Perspektivy rozvoje a umístění světového elektroenergetiky. Problémy a perspektivy rozvoje a umístění elektroenergetiky v Rusku. Pokrok ve výrobě elektřiny

Speciálně pro portál Perspectives

Vladimír Kondratěv

Vladimir Borisovič Kondratiev – doktor ekonomie, profesor, vedoucí Centra pro průmyslový a investiční výzkum na Ústavu světové ekonomiky a mezinárodních vztahů Ruské akademie věd

Elektroenergetika zažívá neméně radikální změny než při hromadné výstavbě jaderné reaktory v 60. – 70. letech 20. století. Roste podíl alternativních zdrojů energie, zvyšuje se nerovnováha cen uhlí a zemního plynu a přehodnocuje se role jaderné energetiky. Světová ekonomika se mění z energeticky deficitní na energeticky bohatou. Druhá část článku zkoumá globální vyhlídky průmyslu a způsoby jeho reformy v EU, Indii, Brazílii, Jižní Koreji a podrobněji v Rusku.

Rozsáhlé změny, které v současné době probíhají v globálním energetickém sektoru, probíhají poměrně pomalu a pro ostatní jsou často nepostřehnutelné. Energetické společnosti a politici však již nyní čelí novým výzvám a na tom, jak budou zodpovězeny, závisí budoucnost odvětví na mnoho dalších let.

Evropská unie

Ve srovnání s průměrnou globální strukturou výroby elektřiny je v zemích Evropské unie znatelně vyšší podíl jaderných elektráren (téměř 30 %), ale i alternativních zdrojů energie – větru, biomasy apod. (cca 8 %).

Rýže. 1.

Zdroj: U. S. Energie Informace Správa. Mezinárodní Energie Statistika. Elektřina. NÁS. Ministerstvo energetiky. Umýt. D . C.

Hlavním orgánem odpovědným za rozvoj a koordinaci energetické politiky EU je Generální ředitelství pro energetiku (do roku 2010 – Generální ředitelství pro energetiku a dopravu). Následné úrovně regulace se vztahují k úrovni jednotlivých členských zemí EU, z nichž každá může mít odlišné systémy řízení odvětví. Jeden zástupce z každé země EU je členem sdružení regulátorů ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas) Asociace byla vytvořena Evropskou komisí jako poradní orgán pro vytváření vnitřního trhu s elektřinou. sdružení je vypracováním návrhů zákonů a strategických dokumentů pro rozvoj průmyslu.

Liberalizace trhů EU neznamenala povinnou privatizaci elektroenergetiky. V mnoha zemích stále existují velké výrobní společnosti, jejichž většinu akcií vlastní stát (Itálie, Švédsko). Pro EU jako celek jsou typické společnosti s velkým podílem a silou na trzích příslušných zemí: jedná se o EdF ve Francii, EdP v Portugalsku, Electrabel v Belgii atd.

Funkce přenosu elektřiny a řízení režimů energetické soustavy ve většině zemí vykonávají provozovatelé soustav. V současné době je v EU 34 provozovatelů soustav sdružených v asociaci ENTSO-E. V souladu s Třetím balíčkem energetických zákonů provádí celoevropské plánování a koordinaci paralelních energetických systémů.

Směrnice ES z 26. června 2003 uložila členským státům EU povinnost deregulovat a liberalizovat elektroenergetiku. Směrnice také počítala s následným sjednocením místních trhů s elektřinou do jednotného vnitřního trhu EU. Cílem reformy bylo zvýšit efektivitu elektroenergetiky, snížit ceny elektřiny, zlepšit kvalitu služeb a zvýšit konkurenci.

Především se počítalo s oddělením vertikálně integrovaných energetických společností podle druhu činnosti a zajištěním hospodářské soutěže v odvětví výroby a prodeje. O povinné změně vlastnictví nešlo, pokud provozovatelé přenosových a distribučních sítí poskytovali nediskriminační přístup k síti s ekonomicky oprávněnou cenou připojení. Klíčovým prvkem oddělení bylo vytvoření nezávislých řídících a rozhodovacích orgánů v přenosových, distribučních a výrobních společnostech.

Směrnice byla zaměřena na vytvoření kompatibilních podmínek pro dodávky elektřiny spotřebitelům v členských státech EU, které dále povedou k jednotnému evropskému trhu s elektřinou. Mezi tyto podmínky patří: úroveň konkurence na trhu, ekonomická realizovatelnost nákladů na elektřinu, možnost svobodného výběru dodavatele, systém výběrového řízení na zavedení nových kapacit, snížení emisí CO 2 do atmosféry atd.

V důsledku reformy je evropský trh s elektřinou konglomerátem vzájemně propojených regionálních trhů (Pobaltí; východní střední Evropa; západ střední Evropa; jih střední Evropa, severní Evropa; jihozápadní Evropa a Francie-UK-Irsko).

Jedním z hlavních problémů na cestě k vytvoření jednotného trhu je přítomnost přetížení na přeshraničních úsecích mezi regionálními trhy. Očekává se, že tento problém vyřeší stimulací investic do síťové infrastruktury a dokončením vytváření jednotného trhu do roku 2014. Severoevropský trh, zejména jeho skandinávská část, je považován za nejrozvinutější. Tento trh má jedny z nejnižších cen v Evropě a likvidita přesahuje 30 %.

V EU existuje 9 hlavních energetických burz: NordPool, EEX, IPEX, Powernext, APX NL, APX UK, Belpex, Endex a Omel. V minulé roky Existuje tendence slučovat burzy a rozšiřovat území, které pokrývají. Všechny burzy obchodují na den předem, některé mají také intradenní, vyrovnávací a termínové trhy.

Navzdory liberalizaci si mnoho zemí ponechává významný podíl regulovaných dodávek elektřiny. Ve větší míře se to týká nových členů EU – Bulharska, Estonska, Litvy, Lotyšska, Maďarska, Polska, Rumunska, Slovenska, nicméně regulované tarify pro obyvatelstvo zůstávají v některých zemích s rozvinutými trhy, jako je Francie a Itálie.

Indie

Více než 30 % generujících aktiv je kontrolováno vládou na národní úrovni. Největší výrobní společnosti jsou National Hydro-Generating Corporation, Atomic Power Corporation of India a National Thermal Power Corporation. Na úrovni státu vláda vlastní 52 % výrobních a distribučních společností. Stát ovládá společnost PowerGrid of India Corporation, která je zodpovědná za provoz a rozvoj národního energetického systému. Přibližně 13 % produkce na státní úrovni je v soukromém vlastnictví.

Dominuje struktura výroby elektřiny tepelné elektrárny na uhlí. Ve srovnání se světovým průměrem hrají v Indii poměrně velkou roli vodní elektrárny (25 %) a obnovitelné zdroje energie (7 %) - především biomasa (obr. 2).

Rýže. 2. Struktura výroby elektřiny podle druhu paliva

Zdroj . C.

Ministerstvo energetiky Indie je obecně odpovědné za rozvoj průmyslu a tvorbu energetické politiky v zemi. Za provádění domácích energetických politik na státní úrovni odpovídají jejich vlády.

Tarify za výrobu elektřiny vládními výrobními společnostmi a za přenos elektřiny prostřednictvím přenosových sítí stanovuje Centrální regulační komise Indie. Na regionální úrovni jsou veřejné služby regulovány 28 státními regulačními komisemi.

V posledních desetiletích indická vláda liberalizovala trhy a přijala opatření ke stimulaci soukromých investic do odvětví elektřiny při zachování vládní regulace tohoto odvětví. Zákon o elektřině, přijatý v roce 2003, se stal hlavním vládním aktem reformy elektroenergetiky. Zákon zrušil požadavky na povinné udělování licencí projektům výstavby energetických zařízení, vytvořil podmínky pro rozvoj konkurence a přilákání zahraničních investorů a zahájil procesy oddělení podle druhu činnosti. S cílem přilákat soukromé investice vydala indická vláda zvláštní pokyny definující pravidla pro účast soukromých investorů na projektech výroby, přenosu a distribuce energie.

Pro rozvoj obchodu s elektřinou zákon stanoví tyto etapy:

stanovení tarifu za prodanou elektřinu příslušnou regulační komisí podle vzorce „výrobní náklady + standardní ziskovost“;

stanovení sazeb na základě konkurenčních nabídek;

cenová konkurence mezi výrobci elektřiny a otevření trhu.

Od června 2002 v zemi působí společnost Power Trading Corporation of India (PTC), jejíž hlavní činností byl v první etapě nákup přebytků elektřiny od výrobců a jejich následný prodej vertikálně integrovaným státním energetickým společnostem na ekonomicky únosné náklady, zajišťující optimální rovnováhu zájmů prodávajících a kupujících.

Společnost PTC nevlastnila žádná výrobní ani síťová aktiva a fungovala jako jediný dodavatel, což minimalizovalo finanční a provozní rizika kupujících a prodejců elektřiny. Garantovala včasné platby výrobcům elektřiny a plnění závazků dodávek elektřiny zákazníkům.

Brazílie

Zde ve výrobní struktuře dominuje vodní energie, která tvoří až 80 % elektřiny vyrobené v zemi. Význam jaderných elektráren, plynových a uhelných elektráren je malý. Poměrně významnou roli hrají elektrárny na biomasu (obr. 3).

Rýže. 3. Struktura výroby elektřiny podle druhu paliva

Zdroj: NÁS. Správa energetických informací. Mezinárodní energetická statistika. Elektřina. NÁS. Ministerstvo energetiky. Umýt. D . C.

Brazílie je spolu s Kanadou a Čínou jednou ze tří zemí s největší výrobou elektřiny z vodních elektráren. Tepelné elektrárny, které jsou rezervou v obdobích nízké dostupnosti vody, jsou silně závislé na dováženém palivu. V současné době je velká pozornost věnována rozvoji větrné a solární energetiky, elektráren využívajících biomasu (zejména etanolu) a malých vodních elektráren.

Elektrárenské podniky v Brazílii lze podle forem vlastnictví rozdělit do tří skupin: státní, komunální a soukromé. Mezi státní podniky patří: "Eletrobrás" - výroba, přenos, distribuce; "Eletronorte" - výroba, přenos, distribuce; "Boa Vista" - distribuce; NUCLEN - jaderná energie; CEPEL - výzkum.

Městské podniky CESP, CEMIG, COPEL, CEEE se zabývají výrobou, přenosem a distribucí, Transmissão Paulista - pouze přenosem elektřiny a dalších 11 městských podniků - výhradně distribucí. Kategorie soukromých podniků zahrnuje 5 výrobních společností a 40 společností zabývajících se distribuční činností.

