ИЭАУ

Шаповалов Ю.С.,

главный специалист

ТКЦ Учреждения Академии наук

Институт проблем безопасного

развития атомной энергетики РАН

О перспективах реализации «Энергетической стратегия России на период до 2020 года»

Отрасль электроэнергетики с 2002 г. по 2008 г. претерпела существенные структурные преобразования. РАО «ЕЭС» являвшееся акционером подавляющего большинства компаний (занимающихся генерацией, передачей, распределением и сбытом электроэнергии). Однако после завершения последнего этапа реформы летом 2008 г., когда энергохолдинг прекратил свое существование, все эти направления деятельности будут осуществляться новыми компаниями:

·         генерация электроэнергии – оптовыми генерирующими компаниями (ОГК) и территориальными генерирующими компаниями (ТГК);

·         распределение электроэнергии – межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК);

·         транспортировка по магистральным линиям электропередачи – Федеральной сетевой компанией (ФСК);

·         сбытом электроэнергии – ряд сбытовых компаний, которые выделяются в ходе реформирования региональных энергосистем.

Цель реформы создание конкурентного рынка электроэнергии и среды, в которой компании электроэнергетики смогут привлекать инвестиции, необходимые для поддержания и расширения производственных мощностей. В 2007 г. по свободным ценам на оптовом рынке мощности продавалось только 15% электроэнергии (цена на свободном рынке в среднем была на 5% ниже). Либерализация тарифов на электроэнергию произойдет лишь в 2011 г. При этом стоимость приватизированных генерирующих компаний выросла в несколько раз. По оценке компании Уралсиб, с момента первого размещения дополнительной эмиссий акций в ноябре 2006 г. капитализация генерирующих компаний выросла на 170%, а распределительных сетей – на 200%. Общая капитализация дочерних организаций РАО к концу 2007 г. на 30% превысила стоимость самого холдинга. Треть проданных активов досталась иностранцам. E. On и Enel заплатили за доли в ОГК-4 и ОГК-5 $7,5 млрд. В число новых хозяев российской энергетики вошли «Газпром», выложивший за энергоактивы $7,6 млрд, «Норильский никель», СУЭК, «КЭС-холдинг», «Евраз» и «Мечел». РАО ЕЭС продало также доли в 22 энергосбытовых компаниях за $530 млн, что превысило прогнозы на 25%.

Не смотря на общемировой экономический кризис, потребности в энергии, в том числе в электрической, в России уже существуют и будут расти. Как видно из рисунка 1 дефицит без учета выбывающих и вводимых мощностей к 2010 г составит – 36 ГВт, к 2020 г – 131 ГВт и к 2030г – 227 ГВт. (Материалы совещания «Сценарные условия социально-экономического развития и основные макроэкономические показатели РФ на 2010 г. и на период до 2030», МЭРиТ, 2007).

Одним из важнейших вопросов является цена на электрическую энергию. Полный расчет от генерирующей станции до конечного потребителя является чрезвычайно сложным в силу многоступенчатости производства, магистральной доставки, распределения и отпуска электроэнергии. Однако, макроструктура распределения этих 4 составляющих известна и достаточно стабильна: магистральная доставка – 13%, распределение – 13-15%, отпуск – 3-5%, производство – 71 – 67%. Таким образом, наибольшее влияние на цену потребителя оказывает стоимость генерации электрической мощности.

Рис. 1. Ожидаемый дефицит мощности

В России функционирует около 500 крупных электростанций общего пользования, причем более 400 электростанций принадлежат ОГК и ТГК. На их долю приходится 76% установленной мощности электростанций и 72% производства электроэнергии. Другой крупной компанией в электроэнергетике России является ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», который управляет 10 атомными электростанциями. Россия является четвертым по величине производителем электроэнергии в мире после США, Китая и Японии. По величине генерирующих мощностей Россия также находится на четвертом месте в мире (рис. 2).

Большинство стран мира с 1990 г. значительно нарастили генерирующие мощности, в то время как генерирующие мощности электростанций России остались практически неизменными (не значительный рост 2007-2008гг.). В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн кВтч по сравнению с 14,8 трлн кВтч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

Рис. 2

В структуре производства электроэнергии и генерирующих мощностей в России наибольшая доля приходится на тепловые электростанции (рис. 3). На нетрадиционные источники электроэнергии (приливные электростанции, солнечные и ветроэлектростанции) приходится крайне незначительная доля в производстве электроэнергии и генерирующих мощностей (менее 0,1%).

Атомные электростанции в России сосредоточены в энергосистемах Центра, Северо-Запада и Юга, а гидроэлектростанции – Юга, Сибири и Дальнего Востока. Отметим, что потенциал развития гидроэнергетики в России используется не более чем на 20%, а долю атомных электростанций в производстве электроэнергии в соответствии с планами правительства планируется нарастить до 25%.

