Utsikter for utvikling og plassering av verdens elektriske kraftindustri. Problemer og utsikter for utvikling og plassering av den elektriske kraftindustrien i Russland. Fremgang innen elektrisitetsproduksjon

Spesielt for Perspectives-portalen

Vladimir Kondratyev

Vladimir Borisovich Kondratiev - Doktor i økonomi, professor, leder for senteret for industri- og investeringsforskning ved Institute of World Economy and International Relations ved det russiske vitenskapsakademiet

Elkraftindustrien opplever ikke mindre radikale endringer enn under massebygging atomreaktorer på 1960-1970-tallet. Andelen alternative energikilder vokser, ubalansen i prisene på kull og naturgass øker, og atomenergiens rolle tenkes på nytt. Verdensøkonomien går fra energimangel til energirik. Den andre delen av artikkelen undersøker de globale utsiktene til industrien og måter å reformere den på i EU, India, Brasil, Sør-Korea og mer detaljert i Russland.

De store endringene som for tiden finner sted i den globale energisektoren skjer ganske sakte og er ofte umerkelige for andre. Energiselskaper og politikere står imidlertid allerede overfor nye utfordringer, og fremtiden til bransjen i mange år framover avhenger av hvordan de besvares.

Den Europeiske Union

Sammenlignet med den gjennomsnittlige globale strukturen for elektrisitetsproduksjon er andelen kjernekraftverk merkbart høyere i EU-landene (nesten 30 %), så vel som alternative energikilder - vind, biomasse, etc. (omtrent 8 %).

Ris. 1.

Kilde: U. S. Energi Informasjon Administrasjon. Internasjonal Energi Statistikk. Elektrisitet. OSS. Energidepartementet. Vask. D . C.

Hovedorganet med ansvar for å utvikle og koordinere EUs energipolitikk er Generaldirektoratet for energi (frem til 2010 - Generaldirektoratet for energi og transport). Påfølgende reguleringsnivåer er knyttet til nivået til individuelle EU-medlemsstater, som hver kan ha forskjellige industristyringssystemer. En representant fra hvert EU-land er medlem av sammenslutningen av regulatorer ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas) Sammenslutningen ble dannet av EU-kommisjonen som et rådgivende organ om opprettelsen av et indre elektrisitetsmarked. foreningen er utvikling av regninger og strategiske dokumenter for utvikling av næringen.

Liberaliseringen av EU-markedene innebar ikke obligatorisk privatisering av elektrisitetssektoren. I mange land er det fortsatt store produksjonsselskaper, hvor de fleste av aksjene er eid av staten (Italia, Sverige). Selskaper med stor andel og makt i markedene i de respektive landene er typiske for EU som helhet: disse er EdF i Frankrike, EdP i Portugal, Electrabel i Belgia, etc.

Funksjonene for å overføre elektrisitet og administrere kraftsystemmoduser i de fleste land utføres av systemoperatører. Det er i dag 34 systemoperatører i EU, samlet i ENTSO-E-foreningen. I samsvar med den tredje pakken med energilover, utfører den pan-europeisk planlegging og koordinering av parallelle energisystemer.

EF-direktivet av 26. juni 2003 påla EUs medlemsland forpliktelser til å deregulere og liberalisere elektrisitetsindustrien. Direktivet tok også for seg den påfølgende foreningen av lokale elektrisitetsmarkeder til ett indre EU-marked. Målene med reformen var å øke effektiviteten i elektrisitetssektoren, redusere elektrisitetsprisene, forbedre kvaliteten på tjenestene og øke konkurransen.

Først og fremst ble det tenkt å skille vertikalt integrerte energiselskaper etter type aktivitet og sikre konkurranse i produksjons- og salgssektorene. Det var ikke snakk om obligatorisk eierskifte, så lenge transmisjons- og distribusjonsnettoperatører ga ikke-diskriminerende tilgang til nettet med en økonomisk begrunnet tilknytningspris. Et sentralt element i separasjonen var dannelsen av uavhengige styrings- og beslutningsorganer i overførings-, distribusjons- og produksjonsselskaper.

Direktivet hadde som mål å skape kompatible vilkår for levering av elektrisitet til forbrukere i EUs medlemsland, noe som videre vil føre til et felles europeisk elektrisitetsmarked. Disse forholdene inkluderer: konkurransenivået i markedet, den økonomiske gjennomførbarheten av kostnaden for elektrisitet, muligheten til fritt å velge leverandør, et anbudssystem for innføring av ny kapasitet, reduksjon av CO 2 -utslipp til atmosfæren, etc.

Som et resultat av reformen er det europeiske elektrisitetsmarkedet et konglomerat av sammenkoblede regionale markeder (Baltikum; Øst-Sentral-Europa; Vest-Sentral-Europa; Sør-Sentral-Europa, Nord-Europa; Sør-Vest-Europa og Frankrike-UK-Irland).

Et av hovedproblemene på veien mot å danne et enkelt marked er tilstedeværelsen av overbelastning ved grenseoverskridende seksjoner mellom regionale markeder. Det forventes å løse dette problemet ved å stimulere til investeringer i nettverksinfrastruktur og fullføre dannelsen av et enkelt marked innen 2014. Det nordeuropeiske markedet, spesielt den skandinaviske delen, regnes som det mest utviklede. Dette markedet har noen av de laveste prisene i Europa og likviditeten overstiger 30 %.

Det er 9 hovedstrømbørser i EU: NordPool, EEX, IPEX, Powernext, APX NL, APX UK, Belpex, Endex og Omel. I i fjor Det er en tendens til å slå sammen børser og utvide territoriet de dekker. Alle børser handler på en dag-forut-basis; noen har også intradag-, balanserings- og futuresmarkeder.

Til tross for liberalisering beholder mange land en betydelig andel av regulert strømforsyning. I større grad gjelder dette nye EU-medlemmer – Bulgaria, Estland, Litauen, Latvia, Ungarn, Polen, Romania, Slovakia, men regulerte tariffer for befolkningen forblir i enkelte land med utviklede markeder, som Frankrike og Italia.

India

Mer enn 30 % av genererende eiendeler kontrolleres av myndighetene på nasjonalt nivå. De største produksjonsselskapene er National Hydro-Generating Corporation, Atomic Power Corporation of India og National Thermal Power Corporation. På statlig nivå eier staten 52 % av produksjons- og distribusjonsselskapene. Staten kontrollerer PowerGrid of India Corporation, som er ansvarlig for driften og utviklingen av det nasjonale energisystemet. Omtrent 13% av produksjonen på statlig nivå er privateid.

Eler dominert av termiske kraftverk kullfyrt. Sammenlignet med verdensgjennomsnittet spiller vannkraftverk (25 %) og fornybare energikilder (7 %) – primært biomasse – en relativt stor rolle i India (fig. 2).

Ris. 2. Struktur av elektrisitetsproduksjon etter drivstofftype

Kilde . C.

Indias energidepartement er generelt ansvarlig for utviklingen av industrien og utformingen av energipolitikken i landet. Gjennomføringen av innenlandsk energipolitikk på statlig nivå er myndighetenes ansvar.

Tariffer for produksjon av elektrisitet av statlig eide generasjonsselskaper og for overføring av elektrisitet gjennom overføringsnett er fastsatt av Central Regulatory Commission of India. På regionalt nivå er verktøy regulert av 28 statlige reguleringskommisjoner.

De siste tiårene har den indiske regjeringen liberalisert markeder og iverksatt tiltak for å stimulere private investeringer i elektrisitetssektoren samtidig som den opprettholder statlig regulering av industrien. Elektrisitetsloven, vedtatt i 2003, ble den viktigste regjeringsloven for å reformere elektrisitetsindustrien. Loven opphevet kravene til tvangslisensiering av prosjekter for bygging av produksjonsanlegg, skapte betingelser for å utvikle konkurranse og tiltrekke utenlandske investorer, og lanserte prosesser for separasjon etter type aktivitet. For å tiltrekke private investeringer har Indias regjering utstedt spesielle retningslinjer som definerer reglene for private investorers deltakelse i kraftproduksjons-, overførings- og distribusjonsprosjekter.

For utviklingen av elektrisitetshandelen fastsetter loven følgende stadier:

fastsettelse av den relevante reguleringskommisjonen av tariffen for solgt elektrisitet ved å bruke formelen "produksjonskostnader + standardlønnsomhet";

tariffbestemmelse basert på konkurranseutsetting;

priskonkurranse blant strømprodusenter og markedsåpning.

Siden juni 2002 har Power Trading Corporation of India (PTC) vært i drift i landet, hvis hovedaktivitet i det første trinnet var kjøp av overskuddselektrisitet fra generasjonsselskaper og deres påfølgende salg til vertikalt integrerte statlige kraftselskaper på en økonomisk gjennomførbare kostnader, som sikrer en optimal balanse mellom selgers og kjøperes interesser.

PTC eide ingen generasjons- eller nettverksressurser og fungerte som eneste leverandør, og minimerte den økonomiske og operasjonelle risikoen til kjøpere og selgere av elektrisitet. Den garanterte rettidig betaling til strømprodusenter og oppfyllelse av forpliktelser til å levere strøm til kundene.

Brasil

Her er produksjonsstrukturen dominert av vannkraft, som står for opptil 80 % av elektrisiteten som produseres i landet. Betydningen av kjernekraftverk, gass- og kullkraftverk er liten. Biomassekraftverk spiller en relativt viktig rolle (fig. 3).

Ris. 3. Struktur av elektrisitetsproduksjon etter drivstofftype

Kilde: OSS. Energiinformasjonsadministrasjonen. Internasjonal energistatistikk. Elektrisitet. OSS. Energidepartementet. Vask. D . C.

Brasil er sammen med Canada og Kina et av de tre landene med størst vannkraftproduksjon. Termiske kraftverk, som er en reserve i sesonger med lav vanntilgjengelighet, er sterkt avhengig av importert drivstoff. For tiden rettes mye oppmerksomhet mot utvikling av vind- og solenergi, kraftverk som bruker biomasse (spesielt etanol), og små vannkraftverk.

Elektriske kraftbedrifter i Brasil, i henhold til deres eierformer, kan deles inn i tre grupper: statseide, kommunale og private. Statseide selskaper inkluderer: "Eletrobrás" - generasjon, overføring, distribusjon; "Eletronorte" - generering, overføring, distribusjon; "Boa Vista" - distribusjon; NUCLEN - kjernekraft; CEPEL - forskning.

De kommunale foretakene CESP, CEMIG, COPEL, CEEE er engasjert i produksjon, overføring og distribusjon, Transmissão Paulista - bare i overføring av elektrisitet, og ytterligere 11 kommunale selskaper - utelukkende i distribusjon. Kategorien private foretak omfatter 5 produksjonsbedrifter og 40 selskaper som driver distribusjonsvirksomhet.

