на 1,5 млн. т.

Потребность в угольном топливе для ТЭС ОЭС Урала на 80% обеспечивается поставками экибастузских углей. На электростанциях ОЭС Урала также сжигаются местные челябинские и свердловские угли. Их доля в общем объеме потребляемого топлива составляет 15%.

ОЭС Сибири

В 2005 г. на тепловых электростанциях ОЭС Сибири доля газа в общем объеме потребленного органического топлива составила 9,0%, доля угля – 90,3%, доля мазута

– 0,7%. По сравнению с 2004 г. структура использования топлива практически не изменилась. При этом в Томской и Омской областях доля газа составила соответственно 88,5% и 43%, а доля угля – 11% и 57%. В остальных субъектах Российской Федерации, входящих в ОЭС Сибири, доля угля в суммарном расходе органического топлива на ТЭС отрасли составляла в 2005 г. 90-99%.

В натуральном выражении в 2005 г. на ТЭС ОЭС Сибири было использовано 62,4 млн. т угля, 3,0 млрд. куб. м газа и 0,2 млн. т мазута. По сравнению с 2004 г. расход угля увеличился на 3,7 млн. т. Расход газа и мазута в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменился.

На электростанциях Сибири сжигается более половины всего объема углей, потребляемых электростанциями отрасли. Основные объемы поставки углей осуществляются с Канско-Ачинского и Кузнецкого угольных бассейнов.

ОЭС Дальнего Востока

В топливном балансе тепловых электростанций ОЭС Дальнего Востока в 2005 г. доля газа составила 12%, доля угля – 80%, доля мазута – 8%. По сравнению с 2004 г. доля угля практически не изменилась, доля газа увеличилась на 1%, а доля мазута снизилась на 1%. В Республике Саха-Якутия доля газа в топливном балансе ТЭС была существенно выше, чем в среднем по ОЭС Востока

– в 2005 г. она составила 43%, а оставшиеся 57% пришлись на уголь. В Хабаровской и Сахалинской областях доля газа составила 21% и 12%, а доля угля – 57% и 81%, соответственно. ТЭС Камчатки работают только на завозимом танкерами мазуте. В остальных регионах основным видом топлива является уголь. Его доля в топливном балансе ТЭС в 2005 г. составила 95-99%.

На тепловых электростанциях ОЭС Дальнего Востока сжигаются местные угли – лучегорский, павловский, нерюнгинский и ургальский, сахалинский, анадырский, зыряновский.

3.2.2. Цены на топливные ресурсы для электроэнергетики

Среднегодовые цены на основные виды топлива

В 2005 г. средневзвешенная цена угля для компаний электроэнергетики составила 658,7 руб./т, газа – 1388,4 руб./тыс. куб. м, мазута – 3758,6 руб./т.13 По сравнению с 2004 г. цена угля увеличилась на 13,2%, газа – на 21,4%, мазута – на 26%. При этом во втором полугодии 2005 г. произошел значительный рост цен на мазут (в 1,9 раза по сравнению с уровнем первого полугодия) из-за сезонного увеличения спроса на мазут на внутреннем рынке (в связи с накоплением запасов топлива к осенне-зимнему периоду) и общего роста цен на нефтепродукты.

Опережающий рост цен на топливо по сравнению с ростом тарифов на электрическую и тепловую энергию

Проводимая в последние годы политика сдерживания регулируемых тарифов на электрическую и тепловую энергию ниже уровня инфляции привела к существенному разрыву в темпах роста цен на продукцию топливной промышленности и электроэнергетики (см. рис. 3.2.6).



Так, по отношению к уровню 1998 г. цены на продукцию топливной промышленности выросли в 2005 г. в 9,6 раз, тогда как за тот же период цены на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую компаниями Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», выросли только в 3,9 раз.

Постепенное улучшение соотношения цен на газ и уголь

Другой важной тенденцией в сфере топливоснабжения электроэнергетики является наметившееся в последние годы выравнивание цен на газ и уголь (см. табл. 3.2.6). Так, если в 2000 г. цена газа (в расчете на 1


 
 

тут) в Центральном районе России была меньше цены угля на 25%, то в 2005 г. этот разрыв сократился до 10%. На Урале цены на газ и уголь практически сравнялись.

Существенный разрыв между внутрироссийскими и мировыми ценами на топливные ресурсы для электроэнергетики

Важным фактором, определяющим условия топливоснабжения российской электроэнергетики, является сохраняющийся существенный разрыв между внутрироссийскими и мировыми ценами на основные виды топлива.

В настоящее время внутренние цены на газ составляют в среднем 45 долл./тыс. куб. м, тогда как на европейском рынке стоимость газа достигает 250 долл./тыс. куб. м.

Цена энергетического угля на рынках Европы на условиях CIF15 в 2005 г. составляла 50–65 долл./т, т. е. была в 2-2,5 раза выше, чем на внутреннем рынке. При этом качество экспортных углей, как правило, существенно выше, чем на российском рынке.

3.2.3. Проблемные вопросы топливоснабжения электроэнергетики

Проблемы, связанные с поставками «дешевого» газа

Благодаря искусственной дешевизне природный газ активно вытесняет на внутрироссийском рынке другие виды топлива. Замещение газом других видов топлива, произошедшее в российской электроэнергетике за последние 20–25 лет (см. разд.3.2.1), позволило, с одной стороны, компенсировать происходившее в годы экономического кризиса падение добычи угля и производства мазута и безусловно способствовало улучшению экологической обстановки в городах и промышленных центрах страны. С другой стороны, доминирование «дешевого» газа в структуре топливного баланса электроэнергетики создает целый ряд проблем:

  • надежность топливоснабжения электроэнергетики (в районах использования сетевого газа) в существенно большей мере стала зависеть от надежности поставок газа16;
  • снижены стимулы для эффективного использования газового топлива, и в том числе за счет широкого использования в электроэнергетике современных парогазовых технологий;
  • стимулируется переход потребителей к использованию собственных источников теплоснабжения на газе и сокращение потребления тепловой энергии от ТЭЦ – основы российской тепловой энергетики (см. разд. 3.1);
  • растущая разница цен на газ, поставляемый в европейские страны и Россию, стимулирует ОАО «Газпром» сокращать его поставки российским потребителям, а прирост добычи газа направлять на экспорт17. В условиях наметившегося роста электропотребления (см. разд. 4.4) велика вероятность того, что уже в самое ближайшее время компании электроэнергетики России столкнутся с дефицитом газа и жесткими ограничениями на его поставки;
  • несмотря на уменьшение диспропорций в ценах на газ и уголь (см. разд. 3.2.2), существующее соотношение цен на газ и уголь не соответствует сравнительной экономической эффективности использования этих видов топлива на электростанциях, что продолжает негативно влиять на конкурентоспособность производства электроэнергии на угольных ТЭС, требующего дополнительных затрат на углеподготовку, охрану окружающей среды и др., по сравнению с газовыми ТЭС. В энергетике других стран не существует одного четко определенного и устоявшегося соотношения между ценой газа и энергетического угля. Тем не менее, более высокая стоимость газа по сравнению с углем характерна для всех стран. К примеру, в Великобритании природный газ дороже угля на 40%, в Чехии – в 5 раз, в США – в 4 раза18 .

Необходим переход к политике экономически обоснованных цен на природный газ, что обеспечит поставщикам газа сопоставимую рентабельность продаж газа российским потребителям и на экспорт.

Проблема монополизации поставок угля

На условия топливоснабжения и конкурентоспособности отдельных угольных ТЭС России (при существующей их жесткой технологической привязке к конкретным угольным базам) большое влияние оказывает происходившее в последние годы укрупнение угольных компаний.

