ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА , ведущая подсистема энергетики, обеспечивающая электрификацию народного хозяйства страны.

В годы первых пятилеток энергетическое строительство вышло на новый качественный уровень: стали создаваться местные энергосистемы на основе государственных районных электростанций (ГРЭС) - тепловых станций большой мощности. Пер­вые станции такого типа были построены в Кемерове (1935), Новосибирске (1935), Артеме (1936). Первые ГРЭС стали ключевыми объектами Кемеровской и Новосибирской энергетических систем. Артемовская ГРЭС включилась в параллельную работу с Владивостокской государственной электростанцией (ВГЭС-1), что составило основу дальневосточные энергосистемы (районной управление «Дальэнерго» появилось в 1937).

К концу второй пятилетки ГРЭС обеспечивали более 50 % производства сибирской электроэнергии, вместе с промышленными тепловы­ми станциями (при отд. предприятиях) - более 80 %. За 1928-40 произв-во электричества в Сибири выросло в 88 раз (в СССР - в 18 раз). Доля Сибири в общесоюзном производстве в 1940 достигла 5,1 %, в 1945 - 12 %. После войны наращивание мощности ГРЭС продолжилось. В 1946 началось строительство Южно-Кузбасской ГРЭС - на то время крупнейшей за Уралом. Ее мощность (500 МВт) позволяла поставлять электричество за пределы местной энергосистемы. В 1950-е гг. начали строить самую крупную тепловую станцию Восточной Сибири - Назаровскую ГРЭС (1,4 ГВт). Наращивание мощностей осуществлялось и дальше. Сургутская ГРЭС-2, работающая на западно-сибирском газе (сдана в эксплуатацию в 1985-88), одна из круп­нейших ТЭС мира, ее установленная мощность 4,8 ГВт.

Мощные электростанции послужили базой для перехода от местных энергосистем к объединенным региональным системам. В 1954 Новосибирская и Омская энергосистемы начали работать параллельно. К 1959 относится создание в Кемерове объединенного дис­петчерского управления (ОДУ) Сибири, а в 1960 Кузбасская энергосистема по 1-й в Сибири ЛЭП-220 (220 кВ) начала параллельную работу с Новосибирской и Омской энергосистемами, - появилась объединенная энергосистема (ОЭС) Сибири. В 1961 в единую сеть были включены уже 6 энергорайонов от Кузбасса до Байкала. В конце 1963 вступили в строй 1-е сибирские ЛЭП пропускной способностью 500 кВ: - и Назарово-Кузбасс. Это позволило перевести ОЭС Си­бири с временных связей на постоянные. В 1976 введенная в эксплуатацию ЛЭП-220 Хабаровск-Приморская ГРЭС соединила энергосистемы «Дальэнерго» и «Хабаровск- энерго». Образовалась ОЭС Востока, работу которой ре­гулировало ОДУ Востока (Хабаровск). Создание крупного энергетического хозяйства в Тюменской области связано с пуском в 1972 Сургутской ГРЭС-1 (мощность к 1983 - 3,3 ГВт). В 1979 из состава энергосистемы «Свердловскэнерго» выделилась «Тюменьэнерго», работу которой регулиро­вало ОДУ Урала. После запуска Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС (1993, мощность 880 МВт; с 2003 мощность увеличена до 1,6 ГВт) «Тюменьэнерго» стала одной из крупнейших в стране местных энергосистем.

Объединение позволило перераспределять энергию между энергоизбыточными (Красноярская, Хакасская, Иркутская) и энергонедостаточными энергосистемами (Омская, Новосибирская, Томская, Алтайская, Кузбас­ская, Бурятская, Читинская). Выгода от совместной работы состоит также в возможности организовать перетоки энергии между регионами с учетом разновременности максимумов электрической нагрузки в разных часовых поясах, а также обеспечить взаимопомощь на случай ремонтов и аварий.

Структура сибирской электроэнергетики существенно отличается от об­щероссийской. По состоянию на 2000 в России 67,5 % общего производства электричества приходится на тепловые станции, ГЭС обеспечивают 18,5 %, АЭС - 14 %. За Уралом атомная энергетика большой роли не играет, зато ГЭС производят более 40 % энергии, обеспечи­вают до 50 % генерирующих мощностей. Значение ГЭС в Сибири столь велико, что для предотвращения потери энергоресурса на ГЭС в летний и паводковый периоды производится частичная разгрузка крупней­ших тепловых станций. Масштабное вовлечение в хозяйственный оборот водных энергоресурсов Азиатской России началось в 1950-е гг.: в первой половине 1950-х гг. запустили строительство 3 ГЭС, в том числе Красноярской и Братской , во второй половине 1950-х гг. - Мамаканской и Вилюйской ГЭС (обе - в зоне вечной мерзлоты). В 1962-63 начали строительство еще 1 ГЭС на вечной мерзлоте (Усть-Хантайской) и 2 ГЭС, вошедших в четверку крупнейших, - Усть-Илимской и Саяно-Шушенской . Совокупная мощность крупней­шего в мире Ангаро-Енисейского каскада достигает 22 ГВт. Освоение гидроресурсов здесь наиболее эффек­тивно: удельные капиталовложения в 2-3 раза ниже, себесто­имость электроэнергии в 4-5 раз меньше, чем в европейской части страны. В целом по сумме различных источников выработка электричества в Сибири на треть дешевле по сравнению с общероссийскими показателями.

В 1965 на долю ГЭС приходилось 65 % установлен­ной мощности электростанций ОЭС Сибири, в 1970 - 45 %. В Иркутской энергосистеме этот показатель дости­гал 67 %. За 1950-70 производство электричества в Сибири выросло в 14,5 раза, удельный вес региона в советской энергетике повысился почти вдвое - до 16,1 %. Развитие электроэнергетики проис­ходило в Сибири опережающими темпами по отношению к другим отраслям промышленности. В 1960-е гг. в некоторых энергоем­ких производствах (добыча угля) еще существовал дефицит электроэнергии, который не могла покрыть ОЭС Сибири. А с концу 1970-х гг. сибирская энергия стала использоваться за пределами региона. В 1978, через 9 лет после создания Центрального диспетчерского управления (ПДУ) СССР, ОЭС Сибири включилась в параллельную работу с Единой энергосистемой (ЕЭС) страны.

Гидравлическая специализация обусловливает особое место ОЭС Сибири в единой системе. Мощностью ГЭС можно быстро и сильно варьировать. В отличие от АЭС (нагрузка на которые должна быть постоянной) и ТЭЦ (разгоняющихся относительно медленно) ГЭС способны существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Поэтому для ЕЭС крайне важно включение в ее работу гидрогенерации Сибири. В советское время связь между энергосистемами Европейской России и Сибири осуществляли 2 ЛЭП-500, проходящие по территории Казахстана (была построена, но не использовалась на полную загрузку и ЛЭП-1150). После распада СССР (наряду с совместным использованием этих линий 2 странами) началось строительство транзита на 500 кВ от Новосибирска до Омска .

В то же время обширные территории Азиатской России не охвачены единой энергосистемой. Вне ЕЭС осталась ОЭС Востока. Ряд менее значительных изолированных энер­госистем действуют на Сахалине, Чукотке, Камчатке, в Якутии. В изолированных системах используются источни­ки энергии, не характерные для Сибири в целом. На Чукотке в зоне вечной мерзлоты (2 тыс. км на север от Магадана) действует 1 из 9 (по состоянию на 2007) российских АЭС - Билибинская, единственная за Уралом. Промышленный ток она дала в 1974. По мощности (48 МВт) она на 2 порядка уступает большинству АЭС, но сочетает производство электроэнергии и тепла (т. е. типологически принадлежит к АТЭЦ).

Использование атомных энергоисточников для теплофикации вошло в перечень основных задач Минатома России как перспективное направление развития. В целом принятая в 2003 энергетическая стратегия России закрепила курс на преимущественное развитие атомной энергетики (поставлена задача увеличить долю АЭС в производстве электричества с 15 до 21 %). В проекте Генеральной схе­мы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. предусматривается ввод в Томской области 2 реакторов общей мощностью 2,3 ГВт.