Det største selskapet i bransjen er Eletrobras-holdingen, hvor 78% av aksjene i dag eies av staten. Eletrobras kontrollerer 40 % av den installerte produksjonskapasiteten, 60 % av overføringslinjene og statseide distribusjonsselskaper. De ti største selskapene når det gjelder installert kapasitet er CHESF, Furnas, Eletronorte, Itaipu, CESP (del av Eletrobras-beholdningen), CEMIG-GT, Tractebel, COPEL-GER, AES TIETÊ, Duke Energy. .

Det nasjonale sammenkoblede energisystemet (Rede Basica / SIN) er et av de største i verden både når det gjelder nettlengde og installert kapasitet. Utenfor SIN er det et isolert system for en del av Amazonas-regionen, som kontrolleres av Eletrobras. Brasil er forbundet med kraftledninger til Paraguay, Argentina, Venezuela og Uruguay.

Hovedbestemmelsene i sektorpolitikken bestemmes av presidenten i landet på grunnlag av foreløpige konsultasjoner utført av National Energy Policy Council og Committee of Line Ministries (CNPE). CNPE inkluderer gruve- og energidepartementet (MME), finansdepartementet og miljødepartementet.

Statens forskningsselskap for energi (EPE) har i tillegg til MME (hoveddepartement) ansvar for strategi og planlegging for utvikling av elektrisitetssektoren. EPE utvikler en strategi for en 10-årsperiode med årlige justeringer og for en 25-årsperiode med justeringer hvert 3. til 4. år. Nøkkeldokumenter som definerer reglene for funksjonen til den brasilianske elektrisitetssektoren er utviklet i EPE og overført til MME for videre godkjenning av komiteen for de relevante departementene.

Den uavhengige regulatoren er National Electricity Agency (ANEEL), et autonomt organ autorisert ved lov, administrativt knyttet til MME, men ikke underlagt det. ANEEL regulerer og kontrollerer generering, overføring og distribusjon av elektrisitet i samsvar med gjeldende lover, direktiver og myndighetenes retningslinjer.

Opprinnelig ble Brasils elektrisitetssektor utviklet gjennom privat kapital. Frem til 1930-tallet ble elektrisitetsproduksjonen hovedsakelig kontrollert av to store utenlandske foreninger - den amerikansk-kanadiske ("Group Light") og den amerikanske (AMFORP). Deretter begynte staten å føre en politikk for nasjonalisering av industrien. I 1961 ble Eletrobrás og MME opprettet, og i 1978 kjøpte staten Group Light.

På 1990-tallet var ryggraden i Brasils elektrisitetssektor vertikalt integrerte selskaper, for det meste statseide. Hyperinflasjon, subsidiert tollpolitikk og utilstrekkelig finansiering har ført til behovet for å reformere industrien. I 1996 ble det innført reformer med sikte på å liberalisere markedet. I 1998 ble det opprettet et grossistmarked for elektrisitet, som begynte å fungere i 2001, etter at standardene og driftsreglene var fastsatt. Fra 1995 til 1998 ble 60 % av distribusjonsselskapene privatisert.

Resultatet av disse tiltakene var en reduksjon i statlige utgifter til investeringer i infrastrukturutvikling ved å tiltrekke seg privat kapital og stimulere til fri konkurranse. Kundeservicenivået har økt betydelig, og volumet av strømtyveri, manglende betalinger og tekniske tap har gått ned. Imidlertid nøytraliserte den langsiktige tørken, som påvirket volumet av elektrisitetsproduksjon under dominans av vannkraft, en ufullkommen mekanisme for regulering og styring av industrien, mislykket fordeling av investeringer og deres utilstrekkelige volum, samt etterspørsel som oversteg tilbudet den positive effekten av reformene og var hovedårsakene til krisen i 2001 - 2002.

Hovedretningene for den nye reformen var sentralisering av beslutningstaking og å gi en større rolle til statlig regulering. Oppgavene med å sikre pålitelig energiforsyning til forbrukerne og gi universell tilgang til elektrisitet gjennom sosiale programmer ble også løst.

I Brasil er det to plattformer for å inngå salgskontrakter elektrisk energi:

"Ambiente de Contrataçăo Regulado" (ACR) - for inngåelse av regulerte kontrakter (for et år, 3 og 5 år i forveien). Emnene generasjon og distribusjon av elektrisk energi presenteres her. Salg og kjøp gjennomføres gjennom en årlig auksjon organisert av ANEEL på forespørsel fra MME;

"Ambiente de Contrataçăo Livre" (ACL) - for inngåelse av ikke-regulerte kontrakter. Det representerer produksjonsenheter, salgsorganisasjoner, importører og eksportører av elektrisitet, samt store forbrukere.

Sør-Korea

Strukturen for elektrisitetsproduksjon i Sør-Korea er ganske ensartet. Hovedandelen kommer fra kullkraftverk, flytende gasskraftverk og kjernekraftverk. Samtidig er andelen kjernekraft merkbart høyere enn verdensgjennomsnittet (fig. 4).

Ris. 4 . StrukturgenerasjonelektrisitetAvarterbrensel

Kilde: U.S. Energiinformasjonsadministrasjonen. Internasjonal energistatistikk. Elektrisitet. OSS. Energidepartementet. Vask. D . C.

Omtrent 93% av landets elektrisitet kommer fra statlig selskap KEPCO ("Korean Electric Power Company"), hvor staten eier 51 % av aksjene. De resterende 7% er generert av private selskaper.

Regulering utføres av den koreanske elektrisitetskommisjonen (KOREC), opprettet i april 2001 under departementet for handel, industri og energi (MOCIE). Hovedmålene til KOREC er: å skape et konkurransedyktig miljø for elektriske kraftselskaper; løse problemer som påvirker rettighetene til energiforbrukere; avgjørelse av tvister knyttet til næringsvirksomhet i elkraftbransjen.

Grunnplanen for reformering av elektrisitetssektoren i Sør-Korea ble godkjent i 1998 og sørget for en trinnvis overgang til et konkurranseutsatt marked:

Trinn 1 (2000-2002) - et marked i form av en elektrisitetspool, der prisen bestemmes basert på kostnadene ved elektrisitetsproduksjon;

Trinn 2 (2003-2008) - også et marked i form av en pool, men nå fastsettes prisen på grunnlag av prisbud fra strømprodusenter og forbrukere;

Trinn 3 (starter fra 2009) - detaljhandelskonkurranse.

I 2000 ble Korean Power Exchange (KPX) opprettet, hvis hovedoppgave var å administrere strømbassenget. I 2001 begynte bassenget å fungere. Overgangen til den andre fasen av reformen fant imidlertid aldri sted: Det sørkoreanske elektrisitetsmarkedet fungerer fortsatt som en elektrisitetspool der kjøpere ikke deltar i prissettingen.

I 2009 ble det etter initiativ fra regjeringen satt i gang et prosjekt for å utrede mulige alternativer for å reformere elektrisitetssektoren. Den nåværende modellen fortsetter å bli foredlet for å forbedre konkurransevilkårene mellom produsenter.

For tiden utfører KPX, i tillegg til funksjonene til en kommersiell operatør for å administrere en elektrisk kraftpool, funksjonene til en systemoperatør, som inkluderer å administrere elektriske nettverk og sikre pålitelig funksjon av kraftsystemet. I tillegg gjennomfører KPX langsiktig planlegging for utbygging av generasjons- og elektriske nettverk for å sikre påliteligheten til strømforsyningen. Børsen gir også markedsaktører og strømforbrukere den informasjonen som trengs for å ta forretningsbeslutninger.

Deltakerne i elektrisitetspoolen inkluderer strømprodusenter (per 2009 - 6 datterselskaper av KEPCO-produksjonsselskaper og 295 private produksjonsselskaper) og en enkelt strømkjøper (KEPCO).

Russland

Den elektriske kraftindustrien er en grunnleggende sektor i den russiske økonomien, som leverer elektrisk og termisk energi til behovene til den nasjonale økonomien og befolkningen, samt eksporterer strøm til CIS-landene og utlandet. Bærekraftig utvikling og pålitelig funksjon av industrien bestemmer i stor grad landets energisikkerhet og er viktige faktorer i dens vellykkede økonomiske utvikling.

Det moderne elektriske kraftkomplekset i Russland inkluderer rundt 600 kraftverk med en kapasitet på over 5 MW hver. Den totale installerte effekten til russiske kraftverk er 223,1 GW. Generasjonsstrukturen er vist i fig. 5.

Ris. 5. Generasjonsstruktur etter drivstofftype i 2011

Kilde: Rosstat, Den russiske føderasjonens energidepartement.

Hvert år genererer alle stasjoner rundt en billion kWh strøm. I 2012 genererte kraftverkene i Unified Energy System of Russia 1 053,4 milliarder kWh (1,23 % mer enn i 2011).

Den ledende posisjonen i industrien er okkupert av termisk kraftteknikk, som for Russland er et historisk etablert og økonomisk begrunnet mønster. De mest utviklede og utbredte er termiske kraftverk for generell bruk, som opererer på fossilt brensel (gass, kull), hovedsakelig dampturbiner, som står for omtrent 70% av elektrisiteten som produseres i landet. Det største termiske kraftverket på Russlands territorium er det største på det eurasiske kontinentet, Surgutskaya GRES-2 (5600 MW), som går på naturgass (forkortelsen GRES, bevart fra sovjettiden, betyr et statseid regionalt kraftverk) . Av kullkraftverkene har Reftinskaya GRES den største installerte effekten (3800 MW). De største russiske termiske kraftverkene inkluderer også Surgutskaya GRES-1 og Kostromskaya GRES, med en kapasitet på over 3 tusen MW hver. I prosessen med industrireformen ble Russlands største termiske kraftverk slått sammen til grossistgenererende selskaper (OGKs) og territoriale generasjonsselskaper (TGKs).

Vannkraft leverer systemtjenester (frekvens, kraft) og er et sentralt element for å sikre påliteligheten til landets Unified Energy System. Av alle eksisterende typer kraftverk er vannkraftverk de mest manøvrerbare og kan om nødvendig raskt øke produksjonsvolumet, og dekke topplaster. Russland har et stort potensial for utvikling av vannkraft: Omtrent 9 % av verdens vannressurser er konsentrert i landet. Når det gjelder begavelse med disse ressursene, er Russland nummer to i verden etter Kina, foran USA, Brasil og Canada.

For tiden er det 102 vannkraftverk som opererer i landet med en kapasitet på over 100 MW. Den totale installerte kapasiteten til hydrauliske enheter i alle vannkraftverk i Russland er omtrent 46 000 MW (5. plass i verden). I 2011 genererte russiske vannkraftverk 153,3 milliarder kWh elektrisitet. I det totale volumet av elektrisitetsproduksjonen var andelen vannkraftverk 16 %.

Under reformen av den elektriske kraftindustrien ble det føderale hydrogenererende selskapet JSC HydroOGK (nåværende navn - JSC RusHydro) opprettet, som forente hoveddelen av landets vannkraftressurser. Inntil nylig ble Sayano-Shushenskaya HPP med en kapasitet på 6721 MW (Khakassia) ansett som den største russiske vannkraftstasjonen. Etter den tragiske ulykken 17. august 2009 ble imidlertid kapasiteten delvis deaktivert.