Největší společností v oboru je holding Eletrobras, jehož 78 % akcií v současnosti vlastní stát. Eletrobras ovládá 40 % instalovaného výrobního výkonu, 60 % přenosových vedení a státní distribuční společnosti. Deset největších společností z hlediska instalovaného výkonu jsou CHESF, Furnas, Eletronorte, Itaipu, CESP (součást holdingu Eletobras), CEMIG-GT, Tractebel, COPEL-GER, AES TIETÊ, Duke Energy. .

Národní propojený energetický systém (Rede Basica / SIN) je jedním z největších na světě jak z hlediska délky sítě, tak instalovaného výkonu. Mimo SIN existuje izolovaný systém pro část amazonské oblasti, kterou ovládá Eletobras. Brazílie je spojena elektrickým vedením s Paraguayí, Argentinou, Venezuelou a Uruguayí.

Hlavní ustanovení sektorové politiky určuje prezident země na základě předběžných konzultací vedených Národní radou pro energetickou politiku a Výborem liniových ministerstev (CNPE). CNPE zahrnuje Ministerstvo hornictví a energetiky (MME), Ministerstvo financí a Ministerstvo životního prostředí.

Kromě MME (vedoucí ministerstvo) je za strategii a plánování rozvoje elektroenergetiky odpovědná Státní výzkumná společnost pro energetiku (EPE). EPE vyvíjí strategii na 10leté období s ročními úpravami a na 25leté období s úpravami každé 3 až 4 roky. Klíčové dokumenty definující pravidla pro fungování brazilského elektroenergetického sektoru jsou vypracovány v EPE a předány MME k dalšímu schválení výborem příslušných ministerstev.

Nezávislým regulátorem je National Electricity Agency (ANEEL), autonomní orgán oprávněný zákonem, administrativně propojený s MME, ale není mu podřízen. ANEEL reguluje a kontroluje výrobu, přenos a distribuci elektřiny v souladu s platnými zákony, směrnicemi a vládními politikami.

Zpočátku se brazilský energetický sektor rozvíjel prostřednictvím soukromého kapitálu. Do 30. let 20. století byla výroba elektřiny řízena především dvěma velkými zahraničními asociacemi – americko-kanadským („Group Light“) a americkým (AMFORP). Následně stát začal prosazovat politiku znárodňování průmyslu. V roce 1961 byly vytvořeny Eletrobrás a MME a v roce 1978 stát získal Group Light.

V 90. letech byly páteří brazilského energetického sektoru vertikálně integrované společnosti, většinou ve vlastnictví státu. Hyperinflace, dotovaná tarifní politika a nedostatečné financování vedly k potřebě reformovat průmysl. V roce 1996 byly zavedeny reformy zaměřené na liberalizaci trhu. V roce 1998 byl vytvořen velkoobchodní trh s elektřinou, který začal fungovat v roce 2001 po stanovení norem a provozního řádu. V letech 1995 až 1998 bylo zprivatizováno 60 % distribučních společností.

Výsledkem těchto opatření bylo snížení vládních výdajů na investice do rozvoje infrastruktury přilákáním soukromého kapitálu a stimulací volné hospodářské soutěže. Výrazně se zvýšila úroveň zákaznických služeb, snížil se objem krádeží elektřiny, neplacení a technických ztrát. Avšak mnohaleté sucho, které se projevilo na objemu výroby elektřiny v podmínkách dominance vodních elektráren, nedokonalý mechanismus regulace a řízení průmyslu, neúspěšné rozložení investic a jejich nedostatečný objem, stejně jako poptávka převyšující nabídku, neutralizovala. pozitivní efekt reforem a byly hlavními důvody krize v letech 2001 - 2002.

Hlavními směry nové reformy byla centralizace rozhodování a větší role vládní regulace. Dále byly řešeny úkoly zajištění spolehlivého zásobování spotřebitelů energií a poskytování univerzálního přístupu k elektřině prostřednictvím sociálních programů.

V Brazílii existují dvě platformy pro uzavírání prodejních smluv elektrická energie:

„Ambiente de Contrataçăo Regulado“ (ACR) – pro uzavírání regulovaných smluv (na rok, 3 a 5 let dopředu). Jsou zde uvedeny předměty výroby a rozvodu elektrické energie. Prodeje a nákupy se uskutečňují prostřednictvím každoroční aukce organizované ANEEL na žádost MME;

„Ambiente de Contrataçăo Livre“ (ACL) – pro uzavírání neregulovaných smluv. Zastupuje výrobní subjekty, prodejní organizace, dovozce a vývozce elektřiny i velké spotřebitele.

Jižní Korea

Struktura výroby elektřiny v Jižní Koreji je vcelku jednotná. Hlavní podíly pocházejí z uhelných elektráren, elektráren na zkapalněný plyn a jaderných elektráren. Podíl jaderné energie je přitom znatelně vyšší než světový průměr (obr. 4).

Rýže. 4 . StrukturageneraceelektřinaPodledruhpalivo

Zdroj: USA Správa energetických informací. Mezinárodní energetická statistika. Elektřina. NÁS. Ministerstvo energetiky. Umýt. D . C.

Přibližně 93 % elektřiny v zemi pochází z státní společnost KEPCO („Korean Electric Power Company“), ve které stát vlastní 51 % akcií. Zbývajících 7 % tvoří soukromé společnosti.

Regulaci provádí Korejská komise pro elektřinu (KOREC), založená v dubnu 2001 pod Ministerstvem obchodu, průmyslu a energetiky (MOCIE). Hlavní cíle KOREC jsou: vytvoření konkurenčního prostředí pro elektroenergetické společnosti; řešení problémů ovlivňujících práva spotřebitelů energie; řešení sporů souvisejících s obchodní činností v elektroenergetice.

Základní plán reformy odvětví elektřiny v Jižní Koreji byl schválen v roce 1998 a stanovil postupný přechod na konkurenční trh:

1. etapa (2000-2002) - trh ve formě poolu elektřiny, v rámci kterého je cena určována na základě nákladů na výrobu elektřiny;

2. etapa (2003-2008) - rovněž trh ve formě poolu, nyní je však cena určována na základě cenových nabídek výrobců a spotřebitelů elektřiny;

3. etapa (od roku 2009) - maloobchodní soutěž.

V roce 2000 byla vytvořena Korean Power Exchange (KPX), jejímž hlavním úkolem byla správa energetického fondu. V roce 2001 začal bazén fungovat. K přechodu do druhé fáze reformy však nikdy nedošlo: jihokorejský trh s elektřinou stále funguje jako pool elektřiny, na kterém se kupující nepodílejí na tvorbě cen.

V roce 2009 byl z iniciativy vlády zahájen projekt zkoumání možných variant reformy elektroenergetiky. Současný model se nadále zdokonaluje, aby se zlepšily podmínky hospodářské soutěže mezi výrobci.

V současné době KPX kromě funkcí komerčního operátora pro správu energetického poolu plní funkce systémového operátora, mezi které patří správa elektrických sítí a zajištění spolehlivého fungování energetické soustavy. Kromě toho KPX provádí dlouhodobé plánování rozvoje výrobních a elektrických sítí s cílem zajistit spolehlivost dodávek elektřiny. Burza také poskytuje účastníkům trhu a spotřebitelům elektřiny informace potřebné pro obchodní rozhodnutí.

Účastníky poolu elektřiny jsou výrobci elektřiny (od roku 2009 - 6 dceřiných společností výrobců KEPCO a 295 soukromých výrobců elektřiny) a jeden odběratel elektřiny (KEPCO).

Rusko

Elektroenergetika je základním odvětvím ruské ekonomiky, která zajišťuje elektrickou a tepelnou energii pro potřeby národního hospodářství a obyvatelstva a také exportuje elektřinu do zemí SNS a zahraničí. Udržitelný rozvoj a spolehlivé fungování průmyslu do značné míry určují energetickou bezpečnost země a jsou důležitými faktory jejího úspěšného ekonomického rozvoje.

Moderní elektroenergetický komplex Ruska zahrnuje asi 600 elektráren s výkonem každé přes 5 MW. Celkový instalovaný výkon ruských elektráren je 223,1 GW. Struktura generování je znázorněna na obr. 5.

Rýže. 5. Struktura výroby podle druhu paliva v roce 2011

Zdroj: Rosstat, Ministerstvo energetiky Ruské federace.

Každý rok všechny stanice vyrobí asi bilion kWh elektřiny. V roce 2012 vyrobily elektrárny Jednotného energetického systému Ruska 1 053,4 miliardy kWh (o 1,23 % více než v roce 2011).

Vedoucí postavení v oboru zaujímá tepelná energetika, která je pro Rusko historicky zavedeným a ekonomicky oprávněným vzorem. Nejrozvinutější a nejrozšířenější jsou tepelné elektrárny pro všeobecné použití, pracující na fosilní paliva (plyn, uhlí), především parní turbíny, které tvoří asi 70 % elektřiny vyrobené v zemi. Největší tepelná elektrárna na území Ruska je největší na euroasijském kontinentu, Surgutskaya GRES-2 (5600 MW), na zemní plyn (z dob SSSR zachovaná zkratka GRES znamená státní regionální elektrárna) . Z uhelných elektráren má největší instalovaný výkon Reftinskaya GRES (3800 MW). Mezi největší ruské tepelné elektrárny dále patří Surgutskaja GRES-1 a Kostromskaja GRES, každá s výkonem přes 3 tisíce MW. V procesu průmyslové reformy byly největší ruské tepelné elektrárny sloučeny do velkoobchodních výrobních společností (OGK) a teritoriálních výrobních společností (TGK).

Vodní elektrárny poskytují systémové služby (frekvence, výkon) a jsou klíčovým prvkem pro zajištění spolehlivosti Jednotného energetického systému země. Vodní elektrárny jsou ze všech existujících typů elektráren nejmanévrovatelnější a jsou schopny v případě potřeby rychle zvýšit objem výroby, pokrývající špičková zatížení. Rusko má velký potenciál pro rozvoj vodní energie: v zemi je soustředěno asi 9 % světových vodních zdrojů. Pokud jde o vybavenost těmito zdroji, Rusko je na druhém místě na světě po Číně, před USA, Brazílií a Kanadou.

V současné době v zemi funguje 102 vodních elektráren s výkonem přes 100 MW. Celkový instalovaný výkon hydraulických bloků všech vodních elektráren v Rusku je přibližně 46 000 MW (5. místo na světě). V roce 2011 vyrobily ruské vodní elektrárny 153,3 miliardy kWh elektřiny. Na celkovém objemu výroby elektřiny činil podíl vodních elektráren 16 %.

Během reformy elektroenergetiky byla vytvořena federální hydroenergetická společnost JSC HydroOGK (současný název - JSC RusHydro), která sjednotila většinu vodních zdrojů země. Donedávna byla za největší ruskou vodní elektrárnu považována VE Sayano-Shushenskaya o výkonu 6 721 MW (Khakassie). Po tragické nehodě ze 17. srpna 2009 však byla jeho kapacita částečně vyřazena z provozu.

