******************************************************************* * П Р О Б Л Е М Ы Х И М И Ч Е С К О Й Б Е З О П А С Н О С Т И * ******************************************************************* **** Х И М И Я * И * Ж И З Н Ь *************** ******************************************************************* ** Сообщение UCS-INFO.1697, 6 мая 2007 г. * ******************************************************************* Энергетика ВЕСТИ С ЗНЕРГЕТИЧЕСКОГО ФРОНТА ГОСУДАРСТВЕННЫЕ ДЕЯТЕЛИ Энергию некуда девать РАО <ЕЭС> просчиталось в стратегии энергопоставок в Китай Начинают сбываться адресованные РАО <ЕЭС> предостережения о том, что, делая упор на развитие экспорта электроэнергии в Китай и создание под это гигантских производственных мощностей, компания ставит себя в сильную и, возможно, неоправданную зависимость от одного импортера. Сейчас в Амурской области сложилась парадоксальная ситуация - после отказа Китая с 1 февраля покупать российскую электроэнергию фактически вхолостую работают испытывающие избыток генерирующих мощностей Бурейская и Зейская ГЭС. Об этом вчера заявил, выступая на всероссийском совещании <Об итогах социально-экономического развития субъектов РФ в 2006 году> в Минрегионразвития, заместитель губернатора области Александр Гордеев. По его словам, дальнейший холостой сброс воды из пристанционных водохранилищ чреват подтоплением земель. Свой отказ покупать электроэнергию в России Пекин обосновал двукратным увеличением тарифов на его поставки в Китай, произошедшим по решению Федеральной службы по тарифам (ФСТ). В пресс-службе <Интер РАО <ЕЭС> вчера пояснили, что планы по экспорту в Китай на этот год составляли 1,4 млрд. кВт-ч, но теперь они под угрозой. <Естественно, мы несем убытки, к тому же не исключено, что будем вынуждены платить штрафы, поскольку срываются контракты>, - сообщил <НГ> пресс-секретарь компании Борис Зверев. В свою очередь, представитель РАО <ЕЭС России> Татьяна Миляева критику в адрес своей компании со стороны региональных властей отвергла. <При чем здесь Бурейская ГЭС и Китай? - заявила Миляева в разговоре с <НГ>. - Те блоки станции, которые работают сегодня, обеспечивают внутренних потребителей на Дальнем Востоке, а на экспорт могут быть ориентированы только 5-й и 6-й блоки, которые должны быть пущены в этом году>. Отметим, что ввод новых блоков на Бурейской ГЭС доведет ее мощность до 2 тыс. МВт, а учитывая Зейскую ГЭС с ее 1,3 тыс. МВт, профицит вырабатывающих электроэнергию мощностей в Дальневосточном регионе будет только нарастать. По словам эксперта отдела исследований электроэнергетической отрасли Института проблем естественных монополий (ИПЭМ) Владимира Дорогайкина, строительство новых мощностей в энергоизбыточных регионах нецелесообразно как с экономической точки зрения, так и с точки зрения здравого смысла. <Для начала имеет смысл как минимум загрузить имеющиеся свободные мощности потребителями данного региона - необходимым условием для этого будет являться развитие в них промышленного комплекса, - отметил аналитик. - Обеспечить переток электроэнергии в дефицитные регионы возможно, но потребуются значительные инвестиции в сетевой комплекс, что, в свою очередь, приведет к дополнительным расходам как на строительство, так и на последующие эксплуатационные затраты, не говоря уже о естественных потерях при передаче на большие расстояния>. Проблему, если так можно назвать избыток продукции, могло бы решить резкое увеличение экспорта в Китай, причем планы такие уже имеются. В ноябре прошлого года РАО <ЕЭС России> и Государственная электросетевая корпорация (ГЭК) Китая подписали соглашение об экспорте российской электроэнергии в КНР. Реализация проекта включает в себя три этапа: на первом (с 2008 по 2010 год) Россия будет поставлять 3,6-4,3 млрд. кВт-ч ежегодно, на втором (с 2010 по 2015 год) - до 18 млрд. кВт-ч в год, на третьем (после 2015 года) - до 38,4 млрд. кВт-ч. В конечном же итоге РАО <ЕЭС> планирует довести объем ежегодных поставок в Китай до 60 млрд. кВт-ч. Однако китайцы показывают себя крайне неуступчивым партнером, едва речь заходит о цене поставок. В марте прошлого года заместитель председателя