Russland har fullsyklus kjernekraftteknologi fra utvinning av uranmalm til generering av elektrisitet. I dag driver landet 10 kjernekraftverk (totalt 33 kraftenheter) med en installert effekt på 23,2 GW, som genererer omtrent 15 % av all produsert elektrisitet. Det er ytterligere 5 atomkraftverk under bygging. Kjernekraft har blitt mye utviklet i den europeiske delen av Russland (30 % av den totale elektrisitetsproduksjonen), spesielt i Nordvest (37 %). I desember 2007, i samsvar med dekretet fra presidenten for den russiske føderasjonen, ble det statlige atomenergiselskapet Rosatom dannet, som forvalter alle kjernefysiske eiendeler, inkludert både den sivile delen av atomindustrien og atomvåpenkomplekset. Det er også betrodd oppgavene med å oppfylle Russlands internasjonale forpliktelser innen fredelig bruk av atomenergi og ikke-spredningsregimet for kjernefysiske materialer.

De viktigste elektriske kraftanleggene i Russland ble bygget i løpet av den sovjetiske perioden. Allerede på slutten av 1980-tallet dukket det imidlertid opp tegn på en nedgang i tempoet i industriutviklingen: Fornyelsen av produksjonskapasiteten begynte å ligge etter veksten i elektrisitetsforbruket. På 1990-tallet gikk volumet av strømforbruket betydelig ned, samtidig som prosessen med kapasitetsfornyelse praktisk talt stoppet opp. Når det gjelder teknologiske indikatorer, sakket russiske energiselskaper alvorlig etter sine kolleger i utviklede land. Det fantes ingen insentiver for å øke effektiviteten, rasjonell planlegging av elektrisitetsproduksjon og forbruksmåter eller energisparing. På grunn av redusert kontroll over overholdelse av sikkerhetsregler og betydelig forringelse av eiendeler, var det stor sannsynlighet for storulykker.

Industrien krevde presserende storskala transformasjoner som ville bidra til å oppdatere nøkkelkapasiteter, forbedre effektiviteten, påliteligheten og sikkerheten for energiforsyningen til forbrukerne. For dette formål satte regjeringen i den russiske føderasjonen på begynnelsen av 2000-tallet en kurs for å liberalisere elektrisitetsmarkedet, reformere industrien og skape forhold for å tiltrekke seg store investeringer i elektrisitetssektoren.

I 2000 - 2001 Privat sektor ble ansett som den viktigste mulige kilden til investeringsressurser. Prinsippet om separasjon av den vertikalt integrerte industristrukturen ble implementert. Samtidig ble de såkalte naturlige monopolene - elektrisitetsoverføring, operasjonell ekspedisjonskontroll - skilt fra konkurrerende sektorer: produksjon og salg, reparasjon og service.

Monopoler, så vel som atomkraftverk, forble under statlig kontroll, mens produksjons-, distribusjons- og reparasjonsselskaper måtte bli private og konkurrere med hverandre. På grunn av dette ble det skapt forutsetninger for et fritt elektrisitetsmarked, priser som ikke er fastsatt av staten, men er fastsatt ut fra forholdet mellom tilbud og etterspørsel. Som forventet vil private energiselskaper bli interessert i å øke effektiviteten og redusere kostnadene.

På grunnlag av termisk generering ble seks ekstraterritoriale strukturer - engrosgenererende selskaper (WGCs) - opprettet. Vannkraftverk (RusHydro-selskapet) ble skilt ut i en egen struktur. I tillegg ble det opprettet 14 territorielle generasjonsselskaper (TGC), som hovedsakelig inkluderte termiske kraftverk. På grunnlag av distribusjonsnettverk oppsto interregionale distribusjonsnettverksselskaper (IDGC), forent til et holdingselskap, hvis kontrollerende eierandel forble hos staten (i motsetning til for eksempel i Ukraina, hvor alle oblenergos ble omdannet til uavhengige selskaper). Til slutt kom ryggradsnettverkene under kontroll av Federal Grid Company (FSK).

Regjeringsdekret "Om reformering av elkraftindustrien Den russiske føderasjonen" ble vedtatt i juli 2001, selve reformen startet i 2003. I begynnelsen av 2008 ble dannelsen av OGK-er og TGK-er fullført, som ble privatisert. Nye eiere, som inkluderte både statseide (Gazprom, Inter RAO) og russiske og utenlandske private selskaper (Norilsk Nickel, Eurosibenergo av Oleg Deripaska, italienske Enel, tyske E.ON), signerte svært alvorlige investeringsforpliktelser.

Generelt, siden 2008, har det russiske energimarkedet levd og jobbet i henhold til nye regler. Men resultatene av dette arbeidet ser svært motstridende ut og tilfredsstiller ikke både myndighetene og strømforbrukerne fullt ut.

Den mest merkbare konsekvensen av reformen var økningen i elektrisitetsprisene, som ble mer enn doblet på fem år. Og hvis kostnadene for befolkningen er fastsatt av staten og fortsatt holdes på et relativt lavt nivå, betaler industribedrifter noen ganger mer enn sine europeiske konkurrenter. I 2012 kom gjennomsnittsprisene for industrielle forbrukere i Russland nær amerikansk nivå (fig. 6) – til tross for at de før reformen var mer enn halvparten så lave.

Ris. 6. Gjennomsnittlige strømpriser for industrielle forbrukere
i Russland og USA, i amerikanske cent per 1 kWh

Siden 2002 har prisene for industrien økt 2,7 ganger, noe som har fratatt den innenlandske økonomien en av de viktigste konkurransefortrinnene-lavere energikostnader sammenlignet med andre utviklede land. Den uforutsigbare økningen i strømkostnadene har satt spørsmålstegn ved Russlands konkurranseevne på verdensmarkedet. Dermed har lønnsomheten til energiintensiv industri blitt merkbart redusert: hvis for eksempel i metallurgi i 2008 var den 21-32%, så var den i 2012 6-13%, som er enda lavere enn i kriseåret 2009 .

Konkurransen som ble satt slike forhåpninger til, ble ikke realisert. Til tross for etableringen av et engrosmarked for elektrisitet i Russland og forlatelse av prisregulering for industrielle forbrukere, fortsetter tariffer å stige, og kvaliteten på tjenestene levert av industrien er fortsatt lav. Manglen på fritt valg av leverandør er spesielt merkbar.

Situasjonen med å koble til nye forbrukere, først og fremst industrielle, har forverret seg kraftig. I følge Institute for Problems of Natural Monopolies utgjorde den spesifikke kostnaden for tilkobling per 1 kW strøm i 2010 1,5 tusen dollar, mens tilkoblingen i andre land enten er helt gratis eller koster fra 50 til 200 dollar. Dyrt og vanskeligheten med å koble nye forbrukere til nettverket har blitt et stort problem. Denne prosessen varer i gjennomsnitt mer enn ni måneder. I følge noen russiske eksperter er denne faktoren en av hovedbarrierene som hindrer utviklingen av små og mellomstore bedrifter i Russland.

Endelig har investeringer i den russiske energisektoren i det nødvendige volumet ennå ikke kommet. Investeringsforpliktelsene påtatt av de nye eierne av OGK og TGK ble ikke oppfylt. I følge Rosstat ble det i 2009 (det vil si etter fullføringen av reformen) tatt i bruk 1,9 millioner kW ny kapasitet. Dette er lavere enn i 2005 (2,2 millioner kW), betydelig lavere enn i 1990 (3,7 millioner kW), og enda mer enn i 1985 (9 millioner kW). I 2011 falt kapasitets idriftsettelsesratene og utgjorde 1,5 millioner kW. Tallene for individuelle femårsperioder er enda mer veltalende (tabell 1).

Tabell 1. Igangsetting av nye kapasiteter i elkraftindustrien etter femårsperiode, millioner kW

Utvikling av verdens energi på begynnelsen av det 21. århundre. vil bli bestemt av den komplekse påvirkningen av mange økonomiske, naturlige, vitenskapelige, tekniske og politiske faktorer. En vurdering av langsiktig vekst i energiforbruk, basert på forventet tempo i den globale energiutviklingen, fører til konklusjonen at gjennomsnittlig årlig økning frem til 2030-2050. vil trolig være 2-3%. Den blir betydelig større. Gitt den anslåtte befolkningsveksten til 8,5 milliarder mennesker innen 2025, hvorav 80 % vil bo i utviklingsland, kan vi forvente at disse landene vil spille en avgjørende rolle i det globale energiforbruket. Dette vil føre til en kraftig økning i produksjonen. En økning i elektrisitetsproduksjonen vil medføre alvorlig forurensning av naturmiljøet. Rollen i energiforsyningen vil øke i fremtiden, gitt de omfattende reservene av dette råstoffet, samt miljøvennligheten til denne typen drivstoff.

Overgangen fra olje til gass er den tredje energirevolusjonen (den første er overgangen fra tre til kull, den andre er fra kull til olje). Olje har nå blitt den ledende ressursen i verdens energibalanse. Oljeprisen vil bestemme tempoet i restruktureringen av den globale energibalansen. Det antas at det globale forbruket vil øke til nesten 8 milliarder tonn innen 2030, siden det er svært kostbart å konvertere alle termiske kullkraftverk til olje eller gass.

På den internasjonale konferansen om bruk av energiressurser (1989) ble det oppnådd en effektiv løsning på problemet, noe som økte antallet tilhengere av utviklingen i mange.

Tvert imot, (provinsen Ontario) har erklært et moratorium for bygging av nye atomkraftverk. Atomkraftverk i Øst-Europa er til alvorlig bekymring, selv om atomkraftverkene som opererer i Slovakia er blant de beste i verden når det gjelder ytelse. Problemene med avfallsfri bruk av naturlig uran som engangsbrensel, samt behandling og destruksjon av radioaktivt avfall blir løst.

Mange land har ulike holdninger til bruk av vannkraftressurser. Bare Kina planlegger store vannkraftverk. Innen 2000 blir 60 store vannkraftverk med en total kapasitet på 70 GW designet på kinesiske elver.

Den mest lovende retningen innen energiproduksjon innebærer bruk av solenergi (fotovoltaisk konvertering) og temperaturgradienten i havet for å generere elektrisitet, vindenergi, geotermisk energi, bergenergi og energi, brenselceller, prosessering av tre til flytende brensel, prosessering av kommunalt avfall, ved bruk av biogass oppnådd ved behandling av industri- og landbruksavfall. Utviklede land er ledende i utviklingen av disse teknologiene, først og fremst Japan, Canada og Danmark. I tillegg er det utviklingstrekk for hvordan man kan øke bruken av vannressurser, bygge små kraftverk ved vannbehandlingsanlegg, vanningskanaler, ved bruk av ny design av vannkraftverk med lavt vanntrykk.