Rusko má technologii jaderné energetiky s plným cyklem od těžby uranových rud až po výrobu elektřiny. Země dnes provozuje 10 jaderných elektráren (celkem 33 energetických bloků) s instalovaným výkonem 23,2 GW, které vyrábějí asi 15 % veškeré vyrobené elektřiny. Ve výstavbě je dalších 5 jaderných elektráren. Jaderná energetika se široce rozvinula v evropské části Ruska (30 % celkové výroby elektřiny), zejména na severozápadě (37 %). V prosinci 2007 byla v souladu s dekretem prezidenta Ruské federace vytvořena Státní korporace pro atomovou energii Rosatom, která spravuje všechna jaderná aktiva, včetně civilní části jaderného průmyslu a komplexu jaderných zbraní. Je také pověřena úkoly plnění mezinárodních závazků Ruska v oblasti mírového využití jaderné energie a režimu nešíření jaderných materiálů.

Hlavní elektrická zařízení v Rusku byla postavena během sovětského období. Již koncem 80. let se však objevily známky zpomalení tempa rozvoje průmyslu: obnova výrobních kapacit začala zaostávat za růstem spotřeby elektřiny. V 90. letech výrazně poklesl objem spotřeby elektřiny a zároveň se prakticky zastavil proces obnovy kapacity. Pokud jde o technologické ukazatele, ruské energetické společnosti výrazně zaostávaly za svými protějšky ve vyspělých zemích. Neexistovaly žádné pobídky ke zvýšení účinnosti, racionálnímu plánování způsobů výroby a spotřeby elektřiny nebo úsporám energie. Kvůli snížené kontrole dodržování bezpečnostních pravidel a výraznému znehodnocení majetku docházelo k velké pravděpodobnosti závažných havárií.

Průmysl vyžadoval naléhavé rozsáhlé transformace, které by pomohly aktualizovat klíčové kapacity, zlepšit účinnost, spolehlivost a bezpečnost dodávek energie spotřebitelům. Za tímto účelem vláda Ruské federace na počátku 21. století stanovila kurz pro liberalizaci trhu s elektřinou, reformu průmyslu a vytvoření podmínek pro přilákání rozsáhlých investic do odvětví elektřiny.

V letech 2000-2001 Soukromý sektor byl považován za hlavní možný zdroj investičních zdrojů. Byl implementován princip oddělení vertikálně integrované odvětvové struktury. Zároveň došlo k oddělení tzv. přirozených monopolů - přenos elektřiny, operativní dispečerské řízení - od konkurenčních odvětví: výroba a prodej, opravy a servis.

Monopoly, stejně jako jaderné elektrárny, zůstaly pod státní kontrolou, zatímco výrobní, distribuční a opravárenské společnosti se musely stát soukromými a vzájemně si konkurovat. Díky tomu byly vytvořeny předpoklady pro volný trh s elektřinou, jehož ceny neurčuje stát, ale jsou určovány na základě vztahu nabídky a poptávky. Soukromé energetické společnosti se podle očekávání začnou zajímat o zvyšování efektivity a snižování nákladů.

Na základě tepelné výroby bylo vytvořeno šest extrateritoriálních struktur - velkoobchodních výrobních společností (WGC). Vodní elektrárny (společnost RusHydro) byly odděleny do samostatné stavby. Kromě toho bylo vytvořeno 14 územních výrobních společností (TGC), které zahrnovaly především tepelné elektrárny. Na základě distribučních sítí vznikly meziregionální společnosti distribučních sítí (IDGC) sdružené do holdingu, jehož kontrolní podíl zůstal státu (na rozdíl např. od Ukrajiny, kde se všechna oblenerga transformovala na samostatné společnosti). Nakonec se páteřní sítě dostaly pod kontrolu Federal Grid Company (FSK).

Nařízení vlády „O reformě elektroenergetiky Ruská Federace“ byla přijata v červenci 2001, vlastní reforma začala v roce 2003. Začátkem roku 2008 byla dokončena tvorba OGK a TGK, které byly privatizovány. Noví vlastníci, mezi které patřily jak státní (Gazprom, Inter RAO), tak ruské a zahraniční soukromé společnosti (Norilsk Nickel, Eurosibenergo Olega Děripasky, italský Enel, německý E.ON), podepsali velmi vážné investiční závazky.

Obecně od roku 2008 ruský energetický trh žije a funguje podle nových pravidel. Výsledky této práce však vypadají velmi rozporuplně a plně neuspokojují jak vládu, tak spotřebitele elektřiny.

Nejnápadnějším důsledkem reformy bylo zvýšení sazeb za elektřinu, které se za pět let více než zdvojnásobily. A pokud jsou pro obyvatelstvo jeho náklady stanoveny státem a jsou stále udržovány na relativně nízké úrovni, pak průmyslové podniky někdy platí více než jejich evropská konkurence. Do roku 2012 se průměrné ceny pro průmyslové spotřebitele v Rusku přiblížily americké úrovni (obr. 6) – navzdory tomu, že před reformou byly o více než polovinu nižší.

Rýže. 6. Průměrné ceny elektřiny pro průmyslové spotřebitele
v Rusku a USA v amerických centech za 1 kWh

Od roku 2002 se ceny pro průmysl zvýšily 2,7krát, což připravilo domácí ekonomiku o jednu z nejdůležitějších konkurenčních výhod.-nižší náklady na energii ve srovnání s jinými vyspělými zeměmi. Nepředvídatelný nárůst ceny elektřiny zpochybnil konkurenceschopnost Ruska na světovém trhu. Ziskovost energeticky náročných odvětví se tedy znatelně snížila: jestliže např. v hutnictví v roce 2008 byla 21-32 %, tak v roce 2012 to bylo 6-13 %, což je ještě méně než v krizovém roce 2009. .

Soutěž, do které se takové naděje upínaly, se neuskutečnila. Navzdory vytvoření velkoobchodního trhu s elektřinou v Rusku a upuštění od regulace cen pro průmyslové spotřebitele sazby nadále rostou a kvalita služeb poskytovaných tímto odvětvím je stále nízká. Citelný je zejména nedostatek svobodné volby dodavatele.

Situace s připojováním nových spotřebitelů, především průmyslových, se prudce zhoršila. Podle Institutu pro problémy přírodních monopolů činily měrné náklady na připojení na 1 kW výkonu v roce 2010 1,5 tisíce dolarů, zatímco v jiných zemích je připojení buď zcela zdarma, nebo stojí od 50 do 200 dolarů. připojení nových spotřebitelů k síti se stalo obrovským problémem. Tento proces trvá v průměru více než devět měsíců. Podle některých ruských expertů je tento faktor jednou z hlavních bariér bránících rozvoji malého a středního podnikání v Rusku.

Investice do ruské energetiky v potřebném objemu nakonec ještě nedorazily. Investiční závazky, které převzali noví vlastníci OGK a TGK, nebyly splněny. Podle Rosstatu bylo v roce 2009 (tedy po dokončení reformy) zprovozněno 1,9 milionu kW nových kapacit. To je nižší než v roce 2005 (2,2 milionu kW), výrazně nižší než v roce 1990 (3,7 milionu kW) a dokonce více než v roce 1985 (9 milionů kW). V roce 2011 se sazby za uvedení kapacity do provozu snížily a dosáhly 1,5 milionu kW. Ještě výmluvnější jsou čísla za jednotlivá pětiletá období (tab. 1).

Tabulka 1. Uvedení nových kapacit do provozu v elektroenergetice za pětileté období, mil. kW

Vývoj světové energetiky na počátku 21. století. bude určována komplexním vlivem mnoha ekonomických, přírodních, vědeckých, technických a politických faktorů. Hodnocení dlouhodobého růstu spotřeby energie na základě očekávaného tempa globálního energetického vývoje vede k závěru, že průměrný roční nárůst do let 2030-2050. bude pravděpodobně 2-3%. Bude výrazně větší. Vzhledem k předpokládanému růstu populace na 8,5 miliardy lidí do roku 2025, z nichž 80 % bude žít v rozvojových zemích, lze očekávat, že tyto země budou hrát rozhodující roli v celosvětové spotřebě energie. To způsobí prudký nárůst jeho produkce. Zvýšení výroby elektřiny bude mít za následek vážné znečištění přírodního prostředí. Role v zásobování energií bude v budoucnu vzrůstat vzhledem k rozsáhlým zásobám této suroviny a také šetrnosti tohoto typu paliva k životnímu prostředí.

Přechod od ropy k plynu je třetí energetická revoluce (první je přechod od dřeva k uhlí, druhá je od uhlí k ropě). Ropa se nyní stala předním zdrojem ve světové energetické bilanci. Ceny ropy budou určovat tempo restrukturalizace globální energetické bilance. Předpokládá se, že celosvětová spotřeba vzroste do roku 2030 na téměř 8 miliard tun, protože přeměna všech uhelných tepelných elektráren na ropu nebo plyn je velmi nákladná.

Na Mezinárodní konferenci o využívání energetických zdrojů (1989) bylo dosaženo efektivního řešení problému, což v mnoha zvýšilo počet příznivců jeho rozvoje.

Naopak (provincie Ontario) vyhlásila moratorium na výstavbu nových jaderných elektráren. Jaderné elektrárny ve východní Evropě vzbuzují vážné obavy, i když jaderné elektrárny na Slovensku patří z hlediska výkonu k nejlepším na světě. Řeší se problémy bezodpadového využití přírodního uranu jako jednorázového paliva a také zpracování a zneškodnění radioaktivního odpadu.

Mnoho zemí má odlišný přístup k využívání vodních zdrojů energie. Velké vodní elektrárny plánuje pouze Čína. Do roku 2000 je na čínských řekách projektováno 60 velkých vodních elektráren o celkovém výkonu 70 GW.

Nejslibnějším směrem ve výrobě energie je využití solární energie (fotovoltaická přeměna) a teplotního gradientu oceánu k výrobě elektřiny, větrné energie, geotermální energie, energie a energie hornin, palivové články, zpracování dřeva na kapalné palivo, zpracování komunálního odpad, využívající bioplyn získaný zpracováním průmyslových a zemědělských odpadů. Ve vývoji těchto technologií vedou vyspělé země, především Japonsko, Kanada a Dánsko. Kromě toho dochází k vývoji, jak zvýšit využití vodních zdrojů, postavit malé elektrárny na úpravnách vody, zavlažovací kanály, pomocí nového designu vodních elektráren s nízkým tlakem vody.

