Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
PAGE 2
Дипломная работа
Оглавление
Введение ……………………………………………………………………….....3
Глава 1. Инновационное развитие энергетического комплекса РФ ……………………………………………………………………5
1.2 Анализ перспектив развития возобновляемой энергетики в РФ ………...24
Глава 2. Оценка эффективности инновационного развития энергетического комплекса РФ ……………………………………………..42
2.1 Программы качественного инновационного развития электроэнергетики (на примере "РАО ЕЭС России") ……………………………………………...42
2.2 Реформирование энергетического сектора
экономики РФ …………………………………………………………….…….48
2.3 Оценка эффективности реформирования энергетики ..……………...…...59
Заключение ……………………………………………………………………..67
Список литературы ……………………………………………..…………….71
Введение
Энергетический сектор в социально-экономическом развитии России занимает особое место. Во-первых, это - инфраструктура всех отраслей экономики и система жизнеобеспечения населения. Во-вторых, это - бизнес, обеспечивающий около 30% ВВП, 50 - 60% дохода бюджетной системы страны и до 65% всех валютных поступлений. В-третьих, это - геополитический фактор, определяющий роль России на международной арене. При численности населения Российской Федерации менее 2,5% от населения Земли геологические запасы ее энергоресурсов оцениваются величиной около 30% от суммарных мировых запасов.
Опережающее развитие экономики России в течение последних лет опиралось преимущественно на позитивную динамику энергетики, и, в то же время, энергетический сектор адекватно удовлетворял потребности быстро развивающегося хозяйства страны. Россия самая холодная и протяжённая (11 часовых поясов) страна с очень низкой плотностью населения и энергетической инфраструктуры – соответственно в 4 и 7 раз меньше, чем в США. Далее, энергетическая эффективность российской экономики в 5 раз хуже среднемировой, а нагрузка энергетики на экономику в 4 раза выше: капвложения в нашу энергетику составляют 6% от ВВП при 1,5% по миру в целом.
По прогнозным оценкам Министерства энергетики США, потребление энергоресурсов в мире будет неуклонно возрастать на этом фоне еще одним из главных технологических и экономических вызовов современности и планирования будущего становится освоение источников энергии. Интеграция топливно – энергетического комплекса РФ в мировую структуру и изменения рыночных условий потребовало формирование эффективных организационных структур управления инновационным развитием энергетического сектора России и стало приоритетной задачей, так как энергетический комплекс оказывают воздействие на ключевые производственные и экономические процессы в экономике РФ.
Целью дипломной работы является выявление путей инновационного развития энергетического сектора РФ.
Предметов исследования является механизм управления инновационным развитием энергетическим комплексом РФ. Объектом исследования является целевые предприятия ОАО РАО "ЕЭС России".
В соответствии с поставленной целью будут решены следующие задачи:
- выявлены основные направления инновационного развития в энергетическом комплексе РФ;
- исследован опыт инновационного развития предприятий энергетического комплекса в мире;
- проведен анализ эффективности управления инновационным развитием энергетического сектора РФ;
- определен механизм реформирования организационной структуры;
- проанализированы перспективы внедрения инновационных технологий в работе целевых предприятий энергетического комплекса РФ.
Методологическую и теоретическую основу исследования составляют научные труды отечественных и зарубежных ученых по теории инновационного менеджмента.
В работе использованы методы анализа и синтеза, сравнения и обобщения, системного подхода к рассмотрению объекта исследования. Применялись также методы экономического, финансового, статистического анализа.
Дипломная работа состоит из введения, двух глав, заключения и списка литературы.
Глава 1. Инновационное развитие энергетического комплекса РФ
Первое направление инноваций в энергетическом комплексе переход на новые формы управления.
Еще в 1980-х годах в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии.
В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился.
Общая ситуация в отрасли характеризовалась следующими показателями:
Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. В противном случае, при дальнейшем расширении внешнеэкономического сотрудничества, российские предприятия проиграли бы экономическое соревнование не только на зарубежных рынках, но и на внутреннем рынке страны.
Рис.1.1
Структура энергетической отрасли в 2005 году1
Основная цель реформирования электроэнергетики России – повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.
В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно -монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.
Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе станут преимущественно частными и будут конкурировать друг с другом. В естественно - монопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля.
Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.2
Второй направление инновационного развития внедрение инновационных технологий. Энергетика - одна из ключевых сфер всей мировой политики. Энергетическая проблема остается одной из наиболее значимых в повестке дня современных международных отношений. По прогнозным оценкам Министерства энергетики США, потребление энергоресурсов в мире будет неуклонно возрастать и к 2025 г. достигнет 23,2 млрд. т условного топлива (рост с 2000 г. более чем в полтора раза). На этом фоне еще одним из главных технологических и экономических вызовов современности и планирования будущего после кризиса становится освоение источников энергии, не связанных с углеводородами.
Многочисленные события, связанные с обеспечением энергетической безопасности отдельных стран и регионов свидетельствуют лишь о нарастающей остроте проблемы обеспечения энергией, которая сегодня стала мощным, а иногда и самым главным инструментом внешней политики.3
Определяющим фактором развития энергетики (или поддержания действующей генерации), а так же выбором вида генерации является обеспечение и стоимость энергоресурсов. Требование роста благосостояния общества во многом определяет динамику энергетики.
Рис.1.2
Прогнозы потребления энергии в мире млрд. тонн н.э.
Как показано на рис. 1.2 в базовом сценарии спрос на энергию увеличится с 2005 г. более чем в полтора раза к 2030 г. и почти удвоится к 2050 г. И хотя мировой финансово-экономический кризис явно понизит эти прогнозы, такой тренд роста энергопотребления является заведомо тупиковым.4 Действительно, за первые три четверти ХХ века среднее по миру потребление энергии на душу населения увеличилось в 2,5 раза, а после нефтяного кризиса конца 1970-ых годов возникла обнадёживающая тенденция стабилизации душевого потребления.
С начала XXI века в связи с ростом экономик всех ведущих стран мира добыча энергоресурсов в нашей стране, одним из самых крупных их поставщиком, шла по возрастающей. К 2010 г. Россия, с учетом экспортных обязательств, может столкнуться с дефицитом газа в объеме 100 млрд. кубометров в год. Освоение новых разведанных месторождений в удаленных уголках страны и на Арктическом шельфе требуют огромных инвестиций. ОАО «Газпром» планировал до 2030 г. направить на первоочередные работы по освоению континентального шельфа $500 млрд. Похожая ситуация сложилась и в нефтяном секторе. Из 480 млн. тонн черного золота, добытого в России в 2006 г., 70 процентов идет на экспорт.5 И та же проблема с истощение старых запасов. По данным ВР Statistical Review, Россия обладает доказанными запасами нефти на уровне 60 миллиардов баррелей и запасами газа на уровне 280 миллиардов баррелей в нефтяном эквиваленте. По мнению аналитиков, просматривается явная тенденция к росту этих показателей, но на освоение и инфраструктуру требуются огромные вложения, как в России, так и в мире. Международное Энергетическое Агентство прогнозирует, что в ближайшие 30 лет понадобятся инвестиции в размере $2.2 трлн., чтобы обеспечить потребности человечества в нефти.6
По данным Росстата на 31 декабря 2008 год (Российский статистический сборник, 2008) производство электроэнергии в целом по России составила 1015 млрд. кВтч. электроэнергии (в 2008 г. - 1037 млрд. кВт/ч.) В том числе, произведено:
Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения на тот же период составила 224 ГВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 153,3 ГВт (68% суммарной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 46,8 ГВт (21% суммарной мощности) и атомных электростанций - 23,7 ГВт (11%).
В топливном балансе электростанций доминирует газ. Удельный вес газа составил 68,1%, доля угля снизилась и составила 25,3%. Уровень электропотребления составил 980 млрд. кВт. Ч,
В 2020 г. уровень энергопотребления в России согласно Генеральной схеме прогнозируется в размере 1710 млрд. кВт. Ч в базовом варианте (и 2000 млрд. кВт. Ч в максимальном). Потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 258 ГВт на уровне 2010 года, 302 ГВт в 2015 году и 349 ГВт в 2020 году.7
В Генеральной схеме основой формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы:
- сокращение доли мощности всех тепловых электростанций (конденсационные электростанции, т.е. работающие за счет сжигания топлива), использующих газообразное и жидкое органическое топливо (нефть, природный газ);
- ориентирование практически всего прогнозируемого роста мощности конденсационных электростанций в период 2013 - 2020 годов на развитие конденсационных электростанций, использующих уголь;
- предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций.8
В настоящий момент в атомной энергетики России работают 10 АЭС с 32 энергоблоком. Текущее состояние и режимы работы АЭС отличается от полной загрузки всех энергоблоков. Так в мае 2009 года в работе находится 21 энергоблок, 1 – в резерве и 9 энергоблоков в плановом ремонте, из них: 1 – в капитальном и 8 – в среднем. На стадии строительства и проектирования находятся 7 энергоблоков в России и 5 за рубежом.
В 2008 год выработка электроэнергии на АЭС составила 162,3 млрд. кВт. Ч.- максимальный показатель за все время развития атомной энергетики в России. Доля атомной генерации в России составляет 16 процентов.
В настоящее время в Российской Федерации действует комплекс объектов использования атомной энергии:
- 10 АЭС с 32 реакторами, установленная мощность которых на 31 декабря 2007 г. составила 23,7 ГВт (11% суммарной установленной мощности всей энергетики страны), на которых к настоящему времени накоплены и продолжают накапливаться РАО различного вида;
- 32 объекта ядерно-топливного цикла, где работало 15 промышленных реакторов;
- 75 исследовательских реакторов;
- 30 ядерных установок по переработке ядерных материалов;
- 6397 радиационно-опасных объектов;
- 16475 источников ионизирующего излучения.9
В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт. Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного блока в год с 2009 г. до 3-х блоков в год с 2015 г. Дополнительно планируется ввод блоков малой мощности с 2017 г. В базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию 32,3 ГВт установленной мощности АЭС. На атомных электростанциях предусмотрено использование новых типовых серийных энергоблоков с реакторной установкой типа ВВЭР-I000 электрической мощностью 1150 МВт. Кроме этих блоков в период до 2020 года предусматривается возможность сооружения энергоблоков единичной мощностью 300 МВт, а также плавучих атомных электростанций мощностью 70 МВт.10 В период до 2015 года предусмотрено увеличение мощности на действующем оборудовании атомных электростанций за счет мероприятий по модернизации, обеспечивающих прирост мощности действующих атомных блоков на 1,5 млн. кВт.11
Согласно прогнозным оценкам Министерства экономического развития (МЭР) повышение энергоэффективности экономики должно стать основным энергетическим ресурсом экономического роста России до 2020 года, важнейшим инновационным процессом. Если бы рост продолжался при сохранении энергоемкости ВВП на уровне 2007 года, то к 2020 году России потребовалось бы на 1018 млн. т у.т. (условного топлива) больше энергии, чем заложено в прогнозе МЭР. Проведенная ЦЭНЭФ оценка технического потенциала повышения энергоэффективности в России показала, что он составляет 45% уровня потребления энергии в 2005 году, или 403 млн. т. Эти потери производимой энергии сравнимы с объемом всей экспортируемой из России нефти или выработкой 100 крупных ТЭЦ. Треть этих потерь - 110 миллионов т У.Т. - приходится на жилищно-коммунальный сектор. Ни одна отрасль ТЭКа, даже такая мощная, как нефтегазовая промышленность, не может обеспечить масштабного энергетического ресурса для поддержания экономического роста. В 2000–2007 годах даже снижение энергоемкости ВВП России в среднем на 4% в год не позволило существенно сократить дистанцию по уровню энергоемкости с передовыми странами. Энергоемкость ВВП России в 2006 году в три раза превышала энергоемкость ВВП европейских стран, входящих в Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), Японии или Индии и более чем в два раза – энергоемкость ВВП мира в целом, США или Китая. Разрыв с Канадой составил 1,7 раза.