Moderne økonomisk utvikling har akutt avslørt hovedproblemene i utviklingen av energikomplekset. Hydrokarbonens æra er sakte men sikkert i ferd med å komme til sin logiske konklusjon. Hun må byttes ut innovative teknologier, som den viktigste energiutsikter.

Problemer med energikomplekset

Kanskje et av de viktigste problemene med energikomplekset kan betraktes som de høye energikostnadene, som igjen fører til en økning i kostnadene for produserte produkter. Til tross for at det de siste årene har vært aktivt gjennomført utviklinger som kan tillate bruk av hydrokarboner, er ikke en eneste av dem i dag i stand til å fortrenge hydrokarboner fullstendig fra verdens energiarena. Alternative teknologier er et supplement til tradisjonelle kilder, men ikke en erstatning, i hvert fall foreløpig.

Under russiske forhold forverres problemet ytterligere av nedgangstilstanden til energikomplekset. Elektrisitetsgenererende komplekser er ikke i best stand; mange kraftverk er fysisk ødelagt. Som et resultat reduseres ikke kostnaden for elektrisitet, men øker stadig.

I lang tid stolte det globale energisamfunnet på atomet, men denne utviklingsretningen kan også kalles en blindvei. I europeiske land er det en trend mot en gradvis nedleggelse av kjernekraftverk. Inkonsekvensen av atomenergi understrekes ytterligere av det faktum at den over mange tiår med utvikling aldri har vært i stand til å fortrenge hydrokarboner.

Utviklingsutsikter

Som allerede nevnt, utsikter til energiutvikling, først av alt, er assosiert med utviklingen av effektive alternative kilder. De mest studerte områdene i dette området er:

• Biodrivstoff.
• Vindkraft.
• Geotermisk energi.
• Solenergi.
• Termonukleær energi (FN).
• Hydrogen energi.
• Tidevannsenergi.

Ingen av disse retningene er i stand til å løse problemet med energikrisen, når det ikke lenger er nok å supplere gamle energikilder med alternative. Utviklingen skjer i ulike retninger og er på ulike stadier av utviklingen. Imidlertid er det allerede mulig å skissere en rekke teknologier som kan starte:

• Vortex varmegeneratorer. Slike installasjoner har vært brukt i ganske lang tid, og finner deres anvendelse i oppvarming av boliger. Arbeidsvæsken som pumpes gjennom rørledningssystemet varmes opp til 90 grader. Til tross for alle fordelene med teknologien, er den fortsatt langt fra ferdig utviklet. For eksempel har nylig muligheten for å bruke luft i stedet for væske som arbeidsmedium blitt aktivt studert.
• Kald atomfusjon. En annen teknologi som har utviklet seg siden omtrent slutten av 80-tallet av forrige århundre. Den er basert på ideen om å skaffe kjernekraft uten ultrahøye temperaturer. Så langt er retningen på stadiet av laboratorie- og praktisk forskning.
• På stadiet av industriell design er det magnetomekaniske effektforsterkere som bruker jordens magnetfelt i driften. Under dens påvirkning øker kraften til generatoren og mengden elektrisitet som mottas øker.
• Energiinstallasjoner basert på ideen om dynamisk superledning virker veldig lovende. Essensen av ideen er enkel - med en viss hastighet oppstår dynamisk superledning, som gjør det mulig å generere et kraftig magnetfelt. Forskning på dette området har pågått en god stund, og det er samlet opp betydelig teoretisk og praktisk materiale.

Dette er bare en liten liste over innovative teknologier, som hver har tilstrekkelig utviklingspotensial. Generelt er det globale vitenskapelige samfunnet i stand til å utvikle ikke bare alternative energikilder, som allerede kan kalles gamle, men også virkelig innovative teknologier.

Det skal bemerkes at de siste årene har det i økende grad dukket opp teknologier som inntil nylig virket fantastiske. Utviklingen av slike energikilder kan fullstendig transformere den kjente verdenen. La oss bare nevne de mest kjente av dem:

• Nanoleder batterier.
• Trådløs energioverføringsteknologi.
• Atmosfærisk kraftproduksjon, etc.

Det bør forventes at andre teknologier vil dukke opp i de kommende årene, hvis utvikling vil tillate oss å forlate bruken av hydrokarboner og, viktigere, redusere energikostnadene.

Som du vet, står industrien på dette tidspunktet overfor en rekke problemer. Det viktigste er økologisk problem. I Russland, utslipp av skadelige stoffer inn miljø per produksjonsenhet overstiger det samme tallet i Vesten med 6-10 ganger. I 2000 utgjorde således volumet av utslipp av skadelige stoffer til atmosfæren 3,9 millioner tonn (98% av 1999-nivået), inkludert utslipp fra termiske kraftverk - 3,5 millioner tonn (90%). Svoveldioksid står for opptil 40 % av de totale utslippene, faste stoffer – 30 %, nitrogenoksider – 24 %. Dermed er termiske kraftverk hovedårsaken til dannelsen av sur nedbør.

De største luftforurensningene er Reftinskaya State District Power Plant (Asbest, Sverdlovsk-regionen) - 360 tusen tonn, Novocherkasskaya (Novocherkassk, Rostov-regionen) - 122 tusen tonn, Troitskaya (Troitsk-5, Chelyabinsk-regionen) - 103 tusen tonn, Primorskya (Luchegorskaya) , Primorsky-territoriet) - 77 tusen tonn, Verkhnetagilskaya State District Power Plant (Sverdlovsk-regionen) - 72 tusen tonn

Energisektoren er også den største forbrukeren av ferskvann og sjøvann, brukt på kjøleenheter og brukt som varmebærer. Industrien står for 77 % av det totale volumet ferskvann som brukes av russisk industri. Den omfattende produksjonsutviklingen og den akselererte oppbyggingen av enorme kapasiteter har ført til at miljøfaktoren ikke har vært tilstrekkelig oppmerksomhet. Etter katastrofen ved atomkraftverket i Tsjernobyl, under påvirkning av offentligheten i Russland, ble tempoet i utviklingen av kjernekraft betydelig redusert. Dette er selvfølgelig ikke overraskende. Tross alt ble ulykken på denne stasjonen (Ukraina, nord for Kiev) 26. april 1986, når det gjelder langsiktige konsekvenser, den største katastrofen som skjedde i hele den historiske perioden av menneskelig eksistens. For første gang ble hundretusenvis av mennesker møtt med den reelle faren for det "fredelige atomet", uunngåeligheten av en nødsituasjon under forholdene til vitenskapelig og teknologisk revolusjon, og samfunnets og statens uforberedelse til å forhindre dem og minimere konsekvensene deres.

Umiddelbart etter ulykken var det totale forurensningsarealet 200 tusen km2. Området med forurensning der det økte forurensningsnivået vedvarer er 10 tusen km2. Det er rundt 640 bosetninger med en befolkning på over 230 tusen mennesker. Radioaktiv forurensning av miljøet i Ukraina, Hviterussland og noen regioner i Russland er fortsatt et ekstremt akutt problem. Derfor ble det tidligere eksisterende programmet for å akselerere oppnåelsen av en total atomkraftverkkapasitet på 100 millioner kW (USA har allerede nådd dette tallet) faktisk lagt i møll. Store direkte tap ble forårsaket av stengingen av alle atomkraftverk under bygging i Russland; stasjoner, anerkjent av utenlandske eksperter som fullstendig pålitelige, ble frosset selv på stadiet av utstyrsinstallasjonen. Imidlertid har situasjonen nylig endret seg: i juni 1993 ble den fjerde kraftenheten til Balakovo NPP lansert, og i løpet av de neste årene er det planlagt å lansere flere atomkraftverk og ytterligere kraftenheter med en fundamentalt ny design.

Et av de viktige energiproblemene er således miljø, som er direkte knyttet til bruk av utstyr på kraftverk. Dermed kan feil, uforsiktig håndtering av utstyr føre til uforutsette konsekvenser. Etter min mening bør staten først og fremst ta hensyn til akkurat dette problemet og sørge for et perfekt system for å beskytte hele befolkningen mot radioaktive utslipp.

Et annet uløst problem i elektrisitetssektoren er problemet med å bruke utdatert utstyr. Omtrent en femtedel av produksjonsmidlene i den elektriske kraftindustrien er nær eller har overskredet levetiden sin og krever rekonstruksjon eller utskifting. Utstyrsfornyelse, som kjent, utføres i et uakseptabelt lavt tempo og i et klart utilstrekkelig volum.

Det neste uløste problemet i den elektriske kraftindustrien for øyeblikket er problemet med finansiering og kollapsen av økonomiske bånd.

Når det gjelder utsiktene for utviklingen av den russiske elektriske kraftindustrien, kan vi konkludere med at uten uløste problemer er velstanden til denne industrien rett og slett umulig! Etter min mening bør regjeringen først og fremst ta hensyn til Russlands energisektor, som må oppfylle visse oppgaver.

1. Redusere energiintensiteten i produksjonen.

2. Bevaring av det enhetlige energisystemet i Russland.

3. Øke effektfaktoren brukt e/s.

4. Fullstendig overgang til markedsforhold, frigjøring av energipriser, fullstendig overgang til verdenspriser, mulig oppgivelse av clearing. 5. Rask fornyelse av elkraftparken.

6. Å bringe miljøparameterne til kraftverk til nivå med verdensstandarder. På dette tidspunktet, for å håndtere alle disse tiltakene, er regjeringsprogrammet "Brennstoff og energi" vedtatt, som er en samling spesifikke anbefalinger for effektiv styring av industrien og dens overgang fra et planlagt administrativt til et markedsinvesteringssystem.

Systematiske prognoser for utviklingen av hele det elektriske kraftkomplekset utføres av en liten gruppe eksperter som utvikler såkalte "modeller" av hele drivstoff- og energikomplekset.

Dermed er strukturen til elektrisitetsproduksjonen under scenarioet "Treghetsstrategi" presentert i denne grafen.

Tidsplan nr. 1.

Samtidig mener eksperter at investeringene som kreves for utvikling av elektrisitetsproduksjon og elektrisitetsnettet frem til 2020 (med hensyn til kompensasjon for pensjonert kapasitet) utgjør ytterligere 457 milliarder dollar i 2005-priser (420 milliarder dollar, ifølge industridepartementet). og energi). Dermed de totale nødvendige kapitalinvesteringene i det innenlandske drivstoff- og energikomplekset i 2006-2020. kan overstige 1 billion dollar (I.12) Samtidig er drivstoff- og energisektorens evne til å mobilisere slike midler langt fra åpenbar, spesielt hvis vi tar i betraktning den mulige nedgangen i olje- og gassprisene på verdensmarkedene og sannsynligheten for at private investorer går inn i elkraftindustrien. Ved svikt i den elektriske kraftindustrien vil "energisulten" forverres og den økonomiske veksten vil avta. Men selv den vellykkede mobiliseringen av slike enorme midler, delvis på grunn av deres avledning fra mindre kapitalintensive sektorer av økonomien, vil føre til en reduksjon i den økonomiske veksten og økt overbelastning av investeringskomplekset i økonomien, som vil svare (og svarer allerede) ved å øke kostnadene ved å bygge en enhetskapasitet.