Moderní ekonomický rozvoj akutně odhalil hlavní problémy ve vývoji energetického komplexu. Éra uhlovodíků pomalu, ale jistě spěje ke svému logickému závěru. Musí být nahrazena inovativní technologie, s nímž hlavní energetické vyhlídky.

Problémy energetického komplexu

Možná za jeden z nejdůležitějších problémů energetického komplexu lze považovat vysoké náklady na energii, což zase vede ke zvýšení nákladů na vyráběné produkty. Navzdory skutečnosti, že v posledních letech došlo k aktivnímu vývoji, který by mohl umožnit použití uhlovodíků, ani jeden z nich není v současné době schopen zcela vytlačit uhlovodíky ze světové energetické arény. Alternativní technologie jsou doplňkem tradičních zdrojů, ale ne jejich náhradou, alespoň prozatím.

V ruských podmínkách problém ještě zhoršuje stav úpadku energetického komplexu. Komplexy na výrobu elektřiny nejsou v nejlepším stavu, mnoho elektráren je fyzicky zničeno. V důsledku toho se náklady na elektřinu nesnižují, ale neustále rostou.

Globální energetická komunita dlouho spoléhala na atom, ale tento směr vývoje lze nazvat i slepou uličkou. V evropských zemích je trend k postupnému opouštění jaderných elektráren. Nekonzistentnost atomové energie je dále zdůrazněna skutečností, že za dlouhá desetiletí vývoje nebyla nikdy schopna vytěsnit uhlovodíky.

Perspektivy rozvoje

Jak již bylo uvedeno, vyhlídky rozvoje energetiky jsou především spojeny s rozvojem účinných alternativních zdrojů. Nejvíce studovanými oblastmi v této oblasti jsou:

• Biopalivo.
• Síla větru.
• Geotermální energie.
• Solární energie.
• Termonukleární energie (FN).
• Energie vodíku.
• Přílivová energie.

Žádný z těchto směrů není schopen vyřešit problém energetické krize, kdy pouhé doplňování starých zdrojů energie alternativními již nestačí. Vývoj probíhá různými směry a je v různých fázích svého vývoje. Již nyní je však možné nastínit řadu technologií, které mohou začít:

• Vírové generátory tepla. Taková zařízení se používají již dlouhou dobu a nacházejí uplatnění při vytápění domů. Pracovní tekutina čerpaná potrubním systémem se zahřeje až na 90 stupňů. Navzdory všem výhodám technologie ještě zdaleka není plně rozvinutá. Například nedávno byla aktivně studována možnost použití vzduchu spíše než kapaliny jako pracovního média.
• Studená jaderná fúze. Další technologie, která se vyvíjí zhruba od konce 80. let minulého století. Je založen na myšlence získávání jaderné energie bez ultravysokých teplot. Směr je zatím ve stadiu laboratorního a praktického výzkumu.
• Ve stádiu průmyslových návrhů jsou magnetomechanické výkonové zesilovače, které při své činnosti využívají magnetické pole Země. Pod jeho vlivem se zvyšuje výkon generátoru a zvyšuje se množství přijaté elektřiny.
• Energetické instalace založené na myšlence dynamické supravodivosti se zdají velmi slibné. Podstata myšlenky je jednoduchá – při určité rychlosti vzniká dynamická supravodivost, která umožňuje generovat silné magnetické pole. Výzkum v této oblasti probíhá již poměrně dlouho a nashromáždil se značný teoretický i praktický materiál.

Toto je pouze nepatrný výčet inovativních technologií, z nichž každá má dostatečný rozvojový potenciál. Obecně platí, že globální vědecká komunita je schopna vyvinout nejen alternativní zdroje energie, které lze již nazvat starými, ale také skutečně inovativní technologie.

Je třeba poznamenat, že v posledních letech se stále častěji objevují technologie, které se ještě nedávno zdály fantastické. Rozvoj takových zdrojů energie může zcela změnit známý svět. Jmenujme jen ty nejznámější z nich:

• Nanovodičové baterie.
• Technologie bezdrátového přenosu energie.
• Výroba atmosférické energie atd.

Dá se očekávat, že v příštích letech se objeví další technologie, jejichž vývoj nám umožní opustit používání uhlovodíků a hlavně snížit náklady na energie.

Jak víte, v současné době se toto odvětví potýká s řadou problémů. Nejdůležitější z nich je ekologický problém. V Rusku emise škodlivých látek do životní prostředí na jednotku produkce překračuje stejné číslo na Západě 6-10krát. V roce 2000 tak objem emisí škodlivých látek do ovzduší činil 3,9 mil. tun (98 % úrovně roku 1999), včetně emisí z tepelných elektráren - 3,5 mil. tun (90 %). Oxid siřičitý tvoří až 40 % celkových emisí, pevné látky - 30 %, oxidy dusíku - 24 %. Tepelné elektrárny jsou tedy hlavní příčinou tvorby kyselých srážek.

Největšími znečišťovateli ovzduší jsou elektrárna Reftinskaja státní okres (Asbest, Sverdlovská oblast) - 360 tisíc tun, Novočerkasskaja (Novočerkassk, Rostovská oblast) - 122 tisíc tun, Troitskaja (Troitsk-5, Čeljabinská oblast) - 103 tisíc tun, Primorská (Luchegorsk , Primorské území) - 77 tisíc tun, elektrárna státního okresu Verkhnetagilskaya (Sverdlovská oblast) - 72 tisíc tun

Energetický sektor je také největším spotřebitelem sladké a mořské vody, která se spotřebuje na chladicí jednotky a používá se jako nosič tepla. Průmysl představuje 77 % celkového objemu sladké vody používané ruským průmyslem. Extenzivní rozvoj výroby a zrychlené budování obrovských kapacit vedly k tomu, že nebyla věnována dostatečná pozornost environmentálnímu faktoru. Po katastrofě v jaderné elektrárně v Černobylu se pod vlivem veřejnosti v Rusku výrazně zpomalilo tempo rozvoje jaderné energetiky. Tomu se samozřejmě nelze divit. Ostatně nehoda na této stanici (Ukrajina, severně od Kyjeva) 26. dubna 1986 se z hlediska dlouhodobých následků stala největší katastrofou, která se stala za celou historickou dobu lidské existence. Statisíce lidí poprvé čelily reálnému nebezpečí „mírového atomu“, nevyhnutelnosti nouzové situace v podmínkách vědeckotechnické revoluce a nepřipravenosti společnosti a státu jim zabránit a minimalizovat jejich následky.

Bezprostředně po nehodě byla celková plocha znečištění 200 tisíc km2. Plocha znečištění, kde přetrvává zvýšená úroveň znečištění, je 10 tisíc km2. Je jich asi 640 osad s počtem obyvatel přes 230 tisíc lidí. Radioaktivní kontaminace životního prostředí na Ukrajině, v Bělorusku a některých oblastech Ruska zůstává extrémně akutním problémem. Proto byl dříve existující program na urychlení dosažení celkové kapacity jaderné elektrárny 100 milionů kW (Spojené státy již tohoto čísla dosáhly) ve skutečnosti zablokován. Obrovské přímé ztráty byly způsobeny uzavřením všech jaderných elektráren ve výstavbě v Rusku, stanice, uznávané zahraničními odborníky jako zcela spolehlivé, byly zmrazeny i ve fázi instalace zařízení. V poslední době se však situace mění: v červnu 1993 byl spuštěn čtvrtý energetický blok JE Balakovo a v příštích několika letech se plánuje spuštění několika dalších jaderných elektráren a dalších energetických bloků zásadně nové konstrukce.

Jedním z důležitých energetických problémů je tedy životní prostředí, které přímo souvisí s používáním zařízení v elektrárnách. Nesprávné, neopatrné zacházení se zařízením tak může vést k nepředvídatelným následkům. Podle mého názoru by měl stát především věnovat pozornost tomuto konkrétnímu problému a zajistit dokonalý systém ochrany celé populace před radioaktivními emisemi.

Dalším nevyřešeným problémem v elektroenergetice je problém používání zastaralých zařízení. Přibližně pětina výrobních aktiv v elektroenergetice se blíží nebo již překročila projektovanou životnost a vyžaduje rekonstrukci nebo výměnu. Obnova zařízení, jak známo, probíhá nepřijatelně nízkým tempem a ve zjevně nedostatečném objemu.

Dalším nevyřešeným problémem v elektroenergetice je v současnosti problém financování a zhroucení ekonomických vazeb.

Pokud jde o vyhlídky rozvoje ruského elektroenergetiky, můžeme konstatovat, že bez nevyřešených problémů je prosperita tohoto odvětví prostě nemožná! Podle mého názoru by vláda měla věnovat pozornost především ruskému energetickému sektoru, který potřebuje plnit určité úkoly.

1. Snižování energetické náročnosti výroby.

2. Zachování jednotného energetického systému Ruska.

3. Zvýšení použitého účiníku e/s.

4. Úplný přechod na tržní vztahy, uvolnění cen energií, úplný přechod na světové ceny, možné opuštění clearingu. 5. Rychlá obnova elektrického parku.

6. Přivedení environmentálních parametrů elektráren na úroveň světových standardů. V současné době byl pro řešení všech těchto opatření přijat vládní program „Palivo a energie“, který je souborem konkrétních doporučení pro efektivní řízení průmyslu a jeho přechod od plánovaného administrativního k tržnímu investičnímu systému.

Systematické prognózy vývoje celého elektroenergetického komplexu provádí malá skupina odborníků, kteří vyvíjejí tzv. „modely“ celého palivového a energetického komplexu.

V tomto grafu je tedy uvedena struktura výroby elektřiny podle scénáře „Strategie setrvačnosti“.

Rozpis č. 1.

Odborníci se přitom domnívají, že investice potřebné pro rozvoj výroby elektřiny a elektrické sítě do roku 2020 (s přihlédnutím k náhradám za vyřazené kapacity) dosahují v cenách roku 2005 dalších 457 miliard USD (420 miliard USD, uvádí ministerstvo průmyslu). a energie). To znamená, že celkové požadované kapitálové investice do domácího palivového a energetického komplexu v letech 2006-2020. může přesáhnout 1 bilion USD (I.12) Schopnost palivového a energetického sektoru takové prostředky mobilizovat není přitom zdaleka zřejmá, zvláště vezmeme-li v úvahu možný pokles cen ropy a plynu na světových trzích a pravděpodobnost vstupu soukromých investorů do elektroenergetiky. V případě výpadku v elektroenergetice se „energetický hladomor“ zhorší a tempo ekonomického růstu se zpomalí. Ale i úspěšná mobilizace takto obrovských finančních prostředků, částečně díky jejich odklonu od kapitálově méně náročných sektorů ekonomiky, povede ke snížení tempa ekonomického růstu a zvýšenému přetížení investičního komplexu ekonomiky, což bude reagovat (a již reaguje) zvýšením nákladů na vybudování jednotkové kapacity.