Камчатка лидирует в стране по производству электро­энергии за счет источников горячих подземных вод. В 1967 здесь начала работать Паужетская геотермальная электростанция (ГеоЭС), ее современная мощность - 11 МВт. В 1999 вступила в эксплуатацию Верхне-Мутновская станция (12 МВт); в 2002 в энергосистему полуостро­ва включилась 1-я очередь Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт (полная проектная мощность - более 200 МВт). Геотермальная энергетика обеспечивает до 25 % потреб­ности Камчатской области в электричестве, развивается она и на Курильских островах. На острове Кунашир с 1993 дейст­вовала опытно-промышленная геотермальная электростанция «Омега-500» (500 кВт), а в 2001 поставлен под нагрузку 1-й энергоблок ГеоЭС «Менделеевская» мощностью 1,7 МВт (полная мощность - 3,6 МВт). Ведется строительство подобной электростанции («Океанская») на острове Итуруп на скло­нах вулкана Баранского.

Для более полного использования в Сибири подзем­ных вод в 1960-е гг. разработали технологию бинарного цикла, в котором горячая вода служит лишь одним из используемых источников энергии. Оснащенная фрео­новой турбиной Паратунская опытно-промышленная ГеоЭС на Камчатке (1965, мощность 750 кВт) стала 1-й в мире элек­тростанцией на низкокипящем рабочем теле. С 1995 на острове Беринга Камчатской области действуют 2 ветроэнергетические установки мощностью по 250 кВт. В 2002 пущена в эксплуатацию ветроэнергетическая станция мощностью 2,5 МВт на Чукотке.

В последнее десятилетие XX в. в развитии электроэнергетики наблю­дались кризисные явления. В 1992 состоялось акцио­нирование отрасли: появилось Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» (РАО «ЕЭС»). Начиная с 1992 бюджетное финансирование объектов энергетики почти прекратилось, они стали вы­живать за счет собственных источников. Увеличивался износ оборудования. Перспективному развитию энергетики уделялось недостаточно внимания. Суммарное произв-во электроэнергии ТЭС, ГЭС и АЭС сократилось с 1008 млрд кВт-ч в 1992 до 879 млрд кВт-ч в 2000. Острый энергетический кризис во второй половине 1990-х гг., особенно зимой 2000/01, переживало Приморье. Для его преодоления в 2001 руководство страны объединило энергетические компании Приморья (а затем и других дальневосточных энергосистем) под управлением Дальневосточной энергетической управляющей компании. Окончательному преодолению кризиса способст­вовал пуск в 2003 1-го энергоблока Бурейской ГЭС, достроенной за государственный счет. В других регионах государственных вложений оказалось недостаточно для поддержания генерирующих мощностей. В 2000 ОЭС Сибири ввела в работу обору­дования на 126 МВт, а списала устаревшего - на 480 МВт. В результате при с начавшемся росте энергоемких производств (цветная металлургия, лесохимическая промышленность, нефте­газовый комплекс) для Сибири (как и для ЕЭС в целом) может возникнуть проблема дефицита электричества.

Стремясь привлечь к восстановлению отрасли частный капитал, правительство начало реформу энергетики, направленную на ликвидацию монополии РАО «ЕЭС» и разгосударствление электроэнергетики. В 2001 было принято соответствующее постановление правительства; начало реформе положил Закон «Об электроэнергетике» (2003). Основополагающий принцип реформы - внедрение конкуренции. Региональные энергетические объединения разделили на генерирующие, сетевые и сбытовые части. Генерирующие мощности оказались распределены между объединенными генери­рующими компаниями (ОГК) и территориальными генерирую­щими компаниями (ТГК). В состав 6 частной ОГК и государственной ГидроОГК вошли крупные электростанции (независимо от места расположения); 14 ТГК объединили менее мощные тепловые электростанции из сопредельных ре­гионов. Федеральная сетевая компания и диспетчерское управление магистральными сетями остались в руках государства. Бли­жайшим к рядовому потребителю звеном энергосистемы становятся «гарантирующие поставщики», деятельность которых регулируется государством.

В наименьшей степени принцип свободного рынка внедрен на Дальнем Востоке: мощности 5 акционерных обществ региона объединили в Дальневосточную энергетическую компа­нию (ДЭК), основными подразделениями которой являются Даль­невосточная генерирующая компания и Дальневосточная распределительная сетевая компания. ДЭК работает в 4 субъектах РФ: - Хабаровском и Приморском крае , Амурской области , Еврейской АО , а также на юге Республики Саха (Якутия) . С 2007 ДЭК - единый закупщик, формирующий прогнозы и контролирующий общую потребность в электрической энергии по Дальнему Востоку.

В 2006 вступили в силу правила оптового и рознич­ного рынков электроэнергии, заложившие принципы конкурентного ценообразования, которое к 2011 должно распространиться на всю оптовую торговлю электро­энергией. В 2006 с успехом прошло первое в энергетике размещение дополнительных акций ОГК-5. Объем привлеченных частных средств составил 459 млн долл. США, - это больше, чем все государственные вложения за предшествующие 20 лет. Реформа РАО «ЕЭС» стала важнейшим событием в российской электроэнергетике начала XXI в., определившим основания развития отрасли на длительный промежуток времени.

Лит.: Жимерин Д.Г. Развитие энергетики СССР. М., Л., 1960; Алексеев В.В. Электрификация Сибири. Историческое исследо­вание: В 2 ч. Новосибирск, 1973, 1976; 90 лет Владивостокской ТЭЦ-1. Тепловые сети ОАО «Дальэнерго». Владивосток , 2002; Регионы России: Стат. ежегодник. М., 2000-2005.

А.К. Кириллов, В.Н. Чурашев

Объединенная энергетическая система Сибири располагается на территории Сибирского Федерального округа и 12 субъектов Российской Федерации: республики Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайский, Забайкальский и Красноярский края, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Томская и Омская области.

В ее состав входят 10 региональных энергетических систем: Алтайская, Бурятская, Читинская, Иркутская, Красноярская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Кузбасская. При этом Алтайская энергосистема объединяет Республику Алтай и Алтайский край, Красноярская - Красноярский край и Республику Тыва.

Режимом работы энергообъединения управляет филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири . Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами субъектов Российской Федерации, входящих в состав объединения, осуществляют 9 филиалов АО «СО ЕЭС» региональных диспетчерских управлений: Алтайское , Бурятское , Забайкальское , Иркутское , Красноярское , Новосибирское , Омское , Хакасское , Кемеровское .

Площадь территории ОЭС Сибири - 4944,3 тыс. кв. км, в городах и населенных пунктах, расположенных на ней, проживает более 20 млн человек.

Электроэнергетический комплекс объединения образуют 103 электростанции суммарной установленной мощностью 51861,09 МВт (по данным на 01.01.2019). Из них на долю гидроэлектростанций приходится 25291,4 МВт (48,8%), на долю тепловых электростанций – 26514,49 МВт (51,1%), солнечных электростанций – 55,2 МВт (0,1%). Основная электрическая сеть ОЭС Сибири сформирована на базе линий электропередачи в габаритах класса напряжения 110, 220, 500 и 1150 кВ. Общая протяженность линий электропередачи составляет 101 288 км (по данным на 01.01.2019).

ОЭС Сибири граничит с энергосистемами Урала, Востока, Казахстана, Монголии и Китая и является одним из самых крупных энергообъединений ЕЭС России. Около 50% структуры генерирующей мощности составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт*ч на период длительного маловодья. ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки всех электростанций ЕЭС России. Управление режимом ОЭС Сибири осложняют естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт*ч, а также тот факт, что водность рек - стихийное природное явление, которое не прогнозируется даже в краткосрочном цикле.

Нормальный режим работы ОЭС Сибири в составе ЕЭС России достигается за счет перетоков мощности в размере до 2 млн кВт по транзиту Сибирь - Урал - Центр. Это обеспечивает компенсацию годовой неравномерности энергоотдачи гидроэлектростанций за счет резервов единой энергосистемы, а также делает возможным использование регулировочного диапазона гидроэлектростанций ОЭС Сибири для регулирования нагрузки в ЕЭС России.