Госкомитета КНР по развитию и реформам Чжан Гобао заметил, что Россия предлагает покупать один киловатт по восемь центов, что для Китая слишком дорого, поскольку стоимость электроэнергии внутри страны - четыре цента. Однако и Россия не может продавать ее слишком дешево, поскольку транспортировка требует вложений, а километр прокладки ЛЭП оценивается примерно в миллион долларов. Впрочем, как отметил директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов, в долгосрочной перспективе поставки электроэнергии в Китай могут быть вполне выгодными, учитывая гигантский рост потребления в Поднебесной. <К тому же, по некоторым данным, уголь, на котором вырабатывается сегодня львиная часть китайской энергии, в стране постепенно заканчивается, - отметил эксперт. - Дело дошло до того, что Китай вынужден понемногу ввозить его из-за границы, а это довольно дорого. Так что не сегодня, может быть, и не завтра, но китайцам придется покупать больше электроэнергии в России, причем по приемлемой для обеих сторон цене>. С.Куликов, М.Сергеев, "Независимая газета", 18.04.2007 г. http://www.ng.ru/economics/2007-04-18/4_energy.html ЦЕНЫ Росатом взвинчивает цены Монопольное положение Росатома на внутреннем рынке ввергает государство в неоправданные расходы. Как выяснила <НГ>, достройка запущенного в 2005 году 3-го энергоблока Калининской АЭС обошлась налогоплательщикам в 3-4 раза дороже, чем аналогичные работы по достройке двух энергоблоков на Украине. За постройку же нового, 4-го энергоблока атомщики запрашивают 36-38 млрд. руб., что сопоставимо с ценой более качественных иностранных аналогов. <Достройка энергоблока на Калининской АЭС обошлась государству почти в 1,3 млрд. долларов, тогда как аналогичные работы на украинских АЭС - Ривненской и Хмельницкой - были выполнены всего за 0,3-0,4 млрд. за каждый блок>, - заявил на днях член президиума РАН Роберт Нигматулин. Представители <Росэнергоатома> уточнили вчера <НГ>, что <все затраты на энергоблок Калининской АЭС составили 960 миллионов долларов>, правда, они отказались комментировать сопоставления с издержками на украинских АЭС. Между тем, по словам академика Нигматулина, российско-украинские сравнения говорят о возможности <воровства одного миллиарда долларов>. Скандал вокруг Калининской АЭС можно было бы списать на <дикий капитализм девяностых>. Однако сегодняшняя монополизация строительства АЭС в России делает неизбежным и появление монопольно-высоких цен, которые уже сегодня вплотную приблизились к ценам американских и французских подрядчиков. <Цена строительства российских АЭС составляет около 1400 евро за киловатт мощности>, - сообщил вчера замруководителя пресс-службы <Росэнергоатома> Андрей Тимонов. При этом цена французских АЭС, как правило, выше 1600 евро за киловатт. А с учетом всех дополнительных расходов, по оценкам экспертов Росатома, она доходит и до 1875 евро. Однако удельные цены американских энергоблоков ниже французских и вполне сопоставимы с российскими. Так, например, американская компания Westinghouse победила российский <Атомстройэкспорт> на тендере в Китае, предложив построить 4 реактора мощностью 1100 МВт по цене около 2 млрд. долл. каждый, что с учетом курса евро почти точно совпадает с ценой строительства российских АЭС. В <Росэнергоатоме> проигрыш объясняют не столько высокой ценой российских блоков, сколько нежеланием передавать в Китай все технологии строительства, на чем настаивал Пекин. Однако эксперты указывают на тот факт, что в России атомщики используют более старые технологии, чем в США. Впрочем, объявленная <Росэнергоатомом> цена в 1400 евро за киловатт является для российского бюджета исключительно виртуальной. Как известно, новые АЭС <в чистом поле> не строятся в России уже больше 20 лет, и поэтому никаких оснований для оценки реальных затрат просто не существует. Запущенные же в эксплуатацию после 2000 года блоки на Ростовской и Калининской АЭС сами руководители атомной отрасли всегда называли объектами <высокой готовности>, значительная часть которых была построена еще в советские времена. Учитывая это обстоятельство, замначальника инспекции Счетной палаты (СП) Сергей Матюшкин сообщил <НГ>, что в связи с <плановой проверкой инвестиционной деятельности <Росэнергоатома>, а также скандалов вокруг Калининской АЭС эта станция может появиться в ревизионном списке СП на 2007 год>. В свою очередь, замгендиректора Калининской АЭС по капитальному строительству Виктор Сучков отказался детально обсуждать больную тему, заявив <НГ>, что <третий энергоблок давно уже сдан в эксплуатацию, а мы не намерены выполнять роль следственного бюро>. Близость цен российских и иностранных подрядчиков подтверждают и независимые эксперты. <Цены на строительство АЭС в России и за рубежом вполне сопоставимы, но в конечном итоге все зависит от технических параметров, стоимости рабочей силы и сроков строительства>, - говорит эксперт отдела исследований электроэнергетики Института проблем естественных монополий Евгений Рудаков. По его словам, <влияние иностранных подрядчиков на ценообразование трудно оценить, но их приход на внутренний рынок вряд ли допустим>. Против международных тендеров на строительство АЭС в России выступают и сами российские атомщики. <Иностранные подрядчики могут участвовать в тендерах только на поставку вспомогательного оборудования, а все ключевые элементы должны быть российскими>, - говорит Андрей Тимонов. <Росатом не против конкуренции между поставщиками и не против использования иностранных технологий, однако оборудование для АЭС должно производиться на территории России и при наличии у российской стороны контрольного пакета в совместных предприятиях с иностранцами>, - заявил вчера <НГ> пресс-секретарь главы Росатома Сергея Кириенко Сергей Новиков. Обвинения же в невысоком качестве российских технологий Новиков считает надуманными, поскольку неотработанные технические решения могут быть более рискованными, чем многократно испытанные временем. При этом он счел нужным сослаться на победу российских атомщиков на тендере по достройке АЭС в Болгарии. <Тендерный комитет по строительству болгарской АЭС <Белене> отдал предпочтение российской заявке не только из-за цены или сроков, но и на основании оптимального сочетания активных и пассивных систем безопасности АЭС>, - пояснил Новиков. Н.Померанцева, М.Сергеев, "Независимая газета", 24.04.2007 г. http://www.ng.ru/economics/2007-04-24/1_rusatom.html ПРОГНОЗ О проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года 19 апреля 2007 Тезисы доклада Министра промышленности и энергетики Российской Федерации В.Б.Христенко на заседании Правительства Российской Федерации Правительство поручило Минпромэнерго совместно с Минэкономразвития, ФСТ, Росатомом и Ростехнадзором разработать и Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. В соответствии с решениями Правительства от 30 ноября прошлого года для разработки Генеральной схемы в качестве базового варианта принят прогноз, предусматривающий рост электропотребления к 2015 году до уровня 1426 млрд. киловатт-часов, с вариантом увеличения электропотребления в указанный период до 1600 млрд. киловатт-часов. Наряду с министерствами в работе созданной Минпромэнерго межведомственной группы участвовали представители РАО "ЕЭС России", "Росэнергоатома", "Газпрома", угольных компаний. Проведена научная работа с привлечением представителей Российской академии наук, отраслевых институтов, экспертов. При разработке генеральной схемы учитывались оценки и предложения субъектов федерации в части развития регионального спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы. Оптимизированы режимы функционирования ЕЭС России и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы развития сетевой инфраструктуры. Разработка генеральной схемы осуществлялась по следующей методике. Была спрогнозирована динамика потребления электроэнергии, тепла и максимумов нагрузки по субъектам Российской Федерации. Данные прогнозы рассмотрены в Федеральных округах, замечания и предложения учтены в Генеральной схеме. В дальнейшем, с учетом выбытия генерирующих мощностей и покрытия потребности за счет перетоков по существующим сетям, определялись дефицитные энергозоны. С учетом приоритетов, заданных Правительством, были сформированы предложения по максимальному развитию атомной и