http://hamos.ru/ эпиляция ног. . http://www.photomax.ru/ печать фотокниги - создайте свою фотокнигу.
blank

Монография «Общая теоретическая экономика» (П.М. Титов)


4. ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Предыдущая глава     Содержание       Следующая глава



4.1. Производство электрической энергии


4.2. Отпуск тепловой энергии источниками централизованного теплоснабжения в электроэнергетике


4.3. Экспорт/импорт электроэнергии


4.3.1. Особенности и основные показатели экспорта/импорта электроэнергии


4.3.2. Проблемы и перспективы экспорта/импорта электроэнергии


4.4. Объемы и структура потребления электрической энергии


4.4.1. Основные показатели экономики и электропотребления России


4.4.2. Потребление электрической энергии в целом по России, по отдельным ОЭС и изолированным энергосистемам


4.4.3. Анализ потребления электрической энергии по отраслям промышленности и секторам экономики России


4.5. Балансы электрической энергии и мощности ЕЭС России и отдельных ОЭС в 2005 году и на перспективу до 2010 года


4.5.1. Характеристика балансов электрической энергии в 2005 году


4.5.2. Характеристика балансов электрической мощности в 2005 году


4.5.3. Перспективные балансы электрической энергии и мощности

4.1. Производство электрической энергии

Динамика и структура производства электроэнергии в Российской Федерации

В 2005 г. производство электроэнергии в Российской Федерации составило 951,1 млрд. кВт•ч (см. табл. 4.1.1). По сравнению с 2004 г. производство электроэнергии увеличилось на 19,2 млрд. кВт•ч (на 2%). В 2004 г. по сравнению с 2003 г. производство электроэнергии увеличилось на 15,6 млрд. кВт•ч (на 1,7%).

Рост производства электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 2004 г. произошел за счет увеличения выработки электроэнергии на 19,5 млрд. кВт•ч ТЭС и на 2,6 млрд. кВт•ч АЭС. Производство электроэнергии на ГЭС в 2005 г. по сравнению с предыдущим годом уменьшилось на 4,9 млрд. кВт•ч (на 2,4%) из-за снижения водности в бассейнах рек Европейской части России. В 2004 г. по сравнению с 2003 г. увеличение производства электроэнергии, наоборот, произошло, главным образом, на ГЭС – рост на 30,1 млрд. кВт•ч (на 12,7%).

В общем объеме производства электроэнергии в 2005 г. доля ТЭС составила 66,1%, ГЭС – 18,2%, АЭС – 15,7% (см. рис. 4.1.1). По сравнению с 2003 г. и 2004 г. структура производства электроэнергии по типам электростанций практически не изменилась.

Производство электроэнергии электростанциями Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»

В 2005 г. производство электроэнергии электростанциями ОАО РАО «ЕЭС России» составило 665,1 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. производство электроэнергии увеличилось на 13,2 млрд. кВт•ч (на 2%). В общем объеме производства электроэнергии электростанциями Холдинга доля ТЭС составила 81,4% (541,5 млрд. кВт•ч), а доля ГЭС – 18,6% (123,6 млрд. кВт•ч). По сравнению с 2004 г. ТЭС Холдинга увеличили производство электроэнергии на 20,2 млрд. кВт•ч (на 3,9%), а ГЭС снизили выработку электроэнергии на 6,9 млрд. кВт•ч (на 5,5%).

Производство электроэнергии ОГК и ТГК

В общем объеме производство электроэнергии электростанциями Холдинга доля оптовых генерирующих компаний (ОГК) составила в 2005 г. 46,6%, а территориальных генерирующих компаний (ТГК) – 34,6%. Остальные 18,8% электроэнергии было выработано электростанциями нереструктурированных АО-энерго.

В 2005 г. производство электроэнергии более 40 млрд. кВт•ч было на электростанциях ОГК-1, ОГК-2 и ОГК-4. Электростанциями ОГК-3 и ОГК-6 было произведено электроэнергии приблизительно по 28 млрд. кВт•ч, а электростанциями ОГК-5 – 37 млрд. кВт•ч. В суммарном производстве электроэнергии ОГК-1 доля электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, составила 21,1%, тогда как в остальных тепловых ОГК эта доля не превысила 7%.


 


Производство электроэнергии ГидроОГК составило 82 млрд. кВт•ч или 47,5% суммарной выработки электроэнергии всеми ГЭС России.

Выработка электроэнергии ТГК различается почти в 20 раз – от 3,2 млрд. кВт•ч (ТГК-14) до 61,6 млрд. кВт•ч (ТГК-3). В отличие от ОГКвыработка электроэнергиипотеплофикационному циклу электростанциями ТГК составляет в среднем более 50%. Максимальная теплофикационная выработка – 75,3% в ТГК-1, притом, что в составе этой компании 48% установленной мощности составляют ГЭС. Наименьшая величина теплофикационной выработки среди всех территориальных генерирующих компаний – 34,1% в ТГК-8.

Выработка электроэнергии электростанциями ОГК и ТГК за 2005 г. представлена в табл. 4.1.2.

Производство электроэнергии электростанциями концерна «Росэнергоатом»

В 2005 г. электростанциями концерна «Росэнергоатом» было выработано 147,6 млрд. кВт•ч или 99% суммарной выработки электроэнергии всеми АЭС России. По сравнению с 2004 г. АЭС концерна «Росэнергоатом» увеличили выработку на 4,6 млрд. кВт•ч (на 3,2%).

Производство электроэнергии в ОАО «Иркутскэнерго»

В 2005 г. электростанциями ОАО «Иркутскэнерго» было выработано 54,7 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. произошло увеличение выработки электроэнергии на 0,98 млрд. кВт•ч (на 1,9%). В связи с тем, что запасы гидроресурсов по ГЭС Ангарского каскада в 2005 г. были выше, чем в 2004 г., объем производства электроэнергии на ГЭС вырос на 2,7 млрд. кВт•ч (на 6,1%). Соответственно произошло снижение выработки электроэнергии ТЭЦ на 1,7 млрд. кВт•ч (см. рис. 4.1.2). При этом структура выработки электроэнергии ТЭЦ была более экономичной, поскольку увеличилась доля теплофикационной выработки электроэнергии и снизилась доля выработки электроэнергии по конденсационному циклу.


  

 

Производство электроэнергии в Холдинге «Татэнерго»

В 2005 г. электростанциями Холдинга «Татэнерго» было выработано 23,7 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. произошло увеличение выработки электроэнергии на 0,08 млрд. кВт•ч (на 0,3%).

Производство электроэнергии ТЭС отрасли по видам оборудования

Основными видами оборудования для производства электроэнергии являются теплофикационное оборудование ТЭЦ-130, а также конденсационные энергоблоки 200К, 300К и 800К. Этими видами оборудования вырабатывается более 70% всей электроэнергии производимой на ТЭС отрасли, в т. ч. ТЭЦ-130 – 32%, блоками 200К, 300К и 800К – 13%, 14% и 11% соответственно. Остальными видами оборудования ТЭС вырабатывается от 0,3% до 8% электроэнергии.

По сравнению с 1998 г. структура производства электроэнергии по видам оборудования практически не изменилась (см. табл. 4.1.3).


 


Увеличение доли производства электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 1998 г. произошло на КЭС с энергоблоками единичной мощностью 200МВт и 800 МВт, а также с установками ПГУ. Доля выработки электроэнергии в общем объеме производства электроэнергии увеличилась на оборудовании 200К и 800К на 2,2% и 2,0% соответственно, а ПГУ на 0,7%.

Снижение доли производства электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 1998 г. произошло, главным образом, на КЭС с оборудованием 300К и на ТЭЦ – с оборудованием ТЭЦ-90. Уменьшение доли выработки электроэнергии в общем объеме производства электроэнергии на оборудовании 300К составило 2%, а ТЭЦ-90 – 0,6%.

Увеличение производства электроэнергии произошло по всему блочному оборудованию. Особенно заметное увеличение выработки электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 1998 г. было на энергоблоках с оборудованием 800К – на 34%, 200К – на 19,7% а также ТЭЦ-130 – на 9,6%.

В 2005 г. доля выработки электроэнергии в общем объеме производства электроэнергии на наиболее современном оборудовании – ПГУ и ГТУ – составила всего 1% и 0,3% соответственно. Однако по сравнению с 1998 г. выработка электроэнергии ПГУ увеличилась более чем в 3 раза.

Снижение выработки электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 1998 г. на 53% произошло только по группе «несерийное оборудование», которое из всего действующего в настоящее время энергетического оборудования является наименее экономичным.

В табл. 4.1.4 представлены данные по доле выработки электроэнергии в теплофикационном режиме по группам оборудования ТЭЦ.

По всем этим группам оборудования наблюдается снижение выработки электроэнергии по теплофикационному циклу, за исключением блоков 200Т ОАО «Мосэнерго». В целом, доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу снизилась с 59,8% в 1998 г. до 56,3% в 2005 г.


 

4.2. Отпуск тепловой энергии источниками централизованного теплоснабжения в электроэнергетике

Динамика и структура отпуска тепловой энергии

Отпуск тепла по отрасли в 2005 г. составил 522,8 млн. Гкал, что практически совпадает с уровнем 2004 г. (99,97%). Незначительное снижение отпуска произошло за счет снижения выработки тепла электробойлерными. Отпуск тепла от ТЭС остался на уровне прошлого года, за исключением ТЭС ОЭС Урала (снижение на 2,4%).

Динамика отпуска тепловой энергии за 2003-2005 гг. представлена в табл. 4.2.1.

В последние годы происходило постоянное снижение выработки тепла из-за сокращения потребления тепловой энергии промышленными потребителями. В период с 1992 г. по 1999 г. темп снижения составлял в среднем 5% в год. Начиная с 2000 г. темп снижения несколько замедлился и составляет в среднем 0,7% в год.

Отпуск тепла в 2005 г. составил 66,7% от максимальной выработки тепла в 1992 г. (783,4 млн. Гкал).

В 2005 г. доля ТЭС в общем объеме отпуска тепловой энергии составляет 90,7%, отпуск районными котельными (РК) – 8,5% и отпуск электробойлерными (ЭБ) – 0,8%. За период с 1998 г. структура отпуска тепла практически не изменилась.

Структура отпуска теплоэнергии по отрасли за 1998– 2005 гг. представлена в табл. 4.2.2.

 

  

Отпуск тепловой энергии ОГК и ТГК, входящими в Холдинг ОАО РАО «ЕЭС России»

В общем объеме отпуска тепла Холдингом ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г. доля ТГК составила 74,1%, доля нереформированных АО-энерго – 21,8%, а доля ОГК – 4,1% (см. табл. 4.2.3).

Максимальный отпуск тепла у ТГК-3 (Мосэнерго – крупнейшая теплофикационная система страны) – 70,3 млн. Гкал (15,2% от Холдинга). У ТГК-7 (Оренбург, Самара, Саратов, Ульяновск) объемы отпуска тепла также достаточно велики и составляют 47,6 млн. Гкал (10,3%).

Среди нереформированных АО-энерго максимальный отпуск тепла у ОАО «Башкирэнерго» – 31,6 млн. Гкал (3,8%).

Отпуск тепла изолированными энергосистемами составляет 5,3 млн. Гкал или 1,02% от отпуска тепла Холдингом (см. табл. 4.2.4).




Отпуск тепловой энергии в ОАО «Иркутскэнерго» и Холдинге «Татэнерго»

В 2005 г. электростанциями ОАО «Иркутскэнерго» было отпущено 26 млн. Гкал тепла (см.табл.4.2.5). По сравнению с 2004 г. произошло снижение отпуска теплоэнергии на 1,1 млн. Гкал (на 4,1%).

Холдингом «Татэнерго» было отпущено 30,6 млн. Гкал тепла. По сравнению с 2004 г. произошло увеличение отпуска теплоэнергии на 0,6 млн. Гкал (на 2,1%).