Восточно-Сибирский регион включает республики: Бурятию, Туву и Хакассию, Красноярский край, Иркутскую и Читинскую обл. Он занимает территорию площадью в 4123 тыс. км2. Насе­ление - 9144 тыс. чел., в том числе городское - 6529 тыс. чел.

Регион играет важную роль в экономике России, занимая первое место по производству продукции цветной металлур­гии (около 30% общероссийского) и лесобумажной промышлен­ности (около 17%). Хорошее развитие получили отрасли топ­ливно-энергетического комплекса, сложившиеся на базе эффек­тивных гидроэнергетических и угольных ресурсов. На долю ре­гиона приходится примерно 34% балансовых запасов угля Рос­сии, около 62% потенциальных гидроэнергетических ресурсов, почти 18% прогнозных ресурсов нефти и 29% - природного газа. Значительное развитие получили также такие отрасли, как черная металлургия, машиностроение и металлообработ­ка, химическая и нефтехимическая промышленность, ВПК. В то же время недостаточно развиты легкая и пищевая промышлен­ность, сельское хозяйство, что обуславливает соответствующую зависимость Восточной Сибири от западных районов России и от импорта. Кроме того, регион отстает от среднероссийского уровня по основным показателям социальной инфраструктуры и качеству жизни населения (обеспеченности жильем, продук­тами питания, услугами и т. п.).

В Восточной Сибири находится большая часть древней Си­бирской платформы, в пределах которой находятся Енисейско - Анабарская газонефтеносная и Лено-Тунгусская нефтегазонос­ная провинции. Перспективными на нефть и газ являются 3/4 общей площади Восточной Сибири (3,2 млн км2). В настоящее время наиболее перспективными считаются Байкитская (Юруб- чено-Тахомская) и Непско-Ботуобинская (включая Ковыктин - ский район) нефтегазоносные области. Важное значение имеет и Енисейско-Хатангинская (Енисейская) газонефтеносная область - В целом в пределах Восточной Сибири общие ресурсы углеводо­родов оцениваются в 8,8 млрд т нефти и 31,9 трлн м" газа, однако

Основная часть - прогнозные ресурсы, степень разведанности которых очень низкая (около 3%).

Наиболее крупными месторождениями нефти региона явля­ются Верхне-Чонское нефтегазовое в Иркутской обл. (промыш­ленные запасы категорий А+В + С, + С2 - 230 млн т), Юрубче- но-Тахомское и Куюмбинское нефтегазоконденсатные (суммар­но - 438 млн т), а также Лодочное, Тагульское, Ванкорское и Агалеевское (241 млн т).

Основные запасы газа связывают с такими газоконденсатны - ми и нефтеконденсатными месторождениями, как Ковыктинское, Юрубченское, Собиновское и Ярактинское в южной и юго-во- сточной части региона, а также Пеляткинское и Дерябинское в Таймырском АО. Важной особенностью качественного соста­ва газов месторождений южных районов Красноярского края и Иркутской области является уникальное содержание гелия (от 0,25% в газе Ковыктинского месторождения до 0,57% в газе Собиновского месторождения). В промышленных концентрациях содержится также этан, пропан, бутаны, конденсат.

По балансовым запасам угля промышленных категорий (око­ло 95 млрд т) Восточная Сибирь занимает второе место в России (после Западной Сибири). Основную-часть запасов (76,2%) со­ставляют бурые угли, которые преимущественно сосредоточены на юге Красноярского края. Характерной особенностью Восточ­ной Сибири является наличие месторождений с неглубоким (до 60 м) залеганием угольных пластов, пригодных для открытой разработки. Так, из 66,7 млрд т углей категорий А+В + С, для открытой разработки пригодно 59 млрд т, или 88,5%.

Крупнейшим угольным бассейном Восточной Сибири явля­ется Канско-Ачинский (балансовые запасы углей категорий А+В + С, - 80,2 млрд т, категорий С2 - 38,8 млрд т). Подроб­ная характеристика этого бассейна дана в главе 4 (§ 2).

На втором месте по запасам углей находится Иркутский бас­сейн (7,7 и 4,5 млрд т, соответственно). Основная часть углей этого бассейна (около 79%) - каменные, марок Д и Г, энер­гетические. Большая часть углей бассейна, в частности, таких месторождений, как Азейское, Мугунское, Черемховское и др., Доступны для добычи открытым способом.

Угли Минусинского бассейна (запасы 4,9 млрд т и 0,4 млрд т, соответственно) каменные, марок Д, ДГ и Г, энергетические, Доступные для добычи как шахтным, так и открытым способом.

В центральной части Восточной Сибири простирается круп­нейший в России по угольным ресурсам, но весьма слабо изу­ченный, Тунгусский бассейн. Суммарные запасы этого бассей­на оцениваются в 1985,7 млрд т, из которых каменных - 1963,6 млрд т. Однако балансовые запасы Тунгусского бассейна составляют всего 2,0 млрд т категорий А+В + С, и 2,5 млрд т - категории С2.

Особенности топливо - и энергоснабжения. В 1995 г. в регионе было добыто 71,5 млн т угля, 4,5 млрд м" газа, произве­дено 142,9 млрд кВт-ч электроэнергии. Это позволило не толь­ко обеспечить внутренние потребности региона, но и передать в другие районы страны 9,2 млн т условного топлива нефте­продуктов, 7,7 млн т условного топлива энергетических углей и около 23 млрд кВт-ч электроэнергии. Вместе с тем, несмотря на избыточность баланса топлива и энергии, отдельные терри­тории России испытывают острый дефицит в электроэнергии (особенно Республики Тува, Бурятия и Читинская обл.).

В развитии промышленности Восточной Сибири, как и всей России, были допущены серьезные диспропорции, которые в хо­де начавшегося перехода к рыночной экономике породили множе­ство трудностей в материально-техническом снабжении и сбыте продукции, привели к сокращению производства и обострению социальной напряженности в регионе. Сократилось и производ­ство продукции сельского хозяйства.

Соответственно, суммарное энергопотребление Восточно-Си - бирского региона в 1995 г. составило около 90 млн т условного топлива, т. е. 87% уровня 1990 г. Доля промышленности в об­щем потреблении топливно-энергетических ресурсов составляет примерно 50%, на коммунально-бытовые нужды и сферу услуг приходится 19%, на сельское хозяйство - 14%, на строительство и транспорт - 7% и на прочие нужды - 10%.

Доля электроэнергии и централизованного тепла составляет соответственно 41 и 29%, что является очень высокими показа­телями по сравнению с другими регионами России.

На территории Восточной Сибири создан крупный топливно - энергетический потенциал, который за исключением нефти не только практически полностью обеспечивает потребности ре­гиона, но и поставляет за его пределы значительные объемы нефтепродуктов, угля и электроэнергии. Основная добыча при­родного газа (около 5 млрд м") ведется на севере Красноярско­го края государственным предприятием "Норильскгазпром". На других месторождениях региона добыча углеводородов осуще­ствляется в рамках опытно-промышленной эксплуатации.

В 1996 г. в регионе было переработано свыше 22 млн т неф­ти, в том числе на Ачинском НПЗ - 5,8 млн т, на Ангарском НХК - 13,4 млн т. Вся нефть на эти заводы поступает из За­падной Сибири по трубопроводу.

Добычу угля осуществляют две крупнейшие угольные ком­пании России - "Красноярскуголь" и "Востсибуголь", а также несколько более мелких организаций. Отработку угля ведут 30 угледобывающих предприятий, в основном открытым способом, суммарной производственной мощностью около 110 млн т угля в год.

Основу электроэнергетики Восточной Сибири составляют Красноярская, Иркутская, Бурятская и Читинская районные электроэнергетические системы, входящие в ОЭЭС Сибири. Установленная мощность электростанций составляет 32,5 млн кВт, в том числе доля ГЭС - 68%, ТЭС - 32%. Наиболее крупными электростанциями региона являются: Са - яно-Шушенская (6400 МВт), Красноярская (6000 МВт), Брат­ская (4500 МВт) и Усть-Илимская ГЭС (3840 МВт), Иркутская ТЭЦ № 10 (1110 МВт), Гусиноозерская ГРЭС (1050 МВт). На этих станциях сосредоточено примерно 75% суммарной уста­новленной мощности электроэнергетической системы Восточ­ной Сибири. В 1995 г., как уже отмечалось, было выработано 142,9 млрд кВт-ч (1990 г. - 149). За последние годы существен­но изменилась пропорция между выработкой электроэнергии на ТЭС и ГЭС. Если в 1990 г. она составляла 43:57, то в 1995 г. - 27:73. Фактически все последние годы идет срабатывание вод­ных ресурсов при недогрузке и простаиванию мощностей на те­пловых станциях |27, 29, 301.