гидрогенерации. Сформированы предложения по развитию магистральных электрических сетей. После этого была рассмотрена возможная структура мощностей на органическом топливе. Оптимизация структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов происходила с учетом режимов функционирования ЕЭС России, балансов мощности и электроэнергии. В результате проделанной работы был сформирован перечень площадок размещения станций и сетевых объектов на основе существующих кадастров и имеющихся предложений. Для актуализации полученных результатов будет проводиться мониторинг и контроль реализации генеральной схемы. Раз в три года будет производиться корректировка. Справка: последний кадастр размещения электростанций был составлен в 1981г. институтом "Теплоэнергопроект". Для разработки Генеральной схемы в соответствии с решениями Правительства в качестве базового варианта принят прогноз, в соответсвии с которым средний прирост электропотребления составит 4,1% в год. в базовом варианте и 5,2% в максимальном. В 2020 г. уровень потребления прогнозируется в размере 1710 млрд. кВт.ч в базовом варианте (и 2000 млрд. кВт.ч в максимальном). Распределение электропотребления по годам и территориям, сформировано на основе изучения тенденции прироста электропотребления, а также анализа заявок на подключение потребителей и учитывало: необходимость надежного функционирования существующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов; крупные инвестиционные проекты в регионах. * * * Исходя из разработанного прогноза электропотребления, был произведен расчет потребности в установленной мощности электростанций с учетом прогнозируемого максимума нагрузки и нормативного расчетного резерва мощности. При принятых уровнях и режимах электропотребления энергообъединений прогнозируемый суммарный максимум нагрузки по России в базовом варианте возрастет к 2020 году - на 106,9 ГВт и составит 257,6 ГВт. Таким образом, для принятого базового варианта спроса на электроэнергию потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 258 ГВт на уровне 2010 года, 302 ГВт в 2015 году и 349 ГВт в 2020 году. Справка: в максимальном варианте электропотребления уровень потребности в установленной мощности оценивается в 266, 331 и 401 ГВт в 2010, 2015 и 2020 гг. соответственно. Как уже отмечалось, планируемый на перспективу резерв мощности определен в среднем по России в размере 16% от максимума нагрузки. Кроме того, были учтены ограничения мощности действующих станций, связанные: для ТЭС с техническим состоянием оборудования - со снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), с использованием непроектного топлива на электростанциях. для ГЭС, с техническим состоянием оборудования - со снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за сезонной сработки водохранилища, ледового подпора. Мощность, невозможная для использования в балансе (за исключением резерва мощности), составляет 15,9% (33,7 ГВт) от максимума нагрузки и уменьшается до 6,7%.(23 ГВт). Справка: при определении потребности в генерирующей мощности учтена также величина неиспользуемой мощности ГЭС в зимний максимум нагрузки при полном использовании их суточной энергии. Наличие свободной (неиспользуемой) пиковой мощности ГЭС, которая не может быть использована в суточных графиках нагрузки, вызвано тем, что ГЭС, являясь маневренными энергоисточниками, имеют установленную мощность выше мощности, обеспеченной водой. В период до 2020 года предусматривается вывод из эксплуатации 49 ГВт генерирующих мощностей отработавших свой ресурс, в том числе 45,3 ГВт на ТЭС и 3,7 ГВт на АЭС. Все действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как подавляющую часть стоимости ГЭС составляют гидротехнические сооружения (80%) и затраты на восстановление устаревшего оборудования ГЭС сравнительно невелики. С учётом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций потребность во вводах генерирующих мощностей, включая вводы для замены на существующих электростанциях, для базового варианта в период 2006-2020 годов в целом по России составит 180 ГВт. Справка: для максимального варианта в период до 2020 г. дополнительно потребуется ввод 52 ГВт генерирующей мощности * * * При формировании предложений по вводам генерирующей мощности были применены следующие принципы: максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации; рост выработки электрической энергии на угольных станциях по отношению к газовым; строительство новой газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах; максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии на газе. Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя из прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока 1150 МВт, а также блоков малой мощности - 300 МВт. Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного блока в год с 2009 г. до 3-х блоков в год с 2015 г. Дополнительно планируется ввод блоков малой мощности с 2017г. Осуществлен выбор предпочтительных районов размещения этих АЭС исходя из: строительства новых станций в Европейской части страны, для приближения генерации к центрам нагрузки; балансовой необходимости увеличения мощности; минимизации затрат на сетевое строительство для схем выдачи мощности; ввод новых мощностей преимущественно на существующих площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной отрасли; сравнительной эффективности АЭС и других типов генерации в каждой ОЭС. В базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию 32,3 ГВт установленной мощности АЭС. Справка: в максимальном варианте 38 ГВТ установленной мощности АЭС. Отличие вариантов обусловлено вписыванием базовой нагрузки АЭС в переменные графики суточного и годового потребления электроэнергии. Масштабы развития ГЭС-ГАЭС в период до 2020 года оценены с учетом возможностей параллельного строительства нескольких ГЭС-ГАЭС или их каскадов, а также из технологической последовательности сооружения ГЭС-ГАЭС и заполнения водохранилищ при развитии каскадов. Выбор предпочтительного состава ГЭС-ГАЭС осуществлен, исходя из следующих предпосылок: необходимости увеличения маневренной мощности; сравнительной эффективности ГЭС-ГАЭС и других источников генерации; максимального использования существующих проектных наработок; завершение начатых строек ГЭС; сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, исходя из балансовой необходимости и экономической целесообразности; максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской части РФ для обеспечения базовой нагрузки АЭС. В базовом варианте электропотребления планируется ввести в эксплуатацию 21,6 ГВт установленной мощности ГЭС - ГАЭС. Справка: для покрытия потребности в мощности для максимального варианта электропотребления рассмотрена дополнительная программа сооружения ГЭС, исходя из максимальных возможностей отечественного гидроэнергомашиностроения и гидростроительного комплекса, в этом варианте ввод объектов запланирован в объеме 27,1 ГВт Развитие угольной генерации определялось исходя из следующих принципов: 1. Реконструкция и расширение существующих электростанций. 2. До 2020 года полный вывод из эксплуатации: агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже; теплофикационных агрегатов, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии. 3. Приоритетное строительство конденсационных электростанций на угле перед электростанциями на газе. В базовом варианте электропотребления предусматривается ввод в эксплуатацию 47,5 ГВт установленной мощности ТЭС на угле. Справка: в максимальном варианте 86 ГВт установленной мощности. Развитие газовой генерации, в первую очередь связано с реконструкцией и расширением существующих электростанций. К 2020 году на тепловых электростанциях из эксплуатации должны быть выведены: конденсационные паросиловые агрегаты достигшие индивидуального ресурса; теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже; теплофикационные агрегаты, в случае отсутствия потребителей тепловой энергии. Строительство новых электростанций на газе, преимущественно для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Все вводы новой газовой генерации планируется осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Вывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования составит 39,9ГВт Ввод в эксплуатацию за период 2006-2020 годы объектов газовой