Табл. 4.2.5. Динамика отпуска тепловой энергии ОАО «Иркутскэнерго» и холдингом «Татэнерго» за 2003–2005 годы



Отпуск тепловой энергии ТЭС по видам оборудования

Основные объемы отпуска тепловой энергии в отрасли приходятся на теплофикационное оборудование ТЭЦ-130. В 2005 г. этим оборудованием отпущено 272,0 тыс.Гкал, или 52,5% тепловой энергии, отпущенной предприятиями отрасли.

Доля отпуска тепла районными котельными в 2005 г. составила 8,4% (43,3 тыс.Гкал).

Динамика отпуска тепла по видам оборудования представлена в таблице 4.2.6.

  

 

4.3. Экспорт/импорт электроэнергии

4.3.1. Особенности и основные показатели экспорта/импорта электроэнергии

Территориальные и организационные аспекты экспорта/импорта электроэнергии

Экспорт (импорт) электроэнергии в(из) сопредельные(-х) страны(-н)1, входившие(-их) ранее в состав СССР (Азербайджан, Белоруссия, Грузия, Казахстан, Латвия, Литва, Молдавия, Украина, Эстония), осуществляется в условиях параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами этих стран.

Кроме того, из России осуществляются экспортные поставки электроэнергии (в том числе через вставки постоянного тока2, путем организации выделенной работы электростанций по радиальной схеме или питания выделенных узлов нагрузки («островов») по линиям электропередачи переменного и/или постоянного тока) в целый ряд других сопредельных стран – Монголию, Финляндию, Норвегию, Китай.

Состав межгосударственных линий электропередачи и их основные характеристики приведены в Приложении П-4.1.

В 2005 г. поставки электроэнергии на экспорт в Финляндию осуществлялись по контрактам ОАО РАО «ЕЭС России», ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»3 и ОАО «Ленэнерго». Поставщиками электрической энергии в рамках приграничной торговли в Норвегию и Финляндию являлись как ОАО РАО «ЕЭС России», так и ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС».

В июле 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» завершило передачу контрактов по экспорту/импорту электроэнергии ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», которое таком образом стало практически единственным оператором экспорта/импорта электроэнергии в стране.

Техническим исполнителем внешнеторговых договоров поставки электроэнергии со странами дальнего и ближнего зарубежья является ОАО «ФСК ЕЭС».


 


В процессе дальнейшего реформирования отрасли планируется открыть сферу экспорта/импорта электроэнергии для участия других организаций. Однако для этого предстоит решить целый ряд задач, и в том числе

– максимально унифицировать процедуры таможенного оформления межгосударственных поставок электроэнергии, обеспечить совместимость правил функционирования российского оптового рынка электроэнергии с правилами смежных зарубежных рынков (в том числе регламентирующих осуществление экспортно-импортных поставок электроэнергии), и прежде всего рынков, функционирующих в зоне UCTE4, разработать правила недискриминационного доступа участников рынка к экспортным сетям, создать систему антимонопольного мониторинга и регулирования экспортно-импортных поставок электроэнергии и др.

Основные показатели экспорта/импорта электроэнергии в 2005 году

В 2005 г. из ЕЭС России было поставлено на экспорт 22,5 млрд. кВт•ч, что более чем на 3 млрд. кВт•ч, или на 17,7%, больше, чем в 2004 г. (см. рис. 4.3.1 и табл. 4.3.1).

Увеличение объемов экспорта обусловлено главным образом возобновлением поставок из России в Республику Беларусь (см. ниже).

В 2005 г. в Россию было импортировано 10,3 млрд. кВт•ч электроэнергии, что на 1,9 млрд. кВт•ч, или 15,8%, меньше, чем в 2004 г.

По сальдо экспортно-импортных поставок Россия остается нетто-экспортером электроэнергии. В 2005 г. экспорт электроэнергии из ЕЭС России превышал импорт на 12,3 млрд. кВт•ч (в 2004 г. – на 7 млрд. кВт•ч).

 

 

Динамика и структура экспорта электроэнергии из России

В 2005 г. были достигнуты максимальные годовые объемы экспорта электроэнергии из России за весь рассматриваемый период 2002–2005 гг. – 22,5 млрд. кВт•ч (см.рис. 4.3.2).

Наиболее крупным покупателем электроэнергии из России остается Финляндия (см. табл. 4.3.1 и рис. 4.3.2)

– в 2005 г. экспорт в эту страну составил около 50% от общего объема экспорта из России или 11,3 млрд. кВт•ч. После ввода в эксплуатацию третьей ЛЭП и связанного с этим роста поставок электроэнергии в Финляндию объемы поставок на данном направлении стабилизировались. В целом, за период 2002–2005 гг. объемы экспорта в Финляндию увеличились на 30% – с 7,95 до 11,34 млрд. кВт•ч (см.рис. 4.3.2 и 4.3.3).

Крупные объемы российской электроэнергии экспортируются в Белоруссию (21%; 4,7 млрд. кВт•ч). Причем в 2005 г. на эту страну пришелся наибольший рост годовых объемов экспорта российской электроэнергии – рост на 3,2 млрд. кВт•ч по сравнению с 2004 г.

Третьим крупнейшим покупателем электроэнергии из России является Казахстан (8,5%; 1,9 млрд. кВт•ч). Однако по сальдо экспортно-импортных поставок Казахстан является нетто-экспортером электроэнергии в Россию (см. ниже).

Быстрыми темпами растут объемы экспорта электроэнергии в Китай – рост на 225% за период 2002–2005 гг. – с 0,15 до 0,49 млрд. кВт•ч.

Объемы и годовые темпы роста экспорта электроэнергии в Норвегию и Монголию относительно невелики.

Другие страны (кроме Польши, Турции и Эстонии, которые не импортировали электроэнергию из России) снизили в 2005 г. объемы покупки электроэнергии в России. Наибольшие темпы снижения у Латвии – на 24% или 0,2 млрд. кВт•ч меньше по сравнению с уровнем 2004 г.

Динамика экспорта электроэнергии из России в страны СНГ отличается существенными большими ежегодными колебаниями (см. рис. 4.3.2). Для них характерно чередование периодов роста и снижения импорта электроэнергии из России. При этом Украина в 2004 г. стала экспортером электроэнергии в Россию.

Динамика и структура импорта электроэнергии в Россию

В период 2002–2005 гг. максимальные объемы импорта электроэнергии в Россию были достигнуты в 2004 г. – 12,2 млрд. кВт•ч (см. рис. 4.3.4). В 2005 г. объемы поставок электроэнергии в Россию из всех стран-экспортеров в Россию, кроме Украины, значительно снизились – чистый объем (за вычетом встречных экспортных поставок из России) электроэнергии, импортируемой в ЕЭС России из Казахстана, Эстонии и Литвы, уменьшился на 5,1 млрд. кВт•ч. Объем электроэнергии, импортируемой в Россию из Украины, напротив, увеличился на 2,5 млрд. кВт•ч.



В 2005 г. наиболее крупные поставки электроэнергии в Россию (см. табл. 4.3.1 и рис. 4.3.5) осуществлялись из Казахстана (38%; 3,86 млрд. кВт•ч), Украины (27,6%; 2,8 млрд. кВт•ч) и Литвы (28,8%; 2,9 млрд. кВт•ч).


 


Экспорт (импорт) электроэнергии по отдельным странам в 2005 году

Азербайджан

Объем экспорта электроэнергии из России в Азербайджан в 2005 г. снизился по сравнению с 2004 г. на 11,2% и составил 1 млрд. кВт•ч.

Объем импорта электроэнергии из Азербайджана в Россию составил в 2005 г. 0,3 млрд. кВт•ч.

Белоруссия

Белоруссия является потенциально крупнейшим потребителем российской электроэнергии среди стран СНГ. В 2004 г. поставки осуществлялись в небольших объемах, что было вызвано разногласиями по цене поставляемой электроэнергии. В 2005 г., после урегулирования условий поставки, объем экспорта электроэнергии в Белоруссию вырос по сравнению с 2004 г. на 3,2 млрд. кВт•ч или в 3,1 раза.

Грузия

В 2005 г. объем экспортных поставок электроэнергии в Грузию составил 0,79 млрд. кВт•ч, что на 1% меньше объема поставок в 2004 г.

Казахстан

В 2005 г. объем экспортных поставок в Казахстан снизился по сравнению с 2004 г. почти на 14% и составил 1,9 млрд. кВт•ч.

В этом же году существенно уменьшился и импорт электрической энергии в ЕЭС России из ЕЭС Казахстана

– до 3,9 млрд. кВт•ч (или на 3,2 млрд. кВт•ч). Поставка в Россию осуществлялась одним энергоблоком Экибастузской ГРЭС-1.

Китай

Поставки российской электроэнергии в Китай осуществляются в рамках приграничной торговли. Их объем увеличился в 2005 г. на 31,3%, достигнув 0,49 млрд. кВт•ч.

Латвия

В связи с высокой приточностью реки Даугавы и ростом выработки электроэнергии латвийскими ГЭС в 2005 г. потребность в поставках российской электроэнергии снизилась. В результате объем экспорта электроэнергии из России уменьшился по сравнению с 2004 г. на 23,9% (или на 0,16 млрд. кВт•ч) и составил 0,5 млрд. кВт•ч.

Литва

Литовская энергосистема является избыточной, большая часть потребления Литвы обеспечивается за счет электроэнергии, вырабатываемой на Игналинской АЭС (ИАЭС). С января 2005 г. первый блок ИАЭС выведен из эксплуатации, и в период остановки на ремонт второго блока ИАЭС литовская энергосистема становится дефицитной и импортирует электроэнергию из Эстонии и России.

Поставки электроэнергии из Литвы осуществляются в интересах потребителей Калининградской области («Янтарьэнерго»). Их объем в 2005 г. уменьшился (по сравнению с 2004 г.) примерно на 1 млрд. кВт•ч из-за вывода из эксплуатации первого энергоблока Игналинской АЭС. Объем поставок «Янтарьэнерго» составил 2,42 млрд. кВт•ч.

В 2005 г. объем поставок российской электроэнергии в Литву составил 0,6 млрд. кВт•ч.

Молдавия

Экспорт электроэнергии в Молдавию в 2005 г. снизился на 12,6% по сравнению с 2004 г. и составил 0,8 млрд. кВт•ч.

Монголия

В 2005 г. объем поставок российской электроэнергии в Монголию составил 0,17 млрд. кВт•ч, что на 3,4% выше уровня прошлого года.

Норвегия

Объем экспортных поставок электроэнергии из России в 2005 г. увеличился на 14,8% и составил 0,22 млрд. кВт•ч.

Украина

Импорт электроэнергии из энергосистемы Украины в 2005 г. осуществлялся в рамках контракта на покупку электроэнергии, заключенного с НАЭК «Энергоатом», и составил 2,8 млрд. кВт•ч.

По планам на 2005 г. поставки украинской электроэнергии должны были составить почти половину общего объема импорта электроэнергии в Россию. Однако после отказа Украины поставлять электроэнергию в Россию на предусмотренных заключенным контрактом условиях и увеличения цены до неприемлемого для российской стороны уровня с июля 2005 г. они были прекращены.

Срыв поставок из Украины создал угрозу нарушения контрактных обязательств перед белорусскими покупателями электроэнергии, и для обеспечения этих обязательств потребовались дополнительные закупки электроэнергии по другим направлениям импорта и закупки с российского оптового рынка электроэнергии.

В 2005 г. в энергосистему Украины экспортные поставки электроэнергии из России не осуществлялись. Продолжилась поставка российской электроэнергии в Молдавию транзитом через электрические сети Украины.

Финляндия

Финляндия – крупнейший покупатель российской электроэнергии. Объем поставок электроэнергии в эту страну составил в 2005 г. 11,3 млрд. кВт•ч, сохранившись примерно на уровне 2004 г.