Котельное оборудование практически всех угольных ТЭС России было запроектировано на сжигание конкретных марок угля с определенными теплотехническими характеристиками. Эта особенность топливообеспечения угольных электростанций создала условия, при которых несколько крупных угольных компаний заняли доминирующее положение на рынках энергетических углей.

Так, например, в настоящее время в угольном балансе ОАО РАО «ЕЭС России» суммарная доля трех крупнейших угольных компаний – ОАО «СУЭК», ОАО «Кузбассразрезуголь» и ОАО «Русский уголь» составляет почти 50%, в т. ч. доля «СУЭК» более 30%. При этом доля ОАО «СУЭК» в поставках бурых углей составляет 56%, доля «Кузбассразрезугля» в поставках кузнецких углей – 57%, доля «Русского угля» в поставках антрацитов – 87% (см. рис. 3.2.7).

Одним из эффективных решений по снижению монопольной силы угольных компаний является создание на электростанциях углесмесительных комплексов. В результате смешения различных марок углей и получения однородных (гомогенизированных) угольных смесей, становится реальным удовлетворение технологических требований взаимозаменяемости угольного топлива на конкретном оборудовании ТЭС, т. е. появляется возможность альтернативного топливообеспечения.

Перспективной задачей, позволяющей снизить монополизм угольных компаний, является формирование рынка энергетических углей стандартизованного качества. Для этого энергетическим компаниям необходимо переходить на сжигание обогащенного угля, предъявляя соответствующий спрос угольной отрасли. В настоящее время на ТЭС России поставляется не более 15% обогащенных энергетических углей, тогда как в общем объеме добываемых углей в Германии обогащается 95%, в Великобритании – 75%, США – 55%.

Кроме того, для ограничения монополизма угольных компаний и защиты интересов угольных ТЭС должны быть в полной мере задействованы механизмы государственного антимонопольного регулирования.


3.3. Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по видам оборудования

Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии

Удельные расходы условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками эффективности работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность тепловых электростанций на рынке электроэнергии.

В 2005 г. сохранилась тенденция снижения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии предприятиями отрасли (рис. 3.3.1). В целом по отрасли в 2005 г. удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии составил 333,8 г/кВт•ч19, что ниже уровня 2004 г. на 0,2 г/кВт•ч, 2000 г. – на 7,4 г/кВт•ч и 1998 г.– на 9,6 г/кВт•ч.


 


Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии в целом по отрасли составил в 2005 г. 144 кг/Гкал20, что соответствует уровню 2004 г., на 2,1 кг/Гкал ниже уровня 2000 г. (146,1 кг/Гкал) и на 3,1 кг/Гкал ниже уровня 1998 г. (147,1 кг/Гкал).

Снижению удельных расходов топлива способствовало:

  • проведение работ по частичному демонтажу, консервации или переводу в режим котельной устаревшего низкоэкономичного и физически изношенного оборудования;
  • ввод более экономичного нового оборудования;
  • модернизация и реконструкция действующего оборудования;
  • оптимизация режимов работы оборудования электростанций.
Удельные расходы топлива по генерирующим компаниям

В табл. 3.3.1 приведены показатели удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по оптовым и территориальным генерирующим компаниям в 2005 г., сформированных в основном на базе тепловых электростанций.

Из оптовых генерирующих компаний наиболее экономичной по расходу топлива является ОГК-4, имеющая наименьший удельный расход топлива на выработку электроэнергии (325,5 г/кВт•ч при средней величине удельного расхода по ОГК 338,5 г/кВт•ч). Наименее экономичной является ОГК-6 с большой долей угольной генерации – ее удельный расход топлива на выработку электроэнергии составил 362,8 г/кВт•ч.

По показателю удельного расхода топлива на отпущенную теплоэнергию наиболее экономичными являются ОГК-5 и ОГК-4 (143,5 кг/Гкал и 151,6 кг/Гкал соответственно, при средней величине удельного расхода по ОГК 154,3 кг/Гкал).

Среди территориальных генерирующих компаний наиболее экономичными по расходам топлива на отпуск электроэнергии являются ТГК-3 и ТГК-5 (246,3 г/ кВт•ч и 295 г/кВт•ч соответственно, при средней величине удельного расхода по ТГК 326,7 г/кВт•ч), а наименее экономичной является ТГК-14 (400,3 г/кВт•ч).

По показателю удельного расхода топлива на отпущенную теплоэнергию наиболее экономичными являются ТГК5 и ТГК-1 (136,3 кг/Гкал и 139,1 кг/Гкал соответственно, при средней величине расхода по ТГК 145,9 кг/Гкал). Среди ТГК


 


наибольший удельный расход топлива на отпуск тепла имеет ТГК-3 (167,5 кг/Гкал), причем именно эта компания отличается наименьшим удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии. Такие показатели компании являются результатом использования «физического» метода распределения затрат между производством электрической и тепловой энергии на ТЭС, который применялся в отрасли до 1995 г.

Удельные расходы топлива по видам установленного оборудования ТЭС

Все оборудование тепловых электростанций отрасли условно разделяется по группам, объединенным по типам или близким по значениям характеристикам основного оборудования электростанций. Конденсационные электростанции представлены, в основном, типами энергоблоков, например: блоки 800, блоки 500 и т.д. а теплофикационное оборудование ТЭЦ в основном объединено характеристиками основного оборудования: например – уровнем давления пара ТЭЦ-240, ТЭЦ-130 и т.д.

Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии

Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по группам оборудования тепловых электростанций отрасли в динамике по годам приведены в табл.3.3.2 и на рис. 3.3.2.

Наиболее экономичным видом установленного оборудования тепловых электростанций являются теплофикационные энергоблоки ТЭЦ на давление пара 240 и 130 кгс/см2 с промежуточным перегревом пара, имеющие наименьшие удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии, составляющие 271,2 г/ кВт•ч и 292,6 г/кВт•ч соответственно. Эти блоки в сумме вырабатывают около 10% электроэнергии от общей выработки ТЭС. Парогазовые установки также относятся к наиболее экономичному оборудованию, имея низкий удельный расход топлива 274,4 г/кВт•ч, однако их доля в общей выработке электроэнергии тепловыми станциями пока незначительна – не более одного процента.


 

 


Далее, по степени топливной экономичности, следуют крупные конденсационные энергоблоки с единичной мощностью 1200 МВт, 800 МВт, а также новые теплофикационные 277 МВт (группа оборудования 300Т). Их удельные расходы топлива находятся в диапазоне 303,7 – 312,7 г/кВт•ч, а доля в общем объеме выработки электроэнергии ТЭС составляет около 14%.

На долю следующей по топливной экономичности теплофикационной группы оборудования ТЭЦ-130 на давление пара 130 кгс/см2 с удельными расходами топлива 317 г/кВт•ч приходится около 30% от общего объема выработки электроэнергии ТЭС.

К низкоэкономичным группам оборудования относится конденсационное оборудование КЭС-90 и несерийное оборудование (в основном устаревшее, физически изношенное оборудование, работающее на средних и низких параметрах пара) с высокими удельными расходами топлива на отпуск электроэнергии – более 400 г/кВт•ч. Доля выработки электроэнергии этим оборудованием из года в год постепенно уменьшается и составляет в 2005 г. около 5%.

Удельные расходы топлива на отпуск теплоэнергии

Удельные расходы топлива на отпуск тепловой энергии по группам оборудования тепловых электростанций отрасли и районным котельным в динамике приведены в табл. 3.3.3 и на рис. 3.3.3.

Дальнейшему снижению удельных расходов топлива на отпуск тепла может способствовать работа по оптимизации загрузки оборудования и увеличение тепловых нагрузок ТЭЦ.