Proto lze prosperitu energetického sektoru v Rusku posuzovat na základě základních principů toho, jací tam budou investoři a kolik peněz bude vynaloženo na rozvoj tohoto odvětví.

ÚVOD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1. Historické a geografické rysy vývoje elektroenergetiky v Rusku. . . . . . . . . . .4

2. Teritoriální umístění výroby elektroenergetiky v Ruské federaci. 6

3. Jednotný energetický systém země. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4. Problémy a perspektivy rozvoje elektroenergetiky. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

ZÁVĚR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

Seznam použitých zdrojů. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

PŘÍLOHA 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22

PŘÍLOHA 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

PŘÍLOHA 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

PŘÍLOHA 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25

PŘÍLOHA 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

ÚVOD

Elektroenergetika, přední a nedílná součást energetického sektoru. Zajišťuje výrobu (výrobu), přeměnu a spotřebu elektrické energie, dále elektřina hraje regionálně formující roli (je jádrem materiálně technické základny společnosti) a přispívá také k optimalizaci územní organizace výrobní síly. V ekonomicky vyspělých zemích se technické prostředky elektroenergetiky spojují do automatizovaných a centrálně řízených elektroenergetických systémů.

Elektroenergetika je spolu s ostatními odvětvími národního hospodářství považována za součást jednoho národního hospodářského systému. V současné době je náš život nemyslitelný bez elektrické energie. Elektrická energie zasáhla všechny sféry lidské činnosti: průmysl a zemědělství, vědu i vesmír. Akce není možná bez elektřiny moderní prostředky komunikace a rozvoj kybernetiky, výpočetní a kosmické techniky. Je nemožné si představit náš život bez elektřiny.

Průmysl zůstává hlavním spotřebitelem elektřiny, i když jeho podíl na celkové užitečné spotřebě elektřiny je výrazně snížen. Elektrická energie se v průmyslu využívá k pohonu různých mechanismů a přímo v technologických procesech.

V zemědělství se elektřina používá k vytápění skleníků a budov pro hospodářská zvířata, osvětlení a automatizaci ruční práce na farmách.

Elektřina hraje v dopravním komplexu obrovskou roli. Velké množství elektřiny spotřebovává elektrifikovaná železniční doprava, což umožňuje zvýšení kapacity silnic zvýšením rychlosti vlaků, snížením nákladů na dopravu a zvýšením spotřeby paliva.

Elektřina v domácnosti je hlavní součástí zajištění pohodlného života lidí. Mnoho domácích spotřebičů (ledničky, televize, pračky, žehličky a další) vzniklo díky rozvoji elektrotechnického průmyslu.

Relevance mnou zvoleného tématu je tedy zřejmá, stejně jako je zřejmý význam elektroenergetiky v ekonomickém životě naší země.

Úkoly a cíle této práce jsou tedy:

Zvažte strukturu elektroenergetiky;

Prostudujte si jeho umístění;

Zvažte současnou úroveň rozvoje elektroenergetiky;

Charakterizujte rysy rozvoje a umístění elektroenergetiky v Rusku.

Historické a geografické rysy vývoje elektroenergetiky v Rusku.

Rozvoj ruské elektroenergetiky je spojen s plánem GOELRO (1920) na dobu 15 let, který počítal s výstavbou 10 vodních elektráren o celkovém výkonu 640 tisíc kW. Plán byl proveden s předstihem: do konce roku 1935 bylo postaveno 40 regionálních elektráren. Plán GOELRO tak vytvořil základ pro industrializaci Ruska a dostal se na druhé místo ve výrobě elektřiny na světě.

Uhlí zaujímalo na počátku 20. století ve struktuře spotřeby energie naprosto převažující místo. Například ve vyspělých zemích do roku 1950. Uhlí se na celkové spotřebě energie podílelo 74 % a ropa 17 %. Hlavní podíl energetických zdrojů byl přitom využíván v rámci zemí, kde byly těženy.

Průměrné roční míry růstu spotřeby energie ve světě v první polovině 20. století. činil 2-3% a v letech 1950-1975. - již 5 %.

Pokrýt nárůst spotřeby energie v druhé polovině 20. století. Globální struktura spotřeby energie prochází velkými změnami. V 50-60 letech. Uhlí je stále častěji nahrazováno ropou a plynem. V období od roku 1952 do roku 1972. ropa byla levná. Cena na světovém trhu dosáhla 14 USD/t. Ve druhé polovině 70. let také začal rozvoj velkých ložisek zemního plynu a jeho spotřeba postupně narůstala a vytlačovala uhlí.

Až do počátku 70. let 20. století byl růst spotřeby energie převážně rozsáhlý. Ve vyspělých zemích bylo její tempo vlastně určováno tempem růstu průmyslové výroby. Mezitím se rozvinutá ložiska začínají vyčerpávat a dovoz energetických zdrojů, především ropy, začíná narůstat.

V roce 1973 Propukla energetická krize. Světová cena ropy vyskočila na 250-300 dolarů/t. Jedním z důvodů krize bylo omezení jeho produkce na snadno dostupných místech a přesun do oblastí s extrémními přírodními podmínkami a na kontinentální šelf. Dalším důvodem byla snaha hlavních zemí vyvážejících ropu (členů OPEC), což jsou především rozvojové země, efektivněji využívat svých výhod jako vlastníků převážné části světových zásob této cenné suroviny.

V tomto období byly přední země světa nuceny přehodnotit své koncepce rozvoje energetiky. V důsledku toho se prognózy růstu spotřeby energie zmírnily. Významné místo v programech rozvoje energetiky začalo být věnováno úsporám energie. Jestliže se před energetickou krizí v 70. letech předpovídala spotřeba energie ve světě do roku 2000 na 20-25 miliard tun ekvivalentního paliva, tak po ní byly prognózy upraveny směrem k znatelnému poklesu na 12,4 miliardy tun ekvivalentního paliva.

Průmyslové země přijímají seriózní opatření k zajištění úspor ve spotřebě primárních energetických zdrojů. Úspora energie stále více zaujímá ústřední místo v jejich národních ekonomických koncepcích. Restrukturalizuje se sektorová struktura národních ekonomik. Výhodou jsou nízkoenergeticky náročná odvětví a technologie. Energeticky náročná odvětví jsou postupně vyřazována. Energeticky úsporné technologie se aktivně rozvíjejí především v energeticky náročných odvětvích: hutnictví, kovodělném průmyslu a dopravě. Jsou realizovány rozsáhlé vědecké a technické programy pro hledání a vývoj alternativních energetických technologií. V období od počátku 70. do konce 80. let. Energetická náročnost HDP v USA klesla o 40 %, v Japonsku o 30 %.

Ve stejném období došlo k prudkému rozvoji jaderné energetiky. V 70. a v první polovině 80. let bylo ve světě uvedeno do provozu asi 65 % aktuálně provozovaných jaderných elektráren.

V tomto období se do politického a ekonomického využití prosadil koncept státní energetické bezpečnosti. Energetické strategie vyspělých zemí jsou zaměřeny nejen na snižování spotřeby konkrétních energetických zdrojů (uhlí nebo ropa), ale obecně na snižování spotřeby jakýchkoli energetických zdrojů a diverzifikaci jejich zdrojů.

V důsledku všech těchto opatření se průměrné roční tempo růstu spotřeby primárních energetických zdrojů ve vyspělých zemích znatelně snížilo: z 1,8 % v 80. letech. na 1,45 % v letech 1991-2000. Podle prognózy do roku 2015 nepřesáhne 1,25 %.

Ve druhé polovině 80. let se objevil další faktor, který má dnes stále větší vliv na strukturu a vývojové trendy palivového a energetického komplexu. Vědci a politici z celého světa začali aktivně hovořit o důsledcích činností vyvolaných člověkem na přírodu, zejména o vlivu zařízení palivových a energetických komplexů na životní prostředí. Zpřísnění mezinárodních požadavků na ochranu životního prostředí za účelem snížení skleníkového efektu a emisí do atmosféry (podle rozhodnutí Kjótské konference v roce 1997) by mělo vést ke snížení spotřeby uhlí a ropy jako ekologicky nejvíce zatěžujících energetických zdrojů, stejně jako stimulovat zlepšování stávajících a vytváření nových energetických zdrojů technologií.

Územní umístění výroby elektroenergetiky v Ruské federaci.

Elektroenergetika se více než všechna ostatní odvětví podílí na rozvoji a územní optimalizaci rozmístění výrobních sil. To je vyjádřeno následovně (podle A.T. Chruščova): 1) na využití se podílejí zdroje paliva a energie vzdálené od spotřebitelů; 2) střední výběr elektřiny je možné zásobovat oblasti, kterými prochází vysokonapěťové elektrické vedení, což přispívá ke zvýšení úrovně územního rozvoje těchto oblastí, zvýšení efektivity ekonomiky a úrovně komfortu bydlení v nich ; 3) vznikají další příležitosti pro vytváření odvětví náročných na elektřinu a teplo (ve kterých je podíl nákladů na palivo a energii na ceně hotových výrobků velmi vysoký); 4) elektroenergetika má velký regionální význam, do značné míry určuje výrobní specializaci regionů.

Zkušenosti z rozvoje domácí elektroenergetiky vyvinuly následující zásady pro umístění a provoz podniků v tomto odvětví: 1) koncentrace výroby elektřiny ve velkých regionálních elektrárnách využívajících relativně levné palivové a energetické zdroje; 2) kombinování výroby elektřiny a tepla pro dálkové vytápění obydlených oblastí, zejména měst; 3) rozsáhlý rozvoj vodních zdrojů s přihlédnutím k integrovanému řešení problémů elektrické energie, dopravy, zásobování vodou, zavlažování a chovu ryb; 4) potřeba rozvoje jaderné energetiky, zejména v oblastech s napjatou palivovou a energetickou bilancí, s důrazem na mimořádnou pozornost dodržování provozních řádů jaderných elektráren, zajištění bezpečnosti a spolehlivosti jejich provozu; 5) vytváření energetických systémů, které tvoří jednotnou vysokonapěťovou síť země.

Umístění podniků vyrábějících elektřinu závisí na řadě faktorů, z nichž hlavní jsou palivové a energetické zdroje a spotřebitelé. Podle stupně zásobování palivovými a energetickými zdroji lze regiony Ruska rozdělit do tří skupin: 1) nejvyšší - Dálný východ, východní Sibiř, západní Sibiř; 2) poměrně vysoká – severní, severokavkazská; 3) nízká – severozápadní, střední, centrální černozemě, Volha, Ural.