4.3.2. Проблемы и перспективы экспорта/импорта электроэнергии

Текущие проблемы при осуществлении экспорта/импорта электроэнергии

Осуществление экспортно-импортных поставок электроэнергии подвержено рискам, вызванным существующей практикой ценообразования на оптовом рынке электрической энергии (мощности) Российской Федерации, а их дальнейшее расширение сталкивается с проблемой так называемых «межгосударственных швов» и ограниченной пропускной способностью межгосударственных линий электропередачи.

Влияние существующих механизмов ценообразования

Неблагоприятное воздействие на экспортно-импортную деятельность оказывают негибкий механизм ценообразования в регулируемом секторе оптового рынка электрической энергии (мощности) Российской Федерации (ОРЭМ) и сложности прогнозирования цен на рынках электроэнергии сопредельных стран и в секторе свободной торговли (ССТ, см. разд.5) в России.

Так, в случае экспортных поставок электроэнергии из России:

  • Федеральной службой по тарифам Российской Федерации (ФСТ России) утверждаются тарифы на покупку электроэнергии для целей экспорта. С учетом оплаты услуг инфраструктурным организациям ОРЭМ (ОАО РАО «ЕЭС России», НП «АТС», ЗАО «ЦФР», ОАО «СОЦДУ ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС») цена российской электроэнергии зачастую становится неконкурентоспособной, так как на рынках ряда сопредельных государств цена электроэнергии ниже указанного тарифа. Это приводит к убыточности отдельных экспортных контрактов, в частности с Беларусью, Молдавией и части контрактов с Казахстаном (объем экспорта электроэнергии в эти страны составляет почти 1/3 от объема всего российского экспорта);
  • трудно предсказуемая динамика цен в ССТ не позволяет надежным образом спрогнозировать прибыльность или убыточность сделок по покупке электроэнергии в ССТ для ряда экспортных контрактов5.

На поставку импортной электроэнергии в регулируемый сектор ОРЭМ ФСТ России утверждает тариф, рассчитываемый на уровне средневзвешенной тарифной ставки на электроэнергию (без учета ставки за мощность) поставщиков ОРЭМ соответствующей энергозоны (за исключением ГЭС и АЭС). В результате в 2005 г. средняя цена на импортную электроэнергию, поставляемую в Европейскую энергозону ОРЭМ, составила 40 коп./кВт•ч, что почти в 1,5 раза ниже закупочных цен на электроэнергию для целей экспорта. Такая негибкость механизма ценообразования на импортируемую электроэнергию не позволяет обеспечить проведение эффективных спотовых закупок импортной электроэнергии в соответствии с ее реальной ценностью для внутрироссийского рынка в каждый момент времени (наращивая закупки в часы максимума нагрузки и сокращая их в часы провала). Кроме того, отсутствие в тарифе на импортируемую электроэнергию ставки за мощность не позволяет заключать экономически привлекательные контракты на гарантированные поставки электроэнергии с зарубежными поставщиками.

Проблема «межгосударственных швов»

Существование проблемы «межгосударственных швов» обусловлено целым рядом институциональных факторов, затрудняющих торговлю электроэнергией со странами, энергосистемы которых работают параллельно с ЕЭС России, и в том числе:

  • наличие существенных различий в правилах и моделях оптовых рынков электроэнергии (мощности) Российской Федерации и сопредельных стран;
  • отличия в нормативно-правовых и нормативно-технических документах;
  • отличия в таможенных законодательствах стран, работающих параллельно;
  • нерешенность вопросов коммерциализации параллельной работы (например, оплата предоставления резервов мощности, оказание аварийной взаимопомощи);
  • отсутствие в сопредельных государствах почасового коммерческого учета электроэнергии во всех точках учета перемещения электроэнергии через таможенную границу Российской Федерации.

Основные факторы, влияющие на экспортно-импортные поставки электроэнергии в долгосрочной перспективе

Увеличение масштабов взаимовыгодного экспорта/ импорта электроэнергии между Россией и соседними странами в долгосрочной перспективе будет зависеть от целого ряда факторов и ограничений.

Благоприятными факторами для экспортной деятельности являются происходящее улучшение условий для работы нерезидентов (и в том числе российских компаний) на реформируемых рынках некоторых стран-контрагентов и открытие новых перспективных рынков в ряде стран Азии с временно низким уровнем конкуренции. Запуск в 2006 году новой модели оптового рынка электроэнергии в России (НОРЭМ) позволяет сделать механизм ценообразования на оптовом рынке электроэнергии более гибким, что даст возможность экспортерам-импортерам электроэнергии более эффективно управлять ценовыми рисками, отмеченными выше.

Среди неблагоприятных факторов для экспорта российской электроэнергии можно отметить:

  • низкую покупательную способность в большинстве стран-контрагентов на постсоветском пространстве;
  • существенные различия в национальных законодательствах стран-контрагентов и степени развития рыночных отношений в электроэнергетике, значительная зависимость условий работы на рынке от политических факторов;
  • стремление большинства стран-контрагентов на постсоветском пространстве к энергетической независимости и снижение интереса к импорту электроэнергии из России при создании условий для загрузки собственной генерации.

Из-за происходящего сближения цен на энергоносители цены электроэнергии на внутренних рынках стран-контрагентов приближаются к ценам (тарифам) в России. При этом зачастую они становятся заметно ниже российских цен (см. рис. 4.3.7), что делает экспортные поставки российской электроэнергии экономически непривлекательными и стимулирует собственный интерес стран-контрагентов к поставкам электроэнергии в Россию.


 

Расширение технических возможностей передачи электроэнергии

Помимо ценовых и институциональных факторов, на возможности расширения экспортно-импортных поставок электроэнергии между Россией и странами контрагентами влияют и существующие технические возможности передачи электроэнергии (см. Приложение П-4.1).

Для расширения межгосударственных поставок электроэнергии необходима реализация комплекса технологических мероприятий, обеспечивающих:

  • устранение недостаточной пропускной способности межгосударственных линий электропередачи (сечений) путем строительства линий электропередачи высокого напряжения (не менее 220 кВ);
  • увеличение пропускной способности «проблемных» внутренних сечений на территории РФ;
  • строительство новых генерирующих объектов в энергодефицитных районах с учетом перспективы продажи части вырабатываемой электроэнергии на экспорт (Калининградская область, регионы Средней Волги, Урала, Дальнего Востока).

Перспективные проекты по расширению экспорта электроэнергии в Китай и Финляндию

Китай. В целях улучшения энергоснабжения российских потребителей и увеличения экспортных поставок электроэнергии в приграничные районы северо-восточных провинций КНР реализуются инвестиционные проекты по строительству ВЛ 220 кВ Благовещенск – Сириус (ввод в эксплуатацию – III квартал 2006 г.) и ВЛ 220 кВ Завитая– Сюнькэ (ввод в эксплуатацию – 2008 г.). Прорабатывается возможность строительства ВЛ 220 кВ Облучье – Лобэй, а также других линий в приграничные районы КНР.

С вводом в эксплуатацию данных линий электропередачи объем экспорта электроэнергии в приграничные районы северо-восточных провинций КНР может в 2008–2009 гг. вырасти до 5 млрд. кВт•ч в год.

Важным шагом по расширению сотрудничества с КНР стало подписание Соглашения о всесторонней разработке технико-экономического обоснования проекта поставки электроэнергии из России в Китай. Соглашение предусматривает разработку ТЭО поставки электроэнергии в объеме примерно 60 млрд. кВт•ч в год.

Финляндия. В настоящее время в ОАО РАО «ЕЭС России» прорабатывается возможность реализации нескольких проектов, направленных на увеличение экспорта электроэнергии из России в Финляндию, и в том числе:

  • «Карельский энергомост» – передача 70 МВт электроэнергии из Карелии в Финляндию, годовой объем поставки – 453 млн. кВт•ч, протяженность сооружаемой ВЛ 110 кВ – 45 км;
  • «Кольский энергомост» – передача 160 МВт электроэнергии из Мурманской области в Финляндию, годовой объем поставки – 1 млрд. кВт•ч с выделением агрегатов Йовской ГЭС (2x48 МВт) и Кумской ГЭС (2х40 МВт) на параллельную работу с энергообъединением стран Северной Европы (NORDEL);
  • сооружение на территории Финляндии участка линии электропередачи 220 кВ протяженностью 114 км и на территории России – участка линии электропередачи 220 кВ протяженностью 63,5 км.

Прогноз развития экспортно-импортной деятельности на ближайшие годы

Экспортно-импортные поставки электроэнергии между Россией и сопредельными странами-контрагентами становятся масштабным бизнесом. Целью его дальнейшего развития для российского оператора экспорта/импорта электроэнергии – ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»

– является не столько наращивание объемов или рост стоимостных показателей экспорта и импорта, сколько рост прибыли от внешнеторговых операций.

В своем прогнозе экспортных поставок электроэнергии на период 2006–2010 гг. (см. табл. 4.3.2) компания предусматривает умеренный рост объемов экспорта российской электроэнергии на выгодных конкурентных условиях в страны дальнего зарубежья при одновременном интенсивном наращивании импортных поставов.

Дальнейшими стратегическими шагами по развитию экспортно-импортной деятельности является прямой выход ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (а в дальнейшем и других российских поставщиков) в качестве внутреннего поставщика на зарубежные рынки электроэнергии, включая участие в торговле на биржах электроэнергии и в конкурентном сбыте электроэнергии в этих странах.

Для обеспечения технических возможностей и политической поддержки поставок электроэнергии из России начато создание стратегических альянсов с иностранными партнерами. Изучаются возможности покупки электроэнергии в «транзитных» странах с целью ее перепродажи. Создаются совместные торговые структуры для поставок электроэнергии на соответствующих зарубежных рынках. Расширяется деятельность по экспорту электроэнергии на внутренних энергетических рынках зарубежных стран через сеть дочерних компаний. С этой целью, например, ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» уже создала свои дочерние торговые компании в Украине и Финляндии, в Турции.

4.4. Объемы и структура потребления электрической энергии

4.4.1. Основные показатели экономики и электропотребления России

Динамика потребления электроэнергии по России в целом

Характерной тенденцией для последних пяти лет стало увеличение объемов производства и потребления электроэнергии, происходящее на фоне подъема экономики России.

За период 2000–2005 гг. спрос на электроэнергию в целом по России вырос на 8,9% (прирост в среднем на 1,78% в год). Прирост потребления электроэнергии за 2005 г. составил 1,8%, что ниже темпа прироста в 2004 г. (2,4%). При этом общий объем потребляемой электроэнергии в экономике России, включая расход на производственные нужды электростанций и на передачу электроэнергии, достиг в 2005 г. 940,7 млрд. кВт•ч, что все еще ниже уровня электропотребления, достигнутого в 1991 г. (см. рис. 4.4.1).

Основные показатели экономики и электропотребления России

Величину и структуру современного спроса на электроэнергию в значительной мере определяют основные социально-экономические показатели развития экономики: валовой внутренний продукт (ВВП), валовой региональный продукт (ВРП), продукция промышленности, сельского хозяйства и сферы услуг, производительность труда и др.

Динамика основных показателей экономики и электропотребления России представлены в табл. 4.4.1 и на рис. 4.4.2.

С 2001 по 2005 гг. ВВП в России вырос на 34,7% (6,1% – в среднегодовом исчислении) и составил по итогам 2005 г. 95% от уровня 1990 г. (в ценах 2004 г.).

В 2004 г. по общей величине ВВП Россия занимала десятое место в мире ($1449 млрд. по ППС6 по данным Международного валютного фонда), уступая США ($11605 млрд. ), Китаю ($7334 млрд. ), Японии ($3817 млрд. ), Индии ($3291 млрд. ), Германии ($2391 млрд.), Великобритании ($1736 млрд.), Франции ($1725 млрд. ), Италии ($1620 млрд. ) и Бразилии ($1462 млрд. ).