 

 

3.4. Воздействие электростанций на окружающую среду

ОАО РАО «ЕЭС России»

Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России»

Компании Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» являются крупнейшими производителями тепловой и электрической энергии в Российской Федерации и оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Электростанции Холдинга выбрасывают в атмосферный воздух загрязняющие вещества (ЗВ), составлящие 14–16% общероссийского объема выбросов от стационарных источников. Забор природных вод составляет 30–35% общего использования водных ресурсов в России. Сбросы ЗВ в водные объекты компаниями Холдинга достигают 3% от общего объемов сброса загрязненных сточных вод в России, а объем образования отходов составляет около 2% от общероссийских.

Учитывая стратегию государства в области экологической безопасности и рационального использования природных ресурсов, а также масштабы воздействия электростанций Холдинга на окружающую среду, в 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» утвердило основополагающие документы в области охраны окружающей среды – «Экологическая политика РАО «ЕЭС России» и «Концепция реализации экологической политики РАО «ЕЭС России».

Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России» определила цели, задачи и основные направления деятельности компаний Холдинга в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности на долгосрочный период. Целью Экологической политики ОАО РАО «ЕЭС России» является повышение уровня экологической безопасности, рост капитализации компаний Холдинга за счет обеспечения надежного и экологически безопасного производства, транспорта и распределения энергии, комплексного подхода к использованию природных энергетических ресурсов.

Концепция реализации экологической политики предусматривает принятие управленческих и инвестиционных решений на основе многовариантности сценариев развития с учетом экологических приоритетов, включающих целую систему мер по энергосбережению и рациональному использованию природных и энергетических ресурсов. Концепция определила наиболее прогрессивные технические решения и показатели технического и экологического уровня оборудования и технологий, которые должны применяться в инвестиционных программах компаний Холдинга.

ОАО РАО «ЕЭС России» ставит своей задачей обеспечить для вновь вводимого оборудования следующие нормативы удельных выбросов в атмосферу.

Оксиды азота:

  • 80–120 мг/м3 (котельные агрегаты, О2=6%), 50 мг/м3 (ГТУ, ПГУ, О2=15%) при сжигании природного газа;
  • 200–250 мг/м32=6%) при сжигании мазута;
  • 250–350 мг/м32=6%) при сжигании бурых углей;
  • 350–450 мг/м32=6%) при сжигании каменных углей;
  • 500–700 мг/м32=6%) при сжигании малореакционных углей.

Оксиды серы: 400-2400 мг/м32=6%) при сжигании угля.

Твердые частицы: 50-100 мг/м32=6%) при сжигании угля.


В области охраны и рационального использования водных ресурсов экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России» направлена на снижение удельных объемов использования свежей воды, безвозвратных потерь, сброса загрязненных сточных вод в водные объекты общего пользования.

Охрана и рациональное использования земель будет направлена на защиту земель от негативного воздействия ТЭС и ГЭС, сокращение отвода земель под золоотвалы, снижение эррозии берегов водохранилищ, сокращение затопления земель при сооружении новых гидроузлов. При этом ОАО РАО «ЕЭС России» ставит своей целью увеличение объемов использования золошлаковых отходов (ЗШО) до 20% от годового выхода.

В 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» начато проведение организационных мероприятий по подготовке к внедрению в энергокомпаниях системы экологического менеджмента, соответствующей международным стандартам ISO 14000. Разрабатываются целевые экологические показатели деятельности ДЗО. Кроме того, ОАО РАО «ЕЭС России» готовит предложения по формированию национальных экологических стандартов в области энергетики, включая разработку стандарта по техническим нормативам выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для действующих котельных установок.

В 2005 г. наблюдалось увеличение объемов производства и потребления электроэнергии (см. раздел 4). В связи с возросшим производством электроэнергии соответственно произошло и увеличение абсолютных объемов выбросов. Негативное влияние на окружающую среду могло быть и большим без внедрения на ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России» природоохранных мероприятий.

Объем затрат на природоохранные мероприятия в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 2,3% и составил 5,5 млрд. руб.

Воздействие на атмосферу

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу электростанциями Холдинга составили 2543,7 тыс. т. По сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ в атмосферу увеличились на 59,0 тыс. т, а по сравнению с 2003 г. снизились на 74,1 тыс. т (см. рис. 3.4.1). Рост выбросов ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г. объясняется увеличением расхода топлива в 2005 г. на 10132 тыс. тут.

В 2005 г. внедрение компаниями Холдинга комплекса экологических мероприятий позволило уменьшить выбросы золы на 0,6% (на 5 тыс. т), а выбросы оксидов оксидов азота на 0,5% (3,4 тыс. т). Затраты Холдинга на охрану атмосферного воздуха в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличились на 32,6% и составили 999,97 млн. руб.

Перечень мероприятий по снижению выбросов золы и  оксидов азота представлен в Приложении П-3.2.
В общем объеме выбросов ЗВ в атмосферу около  95% составляют выбросы твердых частиц (зола), диоксида серы и оксида азота. Структура выбросов загрязняющих веществ в 2005 г. компаниями Холдинга представлена на рис. 3.4.2.


 

 


В табл. 3.4.1 представлены выбросы ЗВ в атмосферу в разрезе ОЭС за период 2003 – 2005 гг.

Выбросы загрязняющих веществ от электростанций ОЭС Северо-Запада в 2005 г. увеличились по сравнению с 2004 г. на 7,1% за счет роста выбросов оксидов азота, что явилось следствием увеличения расхода газа на 2,5%.

В 2005 г. нормативы по предельно допустимым выбросам (ПДВ) не соблюдались на ряде ТЭС ОЭС Северо-Запада, в основном по выбросам оксидов азота и диоксида серы. На Северодвинской ТЭЦ-1 нормативы ПДВ не соблюдались по трем составляющим – золе, оксидам азота и диоксиду серы.

В целях достижения норм ПДВ на Северодвинской ТЭЦ-1 предусмотрено внедрение высокоэффективных аппаратов «мокрой» очистки газа и вихревого метода сжигания углей.

Суммарные выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Центра в 2005 г. увеличились по сравнению с 2004 г. на 6,9% за счет роста выбросов золы, диоксида серы и оксидов азота. В 2005 г. были проведены мероприятия по сокращению выбросов золы на Каширской ГРЭС, а по уменьшению выбросов оксидов азота – на Дзержинской ТЭЦ, Новогорьковской ТЭЦ и Волгоградской ТЭЦ-3. Эти мероприятия позволили сократить выбросы ЗВ на 2 тыс. т.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. суммарные выбросы ЗВ электростанциями ОЭС Юга увеличились на 21,3%. Нормативы ПДВ по выбросу оксидов азота соблюдаются практически всеми электростанциями ОЭС Юга, за исключением Ростовской ТЭЦ-2.

Суммарные выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Средней Волги в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменились. Нормативы ПДВ по оксидам азота соблюдаются практически всеми электростанциями ОЭС Средней Волги, за исключением 4-х ТЭС.

Выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Урала в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократились на 3,2% в результате уменьшения выбросов золы, диоксида серы и оксидов азота. Нормативы ПДВ в 2005 г. не соблюдались на семи ТЭС ОЭС Урала, в т. ч. по выбросам золы на трех ТЭС, а по диоксиду серы и оксидам азота на четырех ТЭС. На ближайшую перспективу планируется осуществить комплекс мероприятий по достижению на ТЭС Урала нормативов ПДВ. В частности, на Верхнетагильской ГРЭС предусмотрены мероприятия по оснащению котлоагрегатов эмульгаторами и внедрение технологических методов подавления оксидов азота.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Сибири увеличились на 5,7%, главным образом из-за роста выбросов золы и диоксида серы. Увеличение этих выбросов произошло в результате увеличения доли сжигаемых углей с ухудшенными экологическими характеристиками. Вместе с тем в Кемеровской области, являющейся одним из самых напряженных по экологической обстановке регионов Сибири, на электростанциях ОАО «Кузбассэнерго» в 2005 г. произошло сокращение выбросов ЗВ в атмосферу, в т. ч. на 1,2 тыс. т золы и 0,5 тыс. т оксидов азота.