Umístění palivových a energetických zdrojů se neshoduje s umístěním obyvatel, výrobou a spotřebou elektrické energie. Drtivá většina vyrobené elektřiny je spotřebována v evropské části Ruska. Z hlediska výroby elektřiny mezi ekonomickými regiony do konce 90. let. Central vynikal, a pokud jde o spotřebu - Ural. Mezi elektrodyschopné regiony patří: Ural, Severní, Centrální Černá Země, Volha-Vyatka (viz Příloha 1).

Velké elektrárny hrají významnou oblast formující roli. Na jejich základě vznikají energeticky a tepelně náročná odvětví.

Elektroenergetika zahrnuje tepelné elektrárny, jaderné elektrárny, vodní elektrárny (včetně přečerpávacích a přílivových), ostatní elektrárny (větrné elektrárny, solární elektrárny, geotermální), elektrické sítě, teplárenské sítě, nezávislé kotelny.

Tepelné elektrárny (TPP). Hlavním typem elektráren v Rusku jsou tepelné elektrárny na organické palivo (uhlí, plyn, topný olej, břidlice, rašelina). Hlavní roli hrají výkonné (více než 2 mil. kW) státní regionální elektrárny (GRES), které odpovídají potřebám ekonomického regionu a působí v energetických soustavách. Umístění tepelných elektráren je ovlivněno především palivovými a spotřebními faktory.

Při výběru lokality pro výstavbu tepelných elektráren se zohledňuje srovnatelná účinnost dopravy paliva a elektřiny. Pokud náklady na dopravu paliva převyšují náklady na přenos elektřiny, je vhodné je umístit přímo v blízkosti zdrojů paliva, při vyšší efektivitě dopravy paliva jsou elektrárny umístěny v blízkosti spotřebitelů elektřiny. Nejvýkonnější tepelné elektrárny jsou umístěny zpravidla v místech, kde se vyrábí palivo (čím větší elektrárna, tím dále může přenášet energii).

Státní okresní elektrárny s kapacitou více než 2 miliony kW se nacházejí v následujících ekonomických regionech: Střední (Kostroma, Rjazaň, Konakovskaja); Uralskaya (Reftinskaya, Troitskaya, Iriklinskaya); Povolžskij (Zainskaja); východní Sibiř (Nazarovskaya); západní Sibiř (Surgut); Severozápad (Kirishi) (viz příloha 2).

Mezi tepelné elektrárny patří také kogenerační jednotky (KVET), které zajišťují teplo pro podniky a bydlení a zároveň vyrábějí elektřinu. Kogenerační jednotky jsou umístěny v místech odběru páry a horké vody, protože poloměr přenosu tepla je malý (10-12 km).

Pozitivní vlastnosti TES:

Relativně volné umístění spojené s širokou distribucí palivových zdrojů v Rusku;

Schopnost vyrábět elektřinu bez sezónních výkyvů, na rozdíl od vodních elektráren).

Negativní vlastnosti TES:

Používejte neobnovitelné zdroje paliva;

Mají nízký faktor účinnosti (účinnost);

mít nepříznivý dopad na životní prostředí;

Mají vysoké náklady na těžbu, přepravu, zpracování a likvidaci palivového odpadu.

Hydraulické elektrárny (HPP). Co do množství vyrobené elektřiny zaujímají druhé místo. Vodní elektrárny jsou efektivním zdrojem energie, protože využívají obnovitelné zdroje, jsou snadno ovladatelné (počet personálu ve vodních elektrárnách je 15-20x menší než u státních regionálních elektráren), mají vysokou účinnost (více než 80 % 1 a vyrábí nejlevnější energii.

Rozhodující vliv na umístění vodních elektráren má velikost zásob vodních elektráren, přírodní (terén, charakter řeky, její režim atd.) a ekonomický (výše škod ze záplav území spojených s vytvořením přehrada a nádrž vodní elektrárny, poškození rybářství apod.), podmiňuje jejich užívání.

Zásoby vodních zdrojů a účinnost využívání vodní energie v regionech Ruska jsou různé. Většina vodních zdrojů země (více než 2/3 zásob) je soustředěna ve východní Sibiři a na Dálném východě. V těchto stejných oblastech jsou mimořádně příznivé přírodní podmínky pro výstavbu a provoz vodních elektráren - vysoká vodnatelnost, přirozená regulace řek (například řeka Angara u jezera Bajkal), které umožňují výrobu elektřiny na výkonných vodních elektrárnách elektrárny rovnoměrně, bez sezónních výkyvů, přítomnost skalních základů pro stavbu vysokých přehrad atd.

Tyto a další vlastnosti určují vyšší ekonomickou efektivitu výstavby vodních elektráren zde (konkrétní kapitálové investice jsou 2-3krát nižší a náklady na elektřinu 4-5krát levnější) než v regionech evropské části země. Proto byly na řekách východní Sibiře (Angara, Yenisei) vybudovány největší vodní elektrárny v zemi. Na řekách Angara, Yenisei a dalších řekách Ruska se výstavba vodních elektráren provádí zpravidla v kaskádách, což je skupina elektráren umístěných v krocích podél toku vody, pro sled pomocí jeho energie. Největší světová vodní kaskáda Angara-Jenisej má celkovou kapacitu asi 22 milionů kW. Zahrnuje vodní elektrárny: Sayano-Shushenskaya, Krasnojarsk, Irkutsk, Bratsk, Ust-Ilimsk.

V evropské části země na Volze a Kamě (kaskáda Volga-Kama) byla také vytvořena kaskáda výkonných elektráren: Volžskaja (u Samary), Volžskaja (u Volgogradu), Saratov, Čeboksary, Votkinsk atd.

Příloha 3 představuje hlavní kaskády vodních elektráren v Rusku.

Méně výkonné vodní elektrárny vznikly na Dálném východě, v r Západní Sibiř, na severním Kavkaze a dalších regionech Ruska. V evropské části země, která se potýká s akutním nedostatkem elektřiny, je velmi perspektivní výstavba speciálního typu vodní elektrárny - přečerpávací elektrárny (PSPP). Jedna z těchto elektráren již byla postavena - Zagorskaja PSPP (1,2 milionu kW) v Moskevské oblasti.

Pozitivní vlastnosti vodních elektráren: vyšší manévrovatelnost a spolehlivost zařízení; vysoká produktivita práce; obnovitelný zdroj energie; žádné náklady na těžbu, přepravu a likvidaci palivového odpadu; nízké náklady.

Negativní vlastnosti vodních elektráren: možnost zaplavení sídel, zemědělské půdy a komunikací; negativní dopad na šance a faunu; vysoké náklady na stavbu.

Jaderné elektrárny (JE) vyrábět elektřinu, která je levnější než tepelné elektrárny na uhlí nebo topný olej. Jejich podíl na celkové výrobě elektřiny v Rusku nepřesahuje 11 % (v Litvě – 76 %, Francii – 76 %, Belgii – 65 %, Švédsku – 51 %, Slovensku – 49 %, Německu – 34 %, Japonsku – 30 % , USA - 20 %).

Hlavním faktorem při umisťování jaderných elektráren, které při svém provozu využívají vysoce přepravitelné, zanedbatelné palivo (pro plné roční zatížení jaderné elektrárny je potřeba pouze několik kilogramů uranu), je spotřebitel. Největší jaderné elektrárny u nás se nacházejí především v oblastech s napjatou palivovou a energetickou bilancí. V Rusku je 10 jaderných elektráren (viz příloha 4), v nichž je v provozu 30 energetických bloků. JE provozují tři hlavní typy reaktorů: vodou chlazené reaktory (VVER), vysokovýkonné uranovo-grafitové reaktory (RBMK) a rychlé neutronové reaktory (BN). Jaderné elektrárny v Rusku jsou sdruženy do koncernu Rosenergoatom.

Pozitivní vlastnosti jaderných elektráren: lze je stavět v jakékoli oblasti bez ohledu na její energetické zdroje; jaderné palivo má vysoký energetický obsah; Jaderné elektrárny v bezporuchovém provozu nevypouštějí emise do ovzduší; neabsorbují kyslík.

Negativní vlastnosti jaderných elektráren: vyvinula se úložiště radioaktivních odpadů (pro jejich odvoz ze stanic jsou vybudovány kontejnery s výkonnou ochranou a chladicím systémem); tepelné znečištění vodních ploch využívaných jadernými elektrárnami.

Domácí elektroenergetika využívá alternativní zdroje energie: slunce, vítr, vnitřní teplo země, mořské přílivy a odlivy. Postavený přírodní elektrárny(PES). Na přílivových vlnách na poloostrově Kola byla postavena Kislogubskaja TPP (400 kW), která je stará více než 30 let; Geotermální elektrárna Pauzhetskaya byla postavena na konečných vodách Kamčatky. Větrné elektrárny jsou k dispozici v obytných osadách na Dálném severu a solární elektrárny jsou k dispozici na severním Kavkaze.

3. Jednotný energetický systém země

Energetický systém je skupina elektráren různých typů, spojených vedením vysokého napětí (PTL) a řízených z jednoho centra. Energetické systémy v ruské elektroenergetice kombinují výrobu, přenos a distribuci elektřiny mezi spotřebiteli. V energetické soustavě je možné pro každou elektrárnu zvolit nejekonomičtější provozní režim. Navíc, pokud je podíl vodních elektráren v energetickém systému vysoký, zvyšuje se jejich manévrovatelnost a náklady na elektřinu jsou relativně nižší; naopak v systému, který kombinuje pouze tepelné elektrárny, jsou nejvíce omezeny a náklady na elektřinu jsou vyšší.

Pro hospodárnější využití potenciálu ruských elektráren byl vytvořen Jednotný energetický systém (UES), který zahrnuje více než 700 velkých elektráren, které koncentrují 84 % kapacity všech elektráren v zemi. Vytvoření EHS má ekonomické výhody. Spojené energetické systémy (IES) Severozápad, Střed, Povolží, Jižní, Severní Kavkaz a Ural jsou zahrnuty do UES evropské části. Spojují je taková hlavní vedení vysokého napětí jako Samara - Moskva (500 kV), Samara - Čeljabinsk, Volgograd - Moskva (500 kV), Volgograd - Donbas (800 kV), Moskva - Petrohrad (750 kV).

Hlavním cílem vytvoření a rozvoje Jednotného energetického systému Ruska je zajistit spolehlivé a ekonomické zásobování spotřebitelů v Rusku energií s maximální možnou realizací výhod paralelního provozu energetických systémů.

Jednotný energetický systém Ruska je součástí velkého energetického sdružení - Jednotného energetického systému (UES) bývalého SSSR, který zahrnuje i energetické systémy nezávislých států: Ázerbájdžán, Arménie, Bělorusko, Gruzie, Kazachstán, Lotyšsko, Litva, Moldavsko, Ukrajina a Estonsko. Energetické systémy sedmi zemí východní Evropy nadále fungují synchronně s UES – Bulharska, Maďarska, východního Německa, Polska, Rumunska, České republiky a Slovenska.