Снижать энергоемкость в масштабах страны возможно только при проведении специальной структурной политики, требующей ограничения развития энергоемких отраслей, которые сегодня являются основой экономики России. Частично эту функцию начал выполнять развивающийся в экономике кризис за счет более динамичного падения выпуска в наиболее энергоемких отраслях. Во многих из них – металлургии, химии, цементной, целлюлозно-бумажной промышленности – в 2009 году энергоемкость продукции вырастет. По оценкам экспертов из-за резкого падения производства в этих отраслях энергоемкость ВВП в целом в 2009 году может упасть на 4,8%, а в 2010–2011 годах – на 3,8–3,9% в год. Но по мере выхода из кризиса в 2012–2020 годах и постепенного возвращения выпуска энергоемкой продукции к докризисным уровням снижение энергоемкости ВВП может замедлиться до 1% в год. Чтобы достичь ориентир в 40% к 2020 году (снижение энергоемкости в среднем на 4% в год) необходимо использовать комбинацию рыночных сил и активную государственную политику повышения эффективности использования энергии, которой сегодня в России нет.
В качестве инновации – технологии в области энергетики можно выделить развитие возобновляемой энергетики. Использование ресурсов возобновляемой энергетики исключительно важно для России, где, благодаря прямому и косвенному лоббированию со стороны традиционной энергетики, распространено неоправданно скептическое отношение к развитию возобновляемых источников энергии.
В энергетическом комплексе ЕС основным инновационным направлением развития стало использование технологий в области возобновляемой энергетики. В 90-х годах прошлого века во многих развитых странах начали осуществляться крупномасштабные программы финансовой поддержки, цель которых состояла в совершенствовании альтернативных энерготехнологий и доведения их до рыночной зрелости.
Энергоресурсы (источники энергии), которыми располагает человечество, делятся на два основных вида: возобновляемые и невозобновляемые (истощаемые). Невозобновляемые энергоресурсы - это природные запасы веществ и материалов, которые могут быть использованы человеком для производства электрической, тепловой или механической энергии (уголь, нефть, газ, сланцы, уран, и др.). Энергия в этих источниках находится в связанном виде и высвобождается в результате целенаправленной деятельности человека. Уголь, нефть и газ могут использоваться как составляющие топливно-энергетического баланса (ТЭБ), так и в качестве местных видов топлива, которые в ТЭБ России не учитываются.12
Рис.1.3
Мировой запас энергетических ресурсов
Понятие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) определены в федеральном законе «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России» от 18 октября 2007 г. «Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) - это источники на основе постоянно существующих или периодически возникающих процессов в природе, а также жизненном цикле растительного и животного мира и жизнедеятельности человеческого общества. ВИЭ – это: энергия солнца, энергия ветра, энергия вод, энергия приливов, энергия волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальная энергия, низко потенциальная тепловая энергия земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомасса, включающая в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках».
В технической литературе для ВИЭ используют термины "ресурсы", "потенциал", а для органического топлива и геотермальной энергии – "запасы". Различают:
· валовый (теоретический) потенциал ВИЭ – годовой объём энергии, содержащийся в данном виде ВИЭ при полном её превращении в полезно используемую энергию;
· технический потенциал – часть валового потенциала, преобразование которого в полезную энергию возможно при существующем уровне развития технических средств, при соблюдении требований по охране природной среды;
· экономический потенциал ВИЭ – часть технического потенциала, преобразование которого в полезно используемую энергию экономически целесообразно при данном уровне цен на ископаемое топливо, тепловую и электрическую энергию, оборудование, материалы, транспортные услуги, оплату труда и др.
Согласно классическим представлениям о возобновляемой энергетике первичных возобновляемых источников (ВИ) энергии всего три: энергия Солнца, энергия Земли и энергия орбитального движения нашей планеты в солнечной системе (энергия гравитации, вызывающая приливы).
Всего Земля располагает 1,2 х1017 Вт энергии ВИ. 13
Соотношение характеристик различных видов возобновляемой энергии представлено на рис. 1.2
Рис.1.4
Характеристики ВИЭ14
Рассмотрим качественную оценку возобновляемых ресурсов.
Таблица 1.1
Качественная оценка возобновляемых топливных ресурсов (солнце, ветер, биомасса, гидроэнергетика большая и малая, низкопотенциальное тепло)15
|
Преимущества |
Недостатки |
|
· Неистощимость · Отсутствие дополнительной эмиссии углекислого газа · Отсутствие вредных выбросов · Сохранение топливного баланса планеты · Доступность использования (солнце, ветер) · Возможность одновременного использования земли для хозяйственных и энергетических целей (ветростанции, тепловые насосы, бесплотинныеГЭС) · Возможность использования земель, не приспособленных для хозяйственных целей (солнечные, ветровые установки и станции) · Отсутствие потребности в воде (солнечные, ветровые электростанции) |
· Низкая плотность энергии · Необходимость использования концентраторов · Непостоянный, вероятностный характер поступления энергии (солнце, ветер, в меньшей степени ГЭС) · Необходимость аккумулирования · Необходимость резервирования (солнечная, ветровая) · Неразвитость промышленности и отсутствие инфраструктуры (для России) · Затопление плодородных земель и локальное изменение климата (большие ГЭС) |
Глобальное преимущество возобновляемой энергетики можно отразить коэффициентом энергетической эффективности. Для любой энергетической станции (установки) следует сравнивать выработанную за весь срок службы энергию с энергией, затраченной на производство оборудования и материалов для неё, на сооружение и транспортировку, на топливо, потреблённое электростанцией. Коэффициент энергетической эффективности, в отличие от экономической эффективности (срок окупаемости, стоимость и проч.), не подвержен конъюнктуре:
где Эг – годовое производство электроэнергии установкой (электростанцией);
Эсн – расход энергии на собственные нужды; Тсл – срок службы установки;
Эсв – энергия, затраченная на производство оборудования и материалы;
Этэк – энергия, затраченная на транспортировку, монтаж и утилизацию установки;
Этоп – энергия, заключённая в топливе;
Кээ – коэффициент энергетической эффективности
При таком подходе обнаруживается глобальное преимущество возобновляемой энергетики перед топливной: поскольку в формуле Этоп=0, существует принципиальная возможность (проверенная неоднократно расчётами) иметь Кээ>1. Для тепловых электростанций принципиально невозможно иметь Кээ больше, чем КПД или КПИ (коэффициент полезного использования топлива) этой станции, т. е. он заведомо меньше единицы. Это позволяет утверждать: во-первых, если энергетическая установка за свой срок службы "съедает" больше энергии, чем производит, то неизбежный конец этого положения – энергетический кризис при любом количестве запасов; во-вторых, превышение энергетических затрат над выходной энергией неизбежно приводит к увеличению экономических, материальных затрат и человеческого труда. Соответственно возрастает и отрицательное воздействие на среду обитания человека.
В производстве электроэнергии в мире за последний 30-летний период произошло следующее изменение доли энергоресурсов.
Рис.1.5
Изменения доли энергоресурсов в производстве электроэнергии в мире
Как видно из данных диаграммы рис.1.5 в мире за последний 30-летний период произошло следующее изменение доли энергоресурсов:
Причем, темпы увеличения ВИЭ в производстве первичной и электрической энергии существенно выросли за последние 5 лет.
В планах Евросоюза - достичь доли ВИЭ в 20% в производстве первичной энергии к 2020 г. Европейский совет по возобновляемой энергетике разработал прогноз развития ВИЭ (с учетом крупных ГЭС) - довести ее долю до 47,7% в 2040 году.
Оценим качественные оценки возобновляемых энергетических ресурсов (солнце, ветер, биомасса, бесплотинные ГЭС, низкопотенциальное тепло):
Преимущества:
- неистощаемость;
- отсутствие дополнительной эмиссии углекислого газа и вредных выбросов;
- сохранение теплового баланса планеты;
- доступность использования (солнце, ветер);
- возможность использования территорий для хозяйственных и энергетических целей (ветростанции, тепловые насосы, бесплотинные ГЭС);
- возможность использования территорий, не пригодных для хозяйственных целей (солнечные, ветровые установки и станции);
- незначительная потребность в воде (солнечные, ветровые электростанции).
Недостатки:
- низкая плотность энергии;
- необходимость использования концентраторов для увеличения плотности солнечной энергии;
- непостоянный, вероятностный характер поступления энергии (солнце, ветер, в меньшей степени ГЭС);
- необходимость аккумулирования и резервирования (солнечная, ветровая).
- неразвитость промышленности и отсутствие инфраструктуры (для России);
- затопление плодородных земель (большие ГЭС);
- локальное изменение климата (большие ГЭС);
- сложность работы и подключения к большим сетям из-за нестабильной мощности.
За два последних десятилетия ученые и инженеры в разных странах решили многие технические задачи из этого перечня. Особенно крупные достижения в практическом использовании ВЭ произошли в солнечной (фотоэлектрической), ветровой, геотермальной энергетике, биотопливе, использовании биогаза. 16 Экономический потенциал ВИЭ в мире равен в объёме 19,5 млрд. тонн условного топлива (т у.т.) в год.
Сегодня главный альтернативный источник энергии - солнечные батареи, точнее, фотоэлектрические установки (ФЭУ). У немецкого «солнечного плана» к 2020 г. удвоить сегодняшние показатели и довести мощность ФЭУ до 30 ГВт. Сейчас себестоимость фотокиловатта в 2-3 раза выше стоимости традиционной энергетики, но еще совсем недавно это соотношение было в 10 раз больше. Солнечная энергетика (СЭ) была долгое время совершенно нерентабельна и развивалась только в зонах большой солнечной инсталляции. В настоящее время быстрое развитие СЭ происходит не только в Израиле, Испании, Мексике и т.д., но и в Центральной и Северной Европе. И даже славящаяся поисками своего особого пути Калифорния выделила в итоге огромные средства на программу «миллион солнечных крыш», в соответствии с которой развитие СЭ становится одним из основных приоритетов модернизации энергетики этого штата, совсем недавно бывшей в кризисе. В большинстве стран Европейского союза приняты законы о ВИЭ. Благодаря этим законам определены льготы и дотации тем, кто производит и применяет ВИЭ.
К странам, в которых доля возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии (включая ГЭС), которых превышает 10% относятся:
Рис.1.6
Доля возобновляемой энергии в странах мира
Все страны можно разделить на три группы по объему доли возобновляемой энергии в их энергетическом комплексе. В первую группу будут входить страны с высокой долей: Исландия (100%), Норвегия (95,5%), Новая Зеландия (65,4%), Австрия (63,4%), Канада (60,3%), Швейцария (55,8%), Швеция (50,9%), Финляндия (32,8%).