 
 

С целью достижения нормативов ПДВ на ТЭС Сибири разработана программа природоохранных мероприятий. Согласно этой программе на двух котлах ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» планируется реконструкция топок с организацией трехступенчатого сжигания топлива и реконструкция одного электрофильтра с организацией схемы отбора сухой золы. На Кузнецкой ТЭЦ будет проведена реконструкция золоуловителей и внедрены технологические методы подавления окислов азота На Томь-Устинской ГРЭС планируется модернизация топочной камеры котла, внедрение двухступенчатого сжигания топлива на котлах 3-ей очереди и оптимизация подачи орошающей воды на золоулавливающую установку.

Суммарный объем выбросов загрязняющих веществ от электростанций ОЭС Востока в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился на 2,8% в результате уменьшения выбросов золы и оксида углерода. Выбросы золы сократились на 5,2 тыс. т за счет повышения эффективности золоуловителей на Приморской ГРЭС ЗАО «ЛуТЭК», а также за счет уменьшения доли угля в топливном балансе ОАО «Хабаровскэнерго».

Программой природоохранных мероприятий ОЭС Востока предусматривается в частности реализация мероприятий по достижению норм ПДВ на Владивостокской ТЭЦ-2 – замена электрофильтров, внедрение системы улавливания оксидов серы, реконструкция горелок.

Воздействие на водные объекты

В 2005 г. объем использования свежей воды на производственные нужды компаниями Холдинга составил 19639,6 млн. куб. м. Лимиты забора воды соблюдаются всеми электростанциями ОАО РАО «ЕЭС России».

По сравнению с 2004 г. потребление свежей воды сократилось на 150,4 млн. куб. м (на 0,8%).

Показатели использования свежей воды на производственные нужды в 2003–2005 гг. представлены на рис. 3.4.3, а в табл. П-3.3 Приложения представлены данные об использовании свежей воды в разрезе отдельных ОЭС.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. на электростанциях ОЭС Северо-Запада использование свежей воды увеличилось на 9% в результате увеличения выработки электроэнергии и тепла на Киришской ГРЭС-19 и на ТЭС ОАО «Архэнерго».

На электростанциях ОЭС Центра объем использования свежей воды в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился на 13,8% вследствие внедрения новых технологий водоподготовки и увеличения доли выработки электроэнергии и тепла на ТЭС с оборотными системами водоснабжения. Наибольшее сокращение использования свежей воды (на 143 млн. куб. м) произошло на ТЭС ОАО «Мосэнерго».


 


В ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала объемы использования свежей воды в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменились.

Рост потребления свежей воды на ТЭС ОЭС Сибири в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 197 млн. куб. м произошел главным образом за счет увеличения выработки электроэнергии и тепла на ТЭС ОАО «Красноярскэнерго».

На ТЭС ОЭС Востока сокращение использования свежей воды произошло в основном из-за уменьшения выработки электроэнергии на ТЭС ОАО «Хабаровскэнерго», а также на Охинской ТЭЦ – за счет выработки электроэнергии на ГТЭ-19 и уменьшения потерь в тепловых сетях.

Выполненные в 2005 г. на электростанциях ОАО РАО «ЕЭС России» мероприятия по сокращению использования воды и уменьшению сброса загрязненных стоков приведены в Приложении П-3.4.

В 2005 г. объем сброса загрязненных и недостаточно очищенных сточных вод составил 467,3 млн. куб. м, что на 15,7% меньше, чем в 2004 г., и на 19,9% меньше чем в 2003 г.

Показатели сброса загрязненных (сбрасываемых без очистки) и недостаточно очищенных (прошедших очистку на очистных сооружениях, имеющих недостаточную степень очистки по отдельным ингредиентам) сточных вод ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России» представлены на рис. 3.4.4, а в приложении П-3.5 приведены показатели сброса таких вод в разрезе отдельных ОЭС.



 

Рост сброса загрязненных вод в ОЭС Северо-Запада в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 16,2 млн. куб. м (на 13,4%) произошел из-за общего увеличения использования воды на производственные нужды.

В ОЭС Центра сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 2,7 млн. куб. м (8%) связано с уменьшения общего объема забираемой воды, увеличением использования воды в оборотной системе охлаждения Ивановской ТЭЦ-3, а также передачей всех стоков Ярославской ТЭЦ-1 Ярославскому шинному заводу.

Увеличение сброса загрязненных вод в поверхностные водоемы ОЭС Юга на 0,05 млн. куб. м произошло изза увеличения сброса ОАО «Экспериментальная ТЭЦ».

В ОЭС Средней Волги сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 2,1 млн. куб. м (12,9%) произошло за счет уменьшения сброса загрязненных вод ОАО «Самараэнерго».

В ОЭС Урала уменьшение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 7,3 млн. куб. м (16,6%) объясняется сокращением сброса воды этих категорий некоторыми электростанциями ТГК-9.

Сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод ОЭС Сибири на 77,5 млн. куб. м (75,5%) произошло в результате перевода загрязненных вод в категорию «нормативно чистые».

В ОЭС Востока уменьшение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 13,8 млн. куб. м (5,9%) произошло за счет сокращения использования свежей воды ТЭС этого региона.

Использование земельных ресурсов и обращение с отходами

В 2005 г. площадь отработанных (подлежащих рекультивации) земель составила 1823,2 га. По сравнению с 2004 г. площадь отработанных земель сократилась на 663 га (на 26,6%).

В табл. 3.4.2 представлены показатели по площади отработанных земель в разрезе ОЭС за период 2003–2005 гг.

В 2005 г. объем образования опасных отходов (1–4 классы опасности) составил 1090 тыс. т, что на 375 тыс. т меньше (на 26%), чем в 2004 г. Сокращение золошлаковых отходов (ЗШО) произошло главным образом за счет перевода ЗШО ряда ТЭС ОАО «Кузбассэнерго», Харанорской ГРЭС, Хабаровской ТЭЦ-3 из четвертого в пятый класс опасности (практически неопасные отходы) 21.

Выбросы парниковых газов

Для электростанций, работающих на органическом топливе, характерны выбросы следующих парниковых газов: диоксида углерода – CO2, закиси азота – N2O, метана – CH4, элегаза – SF6. В общем объеме выбросов всех парниковых газов доля CO2 составляет более 99%.

В 2005 г. выбросы диоксида углерода электростанциями Холдинга РАО «ЕЭС России» составили 446,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. выбросы CO2 увеличились на 12,6 млн. т (на 3%), а по сравнению с 2003 г. – на 3,1 млн. т (на 0,7%). Рост выбросов парниковых газов обусловлен увеличением выработки электроэнергии на ТЭС Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России».


 


В 2004 г. Российской Федерацией ратифицирован Киотский протокол (Рамочная конвенция ООН по изменению климата). В целях реализации положений Киотского протокола ОАО РАО «ЕЭС России» начало работы по созданию национальной инфраструктуры рынка выбросов, включая вопросы развития законодательства в области рыночного обращения единиц выбросов парниковых газов, разработки корпоративных и национальных систем мониторинга выбросов, создания национального регистра выбросов и сделок по переуступке прав, процедуры регистрации инвестиционных проектов.