генерации для базового варианта составит 78,2ГВт. Справка: для максимального варианта 79,8 ГВт. Исходя из прогноза общей потребности в централизованном теплоснабжении, спрогнозирована динамика суммарного производства тепла на ТЭС и соответствующая ей прогнозируемая динамика мощности ТЭЦ по стране и европейской части ЕЭС России. Невысокие темпы роста потребности в тепле объясняются реализацией большого потенциала энергосбережения в использовании тепла. Интенсивный рост доли отпуска тепла от ТЭС (в целом по стране от 44% в 2005-2010 гг. до 51,5% в 2020 году) базируется на эффективности теплофикации в условиях серьезного изменения, как собственных технико-экономических показателей ТЭЦ (особенно - для ТЭЦ с прогрессивными парогазовыми и газотурбинными технологиями), так и стоимостных показателей разных видов топлива. Это обусловлено расположением ТЭЦ в городах и крупных населенных пунктах и связанными с этим требованиями к экологическим показателям оборудования, ограничениями по площади отчуждаемых земель и водным ресурсам. Доля газовой генерации в структуре установленной мощности в период до 2020 года снизится с 41% до 36%, а в структуре выработки электроэнергии с 43% до 35% . Справка: до 30% в максимальном. Существенно увеличится доля выработки угольной генерации, с 23% до 31% (Справка - 38% в максимальном варианте), а атомной генерации с 16% до 20% (Справка - 19% в максимальном варианте). До 2020 года установленная мощность атомных электростанций вырастет в 2,3 раза (Справка - в максимальном варианте - 2,5), угольной генерации в 1,7 раза (Справка - 2,3 раза в максимальном варианте), ГЭС на 47% (Справка - в максимальном варианте - 60%), газовой генерации на 41%. * * * Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива. При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе увеличится от 282,2 млн.т у.т. в 2005 году до 427,2 млн.т у.т. в 2020 году, т.е. в 1,5 раза при этом суммарное производство электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,9 раза. Эта разница наглядно показывает, что, в теплоэнергетике может быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет внедрения передовых технологий - как в газовой, так и в угольной генерации. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при этом снизится от 334,4 г у.т./кВтч в 2005 году до 282,3 г у.т. /кВтч - в 2020г при соответствующем росте КПД - с 36,7% до 43,4%. Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте также существенно трансформируется: устойчиво будет снижаться доля газа (от 69,1% в 2005 г. до 56,7% в 2020 г.) при интенсивном росте доли угля (от 24,9% в 2005 г. до 38,5% в 2020 г.). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 24,2 %, а угля - в 2,3 раза. Это резко повысит требования к динамике развития производственных мощностей в угольной промышленности, особенно - в главных угольных бассейнах - кузнецком и канско-ачинском. * * * Развитие магистральных электрических сетей основывается на следующих принципах: Опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее полноценное участие энергокомпаний и потребителей в рынке электроэнергии и мощности, а также усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии и мощности. Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения крупных потребителей должны обеспечивать принцип "N-1", для АЭС - принцип "N-2". Создание электрической связи Сибирь-Урал-Центр высокой пропускной способности. Существующая структура магистральных сетей характеризуется отсутствием устойчивой связи ОЭС Дальнего Востока и Сибири, единственной связью ОЭС Сибири и Урала, проходящей по территории Казахстана, слабыми связями ОЭС Центра с ОЭС Юга и Северо-Запада. Для вовлечения в топливно-энергетический баланс Европейской части страны электростанций Сибири и для повышения устойчивости работы ЕЭС России планируется сооружение электропередач постоянного тока 500 кВ Сибирь - Тюмень, 750 кВ Сибирь - Урал - Центр, две линии 750 кВ от Эвенкийской ГЭС до Тюменской энергосистемы, завершение сооружения транзита на переменном токе 500 кВ Сибирь - Тюменская энергосистема (Новосибирск-Омск-Ишим-Иртыш) и сооружение нового транзита на переменном