Перспективы развития электроэнергетики в условиях либерализации газового рынка Перспективы развития электроэнергетики в условиях либерализации газового. - презентация

1 Перспективы развития электроэнергетики в условиях либерализации газового рынка Перспективы развития электроэнергетики в условиях либерализации газового рынка Заместитель Председателя Правления РАО «ЕЭС России» Воронин В.П.

2 Структура производства электроэнергии В 2001 г. электростанциями России произведено 891,3 млрд. к Вт.ч электроэнергии, в том числе АЭС – 136,9 млрд. к Вт.ч, ГЭС – 175,9 млрд. к Вт.ч, ТЭС – 578,5 млрд. к Вт.ч. Начиная с 1999 года мы имеем устойчивый рост производства электроэнергии и в перспективе, как свидетельствуют материалы Энергетической стратегии России на период до 2020 года, эта тенденция сохранится с темпами роста электропотребления более 2% в год.

3 Производство электроэнергии по территории России Сибирь и Восток Европейская часть включая Урал Относительно электроэнергетики мы должны понимать, что основной спрос на электроэнергию находится в Европейской части страны, где сосредоточено более 70% промышленного потенциала и населения страны. Эффективный гидроэнергетический потенциал в этой зоне практически исчерпан, а топливные ресурсы находятся в Сибири и на Дальнем Востоке.

4 Структура производства электроэнергии в европейской части России 70,0% 20,5% 9,1% 67,6% 64,6% 8,5% 23,9% 26,6% 29,8% 8,8%8,2% 7,8% 32,8% 62,0% 59,4% Несмотря на то, что в Энергетической стратегии России упор сделан на развитие генерации, не использующей органическое топливо, основой электроэнергетики России в целом, включая европейскую часть страны, на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре производства электроэнергии сохранится на уровне 60 %, что определяет повышенное внимание со стороны РАО «ЕЭС России» к вопросам перспективной топливной политики.

5 Структура топлива в электроэнергетике России, млн. тут Сибирь и Восток Европейская часть включая Урал - газ - уголь - мазут Объем производства электроэнергии на ТЭС европейской части страны (80% от суммарного производства всех ТЭС России) во многом определяет структуру потребления топлива. В 2001 г. тепловые электростанции европейского региона потребили около 150 млрд. куб.м. газа, 95% от общего объема потребления этого топлива на ТЭС страны.

6 Оценка возможностей адаптации ТЭС РАО "ЕЭС России" к изменению топливного баланса в условиях снижения поставок природного газа В 1999 году по инициативе Газпрома создана совместная с РАО «ЕЭС России» и Российской Академией наук рабочая группа по изучению возможности перевода на уголь электрических станций, запроектированных на уголь и работающих в настоящее время на газе. В 2000 году рабочей группой обследовано 82 ТЭС. По результатам обследований выявлено, что реально могут быть переведены на уголь только 28 электростанций.

7 Последствия перевода 28 ТЭС, запроектированных для работы на твердом топливе, но работающих в настоящее время на газе, на сжигание угля Преимущества Ежегодная экономия 10 млрд.куб.м. газа Недостатки Увеличение потребности в инвестициях: 0,8 млрд.долл – на восстановление топливных хозяйств электростанций, 1,1 млрд.долл – на оснащение ТЭС природоохранными системами, 1,4-1,6 млрд.долл – на развитие угледобычи ! Источники финансирования капитальных вложений в настоящее время не определены Вывод: реализация данного варианта неэффективна, так как при этом сохраняются старые технологии, морально и физически изношенное оборудование, не повышается эффективность использования органического топлива. Альтернативным является вариант внедрения современных парогазовых технологий и современных технологий сжигания углей, который может обеспечить как необходимую экономию газа, так и обновление основных производственных фондов электроэнергетического комплекса, повышение эффективности энергопроизводства.

8 Сравнительная характеристика калорийности основных видов топлива ТЭС европейской части России Неэффективность применения на ТЭС европейской части России угольного топлива по сравнению с газовым В России для электроэнергетики поставляются низкокачественные угли. Основная задача угольной промышленности – обогащение угля для электроэнергетики.

9 Доля железнодорожного тарифа в цене угля для электростанций Европейской зане России В связи с большими расстояниями ж/д перевозки транспортная составляющая в цене угля превышает или практически равна цене угля на месте добычи. Неэффективность применения на ТЭС европейской части России угольного топлива по сравнению с газовым

10 Себестоимость производства электроэнергии на крупнейших угольных и газовых ТЭС европейской части России Средняя себестоимость электроэнергии за 9 месяцев 2002 года на крупнейших угольных ТЭС Средняя себестоимость электроэнергии за 9 месяцев 2002 года на крупнейших газовыхТЭС Неэффективность применения на ТЭС европейской части России угольного топлива по сравнению с газовым

11 КПД генерирующего оборудования ТЭС КПД парогазовых установок 50-60% КПД новых угольных блоков на сверхкритических параметрах пара 45-46% КПД действующих паротурбинных установок на газе 38-40% КПД действующих паротурбинных установок на угле 30-32% Неэффективность применения на ТЭС европейской части России угольного топлива по сравнению с газовым КПД существующих и перспективных угольных технологий значительно ниже КПД существующих и перспективных газовых технологий.

