Теоретические основы повышения эффективности деятельности предприятия в современных условиях

Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли мазута до 2-4% в 2015 г. и соответственного увеличения доли природного газа и угля в пропорции, учитывающей конъюнктуру цен.

Почти 75% запланированных  и строящихся тепловых электростанций общей мощностью около 20 ГВт должно быть введено в трех регионах: в Тюмени - на природном газе, на Северо-Западе - на ТЭЦ с ПГУ на газе, в Сибири - на угле.

Вводы на ГЭС и АЭС  в рассмотренных вариантах незначительны  и ограничиваются в основном уже строящимися электростанциями. Общая мощность строящихся ГЭС чуть больше 9 ГВт: это Богучанская, Бурейская, Нижне-Бурейская, Усть-Среднеканская, Вилюйская ГЭС-3, Аушигерская, Советская, Ирганайская, Зеленчукская, Зарамагская, Гоцатлинская, Белопорожская, Морская, Загорская ГАЭС-1. Потребность в ускоренном вводе отдельных из начатых строительством ГЭС (Бурейские на Дальнем Востоке, Зеленчукская и Ирганайская на Северном Кавказе, Белопорожская в Карелии) обусловлена острым дефицитом электроэнергии в районах их расположения.

Потенциальные проекты  средних и крупных гидроэнергоузлов рассчитаны на общую мощность порядка 100 ГВт. Наиболее важными регионами  строительства ГЭС с точки  зрения дефицита электроэнергии остаются Дальний Восток, Северо-Запад и Северный Кавказ. В ОЭС Центра в период до 2015 г. может быть начато сооружение второй очереди Загорской ГАЭС, в ОЭС Поволжья - Средневолжской ГАЭС.

Важным дополнением  к традиционной гидроэнергетике  может стать развитие малой гидроэнергетики. Технический потенциал малых ГЭС России, мощностью меньше 30 МВт, определен в 60 млрд кВт.ч в год, экономический - в 2,2 млрд кВт.ч; 70% малых ГЭС предполагается строить в Европейской части страны.

В ближайшие годы, в  соответствии с программой развития атомной энергетики России до 2010 г., предполагается завершить строительство и ввод в эксплуатацию блока №5 Курской АЭС, блока №3 Калининской АЭС, блока №1 Ростовской АЭС. Наиболее важными проблемами атомной энергетики, от решения которых зависят масштабы ее будущего развития, являются: обеспечение безопасности АЭС; решение вопроса с выводом из эксплуатации отрабатывающих свой ресурс АЭС; обеспечение конкурентоспособности атомной энергетики по сравнению с альтернативными энергетическими технологиями. Продление срока эксплуатации всех АЭС на 5 лет приведет к снижению капитальных затрат на уровне 2015 г. на 5 млрд долл. При этом установленная мощность АЭС к 2015 г. достигнет 18 ГВт.

Необходимо существенно  расширить использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии там, где это экономически выгодно: ветроустановок для удаленных потребителей, солнечных установок для отопления и горячего водоснабжения, геотермальных вод, установок по производству биогаза из отходов животноводства. Доля нетрадиционных источников, включая использование малых рек, может составить к 2015 г. 1-1,5% в общем энергобалансе страны.

В России имеется значительный потенциал приливной энергии, оцениваемый  величиной 270 млрд кВт.ч в год. В  качестве перспективных объектов рассматриваются: Тугурская ПЭС в южной части Охотского моря с установленной мощностью  
10,3 млн кВт, Мезенская ПЭС на Белом море с установленной мощностью 15,2 млн кВт. Однако ввод этих объектов возможен лишь в дальней (за 2015 г.) перспективе.

Важным направлением развития систем энергоснабжения малых городов и поселков городского типа является строительство небольших ТЭЦ с ПГУ и ГТУ, с электрической мощностью блоков 15-25 МВт и теплофикационной мощностью 20-30 Гкал/ч. Сравнительно меньший объем первоначальных инвестиций в небольшие электростанции и возможность быстрого освоения этих инвестиций позволят проводить целенаправленную политику кредитования, дадут

дополнительные преимущества при поиске инвесторов для такого строительства.

Принципиальное значение для развития электроэнергетики страны может иметь ускоренный вывод из эксплуатации неэкономичных электростанций до 2000 г.; возможный объем вывода определен в 16 ГВт. Как показывают наши исследования, при этом в период до 2005 г. должны возрасти вводы: на 6 ГВт при высоком энергопотреблении и на 3,7 ГВт при низком энергопотреблении, что потребует дополнительных инвестиций в размере 4 млрд долл. и 2,7 млрд долл., соответственно. Отсюда следует необходимость взвешенного подхода к решению вопроса об ускоренном выводе неэкономичных электростанций.