Во вторую группу будут включены страны с средним объемом доли возобновляемой энергии в их энергетическом комплексе: Дания (24,8%), Турция (24,6%), Италия (15,2%), Португалия (17,9%), Мексика (16,0%), Словацкая Республика (15,4%), Испания (17,0%), Германия (10,1 %), Греция (10,0%),
В третью группу войдут страны с низким уровнем развития ВЭИ: США - 8,4%, Великобритания - 3,8%. 17
На основе проведенного анализа можно сделать вывод об отсутствии взаимосвязи между инновационным уровнем развития страны и уровнем внедрения в них возобновляемой энергии в их энергетическом комплексе.
Темпы роста мощности в год различных видов ВЭ возобновляемой энергии колеблются: 2-3% - для биомассы, 10-16% - солнечные нагревательные установки, 35-50% - фотоэлектрические установки, свыше 50% - ветроэнергетика (в тринадцати странах в 2006 г. установленная мощность ветроустановок превысила 1000 МВт).
Показателем использования возобновляемых источников энергии является доля в производстве электрической энергии без учета гидростанций
Таблица 1.2
Доля ВИЭ в производстве электрической энергии без учета гидростанций18
|
Страна |
Доля в производстве электрической энергии в процентах |
Виды возобновляемой энергии |
|
Дания |
20 |
ветровая энергия и биомасса |
|
Исландия |
17,2 |
геотермальная энергия |
|
Финляндия |
12,3 |
все |
|
Новая Зеландия |
8,7 |
все |
|
Испания |
7,9 |
ветровая энергия |
|
Германия |
5,8 |
все |
|
Португалия |
5,5 |
все |
|
Швеция |
5,3 |
все |
|
Нидерланды |
5,2 |
все |
|
Австрия |
4,6 |
все |
|
Великобритания |
2,3 |
все |
|
США |
2,1 |
все |
Экономический потенциал ВИЭ превышает годовое потребление первичной энергии. При этом следует помнить, что нефть, уголь, газ сжигаются безвозвратно, а возобновляемыми, экологически чистыми, источниками энергии в объеме 19,5 млрд. условных тонн человечество располагает ежегодно, и эта величина будет неуклонно возрастать с увеличением стоимости ископаемого органического топлива и совершенствованием технологий возобновляемой энергии.
Общая тенденция для ВИЭ – увеличение экономического потенциала, для невозобновляемых источников – уменьшение.
Рис. 1.7
Прогноз развития возобновляемой энергетики
Доля ВИЭ в производстве первичной энергии не скоро, но превысит 50 процентов. Прогноз исходит из темпов роста использования отдельных видов ВИЭ, представленных в табл. 1.2 . Принятые темпы роста имеют веские основания и обоснованы статистикой. Важно, что среди крупнейших производителей ФЭ и ФМ находятся крупнейшие нефтяные компании (ВР Solar – 2-е место; Shell Solar – 4-е) и такие как Sarp, Mitsubishi – 130 МВт.
Таблица 1.3
Рост использования ВИЭ (по введённой мощности) по данным AIP19
|
Технологии (источник энергии) |
Прирост по годам, % |
||||
|
1996–2001 |
2001–2010 |
2010–2020 |
2020–2030 |
2030–2040 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Биомасса |
2 |
2,2 |
3,1 |
3,3 |
2,8 |
|
Крупные ГЭС |
2 |
2 |
1 |
1 |
0 |
|
Продолжение таб. 1.3 |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Малые ГЭС |
6 |
8 |
10 |
8 |
6 |
|
Ветер |
33 |
28 |
20 |
7 |
2 |
|
Фотоэлектричество |
25 |
28 |
30 |
25 |
13 |
|
Солнечная энергия: в тепловую в электрическую (тер-модинамический цикл) |
10 2 |
16 16 |
16 22 |
14 18 |
7 15 |
|
Геотермальная энергия |
6 |
8 |
8 |
6 |
4 |
|
Морская энергия (приливная, волновая, океанические течения) |
- |
8 |
15 |
22 |
21 |
Долю возобновляемой энергетики 23–25 % от общего потребления энергии в 2020 г. обоснованной с высокой степенью вероятности. Развитие возобновляемой энергетики возведено в ранг государственной политики во многих странах, и этому направлению оказывается разнообразная государственная поддержка.20
1.2 Анализ перспектив развития возобновляемой энергетики в РФ
В России экономическая, экологическая и социальная эффективность использования ВИЭ определяется тем вкладом, который могут внести ВИЭ в решение следующих проблем:
· организацию устойчивого, соответствующего принятым в аналогичных климатических условиях тепло- и электроснабжения населения и производства в районах децентрализованного энергоснабжения – в первую очередь, в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территорий;
· обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства (особенно сельскохозяйственного) в зонах неустойчивого централизованного энергоснабжения (главным образом в дефицитных энергосистемах), предотвращение ущербов от аварийных и ограничительных отключений, особенно в сельской местности и сельской перерабатывающей промышленности;
· снижение вредных выбросов от энергетических установок в отдельных городах и населённых пунктах со сложной экологической обстановкой, а также в местах массового отдыха.
Все исходные данные для решения этих задач в России имеются. Россия располагает всеми видами ресурсов ВИЭ; в целом их экономический потенциал составляет порядка 270 млн. т.у.т (около 25 % внутреннего потребления энергоресурсов). Имеются разработки и мелкосерийное производство всех видов оборудования для возобновляемой энергетики.
Рассмотрим преимущества и угрозы внедрения ВЭИ в РФ.
Рис.1.8
Барьеры и препятствия на пути возобновляемой энергетики в России21
Один из главных – отсутствие какого-либо стимулирования развития ВИЭ на государственном уровне. Отрасль развивается, достигнув производства электроэнергии на базе ВИЭ на уровне 2003 г. – 5,4 млрд. кВтч, а отпуска тепловой энергии – 62 млн. Гкал (или 4,35 % от общего отпуска тепла).
Прогноз доли ВИЭ в производстве электроэнергии предполагает её увеличение:
Таблица 1.4
Достигнутая выработка и прогноз доли возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии в России, включая малые ГЭС
|
Источник энергии |
2000 |
2001 |
2002 |
2005 |
2010 |
2015 |
2020 |
|
Отчёт |
Прогноз* |
||||||
|
Производство электро-энергии всего, млрд. кВтч |
877,8 |
891,3 |
892 |
928 |
995 |
1080 |
1175 |
|
На базе ВИЭ, млрд. кВтч*, в том числе: |
4,3 |
4,7 |
5 |
6,5 |
10 |
15 |
24 |
|
малые и микро ГЭС |
2,3 |
2,4 |
2,41 |
3 |
4 |
5,7 |
8 |
|
тепловые станции на биомассе и отходах |
1,9 |
2,2 |
2,43 |
3,3 |
4,3 |
6,3 |
11 |
|
геотермальные электростанции |
0,06 |
0,09 |
0,15 |
0,2 |
1,2 |
2 |
3 |
|
ветростанции |
0,003 |
0,04 |
0,06 |
0,1 |
0,5 |
1 |
2 |
|
прочие (фотоэлементы, приливные, волновые и др.) |
- |
- |
- |
- |
0,01 |
0,02 |
0,03 |
|
Доля ВИЭ в производстве электроэнергии, % |
0,5 |
0,53 |
0,56 |
0,7 |
1 |
1,4 |
2 |
Как видно из таблицы 1.4 на долю возобновляемой энергии в РФ приходиться менее 8 %. За последние десятилетия инвестиционная стоимость 1 кВт и себестоимость 1 кВт упала в разы. До 2020 г. тенденция снижения стоимости ВИЭ сохранится, как сохранится и тенденция повышения стоимости ТЭР (следовательно, и электроэнергии – в 2–3 раза за следующие 10 лет).
Это одна из самых передовых и доступных с коммерческой точки зрения технологий среди возобновляемых источников энергии. Ветер абсолютно естественный источник энергии без загрязнения и перспектив истощения. В последние годы ветроэнергетика характеризуется наибольшими темпами роста.
Самым большим спросом энергия ветра пользуется на рынках Дании, Германии, Испании, США. Подъем в области ветроэнергетики наблюдается также во многих развивающихся странах, включая Индию, Китай и страны Южной Америки.
Еще один важный момент. Ветер это возобновляемый источник энергии, который, ко всему прочему, является еще и одним из самых дешевых из возобновляемых источников энергии. В отдельных регионах мира ветроэнергетика уже способна соревноваться с традиционной энергетикой, использующей привычные невозобновляемые виды ископаемого топлива (нефть, газ, уголь). Затраты на нее продолжают снижаться за счет совершенствования технологий и увеличения общего количества площадок.
Благодаря ряду экологических преимуществ ветроэнергетики, многие страны поддерживают развитие данных технологий на уровне правительственных дотаций. Их цель поощрение развития этого сектора экономики, сокращение затрат на внедрение прогрессивных ветроэнергетических технологий и компенсация временного преимущества традиционных источников энергии. Происходит это, к примеру, через выделение государственных субсидий.
Хочется отметить, что для успешного развития ветроэнергетики особенно важной является поддержка на государственном уровне исследовательских и внедренческих инициатив, а также предоставление ветроэлектростанциям реальных возможностей рационального выхода в электрические сети общего пользования.
Ветроресурсы и спрос на электроэнергию.
Общий объем ветроэнергетических ресурсов в мире, доступных техническому освоению, составляет 53 тыс. ТВт·ч/год (в том числе в России 10,6 тыс. ТВт·ч/год), что в 4 раза больше, чем современное (на 1998 г.) потребление электроэнергии во всем мире (ветроресурсы мира оценены в 1994 г. по М. Граббу и Н. Мейеру для скорости ветра свыше 5,1 м/с на высоте 10 метров).
Ветроресурсы вряд ли когда-либо станут ограничивающим фактором в производстве электроэнергии ветроагрегатами. Даже при 10%-ном уровне выработки мирового электричества, который может быть достигнут ветроэнергетикой к 2020 г., большая часть ресурсов ветра останется попросту не использованной. В Европе ветроресурсы смогут обеспечить более 20% прогнозируемого спроса на электроэнергию в 2020 г. Электросети способны принимать от ветроагрегатов большие объемы неравномерно вырабатываемой электроэнергии. Датское правительство, к примеру, планирует к 2030 г. перевести 50 % выработки электроэнергии на ветроэнергетику. Однако в мире наиболее приемлемой долей ветроэнергетики в национальном энергопроизводстве принято считать 20%. В соответствии с прогнозами Международного агентства по энергетике (International Energy Agency), потребление электроэнергии при существующем способе ведения хозяйства к 2020 г. увеличится в два раза. Такой рост означает, что для обеспечения 10% мирового спроса на электроэнергию через 20 лет нужно будет производить 2500-3000 ТВт·ч электроэнергии в год.
Для достижения 10% доли ветроэнергетики в мировом производстве электроэнергии необходимы ежегодные инвестиции с 5 млрд. USD до 78 млрд. USDк 2020 г. Эти цифры лишь небольшая доля ежегодных инвестиций в мировую энергетику, которые в последние годы составляли в среднем 170-200 млрд. USD в год.