Elektrárny zahrnuté do Jednotného energetického systému vyrábějí více než 90 % elektřiny vyrobené v nezávislých státech – bývalých republikách SSSR. Integrace elektrizačních soustav do Jednotné energetické soustavy umožňuje: zajistit snížení požadovaného celkového instalovaného výkonu elektráren kombinací maximálního zatížení elektrizačních soustav, které mají rozdíl ve standardním čase a rozdíly v harmonogramech zatížení; snížit požadovanou rezervní kapacitu v elektrárnách; zavést co nejracionálnější využívání dostupných primárních energetických zdrojů s ohledem na měnící se palivové prostředí; snížit náklady na energetickou výstavbu; zlepšit stav životního prostředí.

Pro společnou práci elektroenergetických zařízení fungujících jako součást Jednotného energetického systému byl vytvořen koordinační orgán, Electric Power Council of the CIS Countries.

Ruská elektrizační soustava se vyznačuje poměrně silnou regionální fragmentací v důsledku současného stavu vysokonapěťových přenosových vedení. V současné době není energetický systém Dálného regionu propojen se zbytkem Ruska a funguje samostatně. Velmi omezené je také spojení mezi mocenskými systémy Sibiře a evropskou částí Ruska. Energetické soustavy pěti evropských regionů Ruska (severozápadní, střední, Volha, Ural a severokavkazský) jsou vzájemně propojeny, ale přenosová kapacita je zde v průměru mnohem menší než v rámci samotných regionů. Energetické systémy těchto pěti regionů, stejně jako Sibiř a Dálný východ, jsou v Rusku považovány za samostatné regionální sjednocené mocenské systémy. Propojují 68 ze 77 existujících regionálních energetických soustav v zemi. Zbývajících devět energetických systémů je zcela izolovaných.

Výhodou systému UES, který zdědil infrastrukturu od UES SSSR, je sladění denních harmonogramů spotřeby elektřiny, a to i prostřednictvím jejích postupných toků mezi časovými pásmy, zlepšení ekonomické výkonnosti elektráren a vytvoření podmínek pro kompletní elektrifikace území a celého národního hospodářství.

Na konci roku 1992 byla zaregistrována Ruská akciová společnost energetiky a elektrifikace (RAO UES), která byla vytvořena za účelem řízení UES a organizování spolehlivých úspor energie pro národní hospodářství a obyvatelstvo. RAO UES zahrnuje více než 700 územních akciových společností, sdružuje cca 600 tepelných elektráren, 9 jaderných elektráren a více než 100 vodních elektráren. RAO UES funguje paralelně s energetickými systémy zemí SNS a Pobaltí a také s energetickými systémy některých zemí východní Evropy. Velké energetické systémy východní Sibiře stále zůstávají mimo RAO UES.

Kontrolní podíl v RAO UES je ve vlastnictví státu. Jako přirozený monopolista je společnost v systému státní regulace tarifů elektřiny. V některých regionech, například na Dálném východě, federální vláda dotuje tarify za energii.

V roce 1996 vláda Ruské federace vytvořila federální (celoruský) velkoobchodní trh s elektřinou a elektřinou (FOREM) pro nákup a prodej elektřiny prostřednictvím vysokonapěťových přenosových sítí. Téměř veškerá elektřina přenášená prostřednictvím vysokonapěťových přenosových sítí je technicky považována za výsledek transakce FOREM. Tento trh spravuje RAO UES. Na FOREM mezi sebou kupující a prodávající neuzavírají smlouvy. Nakupují a prodávají elektřinu za pevné ceny a RAO UES zajišťuje soulad nabídky a poptávky. Prodejci elektřiny, kteří nejsou spojeni s RAO UES, jsou jaderné elektrárny.

4. Problémy a perspektivy rozvoje elektroenergetiky.

Hlavní problémy rozvoje ruské elektroenergetiky souvisejí s: technickou zaostalostí a zhoršováním stavu průmyslových fondů, nedokonalostí ekonomického mechanismu řízení energetického sektoru včetně cenové a investiční politiky a růstem neplatičství ze strany energetiky. spotřebitelů. V podmínkách hospodářské krize zůstává vysoká energetická náročnost výroby.

V současné době více než 18 % elektráren zcela vyčerpalo svůj projektový zdroj instalovaného výkonu. Proces úspory energie postupuje velmi pomalu. Vláda se snaží problém řešit z různých stran: současně dochází ke korporativizaci průmyslu (51 % akcií zůstává státu), přitahování zahraničních investic a začal se realizovat program na snížení energetická náročnost výroby.

Za hlavní úkoly pro rozvoj ruské energetiky lze označit: 1) snížení energetické náročnosti výroby; 2) zachování jednotného energetického systému Ruska; 3) zvýšení účiníku energetického systému; 4) úplný přechod na tržní vztahy, uvolnění cen energií, úplný přechod na světové ceny, možné opuštění clearingu; 5) rychlá obnova vozového parku energetického systému; 6) uvedení environmentálních parametrů energetického systému na úroveň světových standardů.

Průmysl v současnosti čelí řadě výzev. Otázka životního prostředí je důležitá. V této fázi překračuje v Rusku emise škodlivých látek do životního prostředí na jednotku produkce stejnou hodnotu na Západě 6-10krát.

Emise znečišťujících látek do ovzduší energetickými společnostmi RAO UES Ruska v letech 2005-2007. (SO 2, NO 2, pevné částice), tisíce tun. (Obr. 1)

Obrázek 1.

Pokles emisí do ovzduší v roce 2007 oproti roku 2006 je vysvětlen poklesem podílu spalování paliv (topný olej a uhlí) s vysokým obsahem síry a popela.

V roce 2007 energetické společnosti RAO UES Ruska dosáhly následujících výrobních a ekologických ukazatelů:

Rozsáhlý rozvoj výroby a zrychlené budování obrovských kapacit vedly k tomu, že faktor životního prostředí byl dlouhou dobu zohledňován velmi málo nebo vůbec. Nejméně šetrné k životnímu prostředí jsou uhelné tepelné elektrárny, v jejichž blízkosti je radioaktivní úroveň několikanásobně vyšší než úroveň radiace v bezprostřední blízkosti jaderné elektrárny. Využití plynu v tepelných elektrárnách je mnohem efektivnější než topný olej nebo uhlí; Při spalování 1 tuny standardního paliva vzniká 1,7 tuny uhlíku oproti 2,7 tuny při spalování topného oleje nebo uhlí. Dříve stanovené parametry prostředí nezaručují úplnou čistotu prostředí, většina elektráren byla postavena v souladu s nimi.

Do speciálního státního programu „Environmentálně čistá energie“ byly zařazeny nové standardy čistoty životního prostředí. S ohledem na požadavky tohoto programu je již několik projektů připraveno a desítky jsou ve vývoji. Existuje tedy projekt pro Berezovskaya GRES-2 s 800 MW bloky a tkaninovými filtry pro zachycování prachu, projekt pro tepelné elektrárny s plynovými stanicemi s kombinovaným cyklem o výkonu 300 MW a projekt pro Rostovskaya GRES, který zahrnuje mnoho zásadně nová technická řešení. Podívejme se samostatně na problémy rozvoje jaderné energetiky.

Jaderný průmysl a energetika jsou v energetické strategii (2005-2020) považovány za nejdůležitější součást energetického sektoru země, protože jaderná energie má potenciálně potřebné kvality k tomu, aby postupně nahradila významnou část tradiční energie využívající fosilní organická paliva, a má rovněž rozvinutou výrobní a stavební základnu a dostatečnou kapacitu pro výrobu jaderného paliva. Hlavní pozornost je v tomto případě věnována zajištění jaderné bezpečnosti a především bezpečnosti jaderných elektráren při jejich provozu. Kromě toho je nutné přijmout opatření k tomu, aby veřejnost měla zájem o rozvoj odvětví, zejména obyvatelstvo žijící v blízkosti jaderné elektrárny.

Pro zajištění plánovaného tempa rozvoje jaderné energetiky po roce 2020, zachování a rozvoje exportního potenciálu je nyní nutné posílit geologické průzkumné práce zaměřené na přípravu rezervní surovinové základny přírodního uranu.

Maximální varianta zvýšení výroby elektřiny v jaderných elektrárnách splňuje jak požadavky příznivého ekonomického vývoje, tak predikovanou ekonomicky optimální strukturu výroby elektřiny s přihlédnutím ke geografii její spotřeby. Ekonomicky prioritní zónou pro umístění jaderných elektráren jsou přitom evropské a dálněvýchodní regiony země a také severní regiony s dovozem paliva na velké vzdálenosti. Nižší úrovně výroby energie v jaderných elektrárnách mohou nastat, pokud budou veřejné námitky proti stanovenému rozsahu rozvoje jaderných elektráren, což si vyžádá odpovídající zvýšení produkce uhlí a kapacity uhelných elektráren, a to i v regionech, kde jaderné elektrárny mají ekonomickou prioritu.

Hlavní úkoly pro maximální variantu: výstavba nových jaderných elektráren se zvýšením instalovaného výkonu jaderných elektráren na 32 GW v roce 2010 a na 52,6 GW v roce 2020; prodloužení plánované životnosti stávajících energetických jednotek na 40–50 let provozu s cílem maximalizovat uvolňování plynu a ropy; úspora nákladů díky využití projektových a provozních rezerv.

V této variantě je zejména plánováno dokončení výstavby 5 GW jaderných bloků v letech 2000-2010 (dva bloky v Rostovské JE a po jednom na stanicích Kalinin, Kursk a Balakovo) a nová výstavba 5,8 GW jaderných bloků (po jednom bloku v jaderných elektrárnách Novovoroněž, Bělojarsk, Kalinin, Balakovo, Baškir a Kursk). V letech 2011-2020 plánuje se výstavba čtyř bloků v JE Leningrad, čtyř bloků v JE Severní Kavkaz, tří bloků v JE Bashkir, po dvou blokech v JE Jižní Ural, Dálný východ, Primorskaja, Kursk JE -2 a Smolensk JE -2, na ATPP Archangelsk a Chabarovsk a na jednom bloku v JE Novovoroněž, Smolensk a Kola – 2.

Zároveň v letech 2010-2020. Plánuje se vyřazení 12 energetických bloků první generace v jaderných elektrárnách Bilibino, Kola, Kursk, Leningrad a Novovoroněž.

Hlavními úkoly v rámci minimální varianty je výstavba nových bloků se zvýšením výkonu JE na 32 GW v roce 2010 a na 35 GW v roce 2020 a prodloužení plánované životnosti stávajících bloků o 10 let.