В России в начале 60-х  годов вводилось в среднем  в год более10 тыс. км ВЛ напряжением 110 кВ и выше. После распада СССР эти вводы существенно сократились  и составили за 1991-98 гг. примерно столько, сколько вводилось до 1991 г. за один год.

Вместе с тем тысячи километров линий электропередачи  напряжением 110-220 кВ и миллионы подстанций отработали срок службы и подлежат восстановлению. Техническое состояние наиболее массовых электрических сетей сельскохозяйственного назначения (35 кВ и ниже) таково, что по меньшей мере треть сетей требует замены. Развитие электрических сетей в предстоящие 20 лет потребует значительного объема реконструкции и технического перевооружения сетевых объектов и нового сетевого строительства.

Важная роль в этом процессе будет принадлежать выбору модели управления Федеральным оптовым рынком электроэнергии и мощности. При современном состоянии сети в рамках ЕЭС России невозможно обеспечить условия свободного доступа производителей электроэнергии к передающей сети из-за значительного числа слабых связей, что ограничивает возможности создания конкурентного рынка электроэнергии в России. То же относится к перспективе создания конкурентных рынков электроэнергии в рамках отдельных ОЭС. Поэтому для формирования конкурентного рынка потребуется усиление значительного числа слабых связей, особенно там, где сложилась наиболее неблагоприятная ситуация - в ОЭС Северо-Запада, Сибири, Урала и Поволжья, а также межсистемных связей между ОЭС, особенно между ОЭС Сибири и Урала. К первоочередным задачам относится, в частности, строительство новой линии электропередачи напряжением 1150 кВ, связывающей ОЭС Сибири, Урала, Поволжья и Центра и проходящей по территории России.

Важнейшее значение для  усиления системообразующих связей по направлению Сибирь-Урал может иметь завершение строительства и перевод на номинальное напряжение линии электропередачи 1150 кВ Итат-Экибастуз-Челябинск и заключение соответствующего договора с Казахстаном по эксплуатации и использованию этой передачи. В ближайшее время необходимо ввести дополнительные линии электропередачи напряжением 330, 500 и 750 кВ в различных регионах России, в том числе, в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районах, например, в Якутии.

В обозримом будущем  высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока; сети 750 и 500 кВ будут развиваться для усиления межсистемных связей между ОЭС и основных связей в крупнейших ОЭС России. Сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС Европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций; в распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений 110-35-10(6)-0,4 кВ. Оценки необходимого объема ввода линий электропередачи приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Необходимый объем ввода  линий электропередачи до 2015 г.

Развитие электрических  сетей предполагает не только строительство  новых линий электропередачи, но и повышение управляемости электрических  сетей путем применения усовершенствованных  технических средств управления (в том числе управляемых реакторов, статических тиристорных компенсаторов, фазоповоротных трансформаторов, более современных РПН для трансформаторов и автотрансформаторов, вставок постоянного тока и др.). Это позволит повысить пропускную способность электрических сетей, надежность и экономичность их работы, улучшить качество электрической энергии. Важной задачей является повышение степени компенсации реактивной мощности до 100% в сетях 750 кВ и до 80-100% в сетях 500 кВ. Для распределительных электрических сетей предстоит решить задачи автоматизации и телемеханизации электросетевых объектов, разукрупнения центров питания, широкого внедрения изолированных проводов, внедрения автономных энергоисточников.

Требуемые инвестиции в  развитие электрических сетей оцениваются  величиной в 40 млрд долл. для сценария высокого уровня электропотребления и 30 млрд долл. - для сценария низкого уровня электропотребления.

Важнейшее значение для  развития электроэнергетики России имеет расширение интеграции ЕЭС  России с объединенными энергосистемами стран ближнего и дальнего зарубежья. Восстановление эффективно работающего энергообъединения стран СНГ должно рассматриваться как одна из главных задач в этом направлении. Выявлено существенное влияние связей с объединенными энергосистемами стран ближнего зарубежья на величину оптимальной пропускной способности межсистемных связей внутри ЕЭС России.

Стратегия взаимодействия России с энергообъединениями стран  дальнего зарубежья должна формироваться  с учетом масштабов и принципов  участия ЕЭС России в общеевропейском электроэнергетическом рынке и в Евроазиатском энергообъединении. Первоочередной задачей здесь является использование уже существующих 11 линий электропередачи напряжением 220-750 кВ между странами СНГ и Восточной Европы. При организации совместной синхронной работы UCPTE и энергообъединения СНГ существующие межсистемные связи между странами могли бы дать существенный экономический эффект за счет экономии топлива и уменьшения затрат на пиковую генерирующую мощность и, возможно, достаточно быстро окупить затраты, связанные с синхронизацией работы энергообъединений.