 


По сравнению с развитыми странами структура ВВП по России отличается более низкой долей сферы услуг 35–38% против 75–80% более высокой долей промышленного производства (62–65% против 20–25%) и более низкой долей расходов в домашнем хозяйстве (50% против 55–70%).

За прошедшие 5 лет рост общего потребления электроэнергии в России отставал от роста ВВП, в результате чего электроемкость экономики России несколько снизилась. Удельное потребление электроэнергии на 1000 руб. ВВП сократилось с 2000 по 2005 гг. с 65,3 кВт•ч до 52,8 кВт•ч или на 19,3% (см. рис. 4.4.2). Снижение электроемкости определяется в основном структурными факторами и большей загрузкой постоянной части электропотребления (догрузка простаивающих производственных мощностей), тогда как вклад в снижение электроемкости организационно-технических мероприятий по энергосбережению пока незначительный.

В расчете на душу населения общее потребление электроэнергии за период 2000–2005 гг. выросло на 11,5% и составило в 2005 г. 6555 кВт•ч по сравнению с 5880 кВт•ч в 2000 г.

Численность занятых в экономике России гг. за этот период незначительно увеличилась, в основном за счет роста числа занятых в сфере услуг при снижении данного показателя в промышленном и сельскохозяйственном производствах.

Производительность труда в экономике России по ВВП и электровооруженность труда увеличивались несколько медленнее, чем росли величины абсолютного объема ВВП и электропотребления.


  

  

 

Эффективность использования электроэнергии в экономике России

Эффективность использования электроэнергии (как и других топливно-энергетических ресурсов) в экономике России значительно ниже, чем в странах с развитой экономикой. Так, например, электроемкость российского ВВП по ППС сопоставима с электроемкостью ВВП Канады и стран Скандинавии при 3–4-кратном отставании по уровню ВВП на человека и превышает в 2-2,5 раза электроемкость ВВП США, Японии и ведущих стран Западной Европы при таком же отставании по уровню ВВП на человека (см. рис. 4.4.3).

Повышенная электроемкость экономики России обусловлена «тяжелой» структурой производства в России (см. разд. 4.4.3) и значительно более низким техническим уровнем парка электропотребляющего оборудования в стране.

4.4.2. Потребление электрической энергии в целом по России, по отдельным ОЭС и изолированным энергосистемам

Территориальная структура потребления электроэнергии

Большая часть электроэнергии потребляется в зоне централизованного электроснабжения7 – свыше 98% от суммарного объема электропотребления в России или 924,5 млрд. кВт•ч в 2005 г. (см. табл. 4.4.2), из них 908,5 млрд. кВт•ч – в рамках семи объединенных энергосистем России (см. разд. 2). При этом территориальная структура потребления электроэнергии достаточно неравномерна.


 

 


Наибольшая величина потребления электроэнергии приходится на три крупнейшие объединенные энергосистемы Урала, Центра и Сибири, суммарный объем электропотребления в которых составил в 2005 г. 644 млрд. кВт•ч или более 68% от общего объема электропотребления в России (см. рис. 4.4.4 и 4.4.5).

Потребление электроэнергии в объединенных энергосистемах Северо-Запада, Средней Волги и Юга с более низким уровнем электропотребления, не превышающим в каждой из них 100 млрд. кВт•ч в год, в 2005 г. составило 237,8 млрд. кВт•ч в год или около 25% от общего объема.

На долю остальных относительно малозаселенных территорий страны, энергосистемы (включая ОЭС Востока и изолированные энергосистемы) и энергообъекты в энергоузлах которых работают изолированно от ЕЭС России, приходится немногим более 6% от общего объема электропотребления в стране (59,3 млрд. кВт•ч в 2005 г.).

Изменения, произошедшие в период 2000–2005 гг. в распределении объемов потребления электроэнергии между ОЭС, не носят принципиального характера. Несколько снизились доли ОЭС Сибири и Средней Волги в общероссийском объеме электропотребления и увеличились доли ОЭС Урала, Центра и Северо-Запада (см.рис. 4.4.4 и 4.4.5).

 


При общем умеренном темпе роста годового электропотребления прирост потребности в электроэнергии в отдельных регионах России происходит крайне неравномерно. Развитие процессов роста электропотребления имеет «очаговый» характер – стагнация потребления электроэнергии в одних регионах сопровождается его значительным ростом в других регионах

Так, в 2005 г. максимальный уровень электропотребления превышен в восьми регионах, и в том числе крупнейших Московской, Тюменской и Ленинградской энергосистемах (см. табл. 4.4.3).

ОЭС Северо-Запада

Территория, обслуживаемая ОЭС Северо-Запада, является одним из индустриально развитых районов РФ и выполняет важную роль как крупнейший поставщик продукции обрабатывающих отраслей промышленности, в первую очередь машиностроительной и лесобумажной.

Ведущими отраслями промышленной специализации являются энергетическое, электроника, тракторное машиностроение, приборостроение, судостроение, а также производство фосфорных и азотных удобрений, бумаги, целлюлозы, мебели, продукции пищевой и легкой промышленности.

Регионы, входящие в ОЭС Северо-Запада, производят 8,5% всего объема валового продукта России, 9,6% промышленной продукции и 4,3% продукции сельского хозяйства9.

В регионах, входящих в ОЭС Северо-Запада, наблюдались наиболее высокие темпы роста производства валового регионального продукта (ВРП) среди федеральных округов. Этот быстрый рост явился результатом опережающих темпов роста в Калининградской, Ленинградской и Архангельской энергосистемах.

В течение 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Северо-Запада вырос на 12,9% и составил в 2005 г. 83,7 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,6%). При этом среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС СевероЗапада 2,59% (самый высокий показатель среди ОЭС после ОЭС Урала). В составе ОЭС Северо-Запада две энергосистемы превысили уровень потребления электроэнергии 1990 года: Калининградская – на 17,6%, Ленинградская – на 2,6% (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления в период 2001-2004 гг. отмечались в Калининградской (4,3%), Ленинградской (3,36%), Новгородской (2,68%) и Архангельской – (1,92%) энергосистемах.

По данным за период 2001–2004 гг., среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли: по промышленности – 4,0%, в строительстве – 6,5%,


 


на транспорте – 5,8%, быту и сфере услуг – 1,5%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Северо-Запада – 2,2% (см. рис. 4.4.6). Снижение электропотребления на производственные нужды сельского хозяйства продолжается и в настоящее время.

В структуре потребления электроэнергии на территории ОЭС в настоящее время 44,4% приходится на промышленность, доля которой увеличилась на 2,3% по сравнению с 2000 г. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 6,1%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1895 кВт•ч (1725 кВт•ч в 2000 г.) и является одним из самых высоких показателей по Российской Федерации. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным энергосистемам – от 1207 кВт•ч в Псковской энергосистеме до 2930 кВт•ч в Кольской энергосистеме, что обусловлено как различным уровнем социально-экономического развития регионов, так и климатическими условиями.

За 2001–2004 гг. произошло увеличение величины потерь электроэнергии в сетях (на 8,24%). Не менее 20% всех потерь составляют так называемые «коммерческие» потери.

ОЭС Центра

Регионы ОЭС Центра имеют высокоразвитую экономику и обладают огромным научно-техническим потенциалом. Ведущими отраслями промышленности являются машиностроение, химическая и нефтехимическая отрасль, черная металлургия, промышленность строительных материалов. По объему производимого ВРП совокупность регионов, входящих в ОЭС Центра, занимает лидирующее положение среди ОЭС России.

По совокупности регионов, входящих в ОЭС Центра, темпы роста производства ВРП (130,1%) были достаточно высокие. Этот высокий рост явился результатом опережающих темпов роста ВРП в Московской энергосистеме, на которую приходится 23% произведённого в стране ВРП. В течение последних лет наблюдается рост основных макроэкономических показателей региона, отражающих развитие производственного потенциала перспективных отраслей (машиностроение, химия и нефтехимия, черная и цветная металлургия).

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Центра вырос на 10,8% и составил в 2005 г. 224,6 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,6%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Центра 2,2%. В составе ОЭС Центра три энергосистемы превысили уровень потребления электроэнергии 1990 года: Московская

– на 15,2% (с зарядом Загорской ГАЭС), Белгородская

– на 3,3%, Вологодская – на 1,1% (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы прироста электропотребления в период 2001–2004 гг. отмечались в Московской (4,62%), Брянской (3,22%), Белгородской (2,67%), Ярославской (2,66%), Вологодской (2,19%), Калужской (1,93%) и Владимирской (1,82%) энергосистемах.

Особое положение в ОЭС Центра занимает Московская энергосистема (в состав которой входит г. Москва и Московская область), доля которой в 2005 г. составляла 38% от электропотребления ОЭС Центра в границах 2005 г. Выгодное центральное экономико-географическое положение данного региона является важнейшим фактором ее развития. По общему уровню экономического развития (в соответствии с его интегральной комплексной оценкой) г. Москва занимает 1-е место среди субъектов Российской Федерации, значительно опережая все другие регионы страны.

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли по промышленности – 2,5%, в строительстве – 4,3%, на транспорте – 5,6%, быту и сфере услуг – 1%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Центра – 2,5% (см.рис.4.4.7). Снижение электропотребления на производственные нужды сельского хозяйства продолжается и в настоящее время. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 4,1%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1542 кВт•ч (1449 кВт•ч в 2000 г.), что всего на 4% выше среднероссийского уровня. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным энергосистемам – от 798 кВт•ч в Брянской энергосистеме до 1967 кВт•ч в Московской энергосистеме, что определяется разным уровнем социально-экономического развития регионов.

ОЭС Средней Волги

Развитие экономики регионов, входящих в состав ОЭС Средней Волги, в значительной мере основано на вовлечении в использование природных ресурсов данного региона – нефти, природного газа, цементного сырья, гидроэнергоресурсов, а также плодородных земельных ресурсов. Высокая транспортная освоенность региона (судоходные водохранилища Волги, относительно густая железнодорожная, автомобильная и трубопроводная сеть) позволяет реализовать имеющийся промышленный потенциал. Однако сбалансированное развитие хозяйства сдерживается изза недостаточного уровня обеспеченности региона углеводородным сырьем.

В настоящее время более трети промышленности приходится на машиностроение с большой долей предприятий ВПК, почти четверть – на топливную промышленность, 13% – на химическую и нефтехимическую промышленность, 3,6% – на промышленность строительных материалов. Сельскохозяйственное производство представлено в основном зерново-животноводческим направлением.

ВРП совокупности регионов, входящих в ОЭС Средней Волги, увеличился на 26,8%, продукция промышленности – на 24,6%, продукция сельского хозяйства – на 17,6%.


 


За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Средней Волги вырос на 3,7% и составил в 2005 г. 80,6 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 0,1%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Средней Волги 0,7%. По потреблению электроэнергии ни одна из энергосистем не достигла уровня 1990 г.

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Марийской энергосистеме (2,67%), Чувашской (1,71%), Самарской (1,6%).

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли по промышленности – 1,6%, на транспорте – 6,9%, в быту и сфере услуг – на 1,9% (см. рис. 4.4.8). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться и за это период сократилось в 2,2 раза, достигнув достаточно малой величины – менее 2 млрд. кВт•ч. Причины такого сокращения те же, что и в других районах страны – продолжающееся падение поголовья скота, снижение платежеспособности потребителей, а также сокращение площади орошаемых площадей. В целом по ОЭС Средней Волги среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за данный период составили 1,2%.

В структуре потребления электроэнергии региона в настоящее время 41,3% приходится на промышленность, доля которой увеличилась на 1% по сравнению с 2000 г. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 5,6%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1208 кВт•ч (1140 кВт•ч в 2000 г.), почти на 20% ниже среднероссийского.