Основными проблемами в генерирующем секторе электроэнергетики России являются высокий уровень износа генерирующих мощностей, низкий КПД тепловых электростанций, чрезмерно высокая доля газа и непропорционально низкая доля угля в топливном балансе, низкий уровень капитализации генерирующих компаний России (ОГК, ТГК) по сравнению с мировыми аналогами, низкая производительность труда, обусловленная наличием избыточного персонала, а также моральным и физическим износом оборудования.

Рис. 3

В структуре потребления электроэнергии в России, без учета потерь в сетях общего пользования, более 60% приходится на промышленность, около 30% на население и около 10% – на транспорт. Энергоэффективность промышленности и транспорта России по мировым меркам крайне низкая, что обусловлено превалированием в структуре промышленности энергоемких отраслей, отсутствием действенных стимулов к энергосбережению в условиях регулируемых цен на энергоресурсы (газ и электроэнергию), отсутствием государственной поддержки внедрения энергосберегающих технологий, а также высоким уровнем физического и морального износа оборудования в промышленности и подвижном составе железнодорожного транспорта. По мнению экспертов, резервы энергосбережения в российской экономике оцениваются в десятки процентов.

Подтверждением неспособности электроэнергетики России обеспечить потребности экономики является значительный объем неудовлетворенных заявок на техническое присоединение к электрическим сетям, который оценивается в 10 ГВт (рис. 18). Доля удовлетворенных заявок на техническое присоединение к сетям постоянно снижается: 32% – в 2004 г., 21% – в 2005 г., 17% – – в 2006 г., 14% – в 2007г.

Рост энергопотребления в мире при ограниченности и дороговизне углеводородных ресурсов и несовершенстве альтернативных источников энергии заставляют обратить внимание на атомную энергетику, отличительными чертами которой являются большая энергоотдача и экологичность. Ряд стран – США, Китай, Россия и Индия – разработали государственные программы ввода новых атомных реакторов. Цены на уран (основной сырьевой элемент для АЭС) выросли с $12/фунт в середине 2003 г. до $80/фунт (февр. 2008 г.), достигнув исторического максимума в июне 2007 г. – $136/фунт.

Для генерирования 1000 МВт-ч электроэнергии в течение одного года, в зависимости от энерготехнологии, требуется следующие объемы источников энергии: – 24 т урана (обогащенного 3 – 4% U235), – 1,7 млн. т нефти, – 2,7 млн. т угля, – 2,4 млрд. куб. м природного газа, – 8,3 млн. т переработанных бытовых отходов. Еще Д.И. Менделеев говорил, что использовать нефть для сжигания под котлами – это все равно что «топить их ассигнациями». В настоящее время мы ежегодно расходуем запасы ископаемого энергетического сырья, которые образовались за 500 тыс. лет воздействия солнечного света и фотосинтеза. Очевидно, что углеводородные материалы целесообразно беречь для решения тех задач, которые без них просто не имеют альтернативы, а для выработки электричества и тепла можно использовать атомные генерирующие технологии.

Альтернативой использованию органического топлива для производства электроэнергии является атомная энергетика. Запас ископаемого топлива сокращаются, а продолжение его использования в качестве энергоисточника ухудшает экологическую ситуацию. Вступили в силу требования Киотского протокола, который подписало большинство стран мира. Согласно этим требованиям 39 промышленно развитых стран обязаны сократить выбросы углекислого газа и еще пяти веществ, присутствие которых в атмосфере угрожает повышением температуры на планете. При этом до 2012 года участники соглашения обязались снизить совокупный уровень выбросов вредных веществ на 5,2 процента по сравнению с показателями 1990 года. Большая часть выбросов в атмосферу происходит при сжигании органического топлива. В результате эксплуатации угольных электростанций в атмосферу ежегодно попадает 24 млрд. тонн углекислого газа. Все большее число экологов приходят к выводу, что использование ядерной энергии – лучший способ снижения эмиссии углерода в атмосферу.

Главные преимущества атомной энергетики по сравнению с другими способами выработки электроэнергии:

– низкие и устойчивые (по отношению к стоимости топлива) цены на электроэнергию;

– минимальное воздействие на экологическую среду.

Российское правительство начало реорганизацию атомной отрасли страны с целью выстраивания конкурентоспособного атомного концерна мирового масштаба («Росатом»), участвующего во всех стадиях ядерного цикла. Россия намерена увеличить долю АЭС в общей выработке электроэнергии с 16% в 2008 г. до 25% к 2030 г. Столь амбициозная программа потребует увеличения добычи урана и производства ядерного топлива из него. С этой целью планируется расширить существующие добывающие урановые мощности, интенсифицировать разработку новых месторождений, участвовать в добыче урана за рубежом, а также закупать за рубежом урановой концентрат. Расширение существующих мощностей затрагивает добывающие предприятия государственного концерна ТВЭЛ, куда предполагается направить существенные капвложения Это должно привести к росту финансовых показателей и рентабельности предприятий, а также их информационной прозрачности.