Одновременно происходят изменения объемов и структуры электропотребления. В результате экономического кризиса и спада производства объем электропотребления за 1991-1995 гг. сократился на 14 млрд кВт-ч/год, однако по-прежнему веду­щим потребителем остается промышленность. Правда, в самой промышленности возрос удельный вес цветной металлургии, в частности - алюминиевой промышленности (с 58 до 65%). Про­изводство алюминия стало, фактически, гарантом потребления электроэнергии в Восточной Сибири.

Тепловое хозяйство региона в течение длительного времени развивалось по пути концентрации тепловых нагрузок и центра­лизации теплоснабжения. В настоящее время свыше 80% потреб­ности в тепловой энергии региона покрывается от крупных те­плоисточников (от ТЭЦ - 60%, от котельных - 20%). Теплопо - требление от централизованных источников за 1991-1995 гг. со­кратилось со 170,3 млн Гкал до 142,6 млн Гкал, или почти на 17%. Промышленное теплопотребление составляет порядка 50%. Среди отраслей промышленности больше всего потребляется тепла на предприятиях деревообрабатывающей и целлюлозно - бумажной промышленности (около 27%), цветной металлургии (более 16%), химической и нефтехимической промышленности (13%). В то же время в регионе весьма остро стоит вопрос с те­плоснабжением ряда городов (Красноярск, Гусиноозерск, Чита и др.).

Основная электрическая сеть ЭЭС Восточной Сибири сфор­мирована на напряжении 220 и 500 кВ и имеет цепочечный характер. Электрическая сеть 1150 кВ региона начала форми­роваться в 1985-1990 гг. в связи со строительством электро­передачи Экибастуз-Барнаул и последующим вводом участков Барнаул - Итат - Канск-Братск. В стадии формирования находится системообразующая сеть 500 кВ в зоне от Иркутской ЭЭС до ОЭС Востока, которая позволит объединить на парал­лельную работу ОЭС Сибири и Востока.

В ЭЭС Восточной Сибири в последние годы сложилась не­гативная ситуация в электроснабжении отдельных потребите­лей региона, вызванная территориальной диспропорцией между вводом генерирующих мощностей и ростом электрических на­грузок в сочетании со слабой пропускной способностью основ­ных электрических сетей. Это привело к тому, что несмотря на общий удовлетворительный энергобаланс имели место огра­ничения и даже отключения потребителей, особенно в Респу­блике Бурятия и Читинской обл. Несмотря на то, что Восточ­ная Сибирь располагает достаточными ресурсами органического топлива, условия топливообеспечения электростанций являются неудовлетворительными. К числу основных недостатков отно­сятся неритмичная поставка угля в зимний период и поставка непроектного топлива, что усложняет работу электростанций, приводит к снижению их располагаемой мощности, повышенной аварийности оборудования и пр.

Прогноз энергопотребления. Динамика энергопотребле­ния в Восточной Сибири в перспективе будет подвержена воз­действию тех же факторов, что и в России в целом: углубление кризиса и спад производства до 1996 1997 гг. сменятся стабили­зацией и последующим подъемом экономики, сохранится нерав­номерность спада и подъема по отдельным отраслям экономики. В силу специализации Восточной Сибири на продукции сырье­вых и энергоемких производств, ориентированных на экспорт, можно ожидать, что спад энергопотребления здесь будет ниже, а подъем начнется быстрее, чем, например, в европейских райо­нах России. Однако в силу огромной площади Восточной Сибири и соответствующих территориальных различий процесс этот бу­дет идти весьма неоднородно.

В отраслевой структуре промышленности в перспективе можно ожидать дальнейший рост доли черной металлургии, хи­мии и нефтехимии, машиностроения и металлообработки, лес­ной, целлюлозно-бумажной и деревообрабатывающей промыш­ленности, промышленности строительных материалов и пище­вой промышленности. Несмотря на абсолютный рост производ­ства, по всей вероятности несколько снизится (или останется стабильной) доля топливной промышленности и цветной метал­лургии.

В силу этого электропотребление в промышленности Во­сточной Сибири может достигнуть уровня 1990 г. только по­сле 2000 г. и возрасти до 116... 120 млрд кВтч к 2010 г. В этом случае общее электропотребление в регионе к 2010 г. достигнет 146... 171 млрд кВт-ч (ПО... 129% от уровня 1990 г.) (рис. 5.9).

Теплопотребление региона имело тенденцию к снижению до 1996 г. (на 5...6 млн Гкал по сравнению с 1990 г.). После 1997 г. можно ожидать устойчивый рост потребностей в тепловой энер­гии с приростами по 12... 15 млн Гкал за пятилетие, с выходом на уровни 200-208 млн Гкал в 2010 г. При этом доля комму - нально-бытового сектора достигнет 34...36% общей потребности района в тепловой энергии. В этой связи потребуется решить и экологические проблемы сибирских городов, вызванные большой концентрацией теплогенерирующих источников, использующих в качестве топлива рядовой уголь. Основными направлениями возможного решения этой проблемы являются |27|:

Реконструкции и техническое перевооружение малых уста­новок (на котельных сжигается 24% твердого топлива, выбросы же составляют более 50% от суммарных вредных выбросов те­плоисточников);

Развитие ТЭЦ и крупных котельных на угле с использова­нием систем комплексной очистки дымовых газов, освоением в широком масштабе технологий сжигания угля в кипящем слое, котлов на водоугольной суспензии;

Перевод, где возможно, ТЭЦ и котельных с угля на природ­ный газ.

Производство энергоресурсов

Ных энергоносителях. Хорошие перспективы развития нефтяной и газовой промышленности имеются на большей части Красно­ярского края и Иркутской обл. Как уже отмечалось выше, по оценкам потенциальных ресурсов, здесь может быть выявлено около 9 млрд т нефти и более 30 трлн м! газа. Однако сла­бая геологическая изученность территории, нехватка средств на поисковые и геолого-разведочные работы не позволяют рассма­тривать эти ресурсы как базу для развития в Восточной Сиби­ри крупномасштабной добычи нефти и газа до 2000-2005 г. По всей вероятности формирование Восточно-Сибирской нефтегазо­вой базы - дело следующего столетия. В ближайшие же годы можно рассчитывать лишь на добычу природного газа в районе Норильска, где в период до 2000 г. намечен ввод в эксплуата­цию Пеляткинского газоконденсатного месторождения, что пол­ностью обеспечит потребность в газе этого замкнутого региона по меньшей мере на ближайшие 20 лет.

Начало промышленной добычи нефти в Восточной Сибири, по всей вероятности, начнется на базе Верхне-Чонского неф - тегазоконденсатного месторождения, расположенного на севере Иркутской области. Месторождение по запасам нефти (более 230 млн т) относится к числу крупнейших в регионе. В на­стоящее время доразведку и подготовку к эксплуатации этого месторождения осуществляет нефтяная компания "СИДАНКО". Обустройство и ввод в эксплуатацию Верхне-Чонского место­рождения были намечены на 1998 г. с ростом добычи нефти к 2005 г. до 7 млн т/год. По всей вероятности реальный ввод ме­сторождения в эксплуатацию будет возможен не ранее 2000 г. Добываемую нефть "СИДАНКО" намечает полностью напра­влять на переработку на свои предприятия - Ангарский неф­техимический комбинат и Хабаровский НПЗ. Уже до 2000 г. компания намечает провести модернизацию этих предприятий в целях углубления переработки нефти до 79% и 60%, соответ­ственно. Необходимый объем капиталовложений на эти цели со­ставляет 1,6 и 0,5 млрд дол. США, соответственно. Для подачи нефти на переработку рассматривается возможность строитель­ства нефтепровода протяженностью 530 км и диаметром 530 мм До г. Усть-Кут, где необходимо строительство сооружений по наливу нефти в железнодорожные цистерны для дальнейшей пе­ревозки в Ангарск и Хабаровск.