ОАО РАО «ЕЭС России» принята Программа регулирования сокращения выбросов парниковых газов. Программой предусмотрено проведение инвентаризации выбросов парниковых газов в дочерних обществах ОАО РАО «ЕЭС России», создание и внедрение корпоративной системы мониторинга выбросов парниковых газов, подготовка и сопровождение инвестиционных проектов с углеродной составляющей. В рамках этой Программы сформированы перечни первоочередных проектов, наиболее подготовленных к финансированию за счет механизмов Киотского протокола и потенциальных проектов, которые требуют уточнения отдельных технических и экономических параметров.

В 2005 г. ОАО «Хабаровскэнерго» и ОАО «Оренбургэнерго» подписали с Датским агентством по охране окружающей среды контракты по продаже сокращенных выбросов парниковых газов, получаемых в результате реализации совместных проектов на Амурской ТЭЦ-1 и Медногорской ТЭЦ.

Также в 2005 г. ДЗО РАО «ЕЭС России» принимали участие в тендерах по закупке сокращенных выбросов парниковых газов22.

Проекты, представляемые на тендеры, успешно прошли фазы отбора и подготовки специализированной проектно-технической документации. Однако контракты на поставку единиц сокращения выбросов не были заключены по причине неясности позиции Российской Федерации относительно процедуры утверждения таких проектов. Практическое использование механизмов международной торговли сокращенными выбросами требует создания соответствующей нормативно-правовой базы, как на уровне федерального законодательства, так и на уровне решений исполнительных органов власти.

В перспективе ОАО РАО «ЕЭС России» планирует уменьшить выбросы парниковых газов за счет:

  • строительства более эффективных новых электростанций, технического перевооружения и реконструкции действующих генерирующих мощностей с внедрением новой техники и современных передовых технологий;
  • вывода из эксплуатации и демонтажа морально и физически изношенного оборудования;
  • сведения к минимуму выработки электроэнергии на ТЭЦ в конденсационном режиме;
  • развития малой энергетики и использования природных возобновляемых источников энергии (энергии ветра, солнечной энергии и др.).

ОАО «Иркутскэнерго»

Работы по охране окружающей среды в 2005 г. в ОАО «Иркутскэнерго» осуществлялись в соответствии с требованиями природоохранного законодательства и были направлены на снижение негативного воздействия производства электрической и тепловой энергии на окружающую среду.

Воздействие на атмосферу

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу составили 211,7 тыс. т, что на 92,7 тыс. т ниже разрешенного лимита. По сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ в атмосферу уменьшились на 2,7 тыс. т, а с 2003 г. – на 30,2 тыс. (см. рис. 3.4.5). Снижение выбросов ЗВ в атмосферу произошло главным образом за счет уменьшения общего расхода сожженного топлива.

Для улавливания ЗВ на 126-и эксплуатирующихся в энергосистеме паровых энергетических и на 8-и водогрейных котлах установлены золоулавливающие установки различных типов. Их средняя эффективность по очистке составила 95,8%.

В общем объеме валовых выбросов ЗВ в 2005 г. выбросы в пределах нормативов ПДВ составили 193 тыс. т (91%), в 2004 г. – 600,9 тыс. т (28%), а выбросы в пределах ВСВ (временно согласованные выбросы) составили 12,4 тыс. т (6%) и в 2004 г. – 154,3 тыс. т (72%).

В 2005 г. удельные выбросы ЗВ в атмосферу на тонну натурального топлива составили 0,021 т/тнт., в 2004 г. – 0,020 т/тнт., а на отпущенную электроэнергию составили 0,479 кг/кВт•ч, в 2004 г. – 0,475 кг/кВт•ч.

Увеличение удельного выброса ЗВ в атмосферу на тонну натурального топлива обусловлено увеличением доли сжигаемых углей с ухудшенными экологическими характеристиками.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. в структуре суммарных выбросов произошло увеличение доли выбросов диоксида серы на 7,8% при одновременном снижении доли золы и твердых частиц на 2,7%. Эти изменения объясняются снижением доли использования азейского угля и ростом доли мугунского угля, имеющего более высокое значение содержания серы.

Структура выбросов ЗВ в 2005г. представлена на рис. 3.4.6.



 

Кроме того, по результатам входного контроля, начиная с 2004 г. наблюдается ежегодное увеличение содержания серы в мугунском угле (2003 г. – 0,8%, в 2004 г. – 1,0%, в 2005 г. – 1,2%). С целью недопущения превышения установленных нормативов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сверхлимитных экологических платежей в ОАО «Иркутскэнерго» проводится работа по оптимизации топливного баланса.

Воздействие на водные объекты

В 2005 г. общее водопотребление по ОАО «Иркутскэнерго» составило 416,2 млн. куб. м, в т. ч. из поверхностных водоемов – 210,2 млн. куб. м, из подземных источников – 6,4 млн. куб. м, от других предприятий, включая городской водозабор – 199,6 млн. куб. м. Общее водопотребление составило 58% от годового лимита.


 


В сравнении с 2004 г. общее водопотребление уменьшилось на 3%.

Объем сброса сточных вод в 2005 г. составил 185,0 млн. куб. м, что на 81,2 млн. куб. м больше по сравнению с 2004 г. вследствие увеличения отпуска электроэнергии потребителям. Сброс загрязненных (без очистки и недостаточно очищенных) сточных вод в 2005 г. увеличился по сравнению с 2004 г. на 4,9 млн. куб. м, а по сравнению с 2003 г. уменьшился на 12,6 млн. куб. м.

Общий объем сброса сточных вод составил 44% от годового лимита.

Обращение с отходами и использование земельных ресурсов

Общее количество отходов, образовавшихся за 2005 г., составило 1446,9 тыс. т, что меньше на 95,8 тыс. т, чем в 2004 г. и на 348,4 тыс. т меньше по сравнению с 2003 г.

В общем объеме отходов 99% составляют золошлаковые отходы (ЗШО). Количество накопленных на золоотвалах ЗШО на конец 2005 г. составило 77 831,1 тыс. т.

За 2005 г. использование отходов на собственные нужды составило 54,3 тыс. т, из них ЗШО – 54 тыс. т.

Другим организациям в 2005 г. было передано отходов 233,4 тыс. т, в т. ч. ЗШО – 185,1 тыс. т.

В 2005 г. было утилизировано 239,1 тыс. т ЗШО, что составляет 16,7% от общего объема образовавшихся ЗШО.

На рис. 3.4.7 представлены данные о площади нарушенных земель (земель, занятых золоотвалами и системами гидрозолоудаления).

В 2005 г. площадь нарушенных земель составила 2067 га. По сравнению с 2004 г. площади нарушенных земель увеличилась на 1,76 га (рост на 0,84%), по сравнению с 2003 г. – на 44,83 га (рост на 2,15%).

Незначительный рост площади нарушенных земель связан с увеличением емкости золоотвалов путем наращивания дамб золоотвалов.



Выбросы парниковых газов

В 2005 г. выбросы диоксида углерода составили 16,4 млн. т. По сравнению с 2004 г. выбросы CO2 снизились на 1 млн. т, а по сравнению с 2003 г. – на 4,2 млн. т.

В настоящее время в ОАО «Иркутскэнерго» для сокращения выбросов парниковых газов реализует мероприятия по оптимизации тепловых узлов, оптимизации топливного баланса и совершенствования системы электроснабжения.

В перспективе ОАО «Иркутскэнерго» планирует уменьшить выбросы парниковых газов за счет снижения удельных расходов топлива путем строительства энергетических установок с высоким КПД, ввода в строй энергоустановок, использующих возобновляемые источники энергии, в т. ч. ГЭС, перевода котлов теплоэнергетических установок на сжигание газообразного топлива.

ОАО «Татэнерго»

Природоохранная деятельность ОАО «Татэнерго» в 2005 г. была организована и проводилась в соответствии с требованиями действующего законодательства Российской Федерации и Республики Татарстан. Природопользование осуществлялось в соответствии с согласованными лимитами и в рамках действующих лицензий и разрешений.

