Промышленная резка бетона: rezkabetona.su
На главную  Водоснабжение 

Особенности формирования конкурентного рынка электроэнергии в Сибири ,из доклада на II Всероссийском энергетическом форуме, проходившем 3–5 марта 2004 года в Москве, Электроснабжение

(Из доклада на II Всероссийском энергетическом форуме, проходившем 3–5 марта 2004 года в Москве)
Cовременное развитие электроэнергетики Сибири берет начало с 1960 года, когда линией электропередачи 110 кВ, проложенной вдоль Транссибирской железной дороги, были связаны в единую систему Омская, Новосибирская и Кузбасская энергосистемы. на данный момент объединенная электроэнергетическая система (ОЭС) Сибири – одна из мощнейших в России. Она занимает второе место в стране по установленной мощности электростанций и третье место по выработке электрической энергии.

 

В состав ОЭС Сибири входит 12 энергосистем суммарной установленной мощностью на начало 2004 года 49,2 млн кВт. Объединенная энергосистема обеспечивает централизованным энергоснабжением 16 субъектов Сибирского Федерального округа, занимающих территорию протяженностью более 4 тыс. км в широтном направлении. ОЭС Сибири полностью охватывает четыре часовых пояса и имеет тесные хозяйственные связи с угледобывающими предприятиями, железной дорогой, коммунальными и промышленными предприятиями ( .

 

В суровых климатических условиях обслуживаемых территорий ОЭС Сибири обеспечивает жизнедеятельность населения и практически всех отраслей экономики, являясь мощным объединяющим и стабилизирующим фактором.

 

Особенности энергетики Сибири
Помимо величины обслуживаемой территории, ОЭС Сибири имеет ряд отличительных особенностей:

 

В Сибири большая доля электроэнергии производится на гидроэлектростанциях. Мощные сибирские ГЭС вырабатывают около 60 % электроэнергии всех ГЭС ЕЭС России. Внутри ОЭС Сибири на ГЭС приходится больше половины (51 %) всей генерируемой электроэнергии, а в летний период удельный вес выработки ГЭС достигает 75 % суммарной генерации ( .

 

Как следствие, энергобалансы в Сибири подвержены нестабильным природным воздействиям, связанным с колебаниями речного стока, цилиндрическим чередованием маловодных и многоводных лет и многолетних периодов, и низкими зимними температурами воздуха при значительных их сезонных колебаниях.

 

Большая доля электроэнергии потребляется крупными энергоемкими промышленными потребителями, которые созданы во времена плановой экономики как участники территориальнопромышленных комплексов (ТПК) с привязкой к конкретным энергоисточникам с низкой себестоимостью производства электроэнергии.

 

В советские годы электроэнергия здесь стоила примерно вдвое дешевле, чем в среднем по стране ( . на данный момент они выпускают конкурентоспособную продукцию, в том числе благодаря тому что электроэнергия в Сибири примерно на треть дешевле, чем в среднем по России ( . К примеру, в Иркутской области доля энергии имеет относительно небольшой вес в общих затратах энергоемких производств (таблица).

 

Существенное повышение цен на электрическую и тепловую энергию изменит структуру затрат и может сделать продукцию энергоемких отраслей неконкурентоспособной на соответствующих товарных рынках.

 

В Сибири сложились холдинговые структуры, владеющие крупной собственностью как в секторе производства электроэнергии, так и в секторе ее потребления. Корпоративные действия этих структур на рынке способны дестабилизировать цены и нанести ущерб интересам других участников.

 

В Сибири небольшое количество относительно крупных конденсационных тепловых электростанций (с мощностью более 1 000 мВт их только семь). Они разбросаны на огромной территории и привязаны к использованию местных углей. Себестоимость производства электроэнергии на этих станциях сильно отличается по величине. С учетом больших расстояний и ограниченной пропускной способности электрической сети некоторые электростанции имеют монопольное положение на своих энергетических рынках. На базе этих станций достаточно сложно организовать здоровую конкуренцию в сфере генерации электроэнергии ( .