В Красноярском крае выявлено 25 месторождений нефти и газа. Начальные ресурсы оцениваются в 6,8 млрд т нефти и 24,9 трлн м" газа. Наиболее крупная по запасам углеводоро­дов зона - Юрубчено-Тахомская - расположена в южной ча­сти Эвенкии в междуречьи Ангары и Подкаменной Тунгуски. Нефти месторождений этой зоны легкие, малосернистые, харак­теризуются незначительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов, а также высоким содержанием легких фракций. В этом отношении эти нефти на 15...20% качественнее западноси­бирских.

В феврале 1995 г. Комитет по геологии и использованию недр России и Администрация Эвенкийского автономного округа вы­ставили на тендер на разведку и разработку 7 перспективных участков (блоков) Байкитской и Каганской нефтегазоносных областей. Конкурсная комиссия 19.01.96 г. определила победи­телей тендера по трем блокам Юрубчено-Тахомской зоны Бай - кинской НГО, суммарные запасы нефти которых оцениваются в 2,3 млрд т.

На Юрубченский перспективный участок (геологические за­пасы нефти оцениваются от 700 до 1200 млн т, газа - до 0,8 трлн м") претендовали две компании - Восточно-Сибирская нефтегазовая компания и Восточная нефтяная компания. Побе­дителем тендера признана Восточно-Сибирская нефтяная ком­пания. Эта победа вполне закономерна, так как именно геологи госпредприятия "Енисейнефтегаз", впоследствии вошедшие в со­став " ВС Н К" , открыли Юрубченское месторождение, пробурив на нем 92 скважины, которые, однако, в связи с общим кризисом геологической службы России три года назад были законсерви­рованы. В 1995 г. "ВС Н К" возобновила бурение, разработав про­ект опытной эксплуатации на отдельном участке, который счи­тается одним из высокопродуктивных. На участке 20 скважин, согласно проекту с 1997 г. при стабильном режиме добычи с них можно будет получать 500 тыс т нефти в год. К 2000 г. добычу нефти на месторождении намечают довести до 2,8...3,0 млн т. В перспективе годовая добыча может вырасти до 20...24 млн т сырья.

Стратегия освоения Юрубченского блока у "ВС Н К" состоит из трех этапов. На первом (4...6 лет) предлагается завершить доразведку территории, создать дочернее предприятие для экс­плуатации "небольшого кусочка" блока (на это потребуется, по оценке компании, около 370 млн дол.), собрать иностран­ных инвесторов и вместе с ними сформировать финансово-про - мышленную группу. На втором этапе (следующие 4...6 лет) пла­нируется полномасштабное вовлечение инвестиций в разработ­ку, строительство, развитие инфраструктуры. Наконец, третий этап (примерно 15 лет) - это наиболее активная разработка месторождений.

Однако новый нефтяной регион характеризуется практиче­ски полным отсутствием инфраструктуры. Прежде всего необ­ходимо построить около 600 км нефтепроводов до магистраль­ной трассы. Кроме того, нужны автодороги, линии электропере­дач и связи, резервуарный парк, нефтяные эстакады и причалы, вахтовые поселки и множество других объектов. Общий объем инвестиций за весь срок разработки месторождений Юрубчено - Тахомской зоны оценивается не менее 8 млрд дол., в том числе первоначальных проектов - в 3,2 млрд дол.

В проекте освоения первого участка Юрубченского блока - прокладка 300 км автодороги до станции Карабула, строитель­ство трубопровода и нефтеналивного терминала. От Карабулы нефть намечают возить по железной дороге в Ачинск и Ангарск. В дальнейшем намечается построить 700-километровый трубо­провод диаметром 820 мм через Лесосибирск до Ачинского НПЗ.

Лицензию на разведку и разработку в течении 25 лет Куюм- бинского блока с геологическими запасами в 950 млн т нефти получила нефтяная компания "Славнефть". "Славнефть" и "Во­сточная нефтяная компания" представили совместный проект и получили лицензию на разведку и разработку Терско-Комов - ского блока с геологическими запасами нефти, оцениваемыми в 656 млн т. На остальные 4 участка заявок не поступило, несмо­тря на то, что многие из них уникальны, в частности Собинский участок, на котором помимо нефти и газа обнаружены запасы ге­лия.

Суммарная добыча нефти в Восточной Сибири - в первую очередь на Верхне-Чонском и Юрубченском месторождениях - составит, по нашим оценкам, в 2010 г. 7...12 млн т. При широком участии в нефтяных проектах зарубежных инвесторов добыча может возрасти против этих объемов в 1,5...2,0 раза |27|.

Основные перспективы развития газовой промышленности связаны с месторождениями севера Иркутской области. Именно здесь за пределами 2000 г. намечается создание нового газодо­бывающего центра.

От основных месторождений (Ковыктинского, Верхне-Чон - ского, а также Братского и Марковского) намечается проложить газопроводы на юг - в основные промышленные центры обла­сти, где в результате подачи газа удастся значительно улуч­шить экологические показатели. Ведутся работы и по освоению ресурсов газа Собинского месторождения в Красноярском крае (геологические запасы - до 580 млрд м").

На Ковыктинском газоконденсатном месторождении с извле­каемыми запасами около 900 млрд м" газа в настоящее время ведет доразведку АО "Русиа-Петролеум" - дочерняя структу­ра нефтяной компании "СИДАНКО". В 1998 г. намечается на­чало опытно-промышленной разработки месторождения, в 1999- 2000 гг. - добыча 3,3 млрд м ". К 2005 г. компания намечает рост добычи газа до 32 млрд м"/год. Именно с этого месторожде­ния "С И ДАН КО" намечает подавать газ в Монголию, Китай и далее в Южную Корею. В июне 1997 г. в Пекине было подписа­но российско-китайское Соглашение о совместном исследовании проектов газопроводов для транспортировки природного газа из России в Китай, которым КНР официально подтвердил свое уча­стие в Ковыктинском (Иркутском, как сказано в Соглашении) проекте.

По нашим оценкам, свои добывные возможности компания сильно преувеличивает - суммарные добычи газа по всей Во­сточной Сибири к 2005 г. составят не более 15...20 млрд м" (из них 5...6 - в районе Норильска) .

В настоящее время существует несколько вариантов разви­тия первых этапов газотранспортных систем Восточной Сиби­ри. В Иркутской области подача газа с Ярактинской группы месторождений (достоверные запасы - более 100 млрд м") в гг. Усть-Кут и Братск, а от Ковыктинского месторождения в Братск, где возможно строительство газоперерабатывающе­го завода и гелиевого блока, а затем, после очистки, газ будет направляться по газопроводу через Тулун в Усолье-Сибирское, Зиму, Ангарск и Иркутск (рис. 5.10). Общая протяженность га­зопроводов в этом случае составит около 2800 км. В Красно­ярском крае - газотранспортная система Юрубчено-Тахомской группы месторождений - Богучаны-Красноярск общей протя­женностью около 750 км. Газоперерабатывающий завод в этом случае предлагается построить в районе добычи газа, а гелие­вый блок в районе г. Богучаны. Сюда же будет подаваться и газ Собинского месторождения (газотранспортная система Собин - ское-Богучаны протяженностью 350 км).

Газовые месторождения

Нефтегазовые месторождения

Газопровод

"Mmyy "

Среднеботуобинское

Ковыктинское

Варианты газовых потоков от Ковыктинского месторождения

Рис. 5.10

Восточная Сибирь располагает огромными запасами угля. Однако объемы их добычи до 2000 г. в связи с низким уров­нем спроса не возрастут и будут стабилизированы примерно на уровне 80 млн т (в том числе канско-ачинские - 45...60 млн т) и лишь затем возрастут до 92... 100 млн т к 2010 г. Перспектив­ные уровни добычи угля будут определяться в первую очередь экономическими причинами и масштабами спроса на уголь как внутри региона, так и вне его пределов (например, на Урале, в Западной Сибири и особенно на Дальнем Востоке).

Основная добыча, как и в настоящее время, будет приходить­ся на Канско-Ачинский бассейн, перспективы и проблемы раз­вития которого были подробно рассмотрены в главе 4 (§ 2).