Затраты на возведение и эксплуатацию ветроагрегатов значительно упали сегодня. Например, в Дании с 1981 по 1995 гг. эти затраты снизились на 66 %. На сегодня основная доля приходится на ВЭУ мощностью в десятки и сотни киловатт, но расширяется производство ВЭУ и мегаваттного класса. Экономические показатели ВЭУ и ТЭС сравнялись. В США ставится задача снизить стоимость ветровой энергии до 2,5 центов/Вт.ч. Расходы на техническое обустройство места расположения ВЭУ (фундаменты, строения, дороги, сети) достигают 30-40% стоимости собственно ВЭУ.
Эксплуатационные издержки с учетом амортизации исчисляются в размере 5-6% от величины общих капиталовложений в изготовление, установку и обустройство ВЭУ.
В европейских странах государства субсидируют разработки в области ветроэнергетики. Размер бюджетных дотаций может составлять до 50% всех затрат.
Производство энергии за счет ветра возрастает на 20% ежегодно и в 2009 г. в итоге составит 33 400 МВт установленной мощности по всему миру. Для того чтобы достичь доли в 10% от общего производства электроэнергии к 2010 г., необходим 30% ежегодный рост с 2009 г., который в итоге должен привести к показателю в 181 000 МВт установленной мощности. Начиная с 2010 г. прогнозируемый 20% рост приведет к общему показателю в 1,2 млн. МВт установленной мощности к концу 2020 г.
Таким образом, за счет энергии ветра будет производиться 2966 ТВт·ч электроэнергии в год, что составит 10,85% от прогнозируемого мирового потребления. К 2040 г. энергия ветра может обеспечивать более 20% мировой потребности в электроэнергии.
Внедрение технологии преобразования ветровой энергии в электрическую энергию в РФ позволит увеличить производство энергии за счет ветра на 20% ежегодно; cэкономить органическое топливо, сохранить запасов углеводородов; снизить дефицита мощности в ОЭС Европейской части России и на юге РФ.
Таблица 1.5
Экономические показатели технологий ВИЭ и прогноз их изменения22
|
Источник энергии |
Мощность (2005) |
Капитальные затраты, долл. США/кВт |
Стоимость энергии, центы США/кВтч |
|
|
2005 |
2020 |
|||
|
Энергия биомассы Производство электроэнергии, ГВт тепла, ГВт (тепл) Этанол, млрд. л Биодизель, млрд. л |
~44 ~225 ~36 3,5 |
500–600 170–1000 170–350 500–1000 |
3–12 1–6 25–75 с/л 25–85 с/л |
3–10 1–5 6–10 долл./Дж 10–15 долл./Дж |
|
Энергия ветра, ГВт ВЭС |
59 |
850–1700 |
4–8 |
3–8 |
|
Солнечная энергия Фотоэлектричество, ГВт Термодинамические станции, ГВт Тепло |
5,6
0,4 - |
5000–10000
2500–6000 300–1700 |
25–160
12–34 2–25 |
5–25
4–20 2–10 |
|
Геотермальная энергия Электроэнергия, ГВт Тепло, ГВт (тепл) |
9 11 |
800–3000 200–2000 |
2–10 0,5–5 |
1–8 0,5–5 |
|
Энергия океана, ГВт приливная волновая OTEC* |
0,3 Менее 0,1 Менее 0,1 |
1700–2500 2000–5000 8000–20000 |
8–15 10–30 15–40 |
8–15 5–10 7–20 |
|
Энергия внутренних водоёмов, ГВт крупные ГЭС малые ГЭС |
690 25 |
1000–3500 700–800 |
2–10 2–12 |
2–10 2–10 |
*OTEC – Ocean thermal energy Conversion – использование перепада температуры воды в океане.
Что касается водородной энергетики, ориентирующейся на органическое топливо (истощаемое), то стратегически этот путь ошибочен. Изменение средней удельной стоимости мощности фотоэлектрических модулей показано в таблице 2.6
Таблица 1.623
|
Годы |
1950 |
1960 |
1970 |
1980 |
1990 |
1995 |
2000 |
2006 |
|
Удельная стоимость, долл./Вт |
1000 |
500 |
100 |
20 |
10 |
6 |
5 |
4 |
И всё же технологии возобновляемой энергетики, обеспечивающие экономически целесообразное получение водорода из биомассы, становятся актуальными.
Еще одним из возможных приоритетных направлений инновационного развития в РФ это использование энергии приливов.
Интерес к технологии преобразования энергии приливов в электрическую энергию впервые появился в середине прошлого века. Сразу в нескольких странах началось строительство опытных приливных электростанций.
Приливные электростанции (ПЭС). Общий потенциал использования приливной энергии мирового океана оценивается в 800 ГВт, что может обеспечить до 15% мирового энергопотребления. В настоящее время действует:
Это энергетика, основанная на практически неистощимом и экологически чистом источнике — мощи морских приливов и отливов. Преимущества приливной энергии в ее возобновляемости и постоянстве в каждом месяце (в отличие от речной энергии, резко уменьшающейся в маловодные годы), а также в безопасности, так как нет угрозы волны прорыва, образующейся при повреждении плотины ГЭС, нет выбросов ТЭС и радиационной опасности АЭС.
Особенности такой энергии в ее концентрации на локальных участках побережий с высокими приливами и ее дискретности в течение суток и месяца. Для России развитие приливной энергетики имеет особые перспективы, связанные с огромной протяженностью ее морских побережий и необходимостью освоения северных территорий.24
40 лет назад в губе Кислой Баренцева моря в Кольской энергосистеме была введена в эксплуатацию пионерная в России приливная электростанция – экспериментальная Кислогубская ПЭС. Здание Кислогубской ПЭС по предложению главного инженера проекта и строительства Л.Б. Бернштейна было впервые в мировой практике гидроэнергетического строительства сооружено наплавным способом (без перемычек), что позволило на треть сократить стоимость ПЭС. Впоследствии наплавной способ использовали при сооружении ГЭС Лав и ГЭС Мюррей на притоках реки Миссури и строительстве защитных сооружений Санкт-Петербурга.
На Кислогубской ПЭС в одном из двух её водоводов был установлен приобретенный во Франции капсульный гидроагрегат с диаметром рабочего колеса 3,3 м (на ПЭС Ранс в 1967 г. установлено 24 капсульных машин с диаметром 5,3 м). Второй водовод был предназначен для установки в нем нового отечественного гидроагрегата для ПЭС.25
В 1984-86 гг. в Канаде и Японии были проведены исследования в напорном потоке поперечно-струйной (ортогональной) турбины – разновидности ротора Дарье с прямолинейными лопастями крыловидного профиля. Однако ее коэффициент полезного действия (КПД) оказался менее 40% и дальнейшие работы были прекращены.
В 1989 – 2000 годах специалисты научно-исследовательского сектора института "Гидропроект", впоследствии преобразованного в ОАО "НИИЭС", найдя оптимальные геометрические очертания турбинной камеры и лопастной системы ортогональной турбины, повысили ее КПД до 60-65% (в зависимости от диаметра турбины) и доказали экономическую целесообразность ее применения как на микроГЭС и малых ГЭС с напорами не более 5-7 м, так и на ПЭС с максимальными приливами до 13 м при возможности двухсторонней работы ортогональной турбины.
В 2001-2004 годах на малой ГЭС "Сенеж" в Московской области были установлены два ортогональных гидроагрегата диаметром 0,25 м на расчетный напор 6м и диаметром 0,86м на напор до 4-5 метров.
На Кислогубской ПЭС с 2004 года проводятся испытания оригинальной конструкции ортогональной гидротурбины с рабочим колесом диаметром 2,5 метра, которая имеет повышенный коэффициент полезного действия и не изменяет направление вращения при приливах и отливах. Установленная мощность гидроагрегата составляет 200 кВт.
В 2006 году в соответствии с Инвестиционной программой ОАО РАО "ЕЭС России" по заказу ОАО "ГидроОГК" на ФГУП "ПО "Севмаш" в г.Северодвинске был изготовлен экспериментальный металлический наплавной энергоблок Малой Мезенской ПЭС с ортогональным гидроагрегатом с диаметром рабочего колеса 5 метров и установленной мощностью 1500 кВт. После вывода модуль - блока со стапеля завода он был отбуксирован по морю и установлен в проектное положение в створе Кислогубской ПЭС.26 В настоящее время на энергоблоке ведутся работы по программе комплексных натурных испытаний ортогональных гидроагрегатов и вспомогательного оборудования. Полученные результаты испытаний будут использованы при промышленном изготовлении гидроагрегатов приливных электростанций.
Впоследствии технологии и конструкции, отработанные на Кислогубской ПЭС, будут применены при создании перспективных приливных электростанций, таких как Мезенская ПЭС (Архангельская область, Мезенский залив Белого моря) проектной мощностью 4000 МВт и Тугурской ПЭС (Хабаровский край, Тугурский залив Охотского моря) проектной мощностью 3580 МВт.
Вводы первых агрегатов данных ПЭС включены в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года.
Инвестиционной программой ОАО "ГидроОГК" на 2007-2010 годы предусмотрено финансирование проектно-изыскательских работ по приливным электростанциям в объеме 16,5 млрд. рублей.
Реализация проектов строительства ПЭС позволит решить следующие задачи:
Широкое использование энергии морских приливов сможет обеспечить до 15 всего современного мирового потребления электроэнергии.
Запасы энергии приливов в России оценивают в 120 ГВт при выработке 270 ТВт·ч/год. В европейской части энергия приливов сконцентрирована в Мезенском заливе Белого моря (200 км от Архангельска), где можно построить ПЭС мощностью до 19,2 ГВт с выработкой 52 ТВт·ч/год.
Причем в этом регионе нет источников возобновляемой энергии, альтернативных Мезенской ПЭС.
На Дальнем Востоке энергия приливов сосредоточена на побережье Охотского моря в Тугурском заливе (300 км от Комсомольска-на-Амуре), где спроектирована ПЭС на 8 ГВт при выработке 20 ТВт·ч/год, и в Пенжинском заливе, где можно построить ПЭС с фантастической на сегодня мощностью 87 ГВт с выработкой 190 ТВт·ч /год.
До сих пор сооружение ПЭС сдерживалось высокой капиталоемкостью традиционного способа строительства за перемычками и необходимостью изготовления большого количества осевых гидроагрегатов на специализированных турбинных заводах
Но в связи с внедрением инноваций в смежные отрасли производства появились факторы, снижающие капиталоемкость сооружения ПЭС.
Наплавной способ строительства. В последние десятилетия ХХ века, после успешного возведения Кислогубской ПЭС первого объекта в энергетике, выполненного этим методом, начался бум его применения почти во всех сферах морской строительной индустрии. Способ позволил на 33-45% снизить капитальные вложения в строительство по сравнению с традиционным устройством котлована под защитой грунтовых перемычек.
Так, снижение стоимости ПЭС при серийном изготовлении ее типовых наплавных блоков на судостроительных заводах может быть оценено до 50%.28
Применение наплавного способа для сооружения ПЭС позволяет приступить и к разработке уникального предложения: многократно увеличить срок эксплуатации АЭС прибрежного исполнения путем периодической замены наплавным способом на лизинговой основе модуля реакторных отделений (РО).