Воздействие на атмосферу

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу (золы, диоксида серы, оксида азота, окиси углерода и прочие) составили 29,6 тыс. т. По сравнению с 2003 г. и 2004 г. общее количество ЗВ, выбрасываемых в атмосферу, сократилось на 28,1 тыс. т и на 2,2 тыс. т соответственно (см. рис. 3.4.8). Снижение выбросов произошло главным образом из-за уменьшения доли мазута в топливном балансе электростанций ОАО «Татэнерго».




  
 


Общий валовой выброс ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился по всем компонентам, в т. ч. оксидов азота на 59%, сернистого ангидрида на 9,5%, угольной пыли на 41%.

На рис. 3.4.9 представлена структура выбросов ЗВ в 2005г.

Воздействие на водные объекты

В 2005 г. электростанциями ОАО «Татэнерго» на производственные нужды было использовано свежей воды 191,0 млн. куб. м, в т. ч. из поверхностных источников 134,3 млн. куб. м (70,3%), из артезианских скважин – 0,5 млн. куб. м (0,3%), от других предприятий, включая городской водопровод, – 56,2 млн. куб. м (29,4%).

Объем повторного водоснабжения в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 5 млн. куб. м и составил 45,2 млн. куб. м.

По сравнению с 2003 г. и 2004 г. сброс загрязненных и недостаточно очищенных вод электростанциями ОАО «Татэнерго» уменьшился на 20,2% и на 2%, соответственно. Из 8,3 млн. куб. м сбрасываемой воды, 5,4 млн. куб. м (65,2%) составляют недостаточно очищенные и 2,9 млн. куб. м (34,8%) – загрязненные воды. В 2004 г. это соотношение было 67,3% и 32,7%, а в 2003 г. – 72,4% и 27,6%.

Обращение с отходами и использование земельных ресурсов

В 2005 г. на электростанциях ОАО «Татэнерго» суммарный объем отходов составил 47,8 тыс. т, что меньше на 5,2 тыс. т и на 10,2 тыс. т, чем в 2004 г. и в 2003 г. соответственно, (см. рис. 3.4.10).

За последние 3 года наблюдается стабилизация образования отходов с тенденцией к увеличению объема отходов, используемых вторично. Доля отходов, передаваемых сторонним организациям для вторичного использования и обезвреживания, в 2005 г. достигла 64%, тогда как аналогичный показатель в 2004 г. составлял 47%, в 2003 г. – 36%.

В 2005 г. на 0,9 тыс. т снижен объем отходов, размещаемых на временное хранение, около 3 тыс. т отходов (недопал извести и шлам ХВО) переработано в собственном производстве.

Объем отходов, находящихся на территории филиалов на длительном хранении (в шламоотвалах, шламоотстойниках и шламонакопителях), снижен на 5%.

Отработанных земель в ОАО «Татэнерго» нет.


Выбросы парниковых газов

Также как и для других электроэнергетических компаний, для ОАО «Татэнерго» характерны выбросы следующих парниковых газов: диоксида углерода – CO2, закиси азота – N2O, метана – CH4, элегаза – SF6. При этом в общем объеме выбросов всех парниковых газов доля CO2 составляет более 99%.

В 2005 г. выбросы диоксида углерода составили 446,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. объем выбросов парниковых газов электростанциями ОАО «Татэнерго» практически не изменился, а по сравнению с 2003 г. уменьшился на 3%.

В перспективе сокращение эмиссии парниковых газов будет осуществляться путем строительства газотурбинных и парогазовых энергетических установок.

Концерн «Росэнергоатом»

Особенностью атомной энергетики в сфере влияния на окружающую среду является отсутствие выбросов в атмосферу продуктов сгорания органического топлива. Использование ядерного топлива для производства электроэнергии не требует кислорода и не сопровождается постоянным выбросом продуктов сгорания. Атомная энергетика позволяет сохранить в атмосфере запасы кислорода, поддерживать баланс углекислого газа и других парниковых газов, а также заметно сократить потребление невосполнимых ресурсов углеводородов.

Вместе с тем, ввиду специфики технологического процесса производства электрической энергии, воздействие атомных электростанции (АЭС) на окружающую среду проявляется одновременно как в результате действия радиационного, так и нерадиационных факторов.

Радиационное воздействие АЭС на окружающую среду
  • Анализ данных о выбросах и сбросах ЗВ по всем АЭС концерна «Росэнергоатом» в 2005 г., а также многолетнее изучение радиационно-гигиенической обстановки в районах расположения нормально эксплуатируемых АЭС показывает:
  • радиационно-гигиеническая обстановка не претерпела изменений со времен строительства и ввода АЭС в эксплуатацию;
  • отсутствие значимого различия показателей однотипных параметров радиоактивного загрязнения объектов окружающей среды до пуска, в период пуска и промышленной эксплуатации АЭС;
  • радиационная обстановка в районе расположения АЭС за пределами ее промплощадки не отличается от обстановки в окружающих регионах;
  • за последние 10 лет фактические годовые выбросы радионуклидов АЭС с реакторными установками различного типа в атмосферу не превышают 30% соответствующих нормативов допустимых выбросов;
  • фактические поступления радионуклидов с АЭС в поверхностные воды многократно меньше нормативных;
  • работа АЭС не приводит к росту усредненной годовой дозы на контролируемой территории и к заметным дозовым нагрузкам на население.

Достигнутый в настоящее время уровень радиационного воздействия АЭС на население и окружающую среду является приемлемым и доказывает экологическую чистоту АЭС в режиме их нормальной эксплуатации.

Нерадиационное воздействие АЭС на атмосферу

Основными источниками загрязнения атмосферы АЭС вредными химическими веществами являются пускорезервные котельные, дизель-генераторные станции, ремонтно-строительные цеха, автотранспортные хозяйства и прочие вспомогательные производства, обеспечивающие надежную и безопасную работу атомных станций23.

Количество стационарных источников выбросов ЗВ в 2005 г. по всем АЭС составило 1105, что на 87 источников меньше, чем в 2004 г., из них организованных – 886 источников (трубы, вентиляционные шахты и др.) и неорганизованных – 219 источников (парящие открытые емкости на очистных сооружениях, открытые склады и др.).

На рис. 3.4.11 представлены данные по числу стационарных источников выбросов ЗВ в атмосферу за период 2003–2005 гг.

В 2005 г. АЭС было выброшено в атмосферу 2202 т загрязняющих веществ (45% от установленных лимитов), что на 267 т больше, чем в 2004 г. и на 276 т меньше, чем в 2003 г. В общем объеме выбросов ЗВ в атмосферу основную долю составляют газообразные и жидкие выбросы (диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды, летучие органические соединения и др.). Доля твердых ЗВ (пыль, сажа и др.) незначительна и хорошо улавливается пыле- и газоочистными установками. В 2005 г. газообразные и жидкие выбросы по концерну «Росэнергоатом» составили 2125 т (96,5%), твердые выбросы – 77 т (3,5%).

На рис. 3.4.12 представлены данные по выбросам в атмосферу ЗВ период 2003–2005 гг., а в приложении П -3.6 – структура этих выбросов по видам ЗВ.

В 2005 г. количество ЗВ, поступивших в атмосферу от всех стационарных источников (организованных и неорганизованных), выбрасываемых без очистки в соответствии с конструктивными особенностями источников выбросов, составило 2182 т.

 

На газоочистные и пылеулавливающие установки поступило 392 т ЗВ, из них уловлено и обезврежено – 371 т. Выбросы ЗВ от сжигания топлива в котельных для выработки тепловой энергии по всем АЭС составили 1822 т, что на 383 т больше, чем в 2004 г. (1438 т).