Для повышения эффективности  энергетического сотрудничества необходимо, чтобы развитие электрических связей рассматривалось совместно с  развитием систем транспорта первичных  энергоресурсов с целью оптимизации соотношений между соответствующими потоками.

Созданию Единого энергетического  пространства на Евроазиатском континенте могут способствовать рассматриваемые  сейчас проекты Балтийского и  Черноморского кольца, передачи постоянного  тока мощностью 4000 МВт Россия-Беларусь-Польша-Германия и ряд других международных проектов. Необходимо учитывать также и другие направления интеграции, в том числе проекты развития связей между энергообъединениями России и Китая, Японии, Кореи, энергообъединениями России и США.

Развитие межсистемных линий электропередачи, усиление межсистемных связей между ОЭС России, между  ЕЭС России и ОЭС стран СНГ  может позволить приступить к  формированию мощной протяженной цепи Япония-Китай-Сибирь- Казахстан - Европейская часть России - другие страны СНГ - Восточная Европа - Западная Европа и может явиться важным этапом в создании Евроазиатского суперэнергообъединения.

При разработке стратегии  развития российской электроэнергетики  был выполнен прогноз средней  цены электроэнергии с учетом затрат на производство электроэнергии и ее передачу по сетям высокого и сверхвысокого напряжения (330 кВ и выше) по объединенным энергосистемам при различных вариантах роста электро- и теплопотребления. Анализ динамики цен показывает, что в перспективе до 2015 г. следует ожидать существенного, в 1,5-2 раза, увеличения цены при производстве и транспорте электроэнергии, что в значительной степени обусловлено необходимостью вложения крупных инвестиций на замену выбывающего оборудования электростанций.

Цены на электроэнергию в разных регионах России останутся  на всем рассматриваемом промежутке времени существенно различными. По нашим оценкам, цена электроэнергии будет наименьшей в регионах Сибири и Тюмени (на 1-2 цент/кВт.ч меньше, чем в других регионах). Это делает необходимым усиление межсистемных связей между отдельными регионами и организацию в перспективе единого оптового рынка электроэнергии в рамках ЕЭС России.

Создание эффективной  системы управления субъектами хозяйствования в электроэнергетике России является в настоящее время ключевой стратегической задачей в повышении эффективности функционирования отрасли.

Как показывает анализ опыта  работы крупных энергосистем и энергообъединений  в мире, минимизация затрат на развитие, производство, транспорт и распределение электроэнергии может быть достигнута за счет различных схем организации управления: централизованного оптимального управления в рамках одной вертикально интегрированной энергокомпании (ЕЭС бывшего СССР, EDF во Франции), скоординированного оптимального управления при наличии нескольких энергокомпаний (пулы в США), конкурентного рынка (Англия, Норвегия). Выбор наиболее подходящей модели управления определяется в значительной степени особенностями сложившихся энергосистем, их функциональными свойствами, отношениями собственности. При этом опыт преобразований других стран имеет лишь косвенное значение для России и не может быть просто скопирован.

Рассматривая с этих позиций пути дальнейших преобразований в электроэнергетике, необходимо исходить из обязательности сохранения Единой энергосистемы России, поскольку она в настоящее время является важнейшим фактором стабильности экономики страны. Необходимо также учитывать следующее.

• Для введения свободной конкуренции в электроэнергетике нужно, чтобы состояние и развитие национальной экономики были устойчивыми, чтобы сложилась практика цивилизованного выполнения контрактов с соблюдением всех принятых сторонами обязательств.
• Относительно слабые межсистемные связи в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка со свободным доступом к передающей сети могут привести к увеличению стоимости электроэнергии для конечных потребителей за счет оплаты системных ограничений по пропускной способности; поэтому требуется устранение “узких мест” в системе передачи электроэнергии до ввода свободной конкуренции.
• Недостаточное инвестирование отрасли в строительство новых электростанций, реконструкцию и замену стареющего оборудования при росте потребностей в электроэнергии может уже в недалекой перспективе привести к дефициту генерирующих мощностей, необходимых для обеспечения снижения цены на электроэнергию на оптовом рынке, и эта цена окажется чрезмерно высокой для конечных потребителей.
• Из-за имеющегося в настоящее время в России значительного избытка мощностей, при введении свободной конкуренции, хотя бы на уровне производства электроэнергии, многие электростанции придется остановить. Весьма непросто обосновать при этом необходимость ввода в перспективе новых генерирующих мощностей.