 

ОЭС Сибири имеет слабые электрические связи с Европейской частью страны и Дальним Востоком и работает практически изолировано от других энергозон ЕЭС России. Так, в 2001 году обмен электроэнергией с Уралом составил за год всего 0,6 % от собственной выработки. Магистральная электрическая сеть внутри ОЭС Сибири имеет значительную протяженность и ограниченную пропускную способность линий в отдельных сечениях. Это создает трудности в обеспечении надежной работы энергосистемы и в организации рыночной торговли электроэнергией.

 

Суровые климатические условия также предъявляют повышенные требования к надежности энергоснабжения и поставкам топлива. Необходима тесная координация работы энергоснабжающих организаций, предприятий коммунального хозяйства и администрации территории.

 

Проблемы функционирования и развития энергетики Сибири
В годы рыночных преобразований в электроэнергетике Сибири обострились следующие проблемы:

 

Снижение эфф. использования гидроресурсов. На современном этапе эффективность определяется группой факторов, один из которых – уже упомянутое отсутствие сильных электрических связей с Европейской и Дальневосточной частями ЕЭС России.

 

В многоводные годы, даже при разгрузке тепловых электростанций до технического минимума, избыточная энергия ГЭС полностью не потребляется и сбрасывается через плотины вхолостую. Сибирские ГЭС проектировались с учетом возможности передачи значительных объемов электроэнергии как из Сибири в Европейскую часть, так и в обратном направлении. Для ликвидации непродуктивных потерь энергии ГЭС необходимо ускоренное восстановление транзитов СибирьКазахстанУрал и строительство новой ЛЭП СибирьУрал.

 

Другим фактором, снижающим эффективность работы ОЭС Сибири, является ужесточение ограничений на работу ГЭС со стороны неэнергетических водопользователей и требований водоохраны. Так, в летнее время задаются величины необходимых пропусков воды по условиям навигации, рыбоводства, лесосплава. В зимний период при ледообразовании в низовьях рек необходимо поддерживать стабильный сток реки, исключающий образование ледовых заторов и зимних наводнений. В весеннелетний период должно быть обеспечено безопасное прохождение весеннего паводка.

 

Ограничения по выдаче мощности по уровням водохранилищ и по режимам работы нижних бьефов существенно уменьшают регулировочные возможности всех сибирских ГЭС и снижают их участие в покрытии зимних нагрузок на 10 млн кВт. Установленная мощность ГЭС в зимний максимум нагрузок используется в среднем лишь на 56 %. В то же время за этот период 13,7 млрд кВт•ч электроэнергии потеряно за счет холостых сбросов воды. В многоводные годы в среднем теряется около 2 млрд кВт•ч в год.

 

Для повышения эфф. использования гидроресурсов в Сибири необходимо:

 

пересмотреть состав взаимоотношений м. водопользователями и приоритетность удовлетворения их требований с учетом рыночных механизмов управления и многообразия форм собственности;

 

создать систему комплексного регулирования стока рек АнгароЕнисейского бассейна на основе единого нормативноправового документа;

 

провести анализ состояния гидротехнических и защитных сооружений, русел рек и условий судоходства, строений в зонах отчуждения для обоснованного утверждения допустимых уровней и режимов сработки водохранилищ;

 

организовать достоверное прогнозирование гидрологических и других, влияющих на работу ГЭС природных явлений. С использованием прогнозной информации формировать планы оптимального использования гидроресурсов.

 

Снижение эфф. управления работой ОЭС в условиях рынка электроэнергии.

 

Работа федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), созданного в 1996 году, выявила общие для отрасли проблемы:

 

неэффективная загрузка генерирующего оборудования, проявившаяся в росте удельных расходов топлива;

 

искусственное выравнивание цен на электроэнергию в разных энергозонах, ведущее к перекрестному территориальному субсидированию и завышению тарифов в Сибири;

 

несовершенство методики назначения размера абонентной платы и закрытость информации о ее расходовании, порождающие разногласия м. участниками рынка и повышение уровня тарифов конечным потребителям;

 

низкая рентабельность большинства предприятий электроэнергетики, снижающая материальную обеспеченность технологических циклов, сдерживающая модернизацию производственных мощностей и их расширенное воспроизводство.