Derfor kan velstanden til energisektoren i Russland bedømmes basert på de grunnleggende prinsippene for hva slags investorer det vil være og hvor mye penger som vil bli brukt på utviklingen av denne industrien.

INTRODUKSJON . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1. Historiske og geografiske trekk ved utviklingen av den elektriske kraftindustrien i Russland. . . . . . . . . . .4

2. Territoriell plassering av produksjon av elektrisk kraftindustri i Den russiske føderasjonen. 6

3. Samlet energisystem i landet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4. Problemer og utsikter for utviklingen av elkraftindustrien. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1. 3

KONKLUSJON. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

Liste over kilder som er brukt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

VEDLEGG 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22

VEDLEGG 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

VEDLEGG 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

VEDLEGG 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25

VEDLEGG 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26

INTRODUKSJON

Elektrisk kraftindustri, en ledende og integrert del av energisektoren. Det sikrer generering (produksjon), transformasjon og forbruk av elektrisitet; i tillegg spiller elektrisitet en regionaldannende rolle (som er kjernen i samfunnets materielle og tekniske base), og bidrar også til optimalisering av den territorielle organiseringen av produktive krefter. I økonomisk utviklede land kombineres tekniske midler fra den elektriske kraftindustrien til automatiserte og sentralstyrte elektriske kraftsystemer.

Den elektriske kraftindustrien, sammen med andre sektorer av den nasjonale økonomien, betraktes som en del av et enkelt nasjonalt økonomisk system. For tiden er livet vårt utenkelig uten elektrisk energi. Elektrisk kraft har invadert alle sfærer av menneskelig aktivitet: industri og landbruk, vitenskap og rom. Handling er umulig uten strøm moderne virkemidler kommunikasjon og utvikling av kybernetikk, data- og romteknologi. Det er umulig å forestille seg livet vårt uten strøm.

Industrien er fortsatt hovedforbrukeren av elektrisitet, selv om dens andel av det totale forbruket av nyttig elektrisitet er betydelig redusert. Elektrisk energi i industrien brukes til å drive ulike mekanismer og direkte i teknologiske prosesser.

I landbruket brukes elektrisitet til å varme opp drivhus og husdyrbygninger, belysning og automatisere manuelt arbeid på gårder.

Elektrisitet spiller en stor rolle i transportkomplekset. En stor mengde elektrisitet forbrukes av elektrifisert jernbanetransport, noe som gjør det mulig å øke veikapasiteten ved å øke toghastigheten, redusere transportkostnadene og øke drivstofføkonomien.

Elektrisitet i hjemmet er en viktig del av å sikre et komfortabelt liv for mennesker. Mange husholdningsapparater (kjøleskap, TVer, vaskemaskiner, strykejern og andre) ble opprettet takket være utviklingen av den elektriske industrien.

Derfor er relevansen av temaet jeg har valgt åpenbar, akkurat som betydningen av elkraftindustrien i det økonomiske livet i landet vårt er åpenbar.

Så oppgavene og målene for dette arbeidet er:

Vurder strukturen til den elektriske kraftindustrien;

Studer plasseringen;

Vurder det nåværende utviklingsnivået for den elektriske kraftindustrien;

Karakteriser funksjonene i utviklingen og plasseringen av den elektriske kraftindustrien i Russland.

Historiske og geografiske trekk ved utviklingen av den elektriske kraftindustrien i Russland.

Utviklingen av den russiske elektriske kraftindustrien er knyttet til GOELRO-planen (1920) for en periode på 15 år, som sørget for bygging av 10 vannkraftverk med en total kapasitet på 640 tusen kW. Planen ble gjennomført før tidsplanen: ved utgangen av 1935 var det bygget 40 regionale kraftverk. Dermed skapte GOELRO-planen grunnlaget for industrialiseringen av Russland, og den kom på andreplass innen elektrisitetsproduksjon i verden.

På begynnelsen av 1900-tallet inntok kull en absolutt dominerende plass i strukturen til energiforbruket. For eksempel i utviklede land innen 1950. Kull sto for 74 % og olje for 17 % av det totale energiforbruket. Samtidig ble hovedandelen av energiressursene brukt i landene der de ble utvunnet.

Gjennomsnittlig årlig vekst i energiforbruket i verden i første halvdel av det 20. århundre. utgjorde 2-3 %, og i 1950-1975. - allerede 5%.

For å dekke økningen i energiforbruket i andre halvdel av 1900-tallet. Den globale strukturen for energiforbruk er under store endringer. På 50-60-tallet. Kull blir i økende grad erstattet av olje og gass. I perioden fra 1952 til 1972. oljen var billig. Prisen på verdensmarkedet nådde $14/t. I andre halvdel av 70-tallet begynte også utviklingen av store naturgassforekomster og forbruket økte gradvis, og fortrengte kull.

Fram til tidlig på 1970-tallet var veksten i energiforbruket hovedsakelig omfattende. I utviklede land ble tempoet faktisk bestemt av veksthastigheten i industriproduksjonen. I mellomtiden begynner utviklede forekomster å bli oppbrukt, og importen av energiressurser, først og fremst olje, begynner å øke.

I 1973 En energikrise brøt ut. Verdens oljepris hoppet til 250-300 dollar/tonn. En av årsakene til krisen var reduksjonen av produksjonen på lett tilgjengelige steder og flyttingen til områder med ekstreme naturforhold og til kontinentalsokkelen. En annen grunn var ønsket fra de viktigste oljeeksporterende landene (OPEC-medlemmene), som hovedsakelig er utviklingsland, om å mer effektivt bruke sine fordeler som eiere av hoveddelen av verdens reserver av dette verdifulle råstoffet.

I løpet av denne perioden ble de ledende landene i verden tvunget til å revurdere sine konsepter om energiutvikling. Som et resultat har prognosene for veksten i energiforbruket blitt mer moderate. En betydelig plass i energiutviklingsprogrammer har begynt å bli gitt til energisparing. Hvis før energikrisen på 70-tallet ble energiforbruket i verden spådd å være 20-25 milliarder tonn ekvivalent drivstoff innen 2000, så ble prognosene etter den justert mot en merkbar nedgang til 12,4 milliarder tonn ekvivalent drivstoff.

Industrialiserte land tar alvorlige tiltak for å sikre besparelser i forbruket av primærenergiressurser. Energisparing inntar i økende grad en sentral plass i deres nasjonaløkonomiske konsepter. Sektorstrukturen til nasjonale økonomier er under omstrukturering. Fordel gis til lavenergiintensive industrier og teknologier. Energiintensiv industri fases ut. Energibesparende teknologier utvikler seg aktivt, først og fremst i energiintensive industrier: metallurgi, metallbearbeidende industri og transport. Storskala vitenskapelige og tekniske programmer implementeres for å søke og utvikle alternative energiteknologier. I perioden fra tidlig 70-tall til slutten av 80-tallet. Energiintensiteten til BNP i USA falt med 40%, i Japan - med 30%.

I samme periode skjedde det en rivende utvikling av kjernekraft. På 70- og første halvdel av 80-tallet ble ca. 65 % av atomkraftverkene i drift satt i drift i verden.

I løpet av denne perioden ble begrepet statlig energisikkerhet introdusert i politisk og økonomisk bruk. Energistrategier i utviklede land er ikke bare rettet mot å redusere forbruket av spesifikke energiressurser (kull eller olje), men også generelt på å redusere forbruket av eventuelle energiressurser og diversifisere deres kilder.

Som et resultat av alle disse tiltakene har den gjennomsnittlige årlige vekstraten for forbruket av primærenergiressurser i utviklede land merkbart redusert: fra 1,8% på 80-tallet. til 1,45 % i 1991-2000. Frem til 2015 vil den ifølge prognosen ikke overstige 1,25 %.

I andre halvdel av 80-tallet dukket det opp en annen faktor, som i dag har en økende innflytelse på strukturen og utviklingstrendene til drivstoff- og energikomplekset. Forskere og politikere over hele verden har aktivt begynt å snakke om konsekvensene av menneskeskapte aktiviteter på naturen, spesielt virkningen av drivstoff- og energikomplekser på miljøet. Innstramming av internasjonale krav til miljøvern for å redusere drivhuseffekten og utslippene til atmosfæren (i henhold til vedtaket fra Kyoto-konferansen i 1997) bør føre til en reduksjon i forbruket av kull og olje som de mest miljøpåvirkende energiressursene, samt stimulere til forbedring av eksisterende og etablering av nye energiressurser.

Territoriell plassering av produksjon av elektrisk kraftindustri i Russland.

Den elektriske kraftindustrien, mer enn alle andre industrier, bidrar til utvikling og territoriell optimalisering av plassering av produktivkrefter. Dette kommer til uttrykk i følgende (ifølge A.T. Khrusjtsjov): 1) drivstoff og energiressurser fjernt fra forbrukere er involvert i bruken; 2) mellomliggende utvalg av elektrisitet er mulig for å forsyne områder som høyspentledninger passerer gjennom, noe som bidrar til en økning i nivået på territoriell utvikling av disse områdene, øke effektiviteten til økonomien og komfortnivået ved å bo i dem ; 3) ytterligere muligheter oppstår for å opprette elektrisitetsintensive og varmeintensive industrier (der andelen drivstoff- og energikostnader i kostnadene for ferdige produkter er veldig stor); 4) elektrisk kraftindustri er av stor regional betydning; den bestemmer i stor grad produksjonsspesialiseringen til regionene.

Erfaringen med å utvikle den innenlandske elektriske kraftindustrien har utviklet følgende prinsipper for lokalisering og drift av virksomheter i denne industrien: 1) konsentrasjon av elektrisitetsproduksjon ved store regionale kraftverk som bruker relativt billige drivstoff- og energiressurser; 2) kombinere produksjon av elektrisitet og varme for fjernvarme av befolkede områder, spesielt byer; 3) omfattende utvikling av vannressurser, tatt i betraktning den integrerte løsningen av problemer med elektrisk kraft, transport, vannforsyning, vanning og fiskeoppdrett; 4) behovet for å utvikle kjernekraft, spesielt i områder med en anspent drivstoff- og energibalanse, underlagt vektlagt og eksepsjonell oppmerksomhet til overholdelse av driftsreglene for kjernekraftverk, for å sikre sikkerheten og påliteligheten til driften; 5) opprettelse av energisystemer som danner et enkelt høyspentnett i landet.

Plasseringen av elektriske kraftbedrifter avhenger av en rekke faktorer, de viktigste er drivstoff- og energiressurser og forbrukere. I henhold til graden av forsyning med drivstoff og energiressurser, kan regioner i Russland deles inn i tre grupper: 1) den høyeste - Fjernøsten, Øst-sibirsk, Vest-sibirsk; 2) relativt høy – ​​nordlige, nordkaukasiske; 3) lav – nordvestlig, sentral, sentral svart jord, Volga, Ural.