12 Удельные капиталовложения в строительство электростанций Удельные капиталовложения на сооружении новых ТЭС на угле долл.США/МВт Удельные капиталовложения на сооружение парогазовых ТЭС- 500 долл.США/МВт Неэффективность применения на ТЭС европейской части России угольного топлива по сравнению с газовым

13 Можно передать 6 млн.к Вт мощности и 30 млрд.к Вт.ч электроэнергии Увеличение выработки электроэнергии на угольных станциях Сибири и Дальнего Востока и передача электроэнергии запертых мощностей сибирских ГЭС 1 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 1150 кВ 1 ППТ кВ Ввод угольных ТЭС в Сибири порядка 15 ГВт до 2020 года Сооружение линий электропередачи для транспорта электроэнергии из Сибири в европейскую часть России С учетом низкого качества угля, поставляемого для электроэнергетики, и удаленностью основных угледобывающих регионов, электроэнергия, вырабатываемая на угольных электростанциях европейской части России не будет востребована из-за своей дороговизны, поэтому новые и расширяемые угольные электростанции намечается вводить в Сибири и Дальнем Востоке, то есть в угледобывающих регионах. Кроме того, потребуется построить мощные линии электропередачи для выдачи избыточной мощности сибирских ТЭС на угольном топливе в европейскую часть страны. Объем инвестиций в эти линии на период до 2020 года оценивается в 2,8 млрд.долл.США. Экономия газа в Европейской части - порядка 7-8 млрд.куб.м

14 Потребность тепловых электростанций в газе на период до 2020 года Для производства электроэнергии под уровни, заложенные в Энергетической стратегии, по нашим оценкам требуется в 2020 году млрд.куб м газа в год против 165 млрд.куб.м в год, предусмотренных в Стратегии. При этом 95% потребности в газе приходится на европейскую часть России.

15 Динамика изменения соотношения цен на газ и уголь Поставка газа на ТЭС осуществляется, в основном, предприятиями ОАО «Газпром» и нефтяными компаниями, при этом цены на газ регулирует ФЭК России. Уголь и мазут мы покупаем практически у всех угольных и нефтяных компаний России по рыночным ценам. Это приводит к перекосу цен на топливные ресурсы, в результате чего газ, являющийся более высококачественным топливом, стоит дешевле, чем уголь. Заложенное в Стратегии соотношение цен на газ и уголь даже к 2010 году не достигнет мировых показателей –1,5:1, а реальная практика формирования цен на рынке топливных ресурсов свидетельствует о том, что рыночные цены на уголь растут даже более высокими темпами, чем регулируемые цены на газ.

16 Баланс электроэнергии России с учетом недовыработки на АЭС и недопоставок газа В проекте основных положений Энергетической стратегии на период до 2020 года предусматриваются опережающие темпы развития атомной энергетики и значительное, почти в 2,5 раза, увеличение выработки электроэнергии на АЭС к 2020 году. По оценке отраслевых институтов РАО «ЕЭС России» предусмотренные в Основных положениях Энергетической стратегии темпы развития атомной энергетики, при которых выработка электроэнергии на АЭС увеличится со 136,9 млрд. к Вт.ч в 2001 г. до 330 млрд. к Вт.ч в благоприятном варианте и до 290 млрд. к Вт.ч в пониженном варианте, являются излишне оптимистичными и срыв их выполнения создаст дополнительную нагрузку на теплоэнергетику, что приведет к увеличению потребности в органическом топливе. Оценка возможных рисков невыполнения программы строительства АЭС показывает, что недовыработка электроэнергии на уровне 2020 г. может составить порядка 40 млрд. к Вт.ч. Для производства такого количества электроэнергии на ТЭС потребуется дополнительно более 10 млрд. куб. м. Недопоставка газа в объеме 25 млрд.куб м приведет к недовыработке 100 млрд.к Вт.ч электроэнергии. Суммарные риски составляют 10% от требуемого производства электроэнергии.

17 Состав генерирующих компаний на базе ТЭС 1-я генерирующая компания Верхне-Тагильская ГРЭС Нижневартовская ГРЭС Уренгойская ГРЭС Ириклинская ГРЭС Пермская ГРЭС Каширская ГРЭС 2-я генерирующая компания Псковская ГРЭС Ставропольская ГРЭС Троицкая ГРЭС Сургутская ГРЭС-1 Серовская ГРЭС 3-я генерирующая компания Костромская ГРЭС Черепетская ГРЭС Печорская ГРЭС Южно-Уральская ГРЭС Харанорская ГРЭС Гусиноозерская ГРЭС 4-я генерирующая компания Шатурская ГРЭС Смоленская ГРЭС Яйвинская ГРЭС Сургутская ГРЭС-2 Березовская ГРЭС-1 5-я генерирующая компания Невинномысская ГРЭС Рефтинская ГРЭС Средне-Уральская ГРЭС Конаковская ГРЭС 6-я генерирующая компания Рязанская ГРЭС ГРЭС-24 Новочеркасская ГРЭС Киришская ГРЭС Красноярская ГРЭС-2 Череповецкая ГРЭС В соответствии с программой реформирования РАО «ЕЭС России» предусматривается создание 6 генерирующих компаний на базе тепловых электростанций. Чисто газовыми (газо-мазутными) ТЭС являются 11 электростанций. Большая часть ТЭС наряду с газом использует уголь. ! Независимая генерация на основе новых технологий: Северо-Западная ТЭЦ Щекинские ПГУ Калининградская ТЭЦ-2 и др.