Аварийных и залповых выбросов ЗВ в 2005 г. не было.

В целом, несмотря на некоторое увеличение выбросов ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г., объемы выбросов в атмосферу имеют тенденцию к снижению в результате выполнения на АЭС природоохранных мероприятий, связанных, в первую очередь, с оптимизацией режимов работы оборудования, снижением объемов потребления топлива в котельных, ввода в эксплуатацию более эффективных пылеулавливающих и газоочистных установок и заменой устаревшего оборудования на более современное.

Нерадиационное воздействие АЭС на водные объекты

В 2005 г. объём воды в системах оборотного водоснабжения АЭС концерна «Росэнергоатом» составил 20499,5 млн. куб. м. Из водных объектов для нужд АЭС было забрано (водоемы-охладители, скважины) и получено из сетей городского водопровода 6283,7 млн. куб. м воды. Объем забранной воды не превышал установленных природоохранными органами лимитов (6467,9 млн. куб. м воды). Практически вся забранная вода использовалась на производственные нужды АЭС (99,2%) – на охлаждение пара в конденсаторах турбин и теплообменного оборудования – и возвращалась в водоемы-охладители.

Водоотведение в 2005 г. составило 5913,9 млн. куб. м или 94,2% от объема забранной воды. Из общего объема водоотведения отведено нормативно-чистых вод (не нуждающихся в очистке) – 5892,65 млн. куб. м (99,6%), нормативно-очищенных на сооружениях очистки – 2,4 млн. куб. м (0,04%), загрязненных сточных вод из-за недостаточной эффективности технологии очистки – 15,46 млн. куб. м (0,3%) и отведенных без очистки

– 2,8 млн. куб. м (0,05%), что по сравнению с 2004 г. осталось практически без изменений.

В 2005 г. не было отклонений от технологических процессов АЭС, приводящих к загрязнению водных объектов.

Обращение с нерадиоактивными отходами

На начало 2005 г. на всех АЭС наличие опасных отходов составило 83,8 тыс. т, что на 145339 т меньше по сравнению с началом 2004 г. За 2005 г. на АЭС образовалось 42,5 тыс. т опасных отходов, что на 102 т меньше по сравнению 2004 г.

В 2005 г. на АЭС концерна «Росэнергоатом» в результате деятельности по обращению с опасными отходами:

  • использовано – 2,7 тыс. т отходов (2,14%), что в 2 раза меньше, чем в 2004 г.;
  • обезврежено – 479 т (0,37%), что на 27,2 т больше, чем в 2004 г.;
  • передано другим предприятиям – 95,5 тыс. т (75,63%), что в 1,8 раз меньше по сравнению с предыдущим годом;
  • размещено на собственных объектах 15,1 тыс. т (11,95%), из них захоронено – 10,2 тыс. т (8,1%), что больше в 1,12 раз по сравнению с 2004 г.;
  • осталось на конец года – 17,4 тыс. т (13,8%), что почти в 4,8 раза меньше, чем в 2004 г.

На рис. 3.4.13 представлена структура обращения с опасными отходами на АЭС в 2005 г.

Количество опасных отходов на конец 2005 г. в целом по концерну «Росэнергоатом» составило:

  • 1 класс – 0,02 тыс. т (0,089%), что почти в 1,85 раз меньше, чем в 2004 г.;
  • 3 класс – 5,9 тыс. т (33,8%), что почти в 1,2 раза больше, чем в 2004 г.;
  • 4 класс – 7,4 тыс. т (42,27%), что меньше в 10,2 раза по сравнению с 2004 г.;
  • 5 класс – 4,1 тыс. т (23,8%), что на 0,3 тыс. т больше, чем в 2004 г. Отходы 2-го класса опасности в количестве 27 т в конце 2005 г. полностью реализованы в результате обезвреживания (14 т) и передачи на утилизацию в специализированные организации (13 т).

В целом по концерну «Росэнергоатом» в 2005 г. на территориях АЭС временно хранилось 4,9 тыс. т отходов 1-5 классов опасности, что на 1,0 тыс. т меньше, чем в 2004 г. Длительное размещение таких отходов не противоречит законодательству и согласовано природоохранными органами.

Обезвреживание и захоронение опасных отходов АС осуществлялось на специализированных полигонах.

В приложении П-3.7 представлены данные по образованию и использованию отходов по классам опасности на АЭС в 2005 г.


 

3.5. Электрические сети

Электросетевой комплекс России

Электрические сети Российской Федерации делятся на системообразующие (магистральные) сети, придающие целостность функционированию единой электроэнергетической системы (ЕЭС), и распределительные сети, обеспечивающие электроснабжение потребителей. При этом в европейской части ЕЭС России высоковольтная сеть сформировалась в основном на основе линий электропередачи с напряжением 500–750 кВ, а в азиатской части одновременно с развитием сети 500 кВ промышленно осваивалось напряжение 1150 кВ.

Системообразующие сети ЕЭС России обеспечивают:

  • надежную выдачу мощности крупных электростанций и электроснабжение подстанций распределительной сети;
  • реализацию межсистемных эффектов от совместной работы всех объединенных систем в составе ЕЭС;
  • передачу электроэнергии участникам ФОРЭМ;
  • экспорт электроэнергии в энергосистемы сопредельных государств и параллельную работу с энергосистемами стран СНГ и Балтии (см. разд. 4.3).

По состоянию на 31 декабря 2005г.протяженность электрических сетей напряжением 110–1150 кВ (в одноцепном исчислении) всех ОЭС составила 451,3 тыс. км. Данные по протяженности электрических сетей по классам напряжения (110–1150 кВ) в разрезе ОЭС представлены в табл. 3.5.1. (см. стр. 79).

По сравнению с 2004 г. протяженность электрических сетей увеличилась на 14,5 тыс. км. Увеличение протяженности электрических сетей произошло за счет линий электропередачи напряжением 110 кВ–12,3 тыс. км и 220 кВ–2,2 тыс. км.

Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понизительных подстанциях всех ОЭС по состоянию на 31 декабря 2005 г. составила 681,8 млн. кВА. Данные по установленной мощности трансформаторов по классам напряжения в разрезе ОЭС представлены в табл. 3.5.2. По сравнению с 2004 г. установленная мощность трансформаторов увеличилась на 32,5 млн. кВА.

Электросетевой комплекс Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»

РАО «ЕЭС России» является крупнейшим собственником электрических сетей напряжением 110–1150 кВ и силовых трансформаторов в Российской Федерации. В табл. 3.5.3 и 3.5.4 представлены данные по протяженности электрических сетей и мощности силовых трансформаторов.


 


В 2005 г. было введено новых линий электропередачи суммарной протяженностью 563 км и силовых трансформаторов общей установленной мощностью 501 МВА. Также в 2005 г. была выполнена реконструкция и техническое перевооружение силовых трансформаторов общей установленной мощностью 550 МВА. В Приложении П-3.8 представлены данные по выполнению программы ввода мощностей ОАО «ФСК ЕЭС» в 2005 г.

Возрастная структура производственных фондов

Установленное на электросетевых объектах основное технологическое оборудование разработано в основном в 70-е гг. ХХ века и имеет низкие по сравнению с современными техническими решениями показатели, требует периодического ремонтного обслуживания, возрастающего по объемам с ростом возраста оборудования.

Износ основных фондов электросетевого хозяйства ОАО РАО «ЕЭС России» по состоянию на 31 декабря 2005 г. составил в среднем 40,5%, при этом подстанционного оборудования – 63,4%, зданий и сооружений – 23,2%, высоковольтных линий – 36%.