Что касается Иркутского бассейна, то уровни добычи угля здесь во многом будут связаны с успешностью освоения Ковык - тинского газоконденсатного месторождения и газификацией юга Иркутской области. Другой фактор, определяющий перспекти­вы этого бассейна, - потребность в азейских и черемховских углях со стороны электроэнергетики Дальнего Востока. В прин­ципе, из Иркутского бассейна можно было бы в 2005-2010 гг. ежегодно поставлять в районы Приамурья и Дальнего Восто­ка порядка 10...12 млн т угля, высвобождающегося в результа­те предстоящей газификации юга области. Как и для КАТЭК, здесь имеются хорошие предпосылки организации в более отда­ленной перспективе крупного энерготехнологического предприя­тия по переработке углей Мугунского месторождения в метанол и электроэнергию |26|. Реализация такого проекта даст возмож­ность не только заменить в городских котельных часть твердого топлива метанолом, но и поставлять последний на экспорт |29|.

Как и в настоящее время, основная часть угля, добываемого в Хакассии (Минусинский бассейн) будет вывозиться за пределы республики. Однако, учитывая конкуренцию со стороны кузнец­ких углей, добыча здесь до 2005 г. практически сохранится на нынешнем уровне (около 6 млн т/год) с увеличением к 2010 г. до 7...9 млн т/год.

В основном на удовлетворение местных потребностей будет продолжать развиваться угольная промышленность Читинской области (Харанорский и Уртуйский разрезы), Бурятии и Тувы.

Здесь хочется еще раз подчеркнуть, что принципиальное зна­чение для будущего угольной промышленности Восточной Сиби­ри имеет решение проблемы повышения качества и транспорта­бельности углей и, тем самым, роста их конкурентоспособности на внутреннем и внешнем рынках. Решение этой проблемы ви­дится нам на основе создания современных технологий по гази­фикации сибирских (в первую очередь канско-ачинских) углей с последующим сжиганием газа в котлах тепловых электро­станций или котельных; разработки и внедрения эффективных технологий получения из угля облагороженных твердых топлив (термоугля, полукокса, брикетов), что будет иметь и большое социальное значение, поскольку брикеты найдут широкое при­менение и у бытовых потребителей, и в мелких котельных; со­здания эффективных технологий по переработке угля в синте­тическое жидкое топливо и метанол.

На основе использования подобных технологий в Восточной Сибири возможно формирование крупнейшего не только в Рос­сии, но и во всей Северо-Восточной Азии Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса, ряда других предприятий, продукция которых может найти сбыт во многих странах Ази - атско-Тихоокеанского региона (рис. 5. 11).

Нефтеперерабатывающая промышленность Восточной Сиби­ри по объемам производства почти в 2 раза превышает уровни потребностей региона в нефтепродуктах. В период до 2010 г. намечено провести коренную реконструкцию Ангарского Н П 3 с доведением выхода светлых нефтепродуктов до 85...90%. В этом случае, как показывают прогнозные оценки, объем производства моторных топлив в 2000 г. составит около 16 млн т и в 2010 г. - 17... 18,5 млн т. Таким образом, регион обеспечит стабильные поставки светлых нефтепродуктов на Дальний Восток и в За­падную Сибирь. Однако вывоз мазута практически полностью прекратится.

В перспективе предусматривается расширение использо­вания нетрадиционных возобновляемых источников энергии. Основной акцент предполагается сделать на освоение солнечной энергии, малых ГЭС и биомассы. Эти направления представля­ются весьма актуальными для северных и удаленных районов, а также для энергоснабжения потребителей зоны оз. Байкал, где особо остро стоят проблемы сохранения природной среды.

Комплексный анализ существующего состояния, проблем, возможных условий и целей развития позволяет наметить следу­ющие стратегические направления развития электроэнергетики Восточной Сибири в предстоящий период:

Преимущественное развитие ТЭС для обеспечения необходи­мых приростов генерируюших мощностей в ЭЭС Восточной Си­бири;

Ограниченное развитие ГЭС;

Перспективы экспорта угля и углепродуктов из Сибири

Рис. 5 .11

Создание оптимальной структуры электрической сети, в том числе за счет усиления основных и распределительных связей;

Реализация комплекса мероприятий, направленных на обес­печение самобаланса по электроэнергии отдельных территорий региона;

Внедрение на электростанциях новых высокоэкономичных и экологически чистых энергоустановок;

Рациональное развитие экспорта электроэнергии (поставки в другие регионы России и экспорт за ее пределы).

Реализация этих направлений позволит обеспечить произ­водство электроэнергии в Восточной Сибири к 2000 г. до 149 млрд кВт-ч, а к 2010 г. - до 188 млрд к Втч. При этом можно ожидать, что избыток электроэнергии будет передаваться как в традиционных направлениях, так и на экспорт (в Китай).

В частности, уже в период до 2000 г. намечается ввод в экс­плуатацию Харанорской ГРЭС (430 МВт), первого блока Бере­зовской ГРЭС (800 М Вт) и первого агрегата Богучанской ГЭС, а также В J1 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС-Петровск-Забайкаль­ский-Чита и Иркутск-Гусиноозерская ГРЭС. К 2010 г, плани­руется завершение строительства Богучанской ГЭС и Березов­ской ГРЭС-1 (до мощности 4800 МВт), а также Красноярской ТЭЦ-3, Иркутской ТЭЦ-8, Енисейской ТЭЦ-2, Сосновоборской ТЭЦ (в связи с выводом из эксплуатации атомных реакторов на предприятии ВПК) и ряда других объектов.

Электроэнергетика Восточной Сибири уже в ближайшие го­ды может приобрести важное экспортное значение. Подписание в конце прошлого года межправительственных соглашений с Китайской Народной Республикой положило начало реализации крупного сетевого строительства для последующих поставок в Китай электроэнергии из этого региона. В самые сжатые сро­ки намечено подготовить организационную схему ТЭО и про­ект финансирования для строительства мощной линии электро­передачи из Восточной Сибири в К Н Р. Дальнейшие перспективы развития экспорта электроэнергии из Нижнего Приангарья свя­заны прежде всего с завершением строительства Богучанской ГЭС. Создание энергомоста "Восточная Сибирь - Восточный Китай" уже на первом этапе позволит:

Эффективно загрузить созданные генерирующие мощности Сибири;

Дать дополнительный стимул и дальнейшее развитие ТЭК региона, в частности ввести в действие Богучанскую ГЭС и Бе­резовскую ГРЭС-1;

Значительно снизить тарифы на электроэнергию в Сибири;

На компенсационной основе осуществить дополнительное электроснабжение Дальнего Востока России из Северо-Восточ­ного Китая (порядка 3...5% от экспортируемой по энергомосту электроэнергии).

По расчетам Сибирского НИИ энергетики, наиболее целесо­образным представляется, чтобы энергомост начинался в рай­оне г. Канска. Здесь сходятся BJ1 500 кВ, передающие элек­троэнергию от Братской и Усть-Илимской ГЭС (с востока) и Саяно-Шушенской и Красноярской ГЭС (с запада), сюда же намечается выдача мощности Березовской ГРЭС-1 и Богучан - ской ГЭС. Заканчиваться энергомост протяженностью 3000 км должен в китайской провинции Аньхой. В этом случае наи­лучшие технике-экономические и надежностные характеристики (по сравнению с другими типами электропередач) будет иметь разработанная в СибНИИ энергетики схема полуволновых элек­тропередач. Стоимость энергомоста по этой схеме (подстанция 1150 кВ в районе Канска - ВЛ 1150 кВ - приемная подстан­ция 1150 кВ в провинции Аньхой), обеспечивающего передачу в Китай порядка 31,5 млрд кВт - ч/год, ориентировочно составит 1,5...2,0 млрддол. За пределами 2010 г. на базе ГЭС Ангаро-Ени - сейского каскада, Якутии и Амурской области возможна органи­зация широкомасштабных поставок электроэнергии из России в сопредельные государства Северо-Восточной Азии (рис. 5.12).