До 2002 г. включительно в регионе увеличивалась доля потерь в электрических сетях. В 2002 г. эти потери составили свыше 10 млрд. кВт.ч – более 12,9% от всего потребления электроэнергии. Далее наблюдалась тенденция снижения потерь, как в абсолютном значении, так и в долевом (до 2004 г 9,9 млрд. кВт•ч или 12,3% от суммарного потребления электроэнергии).

ОЭС Юга

ОЭС Юга характеризуется сильной дифференциацией входящих в нее субъектов РФ по уровню социально-экономического развития, наличием депрессивных регионов, активной миграцией населения.

Регионы Юга производят 7,8% общего объема валовой продукции России, 5,8% промышленной продукции, 21,8% сельскохозяйственной продукции. Ведущими отраслями являются пищевая промышленность и машиностроение. Регион выполняет важную роль поставщика сельскохозяйственной продукции, прежде всего зерна.

ВРП совокупности регионов, входящих в ОЭС Юга, за отчётный период увеличился на 31,7%, продукции промышленности – на 36,4%, продукции сельского хозяйства – на 38,1%. Наиболее высокие темпы роста ВРП были в Республике Дагестан, Ставропольском крае, Ростовской и Волгоградской областях.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Юга вырос на 7,9% и составил в 2005 г. 73,5 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,1%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Юга 1,6%. В составе ОЭС Юга энергосистема Дагестана превысила уровень потребления электроэнергии 1990 года, причем в 2005 г. величина превышения составила уже 30%(см. табл. 4.4.3).


 


Наиболее высокие среднегодовые темпы прироста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Чеченской (9,83%), Дагестанской (4,57%), Ингушской (3,79%), Кубанской (2,73%), Ростовской (1,66%), Волгоградской (1,61%), Астраханской (1,44%) и Северокавказской (1,34%) энергосистемах.

Среднегодовые темпы прироста составляли: по промышленности – 2,8%, в строительстве – 2,1%, на транспорте – 6,2%, в быту и сфере услуг – 0,6% (см. рис. 4.4.9). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться.

В структуре потребления электроэнергии около 33% приходится на непроизводственную сферу.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии составляет 1024 кВт•ч (990 кВт•ч в 2000 г.), что на 30% ниже среднероссийского уровня.

ОЭС Урала

Регионы, входящие в состав ОЭС Урала, специализируются на отраслях тяжелой промышленности, включая топливно-энергетический и металлургический комплексы (черная и цветная металлургии), а также многоотраслевое машиностроение.

В 2004 г. регионы ОЭС Урала произвели 24,6% всего объема валовой продукции России, 30,5% промышленной продукции, 17% сельскохозяйственной продукции.

Высокие темпы роста ВРП (131,2%) в регионах, входящих в ОЭС Урала, связаны главным образом с опережающими темпами роста ВРП в Тюменской и Свердловской энергосистеме, на которые приходится 15,5% произведённого в стране ВРП.

Развитая структура электропотребления, устойчивый рост спроса на электроэнергию со стороны экспортно-ориентированных отраслей – топливной, цветной и черной металлургии – вывел регионы ОЭС Урала в «лидеры» в общероссийском потреблении электроэнергии

– в 2005 г. доля ОЭС Урала выросла до 24,3%.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Урала вырос на 13% и составил в 2005 г. 228,1 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,4%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Урала 2,6%. В составе ОЭС Урала только одна Тюменская энергосистема превысила в 2004 г. уровень потребления электроэнергии 1990 года (величина превышения составила в 2005 г. 8,8%) (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Тюменской (6,22%), Пермской (3,21%), Удмуртской (2,69%), Свердловской (2,36%) и Челябинской (1,8%) энергосистемах.

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста составляли по промышленности – 2,9%, на транспорте – 9,4%, в быту и сфере услуг

– 1,8%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Урала – 3% (см. рис. 4.4.10). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться.

За период 2001–2004 гг. доля топливной промышленности в структуре промышленного электропотребления увеличилась с 35,5% до 39,6%. Среднегодовой прирост спроса на электроэнергию по отрасли в ОЭС Урала в 2003 г. достиг рекордных 8,2%, в 2004 г. – 7%. Уровень спроса на электроэнергию на нужды топливной отрасли в ОЭС Урала достиг в 2004 г. уровня 1990 г. с незначительным превышением – 3%. Доля черной металлургии в промышленном электропотреблении ОЭС Урала сохраняется на уровне 20–22%. По электропотреблению на нужды цветной металлургии уровень 1990 г. по ОЭС в целом достигнут к 2001 г. и превышен на 5% в 2004 г.


 


Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1487 кВт•ч (1408 кВт•ч в 2000 г.), почти сравнявшись со среднероссийским уровнем. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным регионам – от 2872 кВт•ч в Тюмени до 767 кВт•ч в Башкортостане, что определяется как различным уровнем социально-экономического развития регионов, так и климатическими условиями.

ОЭС Сибири

Динамика и структура потребления электроэнергии на территории ОЭС Сибири отражают специфические особенности развития экономики и социальной инфраструктуры Сибири, располагающей огромным ресурсным и промышленным потенциалом, прежде всего в цветной и черной металлургии, а также в топливноэнергетическом комплексе.


 


Регионы Сибири в 2004 г. произвели 11% всего объема валовой продукции России, 10,7% промышленной продукции, 8,2% сельскохозяйственной продукции.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Сибири вырос только на 3,4% и составил в 2005 г. 190,9 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,5%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Сибири 0,7%. В 2000 г. на долю ОЭС Сибири приходилось 21,4% общероссийского электропотребления, в 2005 г. она снизилась до 20,3%.

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Томской (5,0%), Хакасской (3,6%), Новосибирской (2,0%), Омской (1,8%) и Кузбасской (1,5%) энергосистемах.

В течение 2001–2004 гг. по всем отраслям экономики, кроме сельского хозяйства, наблюдался устойчивый рост (см. рис. 4.4.11): среднегодовые темпы прироста составляли по промышленности – 0,3%, на транспорте – 4,6%, в быту и сфере услуг – 2,2%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Сибири – 0,7%. Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжает снижаться.

Промышленное производство формирует основной спрос на электроэнергию на территории региона. На протяжении всего рассматриваемого периода на его долю (включая электроэнергетику) приходилось более 60% от общего электропотребления. Наиболее высокие темпы роста потребления электроэнергии отмечались в топливной промышленности (116,5%), черной металлургии (116,2%) и в цветной металлургии (107,3%). Объем электропотребления в цветной металлургии в 2004 г. превысил уровень 1990 г. более чем на 12%. На территории ОЭС Сибири лишь в двух отраслях промышленности (цветной и черной металлургии) электропотребление в 2004 г. превысило уровень 1990 г.

За этот же период в быту и сфере услуг электропотребление увеличилось на 9%, а показатель среднедушевого потребления электроэнергии в этой отрасли достиг 1686 кВт•ч (1556 кВт•ч в 2000 г.), почти на 14% выше среднероссийского.

Дальний Восток

Развитие регионов Дальнего Востока в существенной мере зависит от темпов и направленности структурных преобразований в экономике России, повышения ее открытости внешнему миру и развития взаимовыгодных внешнеэкономических связей с соседними странами (Японией, Китаем, Кореей), в т. ч. путем создания свободных экономических зон.

Обеспеченность многими видами природных ресурсов (руды цветных и редких металлов, уголь, алмазы, лес, гидроресурсы, биоресурсы океана) и выгодное транспортно-географическое положение, связанное с прямым выходом в Азиатско-Тихоокеанский регион, – все это важнейшие предпосылки развития экономики региона.

Регионы Дальнего Востока в 2004 г. произвели 4,9% всего объема валовой продукции России, 3,7% промышленной продукции, 3,5% сельскохозяйственной продукции.

ОЭС Востока

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Востока (без изолированных энергосистем) вырос на 7,5% и составил в 2005 г. 27,1 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,3%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Востока 1,5%. За период 2000–2005 гг. доля ОЭС Востока в общероссийском электропотреблении практически не изменилась и составляет около 2,9%.

Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составили 1,9%, на транспорте– 11%, в быту исфере услуг

– 2,2%. По сравнению с 2000 г. абсолютно снизилось потребление электроэнергии в промышленности, строительстве, сельском хозяйстве и непроизводственном секторе.

Высокие темпы роста потребления электроэнергии на транспорте связаны с развитием торговли с соседними странами, что привело к увеличению грузопотоков по железной дороге и электрификации ее отдельных участков в Приморском крае и Еврейской АО.

Уровень спроса на электроэнергию в быту и сфере услуг в среднем по региону остался практически без изменений. Удельные показатели потребления электроэнергии на нужды быта и сферы услуг (1816 кВт•ч в 2004 г. и 1761 кВт•ч в 2000 г. в расчете на одного жителя) превышают среднероссийский уровень, что обусловлено как климатическими особенностями, так и высокой долей использованием электроэнергии для приготовления пищи (в настоящее время вдвое выше, чем в среднем по России).

Изолированные энергосистемы Дальнего Востока

Динамика электропотребления в изолированных энергосистемах Дальнего Востока неоднородна. В целом по всем изолированным энергосистемам Дальнего Востока за период 2001–2005 гг. суммарное электропотребление снизилось на 4.9%. В Сахалинской области за тот же период прирост электропотребления составил 1%. Для остальных территорий характерно небольшое снижение (от 2% до 10%). При этом наблюдаются различные тенденции, как в промышленном, так и в коммунально-бытовом потреблении электроэнергии по отдельным регионам.

4.4.3. Анализ потребления электрической энергии по отраслям промышленности и секторам экономики России

Структура электропотребления по отраслям промышленности и экономики

С 1 января 2005 г. в системе статистического учета России осуществлен полный переход с Общероссийского классификатора отраслей народного хозяйства (ОКОНХ) на принципиально иной Общероссийский классификатор видов экономической деятельности (ОКВЭД)10. В связи с этим для анализа изменений отраслевой структуры электропотребления в настоящем Докладе использовались сопоставимые ретроспективные данные за 2000 и 2004 гг. в структуре ОКОНХ.

Структура электропотребления по отраслям промышленности и экономики за 2000 и 2004 гг. по России в целом приведена на рис. 4.4.12.

За рассматриваемый период в отраслевой структуре потребления электроэнергии в России не произошло каких-либо существенных изменений.

По сравнению с США и странами Западной Европы в России сохраняется большая доля электроемких сырьевых отраслей экономики, дающих подавляющую или большую часть продукции на экспорт (топливная промышленность, цветная металлургия, черная металлургия, химическая промышленность, лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная).


 



 


Напротив, доля малоэлектроемких отраслей, работающих на конечное потребление населения (легкая и пищевая промышленность) и обеспечение инвестиционного процесса (машиностроение), недостаточна и увеличивается медленно.

Электропотребление в промышленности

Основные показатели экономики и электропотребления промышленности России

За период 2000–2004 гг. объем промышленной продукции России увеличился на 23,5% и составил в ценах 2004 г. 11209 млрд. руб., что почти на 30% ниже докризисного уровня (см. табл. 4.4.4 и рис. 4.4.13). Прирост промышленной продукции в 2005 г. составил 4%, что значительно ниже предыдущих лет (в 2004 г. – 6,1% и в 2003 г. – 7%).

Кроме того, по России также наблюдался низкий темп роста добычи полезных ископаемых – 101,3%, что явилось следствием прежде всего значительного снижения темпов добычи нефти. Наиболее высокие темпы роста по России отмечались в обрабатывающих производствах – 105,7%.

Промышленное потребление электроэнергии за период 2000-2004 гг. выросло на 7,6% и составило 490,7 млрд. кВт•ч.