Plasseringen av drivstoff og energiressurser sammenfaller ikke med lokalisering av befolkningen, produksjon og forbruk av elektrisitet. Det overveldende flertallet av generert elektrisitet forbrukes i den europeiske delen av Russland. Når det gjelder elektrisitetsproduksjon blant økonomiske regioner på slutten av 1990-tallet. Sentral skilte seg ut, og når det gjelder forbruk - Ural. Blant de elektrodefekte regionene er: Ural, Nord, Central Black Earth, Volga-Vyatka (se vedlegg 1).

Store kraftverk spiller en betydelig arealdannende rolle. På grunnlag av dem oppstår energikrevende og varmeintensive industrier.

Elkraftindustrien inkluderer termiske kraftverk, kjernekraftverk, vannkraftverk (inkludert pumpelager og tidevann), andre kraftverk (vindstasjoner, solkraftverk, geotermisk), elektriske nettverk, varmenett, uavhengige kjelehus.

Termiske kraftverk (TPP). Den viktigste typen kraftverk i Russland er termiske, som kjører på organisk brensel (kull, gass, fyringsolje, skifer, torv). Hovedrollen spilles av kraftige (mer enn 2 millioner kW) statlige regionale kraftverk (GRES), som oppfyller behovene til den økonomiske regionen og opererer i energisystemer. Plasseringen av termiske kraftverk er hovedsakelig påvirket av drivstoff- og forbruksfaktorer.

Når du velger et sted for bygging av termiske kraftverk, tas den komparative effektiviteten til transport av drivstoff og elektrisitet i betraktning. Hvis kostnadene ved å transportere drivstoff overstiger kostnadene ved å overføre elektrisitet, er det tilrådelig å plassere dem direkte i nærheten av drivstoffkilder; med høyere effektivitet for drivstofftransport er kraftverk plassert i nærheten av strømforbrukere. De kraftigste termiske kraftverkene er som regel plassert på steder der drivstoff produseres (jo større kraftverket er, jo lenger kan det overføre energi).

Statlige distriktskraftverk med en kapasitet på mer enn 2 millioner kW er lokalisert i følgende økonomiske regioner: Sentral (Kostroma, Ryazan, Konakovskaya); Uralskaya (Reftinskaya, Troitskaya, Iriklinskaya); Povolzhsky (Zainskaya); østsibirsk (Nazarovskaya); vestsibirsk (Surgut); Nordvest (Kirishi) (se vedlegg 2).

Termiske kraftverk inkluderer også kombinerte varme- og kraftverk (CHP), som gir varme til bedrifter og boliger, samtidig som de produserer elektrisitet. Kraftvarmeverk er lokalisert ved forbruk av damp og varmtvann, siden radiusen for varmeoverføring er liten (10-12 km).

Positive egenskaper til TES:

Relativt gratis plassering assosiert med den brede distribusjonen av drivstoffressurser i Russland;

Evnen til å generere elektrisitet uten sesongmessige svingninger, i motsetning til vannkraftverk).

Negative egenskaper til TES:

Bruk ikke-fornybare drivstoffressurser;

De har en lav effektivitetsfaktor (effektivitet);

Har en negativ innvirkning på miljøet;

De har høye kostnader for utvinning, transport, prosessering og deponering av drivstoffavfall.

Hydrauliske kraftverk (HPP). De tar andreplassen når det gjelder mengden elektrisitet som produseres. Vannkraftverk er en effektiv energikilde fordi de bruker fornybare ressurser, de er enkle å administrere (antall personell ved vannkraftverk er 15-20 ganger mindre enn ved statlige regionale kraftverk), har høy effektivitet (mer enn 80 %) 1, og produsere den billigste energien.

Den avgjørende innflytelsen på plasseringen av vannkraftverk utøves av størrelsen på vannkraftreservene, naturlige (terreng, natur av elven, dens regime, etc.) og økonomisk (mengde skade fra flom av territoriet knyttet til opprettelsen av en demning og reservoar til et vannkraftverk, skader på fiskerier osv.), betinger bruken av dem.

Reservene av vannressurser og effektiviteten til bruk av vannenergi i regionene i Russland er forskjellige. De fleste av landets vannkraftressurser (mer enn 2/3 av reservene) er konsentrert i Øst-Sibir og Fjernøsten. I de samme områdene er naturforholdene for bygging og drift av vannkraftverk eksepsjonelt gunstige - høyt vanninnhold, naturlig regulering av elver (for eksempel Angara-elven ved Baikalsjøen), som gjør det mulig å generere elektrisitet ved kraftig vannkraft. kraftstasjoner jevnt, uten sesongmessige svingninger, tilstedeværelsen av steinete fundamenter for bygging av høye demninger, etc.

Disse og andre funksjoner bestemmer den høyere økonomiske effektiviteten ved bygging av vannkraftverk her (spesifikke kapitalinvesteringer er 2-3 ganger lavere, og elektrisitetskostnaden er 4-5 ganger billigere) enn i regionene i den europeiske delen av landet. Derfor ble de største vannkraftverkene i landet bygget ved elvene i Øst-Sibir (Angara, Yenisei). På Angara, Yenisei og andre elver i Russland utføres byggingen av vannkraftverk som regel i kaskader, som er en gruppe kraftverk plassert i trinn langs strømmen av vannstrømmen, for sekvensen av bruker sin energi. Verdens største Angara-Yenisei vannkraftkaskade har en total kapasitet på rundt 22 millioner kW. Det inkluderer vannkraftverk: Sayano-Shushenskaya, Krasnoyarsk, Irkutsk, Bratsk, Ust-Ilimsk.

En kaskade av kraftige kraftverk er også opprettet i den europeiske delen av landet på Volga og Kama (Volga-Kama-kaskaden): Volzhskaya (nær Samara), Volzhskaya (nær Volgograd), Saratov, Cheboksary, Votkinsk, etc.

Vedlegg 3 presenterer hovedkaskadene av vannkraftverk i Russland.

Mindre kraftige vannkraftverk er opprettet i Fjernøsten, i Vest-Sibir, i Nord-Kaukasus og andre regioner i Russland. I den europeiske delen av landet, som opplever akutt mangel på elektrisitet, er byggingen av en spesiell type vannkraftverk – pumpekraftverk (PSPP) – svært lovende. Et av disse kraftverkene er allerede bygget - Zagorskaya PSPP (1,2 millioner kW) i Moskva-regionen.

Positive egenskaper ved vannkraftverk: høyere manøvrerbarhet og pålitelighet av utstyr; høy arbeidsproduktivitet; fornybar energikilde; ingen kostnader for utvinning, transport og deponering av drivstoffavfall; lav kostnad.

Negative egenskaper ved vannkraftverk: muligheten for å oversvømme bosetninger, jordbruksland og kommunikasjon; negativ innvirkning på odds og fauna; høye byggekostnader.

Kjernekraftverk (NPP) produsere elektrisitet som er billigere enn termiske kraftverk som går på kull eller fyringsolje. Deres andel av den totale elektrisitetsproduksjonen i Russland overstiger ikke 11% (i Litauen - 76%, Frankrike - 76%, Belgia - 65%, Sverige - 51%, Slovakia - 49%, Tyskland - 34%, Japan - 30% , USA - 20 %).

Hovedfaktoren for plassering av kjernekraftverk som bruker svært transportabelt, ubetydelig drivstoff i driften (bare noen få kilo uran kreves for en full årlig belastning av et kjernekraftverk) er forbrukeren. De største kjernekraftverkene i vårt land er hovedsakelig lokalisert i områder med anspent brensel- og energibalanse. Det er 10 kjernekraftverk i Russland (se vedlegg 4), med 30 kraftenheter i drift. NPP-er driver tre hovedtyper av reaktorer: vannkjølte reaktorer (VVER), høyeffektkanal-uran-grafittreaktorer (RBMK) og raske nøytronreaktorer (BN). Kjernekraftverk i Russland er samlet i Rosenergoatom-konsernet.

Positive egenskaper ved atomkraftverk: de kan bygges i ethvert område, uavhengig av energiressursene; kjernebrensel har et høyt energiinnhold; Atomkraftverk slipper ikke ut utslipp til atmosfæren i problemfri drift; ikke absorber oksygen.

Negative egenskaper ved atomkraftverk: radioaktivt avfallsdeponi har utviklet seg (containere med kraftig beskyttelse og et kjølesystem er bygget for å fjerne dem fra stasjoner); termisk forurensning av vannforekomster som brukes av kjernekraftverk.

Den innenlandske elektriske kraftindustrien bruker alternative energikilder: sol, vind, intern varme i jorden, tidevann. bygget naturlige kraftverk(PES). På flodbølger på Kolahalvøya ble Kislogubskaya TPP (400 kW) bygget, som er mer enn 30 år gammel; Pauzhetskaya geotermiske kraftverk ble bygget på terminalvannet til Kamchatka. Vindkraftverk er tilgjengelige i boligbygder i det fjerne nord, og solkraftverk er tilgjengelige i Nord-Kaukasus.

3. Samlet energisystem i landet

Et energisystem er en gruppe kraftverk av forskjellige typer, forent av høyspentledninger (PTL) og styrt fra ett senter. Kraftsystemer i den russiske elkraftindustrien kombinerer produksjon, overføring og distribusjon av elektrisitet mellom forbrukere. I kraftsystemet er det for hvert kraftverk mulig å velge den mest økonomiske driftsmodusen. Videre, hvis andelen vannkraftverk i energisystemet er høy, øker dens manøvrerbarhet, og kostnadene for elektrisitet er relativt lavere; tvert imot, i et system som bare kombinerer termiske kraftverk, er de mest begrensede, og kostnadene for elektrisitet er høyere.

For å utnytte potensialet til russiske kraftverk mer økonomisk, ble Unified Energy System (UES) opprettet, som inkluderer mer enn 700 store kraftverk, som konsentrerer 84% av kapasiteten til alle kraftverk i landet. Opprettelsen av EEC har økonomiske fordeler. De forente energisystemene (IES) i Nordvest, Sentrum, Volga-regionen, Sør, Nord-Kaukasus og Ural er inkludert i UES i den europeiske delen. De er forent av slike høyspente hovedlinjer som Samara - Moskva (500 kV), Samara - Chelyabinsk, Volgograd - Moskva (500 kV), Volgograd - Donbass (800 kV), Moskva - St. Petersburg (750 kV).

Hovedmålet med opprettelsen og utviklingen av Unified Energy System of Russia er å sikre pålitelig og økonomisk strømforsyning til forbrukere i Russland med størst mulig realisering av fordelene ved parallell drift av kraftsystemer.

Unified Energy System of Russia er en del av en stor energiforening - Unified Energy System (UES) i det tidligere Sovjetunionen, som også inkluderer energisystemene til uavhengige stater: Aserbajdsjan, Armenia, Hviterussland, Georgia, Kasakhstan, Latvia, Litauen, Moldova, Ukraina og Estland. Energisystemene til syv land i Øst-Europa fortsetter å operere synkront med UES - Bulgaria, Ungarn, Øst-Tyskland, Polen, Romania, Tsjekkia og Slovakia.