Суть предложения состоит в отсоединении РО от АЭС, придании модулю плавучести с необходимой осадкой и транспортировке его по воде к месту утилизации или временного захоронения. На место отслужившего свой срок РО на правах лизинга (аренды) с отечественного завода также наплавным способом поставляется новое РО и включается в работу АЭС на срок аренды, после чего точно также снимается с работы, а на его место поставляется очередной блок. На 115 прибрежных АЭС во всем мире до 2010 г. заканчиваются разрешенные сроки эксплуатации РО. Применение описанного способа позволит в несколько раз увеличить срок эксплуатации АЭС.
Создание новой ортогональной гидротурбины .У данной турбины ось вращения располагается поперек потока. Она идеально приспособлена для двусторонней турбинной работы на ПЭС, так как не меняет направление вращения вала и характеристики при изменении направления течения воды по турбинному водоводу в результате чередования приливов и отливов. В сравнении с традиционной конструкцией капсульного горизонтального гидроагрегата (ПЭС "Ранс") эта турбина обладает более высокой пропускной способностью при холостом пропуске воды, что позволяет частично или полностью отказаться от применения на ПЭС водопропускных отверстий.
Снижение стоимости турбины достигается за счет простоты конструкции, меньшей металлоемкости и высокой технологичности в изготовлении. В этой связи появляется возможность изготовления ортогональных турбин на неспециализированных заводах общего машиностроения. Кроме того, сокращаются размеры здания электростанции (для Мезенской ПЭС протяженность здания с ортогональной турбиной вдоль потока 52 м, а с капсульной 105 м) и упрощается конструкция отсасывающей трубы (нет лекальных поверхностей).
В настоящее время опытно-промышленный гидроагрегат с ортогональной турбиной диаметром 2,5 м изготовляется для установки в свободном водоводе Кислогубской ПЭС.
Применение ортогональных гидроагрегатов может почти в два раза сократить стоимость и сроки изготовления гидросилового оборудования ПЭС.
Использование ПЭС для получения водорода. Например, на Мезенской ПЭС при возможной мощности 19,2 ГВт., потребителем в 2015-2020 гг. может быть востребовано лишь 11,4 ГВт. Избыточная (7,8 ГВт) дискретная энергия ПЭС может быть использована для централизованного производства из воды водорода в объемах до сотен млн. м3 в год, транспортировки его по существующим топливно-энергетическим трубопроводам для дальнейшего сжигания в топках ТЭС.
Сравнение традиционной передачи энергии по ЛЭП и водорода по топливным трубопроводам показывает, что при транспортировке энергии на расстояние более 200 км дешевле оказывается транспорт водорода.
Экологический эффект. Экологический эффект (на примере Мезенской ПЭС) заключается в предотвращении выброса 17,7 млн. тонн углекислого газа (СО2) в год, что при стоимости компенсации выброса 1 тонны СО2 в 10 USD (данные Мировой энергетической конференции 1992 г.) может приносить России по формуле Киотского протокола ежегодный доход около 1,7 млрд. USD. В настоящее время в Госдуме РФ готовится пакет законов по Киотскому протоколу, который предусматривает плату за превышение выброса углекислого газа свыше уровня 1990 г.
Обозначим научно-технические проблемы и технологии по различным видам ВИЭ.
1.Фотоэлектричество:
2. Использование солнечной энергии для производства тепла: совершенствование конструкций, снижение удельной стоимости и стоимости эксплуатации систем солнечного горячего водоснабжения и отопления на базе жидкостных солнечных коллекторов; освоение воздушных солнечных коллекторов; разработка систем горячего водоснабжения и отопления со стационарными солнечными концентраторами.
3. Использование биомассы: разработка и освоение технологий и оборудования по производству твёрдых (уголь), жидких (масла и спирты) и газообразных углеводородов из древесины, отходов лесозаготовок и лесопереработки, торфа и отходов сельскохозяйственного производства; тепловой и электрической энергии на базе прямого сжигания древесных отходов; биогазовые технологии с использованием биогаза для производства электрической и тепловой энергии; освоение получения жидких топлив из масличных и сахаристых культур (рапс, сорго, лён, топинамбур и др.); экологически чистые технологии переработки твёрдых бытовых отходов; освоение технологий получения водорода из биомассы.
4. Малая гидроэнергетика:
5.Геотермальная энергетика и тепловые насосы: совершенствование оборудования и схемных решений геотермальных электростанций; разработка и сооружение бинарных геотермальных электростанций; системы геотермального теплоснабжения на базе тепловых насосов; схемные решения и экономические механизмы; создание установок с использованием тепловых насосов в системах централизованного теплоснабжения городов.
6.Энергия ветра: разработка и освоение производства систем электроснабжения на базе ветроустановок мощностью 10–20–30–50–100 кВт для автономной работы и в составе ветродизельных электростанций; трансферт технологий производства ветроустановок большой мощности для работы в сети; создание систем аккумулирования электроэнергии, вырабатываемой ветроустановками.
Комплектующие изделия и оборудование: создание газовых паровых турбин (двигателей) малой мощности 10–30–50–100 кВт; автономные инверторы мощностью 1–2–5–10–30 кВт в однофазном и трёхфазном исполнении, инверторов, ведомых сетью мощностью 5–10–20 кВт; создание многополюсных генераторов, освоение производства необслуживаемых электрических аккумуляторов, освоение электрических тепловых аккумуляторов с фазным переходом; металлогидридные аккумуляторы водорода и получение водорода на базе электроэнергии, получаемой от автономных ветровых и солнечных установок; освоение производства компрессоров для теплонаносных установок номинальной мощностью от 10 кВт до 1 МВт; разработка бесшумных насосов горячего водоснабжения мощностью до 1 кВт. Создание и освоение комбинированных систем автономного энергоснабжения типа: солнце-ветер, ветер-дизель, солнце-ветер-дизель, ветер-гидро, газо -генератор -дизель, газогенератор -гидро -дизель, ветер-водород-дизель.
Развитие использования источников энергии приняло ускоренный характер, особенно быстрыми темпами (25–30 % рост установленной мощности к предыдущему году) развиваются фотоэлектричество и ветроэнергетика.
Потребности развития ВИЭ, основанные на объективных и субъективных факторах, оцениваются увеличением доли ВИЭ в объёме внутреннего потребления первичной энергии до 10 % к 2030 г., электропотребления – до 5 % (Евросоюз – 20 % производства электроэнергии к 2020 г.).
Для этого на федеральном уровне необходимо:
Обеспечение недискриминационного заявительного подключения к сетям общего пользования (электрическим и тепловым); механизмов стимулирования использования ВИЭ, включая льготные кредиты; оплаты энергии, поставляемой от ВИЭ в сеть.
На примере ветроэнергетики рассмотрим финансовые льготы (принимаемые и существующие) в США. Некоторым муниципальным или кооперативным энергетическим управлениям, которые не платят налоги ввиду "некоммерческого" статуса, предоставляются льготы в виде прямых выплат от федерального правительства. Закон о налогах (1978) ввёл инвестиционные налоговые скидки, уменьшение налога на доход. Физическим лицам предоставляется скидка в размере 30 % за первые 2000 дол. и 20 % - за последующие 8000 долл. Предприятиям добавилась энергетическая налоговая скидка в размере 10 %. Скидки, отменённые в 1985 г., эффективно простимулировали вложения нескольких миллиардов долларов.
Закон 1992 г. установил льготы при производстве энергии за счёт ВИЭ. Скидки для компаний по налогу на производство электроэнергии, выработанной при помощи ВИЭ, определены до 0,015 долл./кВтч. В 2002 г. ставка была скорректирована до 0,018 долл./кВтч. Действует ускоренная амортизация, что ведёт к выигрышу на налогах. Существуют варианты освобождения от налога с продаж оборудования, от налога на имущество, наконец, дешёвые кредиты – снижение стоимости финансирования объекта на льготных условиях.
Важность использования ВИЭ для России определяется стимулированием хозяйственного развития и повышением качества жизни населения, находящейся в зоне автономного энергоснабжения; неэкономичностью сооружения и поддержания электрических сетей; сохранением ископаемого органического топлива и увеличением экспортного потенциала; оздоровлением экологической обстановки.
Глава 2. Оценка эффективности инновационного развития энергетического комплекса РФ
2.1 Программы качественного инновационного развития электроэнергетики (на примере "РАО ЕЭС России")
Программы ОАО "РАО ЕЭС России", направленные на развитие электроэнергетики, обеспечивающей адекватное развитие экономического и социального развития России, требуют не только количественного увеличения, но и качественного преобразования производственной базы электроэнергетики.
Проведенный анализ возможных качественно новых технологических решений показал, что одним из таких решений может быть создание оборудования и применение технологий, основанных на явлении сверхпроводимости, т.е. состоянии некоторых видов материалов, обладающих сопротивлением близким к нулю при их охлаждении до низких температур. Различаются два вида сверхпроводимости:
Первые работы в мировой практике по практическому использованию явления низкотемпературной сверхпроводимости в электрофизических и энергетических установках начались с 1961 года. Данные работы показали, что одним из решающих факторов успеха в этой области является высокотехнологичное промышленное производство широкой номенклатуры сверхпроводниковых обмоточных изделий (проводов, кабелей, шин), и обеспечение эффективного криостатироования сверхпроводниковых устройств.
В шестидесятые годы в СССР было создано уникальное высокотехнологическое производство материалов, переходящих в состояние сверхпроводимости при температуре жидкого гелия. Это производство обеспечило стране положение одного из двух мировых лидеров в пионерских сверхпроводниковых разработках.
На этой основе были разработаны и введены в эксплуатацию уникальные сверхпроводящие магнитные системы (СМС), обеспечившие проведение научных исследований по физике высоких энергий и элементарных частиц (ускорители, детекторы), создание первых в мире установок для термоядерных исследований с магнитным удержанием плазмы (Токамаки) и других, в том числе специальных применений. Кроме того, были разработаны и изготовлены сверхпроводниковые прототипы всех основных представителей электротехнического оборудования, включая генераторы, двигатели, трансформаторы, индуктивные накопители энергии, сверхпроводниковые кабели.
Испытания прототипов оборудования продемонстрировали их качественное превосходство над оборудованием традиционного исполнения по эффективности, массогабаритным показателям и пожаробезопасности. Сегодня НТСП технология успешно реализуется при создании устройств индустриальной физики, в первую очередь в медицине при создании сверхпроводниковых магнито-резонансных томографов, объем производства которых, в мире составляет ~2,5 млрд. $ в год30.
Положение со сверхпроводниковой технологией радикальным образом изменилось после открытия в 1986 году высокотемпературных сверхпроводников с более высокими возможными рабочими температурами, вплоть до температуры кипения жидкого азота (77,4 К). Эта технология, наряду с совершенствованием криогенной техники, создала предпосылки для преодоления коммерческого барьера при использовании сверхпроводниковых технологий на основе ВТСП материалов в электроэнергетике и других областях промышленности. ВТСП материалы превосходят традиционные НТСП материалы, а также медь и алюминий, как по пропускной способности, так и по соотношению качество/цена.
С этими достижениями связаны начавшиеся в мире (США, страны ЕС, Япония, Южная Корея Китай, Индия и др.) процессы разработки и применения в электроэнергетических системах технологий со сверхпроводниковыми материалами и оборудованием, в том числе сверхпроводниковых кабелей, синхронных компенсаторов, токоограничителей и индуктивных накопителей энергии. По оценке американских экспертов, выполненным несколько лет назад, в период 2015-2020 гг. более половины этого сегмента электроэнергетического рынка будет составлять сверхпроводниковое оборудование с объемом продаж более 100 млрд. $ в год. Сегодня данные прогнозы реально подтверждаются.31
Что дает применение СП оборудования и технологий в электроэнергетике?