 

Кроме этих, общих для ЕЭС России проблем в пределах ОЭС Сибири проявились характерные для этой энергозоны недостатки оптового рынка. Среди них:

 

неоптимальное регулирование водных ресурсов водохранилищ ГЭС;

 

дискриминация участия в оптовом рынке независимого от РАО «ЕЭС России» поставщика электроэнергии – ОАО «Иркутскэнерго», генерирующего наиболее дешевую электроэнергию энергозоне;

 

предоставление тарифных льгот отдельным регионам и выравнивание тарифов для остальных участников рынка, что ведет к межрегиональному перекрестному субсидированию;

 

завышенные оптовые тарифы в энергозоне Сибири дают неправильные ценовые ориентиры и приводят к недоиспользованию мощности и энергии высокоэкономичных ГРЭС – субъектов ФОРЭМ за счет загрузки менее экономичных электростанций – субъектов розничных рынков электроэнергии.

 

На смену ФОРЭМ приходит новый энергетический рынок, основанный на конкурентных отношениях в сферах генерации и сбыта электроэнергии. но вновь создаваемый рынок в том виде, как он функционирует на данный момент в европейской части страны, для Сибири неприемлем. Здесь необходимы рыночные механизмы, обеспечивающие решение следующих проблем управления работой ОЭС:

 

Характерной особенностью рек Сибири является асинхронность стока рек Ангары и Енисея. При маловодье в одном бассейне другой обычно имеет повышенную водность. Координация сработки гидроресурсов сводится к повышению многолетних запасов воды в озере Байкал и Братском водохранилище при многоводье на Енисее, и наоборот – интенсивное использование избыточных ресурсов ангарских ГЭС в засушливые годы в бассейне Енисея. Режимы электрического межбассейнового компенсированного регулирования широко использовались во времена плановой экономики. Напротив, правила действующего и создаваемого оптовых рынков не стимулируют применение подобных оптимизационных механизмов.

 

В результате только в 2001 году потери энергии изза упущенной возможности согласованного регулирования стока Ангары и Енисея на холостых сбросах воды составили более 1,5 млрд кВт•ч электроэнергии.

 

В ЕЭС России создана многоуровневая система оперативнодиспетчерского управления с четкими функциями и обязанностями на каждом уровне. Создается аналогичная по структуре иерархическая схема управления единой национальной электрической сетью через образование территориальных подразделений Федеральной сетевой компании. но торговля электроэнергией (организация торгов, учет обращаемой на оптовом рынке электроэнергии, взимание платы за общесистемные услуги, организация финансовых потоков), управление энергетическим рынком осуществляется из единого на всю Россию Администратора торговой системы (АТС).

 

Централизованная схема организации оптовой торговли затрудняет взаимодействие региональных диспетчерских центров с единым АТС и адаптацию правил работы рынка к региональным особенностям производства и потребления энергии, усложняет обработку коммерческой информации, уводит финансовые потоки из федеральных административных округов в Центр.

 

Эффективность управления электроэнергетикой в Сибири возрастает, если в этой энергозоне создать подразделение АТС и поручить ему отработку эффективных механизмов функционирования рынка, организацию торгов, досудебное урегулирование споров м. участниками. принцип. возможность создания территориальных подразделений АТС предусмотрена постановлением Правительства РФ от 11 июля 2001 года № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

 

Учитывая иерархическую структуру оперативнодиспетчерского управления, также управления Единой национальной электрической сетью, данный подход является логическим завершением создания целостной многоуровневой системы управления в отрасли, распространения ее на торговокоммерческое отношение. Одним из звеньев таких отношений должен стать зональный оптовый рынок электроэнергии в энергозоне Сибири.

 

Особое значение для Сибири имеет надежное обеспечение централизованного теплоснабжения. м. тем минувшие годы реформ в энергетике этих проблем не решили. Возникшие предприятия различных форм собственности поделили м. собой сферы обслуживания при сохранении монопольной среды. В результате мы имеем проблемы в эксплуатации системы, высокие тарифы на тепловую энергию.