Základem ruské elektroenergetiky zůstanou po celé uvažované období tepelné elektrárny, jejichž podíl na struktuře instalovaného výkonu průmyslu bude do roku 2010 činit 68 % a do roku 2020 – 67–70 % ( 2000 – 69 %). Zajistí výrobu 69 % a 67–71 % veškeré elektřiny v zemi (2000 – 67 %).

S ohledem na složitou situaci v odvětvích těžby paliv a očekávaný vysoký růst výroby elektřiny v tepelných elektrárnách (téměř 40-80 % do roku 2020) se zásobování elektráren palivem stává jedním z nejobtížnějších problémů v energetice v ČR. nadcházející období.

Celková poptávka po ruských elektrárnách po organickém palivu vzroste z 273 milionů tun ekvivalentu paliva. v roce 2000 na 310-350 milionů tun ekvivalentního paliva. v roce 2010 a až 320-400 milionů tun ekvivalentního paliva. v roce 2020. Relativně malý nárůst poptávky po palivech do roku 2020 oproti výrobě elektřiny je spojen s téměř úplnou výměnou do tohoto období stávajících nehospodárných zařízení za nová vysoce účinná zařízení, která vyžaduje realizaci téměř maximálních možných vstupů výrobní kapacity. Ve vysoké verzi v období 2011-2015. Pro výměnu starých zařízení a pro zajištění zvýšení poptávky se navrhuje zavést 15 milionů kW ročně v období 2016-2020. až 20 milionů kW ročně. Případné zpoždění ve vstupech povede ke snížení efektivity využití paliva a tím i ke zvýšení jeho spotřeby v elektrárnách oproti úrovním definovaným ve Strategii.

Potřeba radikálně změnit podmínky dodávek paliva pro tepelné elektrárny v evropských regionech země a zpřísnit ekologické požadavky předurčuje významné změny v energetické struktuře tepelných elektráren podle typu elektrárny a druhu paliva používaného v těchto oblastech. Hlavním směrem by mělo být technické dovybavení a rekonstrukce stávajících a také výstavba nových tepelných elektráren. Zároveň budou upřednostněny uhelné elektrárny s kombinovaným cyklem a ekologické uhelné elektrárny, které jsou konkurenceschopné na většině území Ruska a poskytují zvýšenou efektivitu výroby energie. Přechod z parní turbíny na paroplynové tepelné elektrárny na plyn a později na uhlí zajistí postupné zvyšování účinnosti zařízení na 55 %, v budoucnu až na 60 %, což výrazně sníží nárůst poptávka po palivu tepelných elektráren.

Pro rozvoj jednotného energetického systému Ruska energetická strategie stanoví:

1) vytvoření pevného elektrického spojení mezi východní a evropskou částí Jednotného energetického systému Ruska výstavbou elektrických přenosových vedení o napětí 500 a 1150 kV. Role těchto propojení je zvláště velká v kontextu potřeby přeorientovat evropské regiony na využívání uhlí, což umožní výrazně snížit dovoz východního uhlí pro tepelné elektrárny;

2) posílení mezisystémových tranzitních spojení mezi IPS (Unified Energy System) Střední Volhy - IPS Centra - IPS Severního Kavkazu, což umožňuje zvýšit spolehlivost dodávek energie do oblasti Severního Kavkazu, jakož i IPS Uralu - IPS Střední Volhy - IPS Středu a IPS Uralu - IPS Severozápadu pro dodávku přebytečné energie do elektrárny Tyumen State District Power;

3) posílení systémotvorných spojení mezi UES severozápadu a Centrem;

4) rozvoj elektrické komunikace mezi Jednotným energetickým systémem Sibiře a Jednotným energetickým systémem Východu, který umožní paralelní provoz všech energetických sítí v zemi a zaručí spolehlivé dodávky energie do vzácných oblastí Dálného východu.

Alternativní energie. Navzdory tomu, že Rusko je stále v šesté desítce zemí světa z hlediska využívání tzv. netradičních a obnovitelných druhů energie, rozvoj této oblasti má velký význam, zejména s ohledem na velikost země. území. Zdrojový potenciál netradičních a obnovitelných zdrojů energie je cca 5 miliard tun ekvivalentního paliva ročně a ekonomický potenciál v nejobecnější podobě dosahuje minimálně 270 miliónů tun ekvivalentního paliva (obr. 2).

Všechny pokusy o využití netradičních a obnovitelných zdrojů energie v Rusku mají zatím experimentální a poloexperimentální charakter, v lepším případě takové zdroje hrají roli lokálních, přísně lokálních výrobců energie. To druhé platí i pro využití větrné energie. Rusko totiž zatím nepociťuje nedostatek tradičních zdrojů energie a jeho zásoby organického paliva a jaderného paliva jsou stále poměrně velké. Nicméně i dnes, v odlehlých či těžko dostupných oblastech Ruska, kde není potřeba stavět velkou elektrárnu a často ji nemá kdo obsluhovat, jsou nejlepší „netradiční“ zdroje elektřiny. řešení problému.

Plánovaná úroveň rozvoje a technického dovybavení energetického sektoru země není možná bez odpovídajícího zvýšení výroby v energetickém (jaderném, elektrotechnickém, ropném a plynárenském, petrochemickém, těžebním atd.), strojírenství, hutnictví a chemickém průmyslu ČR. Rusko, stejně jako stavební komplex. Jejich nezbytný rozvoj je úkolem celé hospodářské politiky státu.

ZÁVĚR

Dnes je kapacita všech elektráren v Rusku asi 212,8 milionů kW. V posledních letech došlo v energetice k obrovským organizačním změnám. Byla vytvořena akciová společnost RAO UES Ruska, řízená představenstvem a zabývající se výrobou, distribucí a exportem elektřiny. Jedná se o největší centrálně řízenou energetickou asociaci na světě. Ve skutečnosti si Rusko ponechává monopol na výrobu elektřiny.

V rozvoji energetiky je kladen velký důraz na otázky správného umístění elektroenergetiky. Nejdůležitější podmínkou racionálního umístění elektráren je komplexní zohlednění poptávky po elektrické energii všech odvětví národního hospodářství země a potřeb obyvatel i každého ekonomického regionu v budoucnu.

Jedním z principů pro umístění elektroenergetiky v současné fázi rozvoje tržní ekonomiky je primární výstavba malých tepelných elektráren, zavádění nových druhů paliv a rozvoj dálkové vysokonapěťové elektrárny. přenosová síť.

Podstatným rysem rozvoje a umístění elektroenergetiky je rozsáhlá výstavba kogeneračních jednotek (KVET) pro dálkové vytápění v různých průmyslových odvětvích a utilitách.

Hlavním typem elektráren v Rusku jsou tepelné elektrárny na organické palivo (uhlí, plyn, topný olej, břidlice, rašelina). Tvoří asi 68 % výroby elektřiny.

Hlavní roli hrají výkonné (více než 2 mil. kW) státní okresní elektrárny - státní krajské elektrárny, které odpovídají potřebám ekonomického regionu a působí v energetických soustavách.

Vodní elektrárny jsou na druhém místě z hlediska množství vyrobené elektřiny (asi 18 % v roce 2000). Vodní elektrárny jsou velmi efektivním zdrojem energie, protože využívají obnovitelné zdroje, jsou snadno ovladatelné (počet personálu ve vodních elektrárnách je 15-20x menší než u státních regionálních elektráren) a mají vysokou účinnost více než 80 %. Díky tomu je energie vyrobená vodními elektrárnami nejlevnější.

Výhoda jaderných elektráren spočívá v tom, že je lze stavět v jakékoli oblasti bez ohledu na její energetické zdroje; jaderné palivo má vysoký energetický obsah (1 kg hlavního jaderného paliva - uranu - obsahuje stejné množství energie jako 2500 tun uhlí). Jaderné elektrárny za podmínek bezporuchového provozu nevypouštějí emise do atmosféry (na rozdíl od tepelných elektráren) a neabsorbují kyslík.

V posledních letech v Rusku vzrostl zájem o využívání alternativních zdrojů energie – slunce, vítr, vnitřní teplo Země a mořské odlivy.

Byl vyvinut program, podle kterého v první polovině 21. stol. musí postavit větrné elektrárny - Kalmytskaya, Tuva, Magadanskaya, Primorskaya a geotermální elektrárny - Verkhne-Mugimovskaya, Okeanskaya.

Rusko musí v budoucnu upustit od výstavby nových velkých tepelných a vodních elektráren, které vyžadují obrovské investice a vytvářejí ekologické napětí. V odlehlých severních a východních regionech se plánuje výstavba tepelných elektráren nízkého a středního výkonu a malých jaderných elektráren. Na Dálném východě se plánuje rozvoj vodní energie prostřednictvím výstavby kaskády středních a malých vodních elektráren. Nové výkonné kondenzační elektrárny budou postaveny na uhlí z Kansko-Achinské pánve.

Seznam použitých zdrojů

Archangelsky V. Elektroenergetika je komplex celostátního významu. – BIKI, č. 140, 2003

Vinokurov A.A. Úvod do ekonomické geografie a regionální ekonomiky Ruska. Část 1. – M., VLADOS-PRESS. 2003

Gladky Yu.N., Dobroskok V.A., Semenov S.P. Socioekonomická geografie: Učebnice. – M., věda. 2001

Dronov V.P. Ekonomická a sociální geografie. – I. Vyhlídka. 1996

Kozyeva I.A., Kuzbozhev E.N. Ekonomická geografie a regionalistika: Učebnice pro vysoké školy. - 2. vyd., přepracováno. a doplňkové - Kursk. KSTU. 2004

Makarov A. Elektroenergetika v Rusku: perspektiva výroby a ekonomické vztahy. – Společnost a ekonomika, č. 7-8, 2003

Ruská statistická ročenka. – M., 2001

Skopin A.Yu. Ekonomická geografie Ruska: učebnice. – M. TK Welby. Nakladatelství Prospekt. 2005

"Ekonomické noviny" č. 3, 2008.

Ekonomická geografie a regionalistika. / Ed. E.V. Vavilová. - M. Gardariki. 2004

Ekonomická geografie: Učebnice. / Ed. Zhletiková V.P. – Rostov na Donu. Phoenix. 2003

Hospodářská a sociální geografie Ruska: Učebnice pro vysoké školy. / Ed. prof. NA. Chruščov - 2. vyd., stereotyp. - M. Drop. 2002

1. http://www. gks .ru/

2. http://www. slon .ru/

DODATEK 1.

Výroba elektřiny ekonomickými regiony Ruska 2

Výroba a rozvod energie 3

PŘÍLOHA 2.

Státní okresní elektrárna s výkonem více než 2 miliony kW

PŘÍLOHA 3.

Umístění hlavních kaskád vodních elektráren

PŘÍLOHA 4.

Jaderné elektrárny v Rusku