Особый эффект СП технологии могут дать при их применении в мегаполисах и крупных городах, в первую очередь в городах Москве и Санкт - Петербурге.
Эти факторы были учтены при разработке программы развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), в которой впервые в российской энергетике в качестве отдельного раздела программы были сформулированы направления разработки и практического использования сверхпроводящих технологий в электрических сетях. Данная программа одобрена Советом Директоров ОАО "ФСК ЕЭС" и при финансовой и организационной поддержке ОАО "РАО ЕЭС России" начата ее реализация.
С целью координации этих работ, а также более широкого применения сверхпроводимости в электроэнергетике был создан специализированный Координационный совет, в который вошли как работники электроэнергетики, так и представители научно-исследовательских институтов, включая институты Росатома и Академии наук России, а также представители Минпромэнерго РФ и Минобрнауки РФ. Координационный совет возглавил Председатель Правления ОАО "РАО ЕЭС России" А.Б.Чубайс.32
Координационный совет утвердил Комплексную программу разработки СП оборудования и технологий его применения в электроэнергетике со сроком ее реализации до 2025 года. Основной упор в этой программе сделан на кабельные линии, создаваемые на основе ВТСП технологий, как наиболее готовых для коммерческого использования с получением реального технико-экономического эффекта. Кроме того, программой предусматривается проведение исследований и работ по разработке СП генераторов и компенсаторов, трансформаторов и накопителей электрической энергии, а также комплексные исследования электроэнергетических систем, включающих сверхпроводящее электрооборудование и линии электропередачи.
Раздел программы, направленный на создание и применение ВТСП технологий в электрических сетях, выделен в отдельную подпрограмму с назначением руководителя-координатора подпрограммы (Дорофеев В.В.).
Целью данной подпрограммы является:
Данная подпрограмма должна быть выполнена до 2012 года включительно.33
Основные направления работ подпрограммы:
1. Разработка, изготовление опытного образца и испытания трехфазной СП - кабельной линии длиной 30 метров напряжением до 20 кВ с целью отработки технологии изготовления кабеля и криогенной системы и проведению комплексных исследований для проверки качества принимаемых решений. Изготовление кабеля предусмотрено закончить до конца текущего года, а завершение работ по этой части проекта, включая испытания и подготовку заключения по результатам испытаний в 1 квартале 2008 года. Головным исполнителем этого раздела подпрограммы определен НТЦ Электроэнергетики. Финансирование этого раздела подпрограммы осуществляют на паритетных началах РАО ЕЭС России и ОАО "ФСК ЕЭС".
2. Комплекс работ по разработке, изготовлению и установке на объекте электрической сети опытного - промышленного СП - кабельной линии длиной до 500 метров напряжением до 20 кВ. Данные работы предполагают проверку технических решений на реально действующих объектах г. Москвы, обучение эксплуатационного персонала и наработку практического опыта эксплуатации подобных систем. Установка на объекте (питающая подстанция - ВТСП кабельная линия- распределительная подстанция) и начало эксплуатации намечается во 2 квартале 2010 года.34
Этот проект получил государственную поддержку через включение в Федеральную целевую программу "Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы" работы "Создание силовой электрической линии для распределительных сетей на базе ВТСП технологий". На данную работу Министерство образования и науки России заключило контракт с головным исполнителем ОАО "ЭНИН". В работе принимают участие специалисты электросетевого комплекса (ФСК ЕЭС, МГЭК, МОЭСК), НТЦ Электроэнергетики, ВНИИКП, РНЦ "Курчатовский институт", МАИ. Кроме Министерства образования и науки России, финансирование этого раздела подпрограммы осуществляют РАО ЕЭС России и организации электросетевого комплекса.
3. Комплекс работ по разработке, изготовлению и установке на объекте электрической сети СП - кабеля длиной свыше 1000 метров напряжением до 20 кВ. Данные работы предполагается проводить в виде двух проектов: как силами российских организаций (Российский проект), так и путем организации международного тендера (Международный проект). Эти проекты будут осуществляться на реально действующих объектах на коммерческой основе, начиная с 2009 года. Предварительные проработки показали, что только в электрических сетях г. Москвы есть более 10 возможных мест эффективного применения этих технологий.
4. Комплекс работ по перспективным направлениям применения СП - кабелей с целью дальнейшего развития энергосистем на основе серьезного повышения пропускной способности сети. Эти работы предусматривают исследование сетей с ВТСП кабелями на постоянном токе и напряжении до 110 кВ, что является альтернативой действующим ЛЭП напряжением 220-330 кВ.
В процессе исполнения программы был проведен мониторинг подобного вида работ, проводимых в мире. Во многих странах приняты программы на государственном уровне. Наиболее амбициозные программы приняты в США, Южной Корее, Китае, а также в Австралии и Мексике. В Европе отдельные фирмы Германии, Дании, Швеции начали создание технологий промышленного производства СП материалов и проектов кабельных линий в ряде крупных городов. Недавно в США опубликован проект создания не отдельной кабельной линии, а целой сети в одном из центральных районов города Нью Йорка.
Реализация программы принятой РАО ЕЭС России позволит создать принципиально новую технологическую основу для российской электроэнергетики, существенно повышающую надежность и экономичность ее функционирования.
2.2 Реформирование электроэнергетики РФ
Поведение первоначальной реструктуризации электроэнергетики и создание общеотраслевой холдинговой компании ОАО РАО «ЕЭС России» позволило при распаде ЕЭС СССР на национальные энергосистемы сохранить в России принципы и методы ее работы, обеспечить достаточно надежное энергоснабжение потребителей электрической и тепловой энергией при практически полном отказе от государственного финансирования и высокой инфляции, сменившейся острым кризисом неплатежей. Одновременно такая организация электроэнергетики способствовала интеграции регионов страны. При этом была не только сохранена технологическая основа, но и созданы предпосылки для дальнейшей реструктуризации электроэнергетики России и развития оптовой торговли электроэнергией с последующим переходом к конкурентному рынку электроэнергии.
В результате первого этапа российская электроэнергетика частично изменила свою прежнюю вертикально интегрированную структуру, началось организационное разделение по видам деятельности:
ОАО РАО «ЕЭС России» — российская энергетическая компания, до 1 июля 2008 года монополист на рынке генерации и энерготранспортировки России. Полное наименование — «Открытое акционерное общество энергетики и электрификации „Единая энергетическая система России“». Компания объединяла практически всюроссийскую энергетику.
В России компании группы РАО «ЕЭС» владели 72,1 % установленной мощности или 69,8 % электроэнергии и 32,7 % теплоэнергии и транспортировали практически всю (96 %) электроэнергии (2004). Установленная мощность компаний группы превышала 156 ГВт, что делало её по этому показателю крупнейшей энергокомпанией мира. Ближайшие конкуренты — SPCC (Китай), у которой установлено 151 ГВт и EDF (Франция) — 121 ГВт. Поскольку компании группы РАО «ЕЭС» в настоящее время совмещают деятельность по передаче электрической и тепловой энергии и деятельность по оперативно-диспетчерскому управлению с деятельностью по генерации электроэнергии и сбыту ее конечным потребителям, в соответствии с федеральным законодательствам (в частности ФЗ «Об Электроэнергетике» и ФЗ «О естественных монополиях») цены на услуги компании устанавливались Федеральной службой по тарифам
Рис.2.1
Структура первой реорганизации электроэнергетики в 2000 году.
Вместе с тем проведенная частичная реструктуризация электроэнергетики и связанные с ней изменения в системе отраслевого управления не решили фундаментальные проблемы электроэнергетики, проявившиеся в 80-е годы, – проблемы низкой эффективности производства и потребления энергии, недостаточной финансовой устойчивостикомпаний электроэнергетики, слабой прозрачности их деятельности для акционеров и потенциальных инвесторов, неотлаженной системы государственного регулирования.
Для обеспечения эффективного и устойчивого функционирования электроэнергетики, превращения ее в инвестиционно привлекательную и открытую для инвестиций отрасль потребовалось проведение второго этапа реструктуризации электроэнергетики, предусматривающего кардинальное изменение структуры отрасли и экономических механизмов ее функционирования.
Формирование новой организационной структуры отрасли началось в 2001 г. сразу после принятия Постановления Правительства РФ №526 (создание оператора рынка электроэнергии, системного оператора и федеральной сетевой компании).
Реализация наиболее сложных и масштабных задач по реструктуризации электроэнергетики, связанных с реорганизацией АО-энерго, созданием новых субъектов рынка и дальнейшей консолидацией единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), началась с принятия и вступления в силу в апреле 2003 г. пакета законов, формирующих законодательную базу реформирования электроэнергетики5.
Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 году с реализации нескольких пилотных проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Наиболее активно структурные преобразования начали осуществляться в 2004 году. Процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 года была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании – ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.
В том же 2004 году началось создание новых межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 года были созданы (прошли государственную регистрацию) первые три ОГК и две ТГК. В тот же период (в октябре 2004 года) Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех МРСК. В 2004 году также была практически сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений были переданы (за некоторым исключением) от АО-энерго Системному оператору.35
В 2005 году процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу – тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК.
С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) в результате введения с 1 сентября новых правил работы был осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок – «рынок на сутки вперед» (РСВ). К 2011 году, в соответствии с Постановлением Правительства России от 7 апреля 2007 года, предусматривается постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Правила функционирования розничных рынков предполагают постепенную либерализацию розничных рынков электроэнергии параллельно с либерализацией оптового рынка, при сохранении обеспечения населения электроэнергией по регулируемым тарифам.Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.
Первый этап, в рамках которого из ОАО "РАО "ЕЭС России" были выделены ОАО "ОГК-5" и ОАО "ТГК-5", был завершен 3 сентября 2007 года.
Государственные холдинги будут являться промежуточными компаниями. Выделение ОАО "Государственный холдинг" и ОАО" "Государственный холдинг ГидроОГК" было осуществлено с их одновременным присоединением к ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК" соответственно, что обеспечит прямое участие государства в капитале ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК".36
За счет передачи на баланс ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК" государственной доли в ОГК и ТГК при присоединении произошло увеличение доли государства в Федеральной сетевой компании до уровня не менее 75% + 1 акция, а в ОАО "ГидроОГК" – до уровня не менее 50% + 1 акция.
Решением общего собрания акционеров ОАО РАО "ЕЭС России" был утвержден разделительный баланс, включающий положение (правила) о правопреемстве, которое является неотъемлемой частью разделительного баланса.В положении (правилах) о правопреемстве, устанавливающем принципы ведения учета и распределения имущества, прав и обязанностей в переходный период (с даты, на которую составляется разделительный баланс (01.04.2007 г.), по дату завершения реорганизации ОАО РАО "ЕЭС России"), в частности были предусмотрены:
Три специальных холдинга, выделенных при реорганизации в соответствии с дополнениями в схему реорганизации, одобренными Советом директоров ОАО РАО "ЕЭС России" 27 апреля 2007 г.