 

Производство тепловой энергии на ТЭЦ тесно связано с производством электричества. Поэтому и цены на электрическую и тепловую энергию должныбыть взаимно указаны. Производство тепловой и электрической энергии должно быть равноприбыльным. В случае если участие в конкурентном рынке электроэнергии будет приносить региональным генерирующим компаниям более высокую прибыль, чем выработка тепла, централизованному теплоснабжению может быть нанесен непоправимый урон.

 

Обобщая анализ проблем управления работой ОЭС в условиях рынка, представляется целесообразной реализация следующих мер:

 

Учредить управляющую организацию в форме некоммерческого партнерства для координации режимов работы ГЭС АнгароЕнисейского каскада. В рамках Партнерства должна действовать система договоров на взаимные поставки электроэнергии, должны быть определены права и обязанности участников, должна быть разработана схема распределения экономических эффектов, получаемых за счет взаимной координации действий в рамках утвержденных ограничений по режимам водопользования. Учредителями Партнерства целесообразно выступить энергокомпаниям, в составе которых находятся ГЭС Ангаро Енисейского каскада.

 

Создать торговую площадку для организации оборота электроэнергии м. участниками (субъектами) оптового рынка, расположенными в энергозоне Сибири. Торговля с другими энергозонами осуществляется в физически осуществимых объемах. Для организации коммерческой работы на оптовом рынке в энергозоне Сибири создается филиал Администратора торговой системы. В дальнейшем при усилении электрических связей с Европейской и Дальневосточной частями оптового рынка предполагается интеграция сибирской торговой площадки в единую торговую систему электроэнергии России.

 

Создать в городах и крупных населенных пунктах управляющие компании по централизованному теплоснабжению. Компаниям должны принадлежать теплоисточники и тепловые сети вплоть до абонентских вводов в здания (за исключением тепловых сетей промышленного назначения). Учредителями компаний по теплоснабжению должны стать АОэнерго совместно с муниципалитетами.

 

ТЭЦ должны оставаться в собственности региональных генерирующих компаний и промышленных предприятий. Вырабатываемая ими тепловая энергия покупается компанией по централизованному теплоснабжению.

 

Необходимость развития генерирующих мощностей и межсистемных ЛЭП.

 

До середины 70х годов прошлого века электроэнергетика Сибири развивалась опережающими темпами и не испытывала дефицита генерирующих мощностей. Напряженность балансов электроэнергии и мощности стала нарастать после 1975 года, когда снизились темпы развития электроэнергетики при бурном строительстве в Сибири территориальнопромышленных комплексов. Наиболее сложным оказался необычно маловодный 1982 год, когда полное исчерпание ресурсов водохранилищ ГЭС и возникший дефицит электроэнергии в 5,5 млрд кВт•ч привел к частичной остановке производств на предприятиях цветной металлургии.

 

Сибирь вышла из состояния дефицитности энергобаланса к началу 90х годов вследствие заметного спада электропотребления.

 

В последующие годы объединенная энергосистема Сибири без труда справлялась с обеспечением потребителей даже в маловодный период 1996–2000 годов.

 

Мнимое благополучие с энергобалансом серьезно отразилось на энергетической безопасности Сибири. Перспективному развитию энергетики уделялось недостаточно внимания. Нарастал износ оборудования электростанций, электрических и тепловых сетей.

 

С 2000 года ОЭС стала терять установленную мощность. В этот год были введены в работу 126 МВт и списаны 480 МВт устаревших генерирующих мощностей. В дальнейшем негативные тенденции будут нарастать. К 2010 году 30летний нормативный срок эксплуатации превысит 75 % генерирующего оборудования, 40летний «стаж работы» наберет 55 % мощностей, а Новосибирская и Иркутская ГЭС превысят 50летний рубеж эксплуатации, являющийся принципиальным для любого энергетического объекта. На на данный моментшний день отмечается пониженный уровень безопасности гидросооружений УстьИлимской и Курейской ГЭС.