По потреблению электроэнергии в промышленности Россия занимает 4-е место, уступая Китаю – в 4 раза, США – в 3 раза, Японии – примерно в 1,2.

За данный период темпы роста промышленного электропотребления в России отставали от темпов роста производства (рост на 23,5% за тот же период), в результате чего электроемкость промышленности России снизилась. Удельное потребление электроэнергии в 1000 руб. промышленной продукции сократилось за течение 2000-2004 гг. с 50,2 кВт•ч до 43,8 кВт•ч или на 12,7% (см. рис. 4.4.14). Снижение электроемкости по ВВП за тот же период составило 15,5% (см. табл. 4.4.1).

Изменения в отраслевой структуре промышленного производства

Наиболее высокие темпы роста производства отмечались в:

  • топливной промышленности – 132,9%;
  • машиностроении и металлообработке – 131,3%;
  • пищевой промышленности – 126,2%.

Незначительно отставали от среднего темпа роста производства продукции цветной металлургии

–122,3%, промышленности строительных материалов

121,7%, черной металлургия – 117,5%, химической и нефтехимической промышленности – 117,0%. Значительно меньшими темпами росло производство в лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности (ЛДЦБ) – 109,8% и в электроэнергетике – 102,2%. Снизили темпы производства предприятия легкой промышленности – 91,7%.


 


Отраслевая структура промышленности России носит «тяжелый» характер (см. рис. 4.4.15).



Наиболее электроемкая – продукция черной и особенно цветной металлургии, химической и нефтехимической промышленности. Совокупный объем выпускаемой продукции данных отраслей составляет 25% от всей продукции российской индустрии11. Отрасли «смешанных» переделов (ЛДЦБ и промышленность строительных материалов), часть продукции которых следует на дальнейшую переработку, а часть идет в сферу конечного потребления, производят вместе 7,5% промышленной продукции. Прогрессивная отрасль – машиностроение – занимает в структуре промышленности 18,9%. При этом конкурентоспособная продукция военно-промышленного комплекса (ВПК) и инновационные технологии занимают в машиностроении незначительную долю (около 1%).

На неэлектроемкие отрасли, выпускающие в основном продукцию конечного потребления, – легкую и пищевую промышленность – приходится лишь 14,8% промышленной продукции. Значительное снижение произошло в легкой промышленности (объем выпускаемой продукции в 2004 г. составил 14,2% от уровня 1990 г.).

Изменения в отраслевой структуре промышленного потребления электроэнергии

Наиболее высокие темпы роста промышленного электропотребления за отчетный период наблюдались в топливной промышленности – 120,8%, в промышленности строительных материалов – 118,3%, в пищевой промышленности – 112,7%, в черной металлургии – 108,9%. Незначительно отставали от среднего темпа роста цветная металлургия и лесобумажная промышленность. Значительно отставала химическая промышленность – 101,5%. Абсолютно сократились объемы потребления электроэнергии в машиностроении и особенно в легкой промышленности, потребление электроэнергии в которой снизилось абсолютно и к 2004 г. составило 23,9% от уровня 1990 г.

За период с 2000–2004 гг. произошли заметные изменения в структуре промышленного потребления электроэнергии (см.рис.4.4.16).




Значительно увеличилась доля топливной промышленности – на 1,6%. На 0,5% повысилась доля промышленности строительных материалов, осталась высокой доля металлургии (в 2000 г. и 2004 г. – по 33,5% от промышленного потребления электроэнергии). Заметно сократилась доля химической продукции, машиностроения и легкой промышленности. В целом структура потребления электроэнергии в промышленности продолжала оставаться «тяжелой».

На пять подотраслей промышленности, электроемкость которых в 2000 г. и 2004 г. была выше средней по отрасли (черная и цветная металлургия, химическая промышленность, электроэнергетика и прочие), в 2004 г. приходилось 66% расхода электроэнергии в промышленности против 66,8% в 2000 г.

Изменение показателей электроёмкости отраслей промышленности

Различие в темпах изменения роста продукции в отраслях промышленности и темпах потребления электроэнергии в этих отраслях отразилось в динамике их электроемкости (см. табл. 4.4.5).

Рассматриваемый период характеризуется снижением электроемкости промышленной продукции во всех отраслях. Значительные темпы снижения электроемкости произошли в машиностроении (26,8%), а самые низкие – в промышленности строительных материалов (2,8%).

Основным фактором снижения электроемкости в промышленности стало увеличение загрузки простаивающих до 1998–1999 гг. производственных мощностей для обеспечения роста производства продукции промышленности, и лишь в незначительной степени на снижение электроемкости повлияла реализация организационно-технических мероприятий по эффективному использованию электроэнергии.


Электропотребление в сельскохозяйственном производстве

Основные показатели экономики и электропотребления в сельскохозяйственном производстве

Объем сельскохозяйственного производства за 2001–2004 гг. увеличился на 14,1% и составил 1344,6 млрд. руб. (в ценах 2004 г.) или 73% от уровня 1990 г. (см. рис. 4.4.17 и табл. 4.4.6). Прирост сельскохозяйственной продукции в 2005 г. составил 2%.

Рост продукции сельского хозяйства происходил в условиях продолжающегося снижения поголовья скота в большинстве регионов России, что и определило изменение соотношений в структуре сельского хозяйства в пользу менее электроемкого растениеводства. В 1990 г.

его доля составляла менее 37%, в 2004 г. – 55%. Эти цифры приведены в действующих ценах, поэтому отражают только тенденцию.

Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве сократилось в 3,7 раза по отношению к 1990 г. и составило 18 млрд. кВт•ч в 2004 г. Одной из причин этого является низкая платежеспособность отрасли, где подорожание электроэнергии повлияло на объем ее потребления.

Особенно сократилось в отрасли использование электроэнергии для электроемких тепловых процессов. Поэтому по электровооруженности труда сельское хозяйство отстает от промышленности больше чем по производительности труда (в 2004 г. – в 13 раз ниже, чем в промышленности).

Электроемкость сельскохозяйственной продукции за период 2000–2004 гг. снизилась на 48%, а по отношению к уровню 1990 г. – в 2,6 раза.


Электропотребление на транспорте

Основные показатели экономики и электропотребления на транспорте

Грузооборот транспорта в России увеличивался быстрее, чем продукция промышленности и сельского хозяйства. Это связано с увеличением дальности перевозок за рассматриваемый период на 10%.

Структура грузооборота в России определяется прежде всего низкой обеспеченностью страны автодорогами. Протяженность автодорог с твердым покрытием в России составляет всего 745 тыс. км.12 У России – страны, добывающей и экспортирующей большое количество нефти и природного газа, более половины грузооборота приходится на трубопроводный транспорт (в США 14–16%).

Большое место в структуре грузооборота России (около 40%) приходится на железные дороги. Протяженность железных дорог общего пользования России 140 тыс. км (в 2,6 раз меньше, чем в США). Важную роль в железнодорожном транспорте России играют электрифицированные железные дороги. Их протяженность составляет 43 тыс. км или 50% от длины железных дорог общего пользования, но их доля в грузообороте железных дорог России приближается к 80%. Средняя грузонапряженность электрифицированных железных дорог России составляет 32 млн. т на 1 км, против 7,7 млн. т на 1 км на полигоне тепловозной тяги, и 19 млн. т на 1 км по всей железнодорожной сети общего пользования в России.

Незначительное место водного транспорта определяется характерным для России преимущественно меридиональным течением рек и относительно коротким периодом без ледостава.

Потребление электроэнергии на транспорте за период 2000–2004 гг. увеличилось на 31,8% или на 19,4 млрд. кВт•ч, что соответствовало увеличению грузооборота транспортной системы страны на 25,6%. Объем потребляемой электроэнергии на транспорте составил в 2004 г. 80,32 млрд. кВт•ч. При этом произошли изменения в структуре потребления электроэнергии – с 56,5 до 53,2% снизилась доля железнодорожного транспорта и с 29,1 до 33,2% увеличилась доля трубопроводного транспорта (см. рис. 4.4.18).


  

Электропотребление в быту и сфере услуг

Основные показатели электропотребления в быту и сфере услуг

 


Потребление электроэнергии в быту и сфере услуг за отчетный период увеличилось на 4,2% и составило 213,1 млрд кВт•ч в 2004 г.
По абсолютной величине потребления электроэнергии в сфере услуг и в быту Россия отстает от США примерно в 10 раз, от Японии – в 2,5 раза, от Великобритании, Германии, Франции – на 15–40%.

Основным исходным показателем для анализа потребления электроэнергии в быту является динамика численности населения. В России за 4 года численность населения снизилась на 1%, причем численность сельского населения уменьшилась почти на 3%.

Потребление электроэнергии в быту и в сфере услуг возрастало в период 1991–2000 гг. на 1,64% в год, а с 2001 по 2004 гг. – на 1,03% в год. При этом если с 1990 г. значительно увеличивалось потребление электроэнергии в быту, а сфера услуг почти не выросла, то в период 2000–2004 гг. большими темпами развивалась сфера услуг (см. табл. 4.4.7 и рис. 4.4.19).

В потреблении электроэнергии в быту и сфере услуг высока доля городов – от 74 до 95%. Это объясняется как разницей в численности городского и сельского населения (в целом по стране доля городского населения составляла в 2000 г. 72,9%, а в 2004 г. – 73,4%), так и более высокими удельными расходами.

Потребление электроэнергии в быту и сфере услуг на душу населения увеличилось в целом по России за период 2000–2004 гг. на 5,2% (до 1478 кВт•ч/чел.), а по сравнению с 1990 г. рост составил 25,5% (1177 кВт•ч/чел. в 1990 г.). Вместе с тем по величине душевого потребления электроэнергии в сфере услуг и быту Россия все еще значительно уступает странам с развитой экономикой, где этот показатель в 2–8 и более раз выше.

В сфере услуг основными факторами, определившими сдвиги в потреблении электроэнергии, были рост объемов продукции сферы услуг и структурные сдвиги в этой области. Структурные сдвиги в сфере услуг были вызваны продолжающимся процессом роста числа технически оснащенных предприятий, в том числе крупных гостиничных комплексов, торговых центров, банков, кафе и ресторанов, спортивных центров, казино и др.

В быту, в отличие от сферы услуг, потребление электроэнергии за 2000–2004 гг. в среднем по стране не увеличилось13. В расчете на душу населения значение этого показателя практичес ки осталось неизменным (737 кВт•ч. в 2004 г. и 731 кВт•ч в 2000 г.). По сравнению с 1990 г. рост составил 40% (525 кВт•ч/чел. в 1990 г.).

Перспективные изменения в бытовом потреблении электроэнергии будут зависеть от соотношения темпов роста доходов населения и стоимости энергии, от достижения нового уровня насыщения домашних хозяйств бытовой электротехникой, от будущих условий снабжения электрической и тепловой энергией и т.п.


  

 

4.5. Балансы электрической энергии и мощности ЕЭС России и отдельных ОЭС в 2005 году и на перспективу до 2010 года

4.5.1. Характеристика балансов электрической энергии в 2005 году

Баланс ЕЭС России

Внутреннее электропотребление по ЕЭС России14 в 2005 г. составило 880,1 млрд. кВт•ч, в т. ч. потери в сетях ОАО «ФСК ЕЭС» – 9,9 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. внутреннее электропотребление увеличилось на 14,5 млрд. кВт•ч (рост на 1,7%), а сетевые потери снизились на 0,2 млрд. кВт•ч (уменьшение на 2%).

Увеличение внутреннего потребления электроэнергии в 2005 г. было обусловлено главным образом общим ростом экономической активности в большинстве секторов экономики России. При этом температура наружного воздуха практически не оказала влияние на рост электропотребления, поскольку среднегодовая температура на территории ЕЭС России в 2005 г. была ниже 2004 г. всего на 0,10С и на 2,50С выше среднемноголетней.

Баланс электрической энергии ЕЭС России за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.1.