18 Требования к газовому рынку: Разделение функций добычи и транспорта газа Свободный доступ производителей и потребителей к газопроводам Возможность свободного обращения потребителей к поставщикам газа и заключения долгосрочных договоров на поставку ресурса Пропускная способность газотранспортной сети не должна быть препятствием газоснабжения потребителей Предложения по поставкам газа должны превышать потребность в этом ресурсе Объем газа в руках одного поставщика не должен превышать 20%

19 Дополнительные информационные слайды

20 Тариф на электроэнергию, производимую на ТЭС (газ-максимальный вариант) Цент/к Вт.ч Расчетный курс: 1$=31.5 руб.

21 Тариф на электроэнергию, производимую на ГЭС (газ-максимальный вариант) Цент/к Вт.ч Расчетный курс: 1$=31.5 руб.

22 Тариф на сетевые услуги (газ-максимальный вариант) Цент/к Вт.ч Расчетный курс: 1$=31.5 руб.

23 Объем использования газа в 2001 году на ТЭС, входящих в состав генерирующих компаний на базе ТЭС – тыс. тут или 26,6% тыс. тут или 26,6% от объема использованного газа на ТЭС России (181 млн.тут) В соответствии с программой реформирования РАО «ЕЭС России» предусматривается создание 6 генерирующих компаний на базе тепловых электростанций. Чисто газовыми (газо-мазутными) ТЭС являются 11 электростанций. Большая часть ТЭС наряду с газом использует уголь. 1-я генерирующая компания-10508,6 тыс.тут Верхне-Тагильская ГРЭС-948,0 Нижневартовская ГРЭС-1461,8 Уренгойская ГРЭС-89,5 Ириклинская ГРЭС-2990,1 Пермская ГРЭС-3232,4 Каширская ГРЭС-1786,8 2-я генерирующая компания-10444,6 тыс.тут Псковская ГРЭС-788,6 Ставропольская ГРЭС-3046,8 Троицкая ГРЭС Сургутская ГРЭС ,8 Серовская ГРЭС-318,4 3-я генерирующая компания-5366,1 тыс.тут Костромская ГРЭС-3629,9 Черепетская ГРЭС Печорская ГРЭС-997,2 Южно-Уральская ГРЭС-739,0 Харанорская ГРЭС Гусиноозерская ГРЭС 4-я генерирующая компания-10765,7 тыс.тут Шатурская ГРЭС-852,3 Смоленская ГРЭС-711,8 Яйвинская ГРЭС-961,5 Сургутская ГРЭС ,1 Березовская ГРЭС-1 5-я генерирующая компания-6332,3 тыс.тут Невинномысская ГРЭС-2344,2 Рефтинская ГРЭС Средне-Уральская ГРЭС-1529,6 Конаковская ГРЭС-2458,5 6-я генерирующая компания-4263,9 тыс.тут Рязанская ГРЭС-2212,8 ГРЭС ,7 Новочеркасская ГРЭС-806,8 Киришская ГРЭС-710,6 Красноярская ГРЭС-2 Череповецкая ГРЭС ! Независимая генерация- 409,8 тыс.тут на основе новых технологий: Северо-Западная ТЭЦ-409,8 Щекинские ПГУ Калининградская ТЭЦ-2 и др.

24 Топливопотребление на ТЭС РАО ЕЭС России и АО-энерго в 1990, 2000 и 2001 годах

25 Можно передать 6 млн.к Вт мощности и 30 млрд.к Вт.ч электроэнергии Увеличение выработки электроэнергии на угольных станциях Сибири и Дальнего Востока и передача электроэнергии запертых мощностей сибирских ГЭС 1 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 1150 кВ 1 ППТ кВ Экономия газа в Европейской части - порядка 7-8 млрд.куб.м Ввод угольных ТЭС в Сибири порядка 15 ГВт до 2020 года Сооружение линий электропередачи для транспорта электроэнергии из Сибири в европейскую часть России С учетом низкого качества угля, поставляемого для электроэнергетики, и удаленностью основных угледобывающих регионов, электроэнергия, вырабатываемая на угольных электростанциях европейской части России не будет востребована из-за своей дороговизны, поэтому новые и расширяемые угольные электростанции намечается вводить в Сибири и Дальнем Востоке, то есть в угледобывающих регионах. Кроме того, потребуется построить мощные линии электропередачи для выдачи избыточной мощности сибирских ТЭС на угольном топливе в европейскую часть страны. Объем инвестиций в эти линии на период до 2020 года оценивается в 2,8 млрд.долл.США