 

Табл. 3.5.4. Суммарная мощность силовых трансформаторов по классам напряжения, млн. кВА

 

 


В табл. 3.5.5 представлены данные по возрастной структуре производственных фондов ОАО «ФСК ЕЭС».

Потери электроэнергии в сетях

Фактические потери электроэнергии в сети ОАО «ФСК ЕЭС» в 2005 г. составили 10507 млн. кВт. ч, или 3,84% к отпуску электроэнергии из сети24.

В таблице 3.5.6 приведены данные по потерям электроэнергии с разбивкой по межсистемным электрическим сетям (МЭС).

МЭС, млн. кВт•ч


Планируемые вводы ключевых элементов сетевой инфраструктуры ЕЭС России на 5-летнюю перспективу

За период 2006–2010 гг. предусматривается ввод новых линий электропередачи – 54 тыс. км, в том числе 10,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше, 43,8 тыс. км – линий электропередачи напряжением ниже 220 кВ. Объемы реконструкции и техперевооружения сетей 220 кВ и выше – 1,4 тыс. км, сетей напряжением ниже 220 кВ–48,7 тыс. км.

Новые вводы на подстанциях составят 63,7 тыс. МВА, в т. ч. новое строительство на подстанциях напряжением 220 кВ и выше составляет 37,2 тыс. МВА, напряжением ниже 220 кВ–26,5 тыс. МВА. Объемы реконструкции и техперевооружения подстанций напряжением 220 кВ и выше – 20,7 тыс. МВА, напряжением ниже 220 кВ–18,4 тыс. МВА.

В табл. 3.5.7 приведены данные по вводам электросетевых объектов, а в Приложении П-3.9 – планируемое ОАО «ФСК ЕЭС» развитие электросетевого хозяйства по направлениям инвестиций.

Суммарная потребность в инвестициях на развитие электросетевых объектов Холдинга и независимых АОэнерго на период 2006-2010 гг. определена в размере 1017,43 млрд. руб., в т. ч. в электросетевые объекты ОАО «ФСК ЕЭС» 380,79 млрд. руб., электрических объектов напряжением 220 кВ и выше независимых и изолированных АО-энерго – 14,3 млрд. руб., объектов распределительной сети 150 кВ и ниже – 622,3 млрд. руб. Из этих средств на новое строительство электрических сетей и подстанций требуется 689,7 млрд. руб., что составляет 68% от общей потребности, в т. ч. 245,4 млрд. руб. – в электросетевые объекты 220 кВ и выше и 444,3 млрд. руб. – в объекты распределительной сети 150 кВ и ниже.

На реконструкцию и техперевооружение электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше предусматривается 128,2 млрд. руб., что составляет около 32,5% от инвестиционных потребностей на развитие сети данного напряжения. На реконструкцию и техперевооружение электросетевых объектов напряжением ниже 220 кВ требуется 178 млрд. руб. (6,5 млрд. дол.), что составляет около 29% от потребности распределительных сетевых компаний.

В табл. 3.5.8 приведены данные по потребности в инвестициях на программу развития электросетевых объектов Холдинга и независимых АО-энерго.


 

Табл. 3.5.8. Потребность в инвестициях на программу развития электросетевых объектов в 2006–2010 гг., млрд. руб.



Предыдущая глава     Содержание       Следующая глава



 

1К электростанциям отрасли «Электроэнергетика» относятся электростанции ОАО РАО «ЕЭС России», ОГК, ТГК, АОэнерго, установленная мощность которых по состоянию на 31.12.2005 г. составляла 177,5 млн. кВт.


2Без электростанций, работающих в закрытых административно-территориальных округах.


3В скобках дано сокращенное название энергоблоков.


4Остальные электростанции, суммарной установленной мощностью 33,1 млн. кВт входят в состав нереструктурированных АО-энерго и АО-станций.


5В суммарной установленной мощности «ОГК-1» 0,3% (30 МВт) составляют ГЭС.


6Число часов использования средней за отчетный период установленной мощности определяется отношением фактической выработки электроэнергии за отчетный период к средней за отчетный период установленной мощности.


7 Входят атомные электростанции концерна «Росэнергоатом» и другие электростанции, относящиеся к предприятиям атомной промышленности.


8В разделе использованы данные ЗАО «Росинформуголь» и ОАО РАО «ЕЭС России»


9Троицкий А.А. Энергетика СССР в 1986–1990 годах. М., 1987


10Некоторый рост доли угля в 2000 г., представленный на рис. 3.2.1, связан с повышенной загрузкой угольных ТЭС Сибири в условиях малой водности рек в этом году.


11Поставщиками угля для электростанций ОАО «Иркутскэнерго» являются ОАО «СУЭК» (азейский, мугунский, черемховский и бородинский угли), ООО «ТД Красноярсктопуголь» (ирбейский, переясловский угли), ООО «Тарон»/ «Никольское угольное предприятие» (жеронский уголь), ООО «Нукутская угольная компания» (аларский уголь), ОАО «Востсибэнергоуголь» (хингуйский уголь), ЗАО «Региональные энергетические угли» (канский уголь).


12Основными поставщиками газа для ОАО «Татэнерго» являются ЗАО «Татгазинвест», ООО «ТатнефтьЦентрНефтепродукт», ООО ТЭК «Поволжьерегионгаз».


13Цена по видам топлива с НДС и транспортной составляющей, без учета ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго» и ООО «Бийскэнерго».


14Индексы цен на продукцию топливной промышленности получены как произведение ежегодных индексов цен, публикуемых Госкомстатом (Росстатом) России. Индексы цен на электрическую и тепловую энергию определены по данным отраслевой отчетности.


15Сокращ. от англ. «сost, insurance, freight» или «стоимость, страхование и фрахт», т. е. цена «франко-станция» с учетом всех затрат на доставку топлива в пункт назначения.


16Поставки газа осуществляются из ограниченного числа источников – около 85% поставок газа осуществляются из Надым-Пуртазовского района по газопроводам длиной до 3,5 тыс. км.


17ОАО «Газпром» планирует увеличить производство газа с 547 млрд. куб. м. в 2005 г. до 590 млрд. куб. м к 2020 г., т. е. на 43 млрд. куб. м за 15 лет.


18Рынок энергетических углей России, М., Росинформуголь, 2006 г.


19При нормативном значении 334,5 г/кВт•ч, которое рассчитывается по нормативным характеристикам оборудования, согласуется с региональными отделениями «Фирмы «ОРГРЭС» и утверждается вышестоящей организацией.


20При нормативном значении 144,3 кг/Гкал.


21Исследования, проводимые ОАО РАО «ЕЭС России», показывают, что зола от сжигания подавляющего большинства исследованных углей может быть отнесена к 5 классу опасности (практически неопасные отходы). Для подтверждения этих исследований в настоящее время разрабатываются дополнения к методике биотестирования водных вытяжек золы


22Организации ОАО РАО «ЕЭС России» принимали участие в канадском тендере BC Hydro, голландском тендере ERUPT3 и ERUPT4, датском тендере, организованном Датским агентством по охране окружающей среды.


23Доля АЭС в общем объеме загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферный воздух всеми предприятиями Российской Федерации, уже на протяжении многих лет составляет менее 0,01%


24Информация по потерям электроэнергии в сетях предоставляется по электрическим сетям напряжением 330–750 кВ, в 2005 году ОАО «ФСК ЕЭС» отвечало за потери электроэнергии только по указанным сетям, без учета объектов МСК. Показатели потерь в электрических сетях напряжением 110–220 кВ будут представлены в дополнении к Докладу.

При использовании информационных материалов сайта (за исключением републикованных материалов), активная ссылка на www.e-apbe.ru обязательна.

© 2007—2013, ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»
Дизайн студии
Разработка