 

Динамика потребительских нагрузок в Сибири имеет ярко выраженный сезонный характер. В летний период нагрузки снижаются до 60 % от максимальных. Энергоотдача ГЭС, наоборот, максимальна летом, т. к. определяется требованиями судоходства. Вся неравномерность графика ложится на разгрузку ТЭС до их технических минимумов. В итоге сибирские крупные ТЭС имеют относительно низкий k использования установленной мощности, лежащий обычно в интервале 35–40 %. Вложения средств в развитие таких станций при затратах 1 000 руб. на 1 кВт установленной мощности оказываются экономически не эффективными, поэтому для условий Сибири необходимы дополнительные механизмы мотивации инвестиций в генерацию электрической энергии.

 

Рассмотрение балансов электрической мощности и энергии на среднесрочную перспективу демонстрирует, что ОЭС Сибири с 2006 года вступает в полосу устойчивых дефицитов мощности в зимний период ( . В связи с этим уже на данный момент исключительно актуальными являются вопросы форсирования строительства Богучанской ГЭС и развития мощностей на Березовской ГРЭС Очевидно, что к 2006 году эти объекты введены быть не могут, поэтому для покрытия дефицита потребуется получ. мощности из Республики Казахстан в объеме до 1 млн кВт.

 

Кроме того, уменьшение дефицита мощности возможно следующими путями:

 

а) проведением восстановительных ремонтов, а в отдельных случаях реконструкции с заменой агрегатов. Ожидаемые удельные капиталовложения в техническое перевооружение в ценах 2000 года составляют на период 2001–2005 годов – 1 240 руб./кВт; 2006–2010 годов – 1 890 руб./кВт. Суммарные затраты на реконструкцию ГЭС, по данным Гидропроекта, оцениваются в 8 680 млн руб. (АЕГЭС);

 

б) ослаблением зимних ограничений по пропуску воды через плотины ГЭС и пересмотром диапазонов допустимых отметок уровней озера Байкал и водохранилищ ГЭС;

 

в) восстановлением магистральных линий СибирьКазахстанУрал с обеспечением в ближайшие 2–3 года реверса мощности до 1 500 тыс. кВт.

 

Заключение
Для поднятия эфф. работы электроэнергетики в Сибири в ближайшее время целесообразно принять следующие меры:

 

Пересмотреть взаимоотношения энергоснабжающих организаций с Минприроды РФ и МЧС.

 

Для оптимального расходования гидроресурсов, с точки зрения всего социальноэкономического комплекса, необходимо вернуться к практике комплексного регулирования стока сибирских рек на основе пересмотренных «Основных положений Правил использования водных ресурсов водохранилищ и их каскадов».

 

Учитывая то, что энергозона Сибири имеет явно выраженные особенности производства, передачи и потребления энергии, а ее энергобалансы фактически замыкаются в пределах Сибири, на территории Сибирского Федерального округа целесообразно формирование зонального энергетического рынка. Правила работы рынка должны учитывать региональные особенности экономики и энергопроизводства. Торговля электроэнергией с соседними энергозонами может вестись в физически реализуемых объемах. В рамках зонального энергорынка целесообразно сформировать управляющую компанию для координации режимов работы ГЭС АнгароЕнисейского каскада.

 

Объединенная энергосистема Сибири вступает в период устойчивого дефицита генерирующих мощностей. Целесообразна консолидация организационных усилий и финансовых средств на строительство Богучанской ГЭС, развитие мощностей на Березовской ГРЭС1, ликвидацию ограничений по использованию гидроресурсов сибирских рек, восстановление электропередачи СибирьКазахстанУрал и завершение строительства линий СибирьВосток и СибирьУрал.

 



Инженерное обеспечение помещений со свободной планировкой Инженерные системы зданий. Медь это просто! Репортаж из учебного центра Канализация. Климатические системы в современном гостинично. Экологическое решение вопроса по теплоснабжению Куркино Теплоснабжение.

На главную  Водоснабжение 





0.018
 
Яндекс.Метрика