По сравнению с 2004 г. отдача электроэнергии в 2005 г. увеличилась на 3,1 млрд. кВт•ч (рост на 20,9%) и составила 17,9 млрд. кВт•ч.

Для обеспечения в 2005 г. внутреннего электропотребления и выполнения обязательств по экспортным контрактам выработка электрической энергии в ЕЭС России составила 890,8 млрд. кВт•ч, в т. ч. ГЭС – 156,8 млрд. кВт•ч, АЭС – 147,5, ТЭС – 544,7, блок-станциями – 41,8 млрд. кВт•ч и 7,2 млрд. кВт•ч электроэнергии принято из стран ближнего зарубежья.

По сравнению с 2004 г. выработка электроэнергии в ЕЭС России увеличилась на 19,6 млрд. кВт•ч (рост на 2,3%), в т. ч. на АЭС – 4,7 млрд. кВт•ч (рост на 3,3%)и на ТЭС – 18,9 млрд. кВт•ч. (рост на 3,6%). На ГЭС выработка электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 2004 г. снизилась на 3,8 млрд. кВт•ч (уменьшение на 2,4%). Также в 2005 г. по сравнению с 2004 г. прием электроэнергии в ЕЭС снизился на 2,0 млрд. кВт•ч (уменьшение на 21,7%).

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада

В 2005 г. в ОЭС Северо-Запада внутреннее электропотребление составило 83,7 млрд. кВт•ч , а выработка электроэнергии – 87,7 млрд. кВт•ч.15

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.2.


 


По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Северо-Запада увеличилось на 1,3 млрд. кВт•ч (рост 1,6%). При этом за этот же период рост производства электрической энергии в ОЭС Северо-Запада составил всего 0,3 млрд. кВт•ч (0,4%). Передача электроэнергии из ОЭС Северо-Запада в другие ОЭС и на экспорт за период 2004– 2005 гг. снизилась на 1 млрд. кВт•ч (уменьшение на 20%).

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Северо-Запада доля ГЭС составила 14,6%, АЭС – 39,0%, ТЭС – 37,4%, блок-станций – 9%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии практически не изменилась.

Баланс электрической энергии ОЭС Центра

В 2005 г. внутреннее электропотребление и выработка электроэнергии в ОЭС Центра были практически одинаковыми и составили соответственно 224,6 млрд. кВт•ч и 224,7 млрд. кВт•ч.

Баланс электрической энергии ОЭС Центра за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.3.

Из-за передачи в 2005 г. из ОЭС Центра в ОЭС Юга Астраханской и Волгоградской областей внутреннее электропотребление в ОЭС Центра по сравнению с 2004 г. снизилось на 18,8 млрд. кВт•ч (на 7,7%), а выработка электрической энергии уменьшилась на 11,6 млрд. кВт•ч (на 4,9%). 


Табл. 4.5.3. Баланс электрической энергии ОЭС Центра, млрд. кВт•ч

 


В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Центра доля ГЭС составила 2,3%, АЭС – 32,4%, ТЭС – 59,7%, блок-станций – 5,6%.

Баланс электрической энергии ОЭС Средней Волги

В 2005 г. в ОЭС Средней Волги внутреннее электропотребление составило 80,6 млрд. кВт•ч., а выработка электроэнергии – 101,8 млрд. кВт•ч.

Баланс электрической энергии ОЭС Средней Волги за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.4.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Средней Волги увеличилось на 0,1 млрд. кВт•ч (рост 0,1%), а выработка электрической энергии снизилась на 0,6 млрд. кВт•ч. (уменьшение на 0,6%). Несмотря на рост электропотребления и снижение производства электрической энергии в течение 2005 г. из ОЭС Средней Волги в другие ОЭС и на экспорт было передано 21,2 млрд. кВт•ч электроэнергии, что составляет более 20% общего производства электрической энергии этой ОЭС.

Таким образом, исходя из баланса электрической энергии 2005 г., ОЭС Средней Волги была избыточной энергосистемой.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Средней Волги доля ГЭС составила 20,8%, АЭС – 28,3%, ТЭС – 50,1%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии изменилась незначительно.

Баланс электрической энергии ОЭС Юга

В 2005 г. внутреннее электропотребление в ОЭС Юга составило 73,5 млрд. кВт•ч, а электростанциями этой ОЭС было выработано всего 69,7 млрд. кВт•ч электроэнергии. Поэтому для обеспечения этого электропотребления в ОЭС Юга из других ОЭС и из энергосистемы Украины было передано 3,8 млрд. кВт•ч электрической энергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Юга за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.5.

По сравнению с 2004 г. (без учета ОАО «Астраханьэнерго» и ОАО «Волгоградэнерго») электропотребление в ОЭС Юга увеличилось на 23,8 млрд. кВт•ч (рост 47,9%), а выработка электрической энергии – на 22,4 млрд. кВт•ч (рост 47,4%). Основной причиной столь резкого роста электропотребления и выработки электроэнергии, как уже отмечалось выше, является передача в 2005 г. из ОЭС Центра в ОЭС Юга Астраханской и Волгоградской областей.

Включение в ОЭС Юга новых территорий изменило и структуру выработки электрической энергии. Если в 2004 г. в общем объеме выработки электроэнергии доля ГЭС составляла 18,6%, а доля ТЭС 62,6%, то в 2005 г. доля ГЭС в обеспечении электропотребления ОЭС Юга увеличилась до 31,3%, а доля ТЭС снизилась до 56,0%. По этой же причине в 2005 г. по сравнению с 2004 г. поставка электроэнергии в ОЭС Юга из других ОЭС и из энергосистемы Украины увеличилась на 58,3% и составила 3,8 млрд. кВт•ч.


Баланс электрической энергии ОЭС Урала

Внутреннее электропотребление в ОЭС Урала в 2005 г. составило 228,1 млрд. кВт•ч и было больше, чем выработка электроэнергии электростанциями этой ОЭС. Поэтому для обеспечения этого электропотребления ОЭС Урала получила из других ОЭС и энергосистемы Казахстана 7,3 млрд. кВт•ч электрической энергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Урала за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.6.

В 2005 г. электростанциями ОЭС Урала было выработано 220,8 млрд. кВт•ч электроэнергии, в т.ч ГЭС – 5,4 млрд. кВт•ч, АЭС – 4,1 млрд. кВт•ч, ТЭС – 199,2 млрд. кВт•ч, блок-станциями – 12,1 млрд. кВт•ч.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Урала увеличилось на 5,4 млрд. кВт•ч (рост 2,4%), а выработка электрической энергии – на 5,0 млрд. кВт•ч (рост 2,3%). Объем электроэнергии, полученной в 2005 г. ОЭС Урала из других ОЭС и энергосистемы Казахстана, увеличился по сравнению с 2004 г. на 0,4 млрд. кВт•ч (рост 5,8%).

Структура выработки электрической энергии в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменилась. Более 90% всей электроэнергии вырабатывалась на ТЭС. В общем объеме выработки электроэнергии доли ГЭС и АЭС составляют 2,4% и 1,9% соответственно.


 


Табл. 4.5.6. Баланс электрической энергии ОЭС Урала, млрд. кВт•ч

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири

В 2005 г. в ОЭС Сибири внутреннее электропотребление составило 189,7 млрд. кВт•ч., а выработка электроэнергии – 186,1 млрд. кВт•ч. Поэтому в 2005 г. в ОЭС Сибири из других ОЭС и энергосистемы Казахстана было передано 3,6 млрд. кВт•ч электроэнергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири за 2004 и 2005 гг. представлен в таблице 4.5.7.



По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Сибири увеличилось всего на 2,8 млрд. кВт•ч (рост 1,5%), а выработка электроэнергии возросла на 4,2 млрд. кВт•ч (рост 2,3%). Эта ситуация позволила в 2005 г.

уменьшить поставки электроэнергии в ОЭС Сибири из других ОЭС и энергосистемы Казахстана на 28,0%.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Сибири доля ГЭС составила 48,6%, ТЭС – 47,7%, блок-станций – 3,8%. По сравнению с 2004 г. выработка электроэнергии на ГЭС уменьшилась на 2,5 млрд. кВт•ч (снижение на 2,7%), а ТЭС увеличили производство электроэнергии на 6,8 млрд. кВт•ч (рост 8,3%).

Баланс электрической энергии ОЭС Востока 17

В 2005 г. в ОЭС Востока внутреннее электропотребление составило 38,7 млрд. кВт•ч, а выработка электроэнергии – 39,2 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. электропотребление и выработка электроэнергии в ОЭС Востока практически не изменились (электропотребление и выработка электроэнергии увеличились на 0,3%). 


Табл. 4.5.8. Баланс электрической энергии ОЭС Востока, млрд. кВт•ч

 


Баланс электрической энергии ОЭС Востока за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.8.

В связи с тем, что ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, сальдо перетоков в 2005 г. составил всего 1,3% от общего объема выработки электроэнергии.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Востока доля ГЭС составила 30,9%, АЭС – 0,3%, ТЭС – 67,3%, блок-станций – 1,5%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии изменилась незначительно.

4.5.2. Характеристика балансов электрической мощности в 2005 году

Баланс мощности ЕЭС России

Располагаемая мощность электростанций ЕЭС России в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. составила 178,5 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 5,7 млн. кВт (рост на 3,3%)18.

В свою очередь совмещенный максимум нагрузки (максимум потребления) в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 2,2 млн. кВт (рост на 1,7%) и составил 134,7 млн. кВт (см. табл. 4.5.9).



Резерв мощности в ЕЭС России в 2005 г. составил 26,5 млн. кВт или 14,8% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился на 1,3 млн. кВт (рост 5,2%).

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 15,2 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 14,3% больше, чем в 2004 г. Вместе с тем перегрузка ряда электростанций выше их номинальной мощности позволила в период максимума нагрузки 2005 г. увеличить ресурсную часть баланса мощности на 0,6 млн. кВт.

Выдача мощности из ЕЭС России в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличилась на 0,5 млн. кВт (рост на 22,7%) и составила 2,7 млн. кВт.

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки располагаемая мощность электростанций ОЭС СевероЗапада была такой же, как и в 2004 г., и составляла 17,6 млн. кВт (см. табл. 4.5.10).



Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 0,6 млн. кВт (рост на 4,8%) и составил 13,2 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Северо-Запада в 2005 г. в день максимума нагрузки составлял 2,5 млн. кВт, что на 1,5 млн. кВт меньше, чем в 2004 г. (уменьшение на 37,5%).
В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки 2,1 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что почти в 2 раза больше, чем в 2004 г.

Перегрузка ряда электростанций выше их номинальной мощности позволила в 2005 г. в период прохождения максимума нагрузки увеличить доступную мощность электростанций ОЭС Северо-Запада на 0,2 млн. кВт и обеспечить выдачу мощности в размере 117 МВт.

Баланс мощности ОЭС Центра

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Центра в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 года составила 46,3 млн. кВт (см. табл. 4.5.11). По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность снизилась на 2,3 млн. кВт. Снижение располагаемой мощности было связано, главным образом, с передачей в 2005 г. энергосистем Астраханской и Волгоградской областей из ОЭС Центра в ОЭС Юга. 


Табл. 4.5.11. Баланс мощности на час максимума нагрузки ОЭС Центра, млн. кВт

 


По этой же причине совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. снизился на 2,5 млн. кВт (уменьшение на 6,5%) и составил 36,2 млн. кВт.

Резерв мощности в ЕЭС Центра в 2005 г. составил 6,6 млн. кВт или 14,3% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности уменьшился на 1,1 млн. кВт.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 2,8 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 16,3% меньше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Центра выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки в 2005 г. не осуществлялась.

Баланс мощности ОЭС Средней Волги

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Средней Волги в 2005 г. при прохождении годового максимума нагрузки составила 20,5 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 0,7 млн. кВт (рост на 3,5%).

Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. не изменился и составил 12,6 млн. кВт. (см. табл. 4.5.12).




В 2005 г. резерв мощности в ОЭС Средней Волги составил 3,4 млн. кВт или 16,6% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился более чем в два раза.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 2,2 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что в 1,3 раза больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Средней Волги выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки 2004 и 2005 гг. не осуществлялась.

Передача мощности из ОЭС Средней Волги в другие ОЭС в 2005 г. по сравнению с 2004 г. уменьшилась в 1,7 раза и составила 2,3 млн. кВт.

Таким образом, в 2004 и в 2005 гг. в день прохождения максимума нагрузки ОЭС Средней Волги была самой избыточной по мощности энергосистемой в ЕЭС России.

Баланс мощности ОЭС Юга

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Юга в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. составила 14,5 млн. кВт. По сравнению с днем годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 4,3 млн. кВт (рост на 42,2%). Увеличение располагаемой мощности было связано, как отмечалось выше, с передачей в 2005 г. энергосистем Астраханской и Волгоградской областей в ОЭС Юга из ОЭС Центра (см. табл. 4.5.13).



По этой же причине в 2005 г. по сравнению с 2004 г. совмещенный максимум нагрузки увеличился на 3,1 млн. кВт (рост на 35,6%) и составил 11,8 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Юга 2005 г. составил 3,0 млн. кВт или 20,7% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился на 1,6 млн. кВт.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. в ремонте находилось 0,4 млн. кВт генерирующих мощностей, что в 2 раза меньше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Юга выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки 2005 г. составила 0,3 млн. кВт.

В максимум нагрузки в 2004 и 2005 гг. ОЭС Юга из других ОЭС получало 0,8 млн. кВт и 0,9 млн. кВт мощности соответственно.

Баланс мощности ОЭС Урала

В день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. располагаемая мощность электростанций ОЭС Урала составила 40,1 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 0,6 млн. кВт (рост на 1,5%).

Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 0,7 млн. кВт (рост на 2,3%) и составил 32,8 млн. кВт (см.табл. 4.5.14).


Табл. 4.5.14. Баланс мощности на час максимума нагрузки ОЭС Урала, млн. кВт


Резерв мощности в ОЭС Урала в 2005 г. составил 4,1 млн. кВт или 10,3% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности уменьшился на 0,5 млн. кВт.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 2,9 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 6,0% больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Урала выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки в 2005 г. составила 0,145 млн. кВт.

В максимум нагрузки 2004 г. и 2005 г. из ОЭС Урала в другие ОЭС было передано менее 2,3% располагаемой мощности (0,9 млн. кВт), т. е. энергосистема была практически сбалансированной по мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки располагаемая мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 39,6 млн. кВт (см. табл. 4.5.15). По сравнению с 2004 г. в день прохождения максимума нагрузки располагаемая мощность увеличилась на 2,5 млн. кВт (рост на 6,8%).

В это же время совмещенный максимум нагрузки 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился всего на 0,2 млн. кВт (рост на 0,7%) и составил 28,1 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Сибири в 2005 г. в день максимума нагрузки составлял 6,9 млн. кВт, что на 1,0 млн. кВт больше, чем в 2004 г. При этом доля резерва составила 17,5% от располагаемой мощности в ОЭС Сибири.

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки 4,7 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 33,4% больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций выше их номинальной мощности в 2004 и 2005 гг. не осуществлялась.

В 2004 и 2005 гг. в день прохождения максимума нагрузки в ОЭС Сибири из других ОЭС было передано всего 0,2 млн. кВт, что составляет менее 1% от располагаемой мощности энергосистемы.

Таким образом, ОЭС Сибири в 2004 и 2005 гг. в дни максимума потребления мощности была практически самосбалансированной энергосистемой.


4.5.3. Перспективные балансы электрической энергии и мощности

Прогнозный баланс электрической энергии России на 2006–2010 годы

В 2010 г. внутреннее электропотребление России в централизованной зоне электроснабжения прогнозируется на уровне 1181 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2005 г. внутреннее электропотребление должно увеличиться приблизительно на 258 млрд. кВт•ч (на 28%). Такое увеличение внутреннего потребления электроэнергии обусловлено общим ростом всех секторов экономики России.

Также как и в предыдущие годы, экспорт электроэнергии в период 2006–2010 гг. будет превышать импорт. К 2010 г. сальдо экспорта/импорта составит 26 млрд. кВт•ч, что в 2,3 раза больше, чем в 2005 г.

Для обеспечения прогнозируемого уровня внутреннего электропотребления и планируемых поставок электроэнергии на экспорт выработка электрической энергии электростанциями России к 2010 г. должна составить 1207 млрд. кВт•ч, в т. ч. ГЭС – 179 млрд. кВт•ч, АЭС – 168 млрд. кВт•ч, ТЭС – 860 млрд. кВт•ч.

По сравнению с 2005 г. выработка электроэнергии в централизованной зоне электроснабжения России должна увеличиться на 272 млрд. кВт•ч (на 29%), в т. ч. на ГЭС – 4,5 млрд. кВт•ч (на 2,6%), на АЭС – 18 млрд. кВт•ч (на 12%) и на ТЭС –249 млрд. кВт•ч. (на 40,8%).

В табл. 4.5.16 представлен прогнозный баланс электрической энергии России в зоне централизованного электроснабжения на 2006–2010 гг.

Баланс мощности ЕЭС России на перспективу до 2010 года

В централизованной зоне электроснабжения России на период 2006-2010 гг. для условий среднемноголетних зимних температур наружного воздуха прогнозируется рост максимума нагрузки на 37,9 млн. кВт – с 142,3 млн. кВт в 2005 г. до 180,2 млн. кВт к 2010 г.

Для компенсации вывода оборудования электростанций в ремонты и компенсации дисбалансов, возникающих вследствие случайных колебаний нагрузок и располагаемых мощностей, а также возможных отставаний вводов генерирующих мощностей, прогнозируется увеличение суммарного расчетного резерва в ЕЭС России за пять лет на 5,8 млн. кВт – с 26,6 млн. кВт в 2005 г. до 32,4 млн. кВт в 2010 г.19 Относительная величина от суммарного максимума нагрузки составляет 18,7% в 2005 г. и 18,0% в 2010 г.

Прогноз динамики ограничений и недоиспользования мощности электростанций характеризуется последовательным снижением ограничений мощности на тепловых электростанциях. В первые годы рассматри


 


ваемого периода ограничения и неиспользуемая мощность будет иметь тенденцию к снижению – с 26,7 млн. кВт в 2005 г. до 22,8 млн. кВт в 2008 г. В последующие годы прогнозируется увеличение недоиспользования мощности в часы максимальных нагрузок на вновь вводимых гидроэлектростанциях, что приводит к увеличению данной составляющей мощности до 24,4 млн. кВт.

На период до 2010 г. прогнозируется увеличение потребности в мощности для целей экспорта примерно до суммарной величины 5,4 млн. кВт, т. е. на 2,7 млн. кВт.

Основными составляющими роста экспорта будут являться увеличение до величины 0,9 ГВт экспорта в КНР и появление новых направлений экспорта в Иран и Турцию.

Таким образом, увеличение потребности в установленной мощности электростанций в централизованной зоне электроснабжения России прогнозируется с 198,3 млн. кВт в 2005 г. до 242,4 млн. кВт в 2010 г. или на 44,1 млн. кВт.

Баланс мощности ЕЭС России на период 2005–2010 гг. представлен в табл. 4.5.17.


Предыдущая глава     Содержание       Следующая глава


 

1 Энергосистемы этих стран образуют Восточную синхронную зону, включающую ЕЭС России, энергосистемы стран СНГ (за исключением Армении и Туркмении, энергосистемы которых функционируют параллельно с энергосистемой Ирана) и ОЭС Балтии (энергосистемы Эстонии, Латвии, Литвы).


2Вставка постоянного тока используется для соединения двух несинхронизированных электрических сетей с целью исключения влияния разницы частот


3Дочернее общество двух крупнейших производителей электроэнергии в России – ОАО РАО «ЕЭС» (60%) и ФГУП Концерн «Росэнергоатом» (40%).


4Западная синхронная зона, охватывающая энергосистемы Франции, Испании, Португалии, Германии, Австрии, Италии, Бельгии, Голландии, Западной Дании, Швейцарии, Люксембурга, Словении, Хорватии, Польши, Чехии, Словакии, Венгрии (UCTE-1), Греции, Боснии и Герцеговины, Македонии, Сербии и Черногории, Албании, Болгарии, Румынии (UCTE-2). Энергосистемы Великобритании связаны с UCTE-1 подводным кабелем под Ла-Маншем.


5Постоянные изменения конъюнктуры цен зарубежных рынков на электроэнергию и топливные ресурсы, используемые в электроэнергетике, также создают плохо поддающиеся управлению риски получения убытков от экспортной деятельности.


6По паритету покупательной способности


7К зоне централизованного электроснабжения относятся территории, расположенные в зоне функционирования системной электроэнергетики, включая семь объединенных энергосистем и изолированные энергосистемы России («Таймырэнерго», изолированные энергосистемы Дальнего Востока).


8Потребление электроэнергии приведено с учетом передачи Астраханской и Волгоградской энергосистемы из ОЭС Центра в ОЭС Юга с 1 января 2005 г.


9По данным 2004 г.


10ОКВЭД принципиально отличается от ранее действующего ОКОНХ как по принципам классификации субъектов экономики, так и по степени детализации видов деятельности. По сравнению с ОКОНХ в ОКВЭД виды экономической деятельности классифицируются независимо от организационно-правовой формы и ведомственной подчиненности хозяйствующих субъектов; не делается различий между рыночными и нерыночными видами экономической деятельности. Уровень детализации видов экономической деятельности по ОКВЭД значительно глубже, чем по ОКОНХ. В ОКОНХ предусматривалось примерно 800 группировок видов деятельности, в ОКВЭД – около 1800. По большинству видов экономической деятельности, выделенных в ОКВЭД, нет однозначного соответствия с группировками, предусматривавшимися в ОКОНХ – с одной стороны, виды деятельности, выделенные в ОКОНХ, распадаются на несколько видов деятельности по ОКВЭД, а с другой стороны, вид деятельности по ОКВЭД может состоять из нескольких видов деятельности ОКОНХ.


11В США и других странах с развитой экономикой доля металлургии составляет 4–10% (от обрабатывающей промышленности), а доля машиностроения – 40-50%.


12Это на порядок меньше, чем в США, и сопоставимо с протяженностью автодорог в Германии (500 тыс. км) и Франции (более 800 тыс. км).


13В 2005 г. потребление электроэнергии населением выросло.


14Включает 6 ОЭС в Европейской части России и Сибири и не включает ОЭС Востока (см. разд. 2).

15Включая приграничную поставку электроэнергии в объеме 1,18 млрд. кВт•ч


16Под термином «сальдо – перетоков электроэнергии» понимается сумма значений перетоков электрической энергии, зафиксированной средствами измерения на границе данной ОЭС.


17В балансе электрической энергии ОЭС Востока учтены имеющие единый режим работы энергообъекты, расположенные на территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона, а также работающие изолированно энергосистемы Камчатки, Колымы, Магадана, Чукотки и Сахалина.


18Анализ балансов мощности ЕЭС России и по отдельным ОЭС за 2005 г. по сравнению с 2004 г. выполнен на день прохождения годового максимума нагрузки, который в 2004 г. был 23 декабря, а в 2005 г. – 27 декабря.


19В составе суммарной величины расчетного резерва мощности учтена потребность в дополнительном резерве мощности, возникающая в связи с возможностью повторения длительных аномально низких температур наружного воздуха.

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

© 2007—2012, ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»
Дизайн студии
Разработка