Эти компании были выбраны для обособления в ходе первого этапа реорганизации, поскольку были в максимальной степени готовы к полноценному самостоятельному функционированию, реализации перспективных инвестиционных проектов, успешно провели эмиссии дополнительных акций и привлекли в акционерный капитал стратегических инвесторов и инвестиции в развитие. Акционеры ОАО РАО "ЕЭС России" в результате первой реорганизации в дополнение к принадлежащим им акциям ОАО РАО "ЕЭС России" получили акции ОАО "ОГК-5" и ОАО "ТГК-5" пропорционально своей доле в уставном капитале энергохолдинга. При этом число акций ОАО РАО "ЕЭС России", принадлежащее им, осталось неизменным. Доля Российской Федерации в уставном капитале ОАО "ОГК-5" по завершении первого этапа реорганизации составила 26,43%, в капитале ОАО "ТГК-5" – 25,09%.
На втором этапе реструктуризации электроэнергетики были намечены и в реализованы я следующие структурные преобразования в отрасли:
на базе тепловых и гидравлических электростанций РАО «ЕЭС России» и региональных энергосистем созданы и проходят процесс организационной консолидации оптовые и территориальные генерирующие
В декабре 2007 – январе 2008 года закончено формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, завершен первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК». Был закончен процесс выделения сетевых компаний. На базе реорганизованных АО-энерго созданы все 56 магистральных сетевых компаний.
Схема завершающей реорганизации позволяла:
В ходе второго этапа (окончание – 1 июля 2008 г.) завершились структурные преобразования активов энергохолдинга, произошло обособление от ОАО РАО "ЕЭС России" всех компаний целевой структуры отрасли (ФСК, ОГК, ТГК и др.) и общество прекратило свое существование 30 июня 2008 года. Штаб-квартира РАО «ЕЭС России» находилась в Москве.
План реформирования РАО «ЕЭС России» предполагал распределение почти всех ТЭС на ОГК (оптовые генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании). В результате появились 6 тепловых ОГК общей мощностью около 53 ГВт и 14 ТГК общей мощностью 55,7 ГВт. Не вошедшие в состав ОГК и ТГК станции перешли в собственность ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (почти 1.9 ГВт), а также Холдингу ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» К (5.8 ГВт). Крупными владельцами ТЭС остаются и так называемые независимые АО-энерго (16.3 ГВт в общей сложности).
Рис. 2.2
Целевая структура отрасли энергетики в 2009 году
Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.
Так, магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.
Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («ГидроОГК») – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.
Инвестиционная программа холдинга электроэнергетики на 2008-2012 годы, утвержденная в мае 2008 г., предполагает строительство 43,9 тысячи мегаватт новой генерации, 98,8 тысячи километров линий электропередачи, 156,9 тысячи мегавольтампер трансформаторной мощности. Это примерно 10-15-кратный рост в годовом исчислении. Безусловно, такие объемы могут быть достигнуты только за счет частных инвестиций. Они и будут привлечены в объеме почти 1 триллион рублей (вся инвестиционная программа – 4,375 триллиона). «Поступление частных инвестиций удалось обеспечить за счет продажи акций генерирующих компаний, принадлежащих РАО «ЕЭС России». Часть средств, полученных от продажи акций энергохолдинга, приходящихся на долю государства, была направлена на финансирование инвестиционной программы ФСК и ГидроОГК, которые контролирует государство
После 2012 года инвестиционный процесс, как предполагается, из взрывообразной стадии выйдет на стационарную. Централизованное планирование охватит только магистральную и распределительную сетевые компоненты, а также гидро- и атомную генерацию. А тепловая генерация, вырабатывающая более 60 процентов электроэнергии, будет развиваться на основе рыночных сигналов.
А что с сетями, ведь магистральная сетевая компонента осталась государственной (так, в ФСК доля государства превышает 75 процентов)? Частные инвестиции в сколько-нибудь значимых объемах туда пока не пойдут, и на этот счет ни у кого нет никаких иллюзий. Импульсом развития станет механизм перераспределения части дохода от продажи государственной доли РАО «ЕЭС России» в ОГК и ТГК. Это уже позволило магистральному сетевому комплексу получить 252 миллиарда рублей, причем бюджет России дает на развитие сетей всего 73 миллиарда рублей. Общий объем средств на сетевые инвестиционные программы за пять лет превысит триллион рублей. Примечательно, что за эти годы ФСК сможет заработать всего 300 миллиардов, иными словами, ФСК не смогла бы профинансировать такие объемы инвестиций из своего тарифа.37
Это о магистральных сетях. С распределительными сетями все несколько сложней: такие сети замкнуты на региональных потребителей, стратегическому инвестору они мало интересны. Приватизировать их тоже нельзя (по крайней мере, закон запрещает это делать до 2011 года, и эксперты считают такой запрет экономически и политически разумным). Остаются две потенциальные возможности: инвестиционная составляющая в тарифе и плата за присоединение к сетям. К 2011 году плату планируется отменить, поскольку эксперты считают, что к тому времени заработают сугубо рыночные механизмы.
Так или иначе, объем ежегодных капитальных вложений в отрасли с 2002 до 2009 года увеличивается в 17 раз, мощность ежегодных вводимых в строй энергетических объектов – в 20 раз. Эти процессы спровоцируют возникновение мультипликационного положительного эффекта в смежных отраслях экономики.
2.3 Оценка эффективности реформирования энергетики
Российскую электроэнергетику сложно представить без тепловых электростанций ГРЭС и ТЭЦ. По данным Системного оператора, по итогам I полугодия 2009 г. в единой энергосистеме (ЕЭС) на ТЭС приходится 135 ГВт из 212.6 ГВт установленной мощности, т.е. 63,5%. Около 40% всех тепловых станций работают на угле, остальные – преимущественно на газе. Аналитик ИК ООО «БрокерКредитСервис» Ирина ФИЛАТОВА представила свою оценку нынешнего положения отрасли.
План реформирования РАО «ЕЭС России» предполагал распределение почти всех ТЭС на ОГК (оптовые генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании). В результате появились 6 тепловых ОГК общей мощностью около 53 ГВт и 14 ТГК общей мощностью 55,7 ГВт. Не вошедшие в состав ОГК и ТГК станции перешли в собственность ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (почти 1.9 ГВт), а также Холдингу ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» К (5.8 ГВт). Крупными владельцами ТЭС остаются и так называемые независимые АО-энерго (16.3 ГВт в общей сложности).38
Рис.2.3
Структура ТЭС в ЕЭС РФ по компаниям и собственникам, %
Образование новых компаний необходимо для привлечения инвестиций путем продажи компаний частным собственникам. В результате 26,6% мощностей ТЭС в настоящее время владеет Газпром, а 11,7% – КЭС (Холдинг ЗАО «Комплексные энергетические системы»). Крупные доли – в генерации у ОАО «Сибирская угольная энергетическая компания» (СУЭК) и Enel, E.On. В общей сложности РАО «ЕЭС России» привлекло в отрасль 950 млрд руб., которые следует направить на реализацию инвестиционных программ. Впрочем, несмотря на взятые на себя обязательства по вводу новых мощностей, кризис заставил энергетиков скорректировать свои планы. Во-первых, государство пока не определило правила игры на конкурентном рынке мощности. Плата за мощность нужна для поддержания в норме электростанций генкомпаний. Рынок мощности позволит инвесторам окупить высокие затраты на сооружение новых энергоблоков. По большому счету он сейчас отсутствует, и любые попытки генкомпаний продать новую мощность по цене, близкой к справедливой, пресекаются регулятором. Более того, непростая экономическая ситуация в России вообще ставит под вопрос скорую либерализацию этого рынка, т.к. новая мощность обойдется потребителям в несколько раз дороже старой.
Во-вторых, инвестиционные планы, разработанные РАО, исходили из прогнозов роста энергопотребления на 4 – 5% в год до 2012 г. Эти прогнозы не сбывались и в лучшие времена, а 2009 г. и вообще расставил все по своим местам. 7%-ное снижение объема потребления в январе – июне текущего года привело к тому, что ОГК и ТГК сокращают свои вложения и переносят сроки вводов новых блоков.
Рис. 2.3
Динамика энергопотребления в ОЭС за I полугодие 2009 г. по сравнению с аналогичным периодом 2008 г.39
Системный оператор Единой энергосистемы всегда загружает в первую очередь самые эффективные (читай: с самой низкой стоимостью энергии) электростанции. Более того, предпочтение отдается АЭС, поскольку они несут базовую нагрузку в энергосистеме, а затем следуют ГЭС с их не всегда предсказуемой из-за водности выработкой. На графике «Динамика выработки ТЭС и ГЭС» можно увидеть, что, например, с января по июль2009 г., несмотря на падение потребления, наблюдался значительный прирост выработки электроэнергии ГЭС.
условиях снижения энергопотребления ТЭС не могут компенсировать выпадающие доходы за счет торговли на оптовом рынке электроэнергии. В настоящий момент цены свободного сектора находятся на уровне 2007 г. Во II квартале нынешнего, 2009 г., стоимость свободного киловатта отступила от показателей 2008 г. на 10% в первой ценовой зоне и на 25% – во второй ценовой зоне. Такая разница вполне объяснима: оптовый рынок чутко реагирует не только на изменения потребления, но и на изменения цены топлива. В I полугодии 2009 г. тариф на газ вырос на 12.35% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Динамика стоимости угля, напротив, отрицательная: в I полугодии нынешнего года она снизилась на 13.5%. В ценовой зоне Европы и Урала много именно газовых ТЭС и не так много ГЭС. Следовательно, сокращение цены меньше, чем в Сибири, где 50% мощностей – это ГЭС, а оставшиеся – это угольная генерация.
Рис.2.4
Средняя оптовая цена на оптовом рынке, руб.МВтч.
Средний регулируемый тариф ТЭС в зоне Европа – Урал составляет 440,28 руб./МВт/ч, в Сибири – 413,1 руб./МВт/ч. Таким образом, для ценовой зоны Сибири на свободном рынке цена вполне сопоставима с тарифом. Не исключено, что возможно и дальнейшее снижение при ухудшении ситуации.
Помимо непосредственного снижения потенциальной выручки от продажи электроэнергии, кризис привел к падению платежной дисциплины потребителей. По данным НП «Совет Рынка», средний недельный долг участников оптового рынка электроэнергии вырос с 23.7 млрд руб. в начале года до 30.6 млрд руб. к середине2009 г., т.е. речь идет о 30%-м росте.
Рост задолженности негативно отражается на денежных потоках всех генерирующих компаний. Мы ожидаем улучшений только к 2010 г. и разумеется, при условии восстановления экономики.
В 2008 г. была принята генеральная схема размещения энергообъектов до 2020 г. В базовом варианте схема предполагает рост (с учетом необходимых выводов) мощности газовых ТЭС на 37,2 ГВт к 2020 г., угольных ТЭС – на 40,1 ГВт, ГЭС – на 22,1 ГВт, АЭС – на 29,8 ГВ
Рис.2.5
Прогноз доли угольных ТЭС среди ТЭС и всех российских электростанций,
Одна из основных идей Генеральной схемы – увеличение доли угольной генерации в структуре мощности российских электростанций. К 2020 г. предполагалось, что доля угольных ТЭС вырастет с 40,7% до 44,6% в общем числе тепловых электростанций. Всего же к 2020 г. доля станций на угле должна достичь 28.8% всех мощностей. Примерно в середине прошлого года некоторые компании даже планировали заместить часть газовых проектов на угольные. Однако сейчас мы можем констатировать, что применительно не только к угольной, но и к тепловой генерации в целом данная схема устарела и требует корректировок.