Kraftverk inkludert i Unified Energy System genererer mer enn 90% av elektrisiteten produsert i uavhengige stater - tidligere republikker i USSR. Integreringen av kraftsystemer i Unified Energy System gjør det mulig å: sikre en reduksjon i den nødvendige totale installerte kapasiteten til kraftverk ved å kombinere den maksimale belastningen av kraftsystemer som har en forskjell i standardtid og forskjeller i lastplaner; redusere nødvendig reservekapasitet ved kraftverk; implementere den mest rasjonelle bruken av tilgjengelige primærenergiressurser, med tanke på det endrede drivstoffmiljøet; redusere kostnadene for energikonstruksjon; forbedre miljøsituasjonen.

For det felles arbeidet til elektriske kraftanlegg som opererer som en del av Unified Energy System, ble et koordinerende organ, Electric Power Council of CIS-landene, opprettet.

Det russiske elektrisitetssystemet er preget av ganske sterk regional fragmentering på grunn av den nåværende tilstanden til høyspentoverføringslinjer. For øyeblikket er energisystemet i den fjerne regionen ikke koblet til resten av Russland og opererer uavhengig. Forbindelsen mellom kraftsystemene i Sibir og den europeiske delen av Russland er også svært begrenset. Kraftsystemene til de fem europeiske regionene i Russland (nordvestlige, sentrale, Volga, Ural og Nordkaukasiske) er sammenkoblet, men overføringskapasiteten her er i gjennomsnitt mye mindre enn innenfor selve regionene. Kraftsystemene til disse fem regionene, så vel som Sibir og Fjernøsten, anses i Russland som separate regionale enhetlige kraftsystemer. De kobler sammen 68 av de 77 eksisterende regionale kraftsystemene i landet. De resterende ni kraftsystemene er fullstendig isolert.

Fordelene med UES-systemet, som arvet infrastrukturen fra UES i USSR, er justeringen av daglige tidsplaner for strømforbruk, inkludert gjennom påfølgende strømmer mellom tidssoner, forbedring av den økonomiske ytelsen til kraftverk og skaper forhold for fullstendig elektrifisering av territorier og hele den nasjonale økonomien.

På slutten av 1992 ble det russiske aksjeselskapet for energi og elektrifisering (RAO UES) registrert, opprettet for å administrere UES og organisere pålitelig energisparing for den nasjonale økonomien og befolkningen. RAO UES inkluderer mer enn 700 territorielle aksjeselskaper; det forener rundt 600 termiske kraftverk, 9 kjernekraftverk og mer enn 100 vannkraftverk. RAO UES opererer parallelt med energisystemene i CIS og de baltiske landene, samt med energisystemene til enkelte land i Øst-Europa. Store energisystemer i Øst-Sibir forblir fortsatt utenfor RAO UES.

Den kontrollerende eierandelen i RAO UES er statseid. Som en naturlig monopolist er selskapet i systemet med statlig regulering av strømtariffer. I noen regioner, for eksempel i Fjernøsten, subsidierer den føderale regjeringen energitariffer.

I 1996 opprettet regjeringen i den russiske føderasjonen det føderale (helrussiske) engrosmarkedet for elektrisitet og kraft (FOREM) for kjøp og salg av elektrisitet gjennom høyspentoverføringsnettverk. Nesten all elektrisitet som overføres gjennom høyspent overføringsnett anses teknisk å være et resultat av en FOREM-transaksjon. Dette markedet administreres av RAO UES. På FOREM inngår ikke kjøpere og selgere kontrakter med hverandre. De kjøper og selger strøm til faste priser, og RAO UES sørger for at tilbud og etterspørsel stemmer overens. Selgere av elektrisitet som ikke er knyttet til RAO ​​UES er atomkraftverk.

4. Problemer og utsikter for utviklingen av elkraftindustrien.

Hovedproblemene i utviklingen av den russiske elektriske kraftindustrien er relatert til: teknisk tilbakestående og forringelse av industrimidler, ufullkommenhet i den økonomiske mekanismen for å styre energisektoren, inkludert pris- og investeringspolitikk, og veksten av manglende betalinger fra energi forbrukere. Under forhold med økonomisk krise forblir høy energiintensitet i produksjonen høy.

For tiden har mer enn 18 % av kraftverkene fullstendig brukt opp designressursen sin for installert kapasitet. Prosessen med energisparing går veldig sakte. Regjeringen prøver å løse problemet fra forskjellige sider: samtidig blir industrien korporert (51 % av aksjene forblir hos staten), utenlandske investeringer tiltrekkes, og et program har begynt å bli implementert for å redusere energiintensiteten i produksjonen.

Følgende kan identifiseres som hovedoppgavene for utviklingen av russisk energi: 1) å redusere energiintensiteten i produksjonen; 2) bevaring av det enhetlige energisystemet i Russland; 3) øke kraftfaktoren til kraftsystemet; 4) en fullstendig overgang til markedsforhold, frigjøring av energipriser, fullstendig overgang til verdenspriser, mulig oppgivelse av clearing; 5) rask fornyelse av energisystemflåten; 6) bringe miljøparameterne til energisystemet til nivået av verdensstandarder.

Næringen står for tiden overfor en rekke utfordringer. Miljøspørsmålet er viktig. På dette stadiet, i Russland, overstiger utslippet av skadelige stoffer til miljøet per produksjonsenhet det samme tallet i Vesten med 6-10 ganger.

Utslipp av forurensninger til atmosfæren fra energiselskaper fra RAO UES i Russland i 2005-2007. (SO 2 , NO 2 , faste partikler), tusen tonn. (Figur 1)

Bilde 1.

Nedgangen i atmosfæriske utslipp i 2007 sammenlignet med 2006 forklares med en nedgang i andelen brennende drivstoff (fyringsolje og kull) med høyt svovel- og askeinnhold.

I 2007 oppnådde energiselskapene til RAO ​​UES i Russland følgende produksjons- og miljøindikatorer:

Den omfattende produksjonsutviklingen og den akselererte oppbyggingen av enorme kapasiteter har ført til at miljøfaktoren i lang tid ble tatt i betraktning svært lite eller ikke i det hele tatt. Termiske kullkraftverk er de minst miljøvennlige; i nærheten av dem er det radioaktive nivået flere ganger høyere enn strålingsnivået i umiddelbar nærhet av kjernekraftverket. Bruken av gass i termiske kraftverk er mye mer effektiv enn fyringsolje eller kull; Ved forbrenning av 1 tonn standard drivstoff, genereres 1,7 tonn karbon mot 2,7 tonn ved brenning av fyringsolje eller kull. Miljøparameterne etablert tidligere sikrer ikke fullstendig miljørenhet, de fleste kraftverk ble bygget i samsvar med dem.

Nye standarder for miljørenslighet er inkludert i det spesielle statlige programmet "Environmentally Clean Energy". Tatt i betraktning kravene til dette programmet, er flere prosjekter allerede utarbeidet og dusinvis er under utvikling. Det er altså et prosjekt for Berezovskaya GRES-2 med 800 MW enheter og posefiltre for oppsamling av støv, et prosjekt for termiske kraftverk med kombinerte gassanlegg med en kapasitet på 300 MW, og et prosjekt for Rostovskaya GRES, som inkluderer mange fundamentalt nye tekniske løsninger. La oss se nærmere på problemene med utvikling av kjernekraft.

Atomindustri og energi regnes i Energistrategien (2005-2020) som den viktigste delen av landets energisektor, siden atomenergi potensielt har de nødvendige kvaliteter for å gradvis erstatte en betydelig del av tradisjonell energi ved bruk av fossilt organisk brensel, og har også en utviklet produksjons- og konstruksjonsbase og tilstrekkelig kapasitet for produksjon av kjernebrensel. I dette tilfellet er hovedoppmerksomheten rettet mot å sikre kjernefysisk sikkerhet og fremfor alt sikkerheten til kjernekraftverk under driften. I tillegg er det nødvendig å sette inn tiltak for å sikre at allmennheten er interessert i utviklingen av næringen, spesielt befolkningen som bor i nærheten av atomkraftverket.

For å sikre det planlagte utbyggingstempoet for kjernekraft etter 2020, bevaring og utvikling av eksportpotensialet, er det nå nødvendig å styrke det geologiske letearbeidet rettet mot å utarbeide en reserveråstoffbase av naturlig uran.

Det maksimale alternativet for å øke elektrisitetsproduksjonen ved kjernekraftverk oppfyller både kravene til gunstig økonomisk utvikling og den forutsagte økonomisk optimale strukturen til elektrisitetsproduksjonen, tatt i betraktning geografien til forbruket. Samtidig er den økonomisk prioriterte sonen for lokalisering av kjernekraftverk de europeiske og fjerne østlige regionene av landet, samt de nordlige regionene med langdistanseimport av drivstoff. Lavere nivåer av energiproduksjon ved kjernekraftverk kan oppstå dersom det er offentlige innvendinger mot det spesifiserte omfanget av utbygging av kjernekraftverk, noe som vil kreve en tilsvarende økning i kullproduksjonen og kapasiteten til kullkraftverk, inkludert i regioner der atomkraftverk har økonomisk prioritet.

Hovedoppgavene for det maksimale alternativet: bygging av nye kjernekraftverk med en økning i den installerte kapasiteten til kjernekraftverk til 32 GW i 2010 og til 52,6 GW i 2020; å utvide den utpekte levetiden til eksisterende kraftenheter til 40-50 års drift for å maksimere utslipp av gass og olje; kostnadsbesparelser gjennom bruk av design- og driftsreserver.

Spesielt i dette alternativet er det planlagt å fullføre byggingen av 5 GW kjernekraftenheter i 2000-2010 (to enheter ved Rostov NPP og en hver ved Kalinin-, Kursk- og Balakovo-stasjonene) og nybygging av 5,8 GW av kjernekraftenheter (en enhet hver ved atomkraftverkene Novovoronezh, Beloyarsk, Kalinin, Balakovo, Bashkir og Kursk). I 2011 – 2020 det er planlagt å bygge fire enheter ved Leningrad NPP, fire enheter ved Nord-Kaukasus NPP, tre enheter ved Bashkir NPP, to enheter hver ved Sør-Ural, Fjernøsten, Primorskaya, Kursk NPP -2 og Smolensk NPP -2, ved ATPP-ene i Arkhangelsk og Khabarovsk og ved en enhet ved NPP-ene Novovoronezh, Smolensk og Kola – 2.

Samtidig, i 2010 – 2020. Det er planlagt å avvikle 12 førstegenerasjons kraftenheter ved atomkraftverkene Bilibino, Kola, Kursk, Leningrad og Novovoronezh.

Hovedoppgavene under minimumsalternativet er bygging av nye enheter for å øke NPP-kapasiteten til 32 GW i 2010 og til 35 GW i 2020 og forlenge den angitte levetiden til eksisterende kraftenheter med 10 år.