токе 500 кВ Сибирь - Урал (Барнаул-Омск-Курган). Кроме того, для повышения устойчивости Европейской части ЕЭС за счёт усиления межсистемного сечения Урал - Средняя Волга - Центр предусматривается создание ряда транзитов в направлении Восток - Запад: транзит постоянного тока - 750 кВ Урал - Центр; северный транзит 500 кВ Тюменская энергосистема - Центр за счёт сооружения ВЛ 500 кВ Ильково - БАЗ - Северная - Вятка; южный транзит 500 кВ Урал - Центр за счёт сооружения ВЛ 500 кВ Курган - Козырево и Газовая - Красноармейская. Для надежного электроснабжения потребителей и обеспечения выдачи мощности электростанций Центра Европейской части России предусматривается завершение сооружения кольца 750 кВ и сооружения второго московского кольца 500 кВ. Для усиления сечения между Северо-Западом и Центром предусматривается создание второго транзита Северо-Запад - Центр за счёт сооружения ВЛ 750 кВ ПС Ленинградская - Ленинградская ГАЭС - ПС Белозерская. В период до 2020 г. планируется объединение на совместную работу на постоянном токе ОЭС Сибири и ОЭС Востока за счет установки связей постоянного тока на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Хани. Для передачи мощности и электроэнергии в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы от Канкунской и Нижнетимптонской ГЭС, сооружаемых в Якутии, потребуется усиление существующего транзита 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали и сооружение нового транзита 500 кВ вдоль БАМа от Нерюнгринской ГРЭС до Хабаровска. В рассматриваемый период на напряжении 220 кВ намечается присоединение Центрального энергорайона Якутии к ОЭС Востока по двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. Таким образом, для базового варианта электропотребления до 2010 года необходимо ввести 13,6 тыс.км ВЛ 220 кВ и выше, что учтено в инвестиционной программе ОАО *ФСК ЕЭС*; В период 2011-2020 гг. требуется ввести 22 тыс.км ВЛ 220 кВ и выше для выдачи мощности вновь вводимых общесистемных электростанций. В период 2011-2020 гг. требуется ввести 21 тыс.км ВЛ 330 кВ и выше для усиления межсистемных и межгосударственных связей и повышения надежности электроснабжения потребителей. * * * Реализация генеральной схемы позволит надежно и эффективно обеспечить потребителей и экономику страны электрической энергией на заданных Правительством Российской Федерации уровнях электропотребления (1426 млрд.кВт.ч в базовом варианте и 1600 млрд.кВт.ч в максимальном варианте в 2015 году с достижением к 2020 году 1710 и 2000 млрд.кВт.ч соответственно). При этом, российская электроэнергетика выйдет на качественно новый технологический уровень - за счет внедрения передовых технологий, прежде всего в области угольной и газовой генерации. Установленная мощность электроэнергетики России в базовом сценарии увеличится в 1,5 раза, существенно изменится структура выработки электроэнергии. Для осуществления мероприятий генеральной схемы потребуется создание соответствующих ей инвестиционных программ энергокомпаний, на реализацию которых потребуется в базовом варианте 12 трлн. рублей Справка: в максимальном варианте 16 трлн. рублей. Все инвестпрограммы энергокомпаний до 2010 года полностью соответствуют Генеральной схеме и уже осуществляются. После одобрения Генеральной схемы Минпромэнерго России будет проводить регулярную работу по мониторингу и актуализации Генеральной схемы, что позволит корректировать ее при необходимости. http://www.minprom.gov.ru/activity/electro/appearance/13/ Источник: AKnizhnikov@wwf.ru, 2 мая 2007 г. ************************************************************** * Бюллетень выпускается Союзом "За химическую Безопасность" * * (http://www.seu.ru/members/ucs) * * Редактор и издатель Лев А.Федоров. Бюллетени имеются на * * сайте: http://www.seu.ru/members/ucs/ucs-info * * *********************************** * * Адрес: 117292 Москва, ул.Профсоюзная, 8-2-83 * * Тел: (7-495)-129-05-96, E-mail: lefed@online.ru * ************************** Распространяется * * "UCS-PRESS" 2007 г. * по электронной почте * ************************************************************** =-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=-=