По оценкам Организации по экономическому сотрудничеству и развитию (ОЭСР), атомная электроэнергия заметно дешевле электроэнергии, выработанной на нефти, а также на угле и газе при высоких затратах на их добычу и транспортировку. При сопоставлении ядерного топлива с углем и газом, при низких затратах на добычу и транспортировку органического топлива, цена электроэнергии примерно одинакова. Сравнение себестоимости электроэнергии, производимой с использованием различных видов топлива, представлено на рис. 4.

Важнейшим преимуществом ядерной энергетики является стабильность цен на электроэнергию в течение длительного периода времени. Как показано на рис. 3, структура затрат на производство электроэнергии в атомной энергетике существенно отличается от структуры формирования цен в других видах энергетики. Это связано с тем, что себестоимость атомной электроэнергии определяется в основном капитальными вложениями в строительство АЭС, а не топливными затратами, в отличие от нефти, газа и угля. Топливная составляющая в общей стоимости электроэнергии, вырабатываемой АЭС не более 25%, а для ТЭС, работающих на органическом топливе, на уровне 50-80 %. Данное обстоятельство приводит к повышенной устойчивости цены на атомную электроэнергию по отношению к колебаниям цены на топливо.

В настоящее время распределение стратегических электрогенерирующих мощностей представлено на рис. 5.

В связи с этим в 2000г была принята программа «Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века», одобренная Правительством РФ (Протокол № 17 от 25.05.2000г.). Основные элементы которой вошли в «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года), где атомной энергетики отводится определяющая роль в стратегическом развитии энерговооруженности России. В настоящее время разработан документ «О стратегии развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года».

Рис. 4

Результаты реализации этой программы представлены в табл.1 и на рис.6. На рис.6 показаны данные на сегодняшний день они учитывают сроки продления эксплуатации энергоблоков уже принятые, но не принимаются в расчет возможное продление сроков других. Как показывает практический опыт при проектном сроке эксплуатации реакторов типа ВВЭР-1000 в 30 лет, они прекрасно работают по 45 лет (первое продление на 10 лет и второе на 5). Мы видим, что достигаемая установленная мощность АЭС к 2020г будет составлять 40 ГВт. Утвержденная стратегия развития электроэнергетики требует к 2030г установленной мощности 300 ГВт из них 20% атомной энергетики (60 ГВт). Для обеспечения этого показателя к 2020г потребуется обеспечить 50 ГВт установленной мощности АЭС. Разницу в недостающих 10 ГВт может обеспечить продление сроков эксплуатации имеющихся энергоблоков в период 2020-2030гг 18 ГВт (т.е. фактически выходим на требуемый уровень), к 2030г будем иметь 7 ГВт мощности станций с продленным сроком эксплуатации и 4,4 ГВт запланированных мощностей. Дефицит 8,6 ГВт, таким образом в период с 2020г до 2030 г необходимо спроектировать и построить еще как минимум 8 энергоблоков типа АЭС-2006.

На период с 2005-2010гг выделено и частично реализовано:

– на модернизацию и продление срока эксплуатации энергоблоков первого поколения 6,7 млрд. рублей (225 млн. долл. или 80-90 долл./кВт),

– на достройку 5 энергоблоков высокой и средней степени готовности 33 млрд. рублей (1,1 млрд. долл. или 350-400 долл./кВт).

Всего 6,6 млн. долларов (195 млрд. рублей) или 39 млрд. руб./год

В период после 2010 г. : по оценкам экспертов потребность в инвестициях составит:

– на модернизацию энергоблоков второго поколения, ввод в эксплуатацию и создание заделов для новых мощностей после 2010 г. 315 млрд. рублей (10,5 млрд. долл.) или от 40 до 60 млрд. рублей ежегодно.

На 2009 г Приказом Федеральной службы по тарифам от «25» ноября 2008 № 272-э/8 утверждены тарифы на электроэнергию согласно которым средний взвешенный тариф за 1МВт-час по АЭС составит 165,09 рублей, по ГЭС – 347,61 (разброс от 6,07 до 4384,02 рублей за 1 МВт), ТЭС (в том числе ТЭЦ) – 803,07 рублей за 1 МВт. С учетом интересов всех участников энергопоставок, например, в ЦФО средний тариф для населения составит 226,11 коп/кВт-час (в Москве от 292 до 301 коп/кВт-час). В ближайшие годы рост цены электроэнергии сохранится (по оценкам экспертов к 2012 году составит около 7 рублей за кВт-час), введение атомных энергетических мощностей позволит сохранить цену электроэнергии на уровне 2,5-3,5 центов за кВт-час до 2030 года.

Литература

1. «Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века», одобренная Правительством РФ (Протокол № 17 от 25.05.2000г.).

2. «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года).

3. «О стратегии развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года»

4. Анализ энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России, «Рынок Электротехники», № 1, 2007 г.

5. А. Гагаринский, С. Субботин, В. Цибульский, Потребителям нужны реакторы, МИФИ, 2003

6. Приказ Федеральной службы по тарифам от «25» ноября 2008 № 272-э/8 (с приложением)

7. Приказ Федеральной службы по тарифам от «05» августа 2008 г. № 127-э/1 г. Москва «О предельных уровнях тарифов на электрическую энергию на 2009 год»