Termiske kraftverk vil forbli grunnlaget for den russiske elektriske kraftindustrien i hele perioden under vurdering, hvorav andelen i strukturen til den installerte kapasiteten til industrien vil være 68% innen 2010, og innen 2020 - 67-70% ( 2000 – 69 %). De skal sørge for produksjon av henholdsvis 69 % og 67-71 % av all elektrisitet i landet (2000 – 67 %).

Tatt i betraktning den vanskelige situasjonen i drivstoffutvinningsindustrien og den forventede høye veksten i elektrisitetsproduksjon ved termiske kraftverk (nesten 40-80 % innen 2020), er å forsyne kraftverk med drivstoff i ferd med å bli et av de vanskeligste problemene i energisektoren i den kommende perioden.

Den totale etterspørselen etter russiske kraftverk for organisk brensel vil øke fra 273 millioner tonn drivstoffekvivalenter. i 2000 til 310-350 millioner tonn ekvivalent drivstoff. i 2010 og opptil 320-400 millioner tonn ekvivalent drivstoff. i 2020. Den relativt lille økningen i drivstoffetterspørselen innen 2020 sammenlignet med elektrisitetsproduksjon er assosiert med at eksisterende uøkonomisk utstyr er nesten fullstendig erstattet i denne perioden med nytt høyeffektivt utstyr, som krever implementering av nesten maksimalt mulig tilførsel av produksjonskapasitet. I høyversjon i perioden 2011-2015. For å erstatte gammelt utstyr og for å sikre en økning i etterspørselen, foreslås det å innføre 15 millioner kW per år i perioden 2016-2020. opptil 20 millioner kW per år. Ethvert etterslep i innsatsen vil føre til en reduksjon i effektiviteten av drivstoffbruken og følgelig til en økning i forbruket ved kraftverk, sammenlignet med nivåene definert i strategien.

Behovet for å radikalt endre forholdene for drivstoffforsyning for termiske kraftverk i europeiske regioner av landet og stramme miljøkrav bestemmer betydelige endringer i kraftstrukturen til termiske kraftverk etter type kraftverk og type drivstoff som brukes i disse områdene. Hovedretningen bør være teknisk omutstyr og gjenoppbygging av eksisterende, samt bygging av nye termiske kraftverk. Samtidig vil det bli prioritert kombi- og miljøvennlige kullkraftverk, som er konkurransedyktige i det meste av Russland og gir økt effektivitet i energiproduksjonen. Overgangen fra dampturbin til kombinerte termiske kraftverk som går på gass, og senere på kull, vil sikre en gradvis økning i effektiviteten til installasjonene til 55 %, og i fremtiden opp til 60 %, noe som vil redusere økningen i drivstoffbehovet til termiske kraftverk.

For utviklingen av det enhetlige energisystemet i Russland, sørger energistrategien for:

1) opprettelse av en sterk elektrisk forbindelse mellom de østlige og europeiske delene av Unified Energy System of Russia, gjennom bygging av kraftoverføringslinjer med spenninger på 500 og 1150 kV. Rollen til disse forbindelsene er spesielt stor i sammenheng med behovet for å omorientere europeiske regioner mot bruk av kull, noe som gjør det mulig å redusere importen av østlig kull betydelig til termiske kraftverk;

2) styrking av intersystem-transitforbindelser mellom IPS (Unified Energy System) i Midt-Volga - IPS of Center - IPS i Nord-Kaukasus, noe som gjør det mulig å øke påliteligheten av energiforsyningen til Nord-Kaukasus-regionen, samt IPS of the Ural - IPS of the Middle Volga - IPS of the Center og IPS of the Ural - IPS of the North-West for å levere overflødig kraft til Tyumen State District Power Plant;

3) å styrke systemdannende forbindelser mellom UES i Nordvest og Sentrum;

4) utvikling av elektrisk kommunikasjon mellom Unified Energy System of Sibir og Unified Energy System of the East, som vil tillate parallell drift av alle energinettverk i landet og garantere pålitelig energiforsyning til knappe områder i Fjernøsten.

Alternativ energi. Til tross for at Russland fortsatt er i det sjette ti land i verden når det gjelder bruk av såkalte utradisjonelle og fornybare energityper, er utviklingen av dette området av stor betydning, spesielt med tanke på størrelsen på landets territorium. Ressurspotensialet til utradisjonelle og fornybare energikilder er om lag 5 milliarder tonn ekvivalent drivstoff per år, og det økonomiske potensialet i sin mest generelle form når minst 270 millioner tonn ekvivalent drivstoff (fig. 2).

Så langt er alle forsøk på å bruke utradisjonelle og fornybare energikilder i Russland eksperimentelle og semi-eksperimentelle, eller i beste fall spiller slike kilder rollen som lokale, strengt tatt lokale energiprodusenter. Det siste gjelder også bruk av vindenergi. Dette er fordi Russland ennå ikke opplever mangel på tradisjonelle energikilder og reservene av organisk brensel og kjernebrensel er fortsatt ganske store. Men selv i dag, i avsidesliggende eller vanskelig tilgjengelige områder av Russland, hvor det ikke er behov for å bygge et stort kraftverk, og det ofte ikke er noen som betjener det, er "utradisjonelle" kilder til elektrisitet de beste. løsning på problemet.

De planlagte utviklingsnivåene og teknisk omutstyring av landets energisektor er umulig uten en tilsvarende økning i produksjonen innen energi (kjernekraft, elektrisk, olje og gass, petrokjemi, gruvedrift, etc.) maskinteknikk, metallurgi og kjemisk industri. Russland, så vel som konstruksjonskomplekset. Deres nødvendige utvikling er oppgaven for hele statens økonomiske politikk.

KONKLUSJON

I dag er kapasiteten til alle kraftverk i Russland rundt 212,8 millioner kW. De siste årene har det vært enorme organisatoriske endringer i energisektoren. Aksjeselskapet RAO UES i Russland ble opprettet, administrert av et styre og engasjert i produksjon, distribusjon og eksport av elektrisitet. Dette er verdens største sentralstyrte energiforening. Faktisk beholder Russland monopol på elektrisitetsproduksjon.

I utviklingen av energi er det lagt stor vekt på spørsmålene om riktig plassering av den elektriske kraftsektoren. Den viktigste betingelsen for rasjonell plassering av kraftverk er en omfattende vurdering av elektrisitetsetterspørselen til alle sektorer av landets nasjonale økonomi og befolkningens behov, så vel som hver økonomisk region i fremtiden.

Et av prinsippene for å lokalisere den elektriske kraftindustrien på det nåværende utviklingsstadiet av en markedsøkonomi er den primære konstruksjonen av små termiske kraftverk, introduksjonen av nye typer drivstoff og utviklingen av en langdistanse høyspentkraft. overføringsnett.

Et vesentlig trekk ved utviklingen og lokaliseringen av elkraftindustrien er den utbredte byggingen av kraftvarmeverk (CHP) for fjernvarme i ulike industrier og verktøy.

Den viktigste typen kraftverk i Russland er termiske, som kjører på organisk brensel (kull, gass, fyringsolje, skifer, torv). De står for om lag 68 % av elektrisitetsproduksjonen.

Hovedrollen spilles av kraftige (mer enn 2 millioner kW) statlige distriktskraftverk - statseide regionale kraftverk som møter behovene til den økonomiske regionen og opererer i energisystemer.

Vannkraftverk kommer på andreplass når det gjelder mengden elektrisitet som produseres (omtrent 18 % i 2000). Vannkraftverk er en svært effektiv energikilde fordi de bruker fornybare ressurser, de er enkle å administrere (antall personell ved vannkraftverk er 15-20 ganger mindre enn ved statlige regionale kraftverk) og har en høy virkningsgrad på mer enn 80 %. Som et resultat er energien som produseres av vannkraftverk den billigste.

Fordelene med atomkraftverk er at de kan bygges i alle områder, uavhengig av energiressursene; kjernebrensel har et høyt energiinnhold (1 kg av hovedbrenselet - uran - inneholder samme mengde energi som 2500 tonn kull). Atomkraftverk slipper ikke ut utslipp til atmosfæren under forhold med problemfri drift (i motsetning til termiske kraftverk), og absorberer ikke oksygen.

De siste årene har interessen for bruk av alternative energikilder - sol, vind, indre varme på jorden og tidevann - økt i Russland.

Det er utviklet et program som i første halvdel av det 21. århundre. må bygge vindkraftverk - Kalmytskaya, Tuva, Magadanskaya, Primorskaya og geotermiske kraftverk - Verkhne-Mugimovskaya, Okeanskaya.

I fremtiden må Russland forlate byggingen av nye store termiske og hydrauliske kraftverk, som krever enorme investeringer og skaper miljøspenninger. Det er planlagt å bygge lav- og mellomkraftige termiske kraftverk og små atomkraftverk i avsidesliggende nordlige og østlige strøk. I Fjernøsten er det planlagt å bygge ut vannkraft gjennom bygging av en kaskade av mellomstore og små vannkraftverk. Nye kraftige kondenskraftverk skal bygges på kull fra Kansk-Achinsk-bassenget.

Liste over kilder som er brukt

Arkhangelsky V. Elektrisk kraftindustri er et kompleks av nasjonal betydning. – BIKI, nr. 140, 2003

Vinokurov A.A. Introduksjon til økonomisk geografi og regional økonomi i Russland. Del 1. – M., VLADOS-PRESS. 2003

Gladky Yu.N., Dobroskok V.A., Semenov S.P. Sosioøkonomisk geografi: Lærebok. – M., vitenskap. 2001

Dronov V.P. Økonomisk og sosial geografi. – I. Prospekt. 1996

Kozyeva I.A., Kuzbozhev E.N. Økonomisk geografi og regionale studier: Lærebok for universiteter. - 2. utg., revidert. og tillegg - Kursk. KSTU. 2004

Makarov A. Elektrisk kraftindustri i Russland: produksjonsutsikter og økonomiske relasjoner. – Samfunn og økonomi, nr. 7-8, 2003

Russisk statistisk årbok. – M., 2001

Skopin A.Yu. Russlands økonomiske geografi: lærebok. – M. TK Welby. Prospekt forlag. 2005

«Økonomisk avis» nr. 3, 2008.

Økonomisk geografi og regionale studier. / Ed. E.V. Vavilova. - M. Gardariki. 2004

Økonomisk geografi: Lærebok. / Ed. Zhletikova V.P. – Rostov ved Don. Føniks. 2003

Økonomisk og sosial geografi i Russland: Lærebok for universiteter. / Ed. prof. PÅ. Khrusjtsjov - 2. utgave, stereotypi. - M. Bustard. 2002

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

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

VEDLEGG 1.

Elektrisitetsproduksjon av økonomiske regioner i Russland 2

Energiproduksjon og distribusjon 3

VEDLEGG 2.

Statlig distriktskraftverk med en kapasitet på mer enn 2 millioner kW

VEDLEGG 3.

Plassering av hovedkaskadene til vannkraftverk

VEDLEGG 4.

Kjernekraftverk i Russland