Стратегические направления развития теплоснабжения Во­сточной Сибири должны исходить из следующих концептуаль­ных положений:

Повысить надежность теплоснабжения на современном этапе возможно только путем ограничения развития крупных систем теплоснабжения с концентрированными энергоисточниками;

Снизить экологическую напряженность в крупных городах возможно путем прекращения наращивания энергетических мощностей на угольных ТЭЦ и переводом их работы на газ;

Покрытие потребности в тепле в малых и средних городах целесообразно осуществлять за счет строительства новых про - мышленно-отопительных Т Э Ц и проведения незамедлительной реконструкции (или модернизации) действующих ТЭЦ с учетом экологических ограничений;

Использовать природный газ для комбинированной выработ­ки электрической и тепловой энергии на новых ГТУ с котлами - утилизаторами и ПГУ-ТЭЦ, а также на существующих ТЭ Ц в экологически напряженных районах;

Ч"Joky О

Рис. Я12

Уровни развития крупных котельных на угле во многом бу дут определяться возможностями экологически чистого сжига ния угля.

С учетом изложенных концептуальных положений, при со­ответствующем развитии экономики региона, прогнозные уров­ни производства тепловой энергии в Восточной Сибири мо­гут достичь к 2000 г. 170... 175 млн Гкал и к 2010 г. - 190...200 млн Гкал.

В концептуальном плане до 2000 г. теплофикация и централи­зованное будут играть решающую роль в разви­тии теплового хозяйства как технически более подготовленные и наиболее освоенные способы производства тепловой энергии. В более отдаленной перспективе необходимо перейти к рацио­нальному сочетанию и централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения, создавая и развивая системы теплоснаб­жения промышленно-жилых агломераций.

Для пропорционального развития Восточной Сибири и уси­ления межрайонных энергетических связей исключительно важ­ное значение имеет дальнейшее развитие транспорта: железно­дорожного, речного, морского, электронного, трубопроводного и т. д. В частности, проекты освоения восточно-сибирских место­рождений нефти и газа могут стать составной частью стро­ительства трансконтинентального трубопровода Западная Си­бирь - Дальний Восток (Находка) и единой газотранспортной системы России, о чем уже было сказано в главе 4 (§ 3).

Рационализация структуры и размещения источников атек - троэнергии;

Повышение надежности электро - и теплоснабжения потре­бителей, ликвидация дефицитов мощности и энергии в Респу­бликах Тува, Бурятия и Читинской обл.;

Формирование новой крупной нефтегазовой базы межрайон­ного значения;

Формирование КАТЭК;

Оптимизация добычи и использования угля в Иркутской обл.;

Стимулирование и повышение эффектив­ности использования электрической и тепловой энергии;

Существенное снижение экологической нагрузки на природ­ную среду;

Значительное расширение использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии.

Энергетика - основа развития производительных сил и создания материально-технической базы региона. Отрасль объединяет группу производств, занятых добычей и транспортировкой топлива, выработкой энергии и передачей ее к потребителю, включая в себя топливную промышленность (нефтяную, газовую, угольную и др.) и электроэнергетику.

Формирование в Сибири мощной энергетической базы - важнейшая предпосылка создания здесь крупных, имеющих народнохозяйственное значение комплексов энергоемких производств, производств по переработке углеводородного сырья. Благодаря этому сибирские регионы заняли ведущие места по производству алюминия, никеля, кобальта, меди, платины и платиноидов, стратегических видов топлива, некоторых видов нефтепереработки, органической и основной химии и целлюлозного производства.

Первые крупные транснациональные вертикально интегрированные компании России возникли именно на базе сибирских топливно-энергетических ресурсов, что обусловило меньшее снижение экономических показателей развития сибирских регионов по сравнению с европейскими регионами.

Для современного состояния собственных энергетических рынков России характерна крайняя неравномерность размещения производства и потребления энергетических ресурсов. На европейский рынок России приходится более 70% потребляемых первичных энергетических ресурсов в стране (в том числе 69% нефти и 82% природного газа), а производится здесь лишь 20%. Основное производство их (78%) сосредоточено в Сибири, где расходуется только 25% потребляемых в стране энергоресурсов Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н. Сибирские энергоресурсы: роль и перспектива в ТЭК страны // ЭКО. 2006. № 11. С. 20.

Сибирь характеризуется высокой долей гидроэлектростанций. Гидроэлектростанция (ГЭС) - электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.

Здесь находятся крупнейшие ГЭС Ангаро-Енисейского каскада, работающие в составе объединенной энергосистемы Сибири, а также Хантайская и Курейская ГЭС - в изолированной Норильской энергосистеме.

В настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке эксплуатируется 12 ГЭС суммарной установленной мощностью 25,8 млн. кВт. Из них три крупных ГЭС установленной мощностью 2870 МВт находятся на Дальнем Востоке. В Восточной Сибири наибольшая доля ГЭС в Республике Хакасии: в 1998 г. установленная мощность Саяно-Шушенской ГЭС составляла 96 % генерирующих мощностей республики, она производила 89 % всей вырабатываемой здесь электроэнергии. В Иркутской области эти показатели равнялись соответственно 70 % и 85 %. Свыше половины мощности и выработки электроэнергии приходилось на ГЭС (Усть-Хантайскую и Курейскую) в изолированной Норильской энергосистеме на севере Красноярского края.

Гидроэлектростанции играют решающую роль и в обеспечении бесперебойности энергоснабжения. С этой точки зрения можно особо выделить ангарские ГЭС, имеющие водохранилища многолетнего регулирования (Иркутскую и Братскую). Использование многолетних запасов воды из этих водохранилищ способствуют преодолению трудностей с топливоснабжением тепловых электростанций на всей территории, обслуживаемой ОЭС Сибири.

Также в Сибири находится немалое количество тепловых электростанций, исторически называемых ГРЭС (государственная районная электростанция). Для примера можно привести следующие электростанции, принадлежащие российской энергетической компании «Кузбассэнерго», действующие на территории Кемеровской области и Алтайского края: Барнаульская ТЭЦ-1, Барнаульская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3, Беловская ГРЭС, Кемеровская ГРЭС, Кемеровская ТЭЦ, Кузнецкая ТЭЦ, Ново-Кемеровская ТЭЦ, Томь-Усинская ГРЭС.

Показатели деятельности компании следующие: В 2009 году компания выработала тепловой энергии на 13,9 млн Гкал, электроэнергии - 25,1 млрд кВт·ч. Выручка за 2009 год составила 19,71 млрд руб., чистая прибыль -- 545 млн руб.

Выработка электроэнергии в 2011 году - 22,570 млрд кВт·ч (в 2010 - 24,244 млрд кВт·ч), тепловой энергии - 13,6 млн Гкал (в 2010 году - 15,592 млн Гкал).

Выручка в 2011 году - 21,176 млрд руб. (в 2010 - 20,804 млрд руб.), чистая прибыль в 2011 году - 8,749 млрд руб. (в 2010 - 9,175 млн руб.).

Суммарная установленная электрическая мощность станций Кузбассэнерго составляет 4500,2 МВт; тепловая мощность - 8744,5 ГКал/ч (на 01.01.2011). Более 90 % энергии вырабатывается из угля. Около 70 % выручки компании приходится на продажи электроэнергии. Данные с сайта компании Кузбассэнерго: http://www.kuzbassenergo.ru/info/image/info_40_2_104.pdf

Очевидно, что Сибирь была и остается главной топливно-энергетической базой России и играет решающую роль в топливо- и энергоснабжении многих регионов России, обеспечивая почти половину валютных поступлений за счет экспорта энергоресурсов. Решение текущих, а главное стратегических проблем, связанных с развитием ТЭК Сибири имеет исключительное значение, поскольку от них напрямую зависит дальнейшая динамика экономики всей страны, возможности повышения качества жизни населения, экономическая безопасность России. Именно поэтому Правительство Российской Федерации в Стратегии экономического развития Сибири отдельным пунктом выделило решение энергетических проблем.

Теплоэнергетика в нашей стране является крупнейшим производителем электроэнергии. Основные факторы ее размещения − сырьевой и потребительский.