Как мы уже отметили, в условиях падения потребления и собираемости платежей лишь немногие компании отважились сохранить темпы строительства энергомощностей на докризисном уровне. В основном же «стратеги» стараются отсрочить вводы на 2 – 3 года. К примеру, Газпром совсем недавно представил новую инвестпрограмму своих энергетических «дочек» (ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1, Мосэнерго), где собирается сократить 25% денежных затрат и растянуть программу с 2012-го до 2015 г. Кстати, только энергокомпании Газпрома до 2012 г. должны вложить более 200 млрд руб. Общая же сумма необходимых инвестиций в энергетику (генерацию и сети) исчисляется триллионами рублей. Сейчас государство готовит новый вариант Генеральной схемы, в котором, судя по всему, будут учтены кризисные явления, и вводы будут основаны на более консервативных прогнозах роста энергопотребления.40
Все вышеперечисленное свидетельствует о том, что в настоящее время энергетикам (ОГК и ТГК) будет очень сложно профинансировать многомиллиардные инвестиционные программы. Однако мы убеждены, что отказываться от нового строительства нельзя по ряду причин.
Во-первых, в этом случае станет не совсем понятен смысл реформы, который изначально состоял в том, чтобы привлечь инвестиции и произвести тотальную модернизацию изношенных мощностей.
· Во-вторых, каждый энергоблок строится минимум 2 – 3 года. Следовательно, важно успеть к восстановлению уровня потребления.
· Наконец, в-четвертых, износ существующих мощностей в среднем соответствует 60%, а некоторые электростанции построены еще в довоенное время. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС – самый яркий пример тому, что у энергомощностей отсутствует должная модернизация. Несмотря ни на какие кризисы, электростанции продолжают давать электричество 24 часа в сутки 7 дней в неделю 365 дней в году и вырабатывать свой ресурс.
Рис. 2.6
КПД российских ОГК по итогам 2008 г. по сравнению с КПД современных энергомощностей, %
Текущая ситуация такова, что к старой структуре энергетической отрасли вернуться уже проблематично, а новая находится в переходном периоде, и кризис лишь вредит ее дальнейшему развитию. В этой связи мы полагаем, что для благоприятного завершения реформирования и реализации запланированных инвестиций требуются четкие действия государства. Во-первых, надо четко установить правила игры на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Во-вторых, кредитная поддержка энергетических компаний просто нужна в условиях трудностей с привлечением столь необходимых заемных средств. Кроме того, ясно, что инвестирование в энергетику – процесс очень долгий, следовательно, требуется четкая долгосрочная стратегия развития отрасли, учитывающая как благоприятные, так и неблагоприятные сценарии развития. Наконец, многие компании могут сослаться на кризис и не строить те или иные мощности. В этой связи необходим контроль над реализацией инвестиционных программ частных компаний. При выполнении всех условий мы полагаем, что переходный период тепловая энергетика и энергетика в целом смогут пережить с относительно небольшими потерями и стабильно развиваться в дальнейшем.
Заключение
В первой главе дипломной работы были раскрыты основные направления инновационного развития в энергосекторе. Потребление энергоресурсов в мире будет неуклонно возрастать на этом фоне одним из главных технологических и экономических вызовов современности и планирования будущего становится освоение источников энергии. В современной ситуации становится оче видным, что формирование эффективных организационных структур управления инновационным развитием предприятий ТЭК России становиться приоритетной задачей. Интеграция топливно – энергетического комплекса РФ в мировую структуру и изменения рыночных условий потребовало формирование эффективных организационных структур управления инновационным развитием предприятий ТЭК России и стало приоритетной задачей, так как энергетический комплекс оказывают воздействие на ключевые производственные и экономические процессы в экономике РФ.
Был проанализирован опыт инновационного развития предприятий энергетического комплекса в мире с учетом влияния социальных и экологических рисков, проанализированы инновации в систему управления комплексом и перспективы внедрения инновационных технологий. В энергетическом комплексе ЕС основным инновационным направлением развития стало использование технологий в области возобновляемой энергетики. В 90-х годах прошлого века во многих развитых странах начали осуществляться крупномасштабные программы финансовой поддержки, цель которых состояла в совершенствовании альтернативных энерготехнологий и доведения их до рыночной зрелости. Экономический потенциал ВИЭ превышает годовое потребление первичной энергии. При этом следует помнить, что нефть, уголь, газ сжигаются безвозвратно, а возобновляемыми, экологически чистыми, источниками энергии в объеме 19,5 млрд. условных тонн человечество располагает ежегодно, и эта величина будет неуклонно возрастать с увеличением стоимости ископаемого органического топлива и совершенствованием технологий возобновляемой энергии. Внедрение технологии преобразования энергии приливов в электрическую энергию позволит решить следующие задачи: замещение органических энергоносителей, существенная экономия органического топлива, сохранение запасов углеводородов; снижение дефицита мощности в ОЭС Европейской части России и ОЭС Дальнего Востока; Экспорт электроэнергии в страны Скандинавии, Центральной Европы и Северо-Восточной Азии.
Технологии преобразования ветровой энергии в электрическую энергию одна из самых передовых и доступных с коммерческой точки зрения технологий среди возобновляемых источников энергии. Затраты на возведение и эксплуатацию ветроагрегатов низкие. Эксплуатационные издержки с учетом амортизации исчисляются в размере 5-6% от величины общих капиталовложений в изготовление, установку и обустройство ВЭУ.
Важность использования ВИЭ для России определяется стимулированием хозяйственного развития и повышением качества жизни населения, находящейся в зоне автономного энергоснабжения; неэкономичностью сооружения и поддержания электрических сетей; сохранением ископаемого органического топлива и увеличением экспортного потенциала; оздоровлением экологической обстановки.
Во второй главе исследовано реформирование энергетического сектора, оценка эффективности реформирования и основные инновационного развития на примере программы инновационного развития ОАО "РАО ЕЭС России".
Программы ОАО "РАО ЕЭС России", направленные на развитие электроэнергетики, обеспечивающей адекватное развитие экономического и социального развития России, требуют не только количественного увеличения, но и качественного преобразования производственной базы электроэнергетики.
Проведенный анализ возможных качественно новых технологических решений показал, что такими решениями может быть:
Применение СП оборудования и технологий в электроэнергетике позволяет сократить потери электроэнергии примерно в 2 раза, Создание принципиально новых систем энергетики при совмещении с другими инновационными подходами за счет синергетического эффекта.
Основная цель реформирования электроэнергетики России – повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.
В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.
В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Схема завершающей реорганизации позволяет: создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.
К оценке эффективности реформирования нужно подходить неоднозначно. Текущая ситуация такова, что к старой структуре энергетической отрасли вернуться уже проблематично, а новая находится в переходном периоде, и кризис лишь вредит ее дальнейшему развитию. В этой связи мы полагаем, что для благоприятного завершения реформирования и реализации запланированных инвестиций требуются четкие действия государства. Во-первых, надо четко установить правила игры на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Во-вторых, кредитная поддержка энергетических компаний просто нужна в условиях трудностей с привлечением столь необходимых заемных средств. Кроме того, ясно, что инвестирование в энергетику – процесс очень долгий, следовательно, требуется четкая долгосрочная стратегия развития отрасли, учитывающая как благоприятные, так и неблагоприятные сценарии развития. Наконец, многие компании могут сослаться на кризис и не строить те или иные мощности. В этой связи необходим контроль над реализацией инвестиционных программ частных компаний. При выполнении всех условий мы полагаем, что переходный период тепловая энергетика и энергетика в целом смогут пережить с относительно небольшими потерями и стабильно развиваться в дальнейшем.
Список литературы
1 Предпосылки реформирования электроэнергетики, www.rao-ees.ru – официальный сайт РАО «ЕС России» ( о компании, инвесторам, реформирование, поставщики и заказчики, финансовые показатели деятельности)
2 Меньшиков В.Ф. О безопасном обращении с РАО и ОЯТ. Соответствие политики и практики в России. Атомная стратегия. № 37, Санкт-Петербург: ЗАО «ОВИЗО», 2008, с.12-14.
3 Путин В.В. Россия до 2020 года должна сменить экономическую модель страны, перейти на нновационный путь развития // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2008. - № 3. - С. 3-12.
4 Energy Technology Perspectives. Scenarios & Strategies to 2050. International Energy Agency. Paris. 2008.
5 Меньшиков В.Ф. Энергетическая безопасность и экологическая устойчивость России. Труды IX Международной конференции /Проблемы управления и моделирования в сложных системах / Под ред.: акад. Е.А.Федосова, акад. Н.А.Кузнецова, проф. В.А.Виттиха. – Самара: Самарский научный центр РАН, 2007. с. 89-98
6 Приоритеты расставлены // Мировая энергетика. - 2009. - № 5. - С.48-50.
7 Меньшиков В.Ф Энергетика и экологические риски, Труды X Международной конференции /Проблемы управления и моделирования в сложных системах Самара: Самарский научный центр РАН, 2008
8 Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (утверждена Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. № 1234-р). М., 2003. -С. 4.
9 В.Ф.Меньшиков О безопасном обращении с РАО и ОЯТ. Соответствие политики и практики в России. Атомная стратегия. № 37, Санкт-Петербург: ЗАО «ОВИЗО», 2008, с.12-14.
10 Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (утверждена Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. № 1234-р). М., 2003. -С. 5.
11 Меньшиков В.Ф. О безопасном обращении с РАО и ОЯТ. Соответствие политики и практики в России. Атомная стратегия. № 37, Санкт-Петербург: ЗАО «ОВИЗО», 2008, с.12-14.
12 Меньшиков В.Ф Энергетика и экологические риски, Труды X Международной конференции /Проблемы управления и моделирования в сложных системах Самара: Самарский научный центр РАН, 2008
13 Порунов А.Н. Евразийский энергорынок: стратегия и тактика конкуренции // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. - 2008. - № 4. - С.43-50.
14. Безруких П. П Состояние и перспективы развития возобновляемой энергетики, -//Электрика. – 2008. – № 9.– С. 3–10.
15 Безруких П. П Состояние и перспективы развития возобновляемой энергетики, -//Электрика. – 2008. – № 9.– С. 3–10.
16 Меньшиков В.Ф Энергетика и экологические риски, Труды X Международной конференции /Проблемы управления и моделирования в сложных системах Самара: Самарский научный центр РАН, 2008
17 Меньшиков В.Ф. О безопасном обращении с РАО и ОЯТ. Соответствие политики и практики в России. Атомная стратегия. № 37, Санкт-Петербург: ЗАО «ОВИЗО», 2008, с.12-14.
18 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
19 Источник: Европейский Совет по возобновляемой энергетике. Renewable Energy World. July – August 2008
20 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
21 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
22 Renewable Energy Focus July/August – 2007
23 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
24 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
25 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
26 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
27 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
28 Безруких П.П. Возобновляемая энергетика: сегодня – реальность, завтра – необходимость. - М.: Лесная страна, 2008
29 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
30 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
31 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
32 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
33 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
34 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
35 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
36 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)
37 www.rao-ees.ru – официальный сайт ОАО РАО "ЕЭС России» ( о компании, реформирование, сбыт, производство)