Крупнейшие тепловые электростанции размещены на востоке стра­ны, например в Восточной Сибири, где в качестве топлива исполь­зуются самые дешевые угли Канско-Ачинского бассейна, − Березов­ская, Ирша-Бородинская и Назаровская ГРЭС; в Западной Сиби­ри − Сургутская ГРЭС, работающая на попутном нефтяном газе; на Дальнем Востоке − Нерюнгринская ГРЭС на южно-якутском угле. Потребительский фактор наиболее ярко выражается в размеще­нии ТЭС вблизи крупных городов и промышленных центров. К их числу относятся Конаковская ГРЭС, Рязанская, Костромская − в Центральном районе; Заинская − в Поволжье; Троицкая и Рефтинская − на Урале. (Приложение 4.)

Многие ТЭС выраба­тывают, кроме электроэнергии, пар и горячую воду − это теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Они размещаются в непосредственной близости от потребителя (20-25 км).

Важнейшим фактором размещения гидроэнергетических электростанций явля­ется наличие гидроэнергоресурсов. ГЭС производят самую дешевую электроэнергию, однако их размещение зависит от особенностей территории. Основной гидроэнергетический потенциал страны размещается в Восточной Сибири (35%) и на Дальнем Во­стоке (более 30%). Поэтому крупнейшие ГЭС мощностью до 6,4 млн. кВт построены на Ангаре и Енисее − Иркутская, Братская, Усть-Илимская, Красноярская, Саяно-Шушенская, Енисейская и др. В европейской части страны сооружены ГЭС на Волге и Каме −до 2,5 млн. кВт: Волгоградская, Саратовская, Волжские, Нижнекамская и др.

Атомная энергетика. Главный фактор размещения АЭС − потре­бительский. Основной промышленный производства и население в России сосредоточены на территориях с недостатком топливных ресурсов, но нуждающихся в большом количестве электроэнергии. К таким регионам относится практически вся европей­ская часть страны.

Необходимость развития атомной энергетики связана также с высокой эффективностью используемого сырья − урана, 1 кг ко­торого эквивалентен 2,5 тыс. т. высококачественного угля. Первая атомная электростанция была построена в 1954г. в г. Обнинске Ка­лужской области. В настоящее время действуют Кольская (Север­ный район), Ленинградская (Северо-Западный район), Смоленская (Центральный район), Нововоронежская и Курская (Центрально-Черноземный район), Балаковская (Поволжье), Белоярская (Урал), а также Билибинская АЭС в Чукотском автономном округе (Даль­ний Восток), В 2000 г. введен в действие первый энергоблок Рос­товской АЭС на Северном Кавказе.

Электроэнергетика, как ни одна другая отрасль, влияет на фор­мирование территориальной организации хозяйства страны. Она способствует размещению энергоемких отраслей промышленнос­ти в отдаленных районах, имеющих большие перспективы в разви­тии экономики страны в целом и ее субъектов.

Развитие мировой энергетики в XXI в. предполагает активное использованиевозобновляемых источников и экологически безопасных видов энергии, в числекоторых рассматривается и приливная энергия .Теоретический энергетический потенциал прилива оценивается различнымиавторами в 2500--4000 ГВт, что сопоставимо с технически возможным речнымэнергетическим потенциалом (4000 ГВт). Реализация приливной энергиив настоящее время намечается в 139 створах побережья Мирового океанас ожидаемой выработкой 2037 ТВт·ч/год, что составляет около 12%современного энергопотребления мира.В России в результате 70-летних изысканий, определена целесообразностьстроительства в XX веке семи ПЭС в створах Баренцева, Белого и Охотскогоморей (табл.1) .Таблица 1. Характеристика ПЭС России ПЭС Море, макс.прилив, мСтадия, годМощность, ГВТКислогубскаяБаренцево, 3,95Работает с 19680,04СевернаяБаренцево, 3,87ТЭД, 200612,0МезенскаяБелое, 10,3Материалы к ТЭД,20068,0Пенжинская (южныйствор)Охотское, 11,0Проектныематериалы, 1972--199687,9Пенжинская (северныйствор)Охотское, 13,4Проектныематериалы, 1983--199621,4ТугурскаяОхотское, 9,0ТЭО, 19966,8--7,98Малая МезенскаяБаренцевоРаботает с 2007 г.0,1. На сегодня в мире закончено технико-экономические обоснования шестикрупных ПЭС: Северн и Мереей в Англии, Кобекуид и Камберлендв Канаде, Мезенской и Тугурской в России. Экономические показатели этих ПЭС фактически не уступают новым ГЭС. Неоднократно назывались и сроки началастроительства ряда этих ПЭС: Мереей в 1994 г., Северн в 2000 г. с пускомпервых агрегатов в 2006 г. Но ни одна из этих ПЭС пока не возводится. Делов том, что большие сроки возведения и капиталоёмкость ПЭС при современныхвысоких ставках дисконтирования (Канада до 10%, Англия 8%, Аргентина 16%)не могут привлечь к их строительству частные фирмы. Чувствительностьстоимости энергии к величине процента дисконтирования, например, для ПЭС Северн при увеличении с 5 до 10% ведёт к росту стоимости 1 кВт·ч с 7 до14 пенсов.

Гидравлические электростанции (ГЭС) На территории России сосредоточено 12% мировых запасов гидроэнергии, и экономический гидроэнергетический потенциал ее при современном развитии техники оценивается в 1100 млрд кВт∙ч. Но размещение его по территории страны крайне неравномерно. По производству электроэнергии на гидростанциях Россия занимает третье место в мире, уступая Канаде и США .

Гидроэлектростанции являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновимые ресурсы, они просты в управлении и имеют высокий КПД – более 80%. В результате производимая на ГЭС энергия – самая дешевая. К огромным достоинствам ГЭС относится высокая маневренность, т.е. возможность практически мгновенного автоматического запуска и отключения любого требуемого количества агрегатов.

В практической работе по размещению электростанций большое значение имеет кооперирование ГЭС с тепловыми электростанциями. Это обусловлено тем, что выработка электроэнергии на гидростанциях сильно колеблется в течение года в связи с изменениями водного режима рек. Объединение ТЭС и ГЭС в одной энергосистеме позволяет компенсировать недостаток в выработке энергии на гидростанциях в маловодные периоды года за счет электроэнергии, вырабатываемой на тепловых электростанциях

Строительство ГЭС требует длительных сроков и больших удельных капиталовложений, связано с потерями земель на равнинах, наносит ущерб рыбному хозяйству. Крупный недостаток ГЭС заключается в сезонности их работы, что неудобно для промышленности.

Гидростроительство в нашей стране характеризовалось сооружением на реках каскадов гидроэлектростанций. Помимо получения гидроэнергии каскады решали проблемы снабжения населения и производства водой, устранения паводков, улучшения транспортных условий. Но создание каскадов привело и к негативным последствиям: потере ценных сельскохозяйственных земель, нарушению экологического равновесия.

Самые крупные ГЭС в стане входят в состав Ангаро-Енисейского каскада: Саяно-Шушнская, Красноярская – на Енисее; Иркутская, Братская, Усть-Илимская – на Ангаре; строится Богучанская ГЭС. В Европейской части страны создан крупный каскад ГЭС на Волге. В его состав входят Иваньковская, Угличская, Рыбинская, Городецкая, Чебоксарская, Волжская (вблизи Самары), Саратовская, Волжская (вблизи Волгограда).

ГЭС можно разделить на две основные группы: ГЭС на крупных равнинных реках и ГЭС на горных реках. В нашей стране большая часть ГЭС сооружалась на равнинных реках. Оно менее рентабельно, чем на крупных .

Особый вид ГЭС – гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), основное назначение которых – снятие пиковых нагрузок в сетях путем выработки электроэнергии в необходимое время. Строительство ГАЭС считается наиболее экономичным рядом с атомными электростанциями.

Наиболее перспективными районами России для развития электроэнергетики считаются Восточная Сибирь и Дальний Восток. В Восточной Сибири сосредоточена 1/3 потенциала энергоресурсов России. На Дальнем Востоке используется только 3% имеющегося потенциала гидроэнергоресурсов из ¼ имеющихся. Построенные в Западной и Восточной Сибири мощнейшие ГЭС, несомненно нужны, и это – важнейший ключ к развитию Западно-Сибирского, Восточно-Сибирского, а также Уральского экономических районов }

---