Прогноз развития электроэнергетики в мире кратко. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики

Основные проблемы развития электроэнергетики России связаны: с технической отсталостью и износом фондов отрасли, несовершенством хозяйственного механизма управления энергетическим хозяйством, включая ценовую и инвестиционную политику, ростом неплатежей энергопотребителей. В условиях кризиса экономики сохраняется высокая энергоемкость производства.

В настоящее время более 18% электростанций полностью выработали свой расчетный ресурс установленной мощности. Очень медленно идет процесс энергосбережения. Правительство пытается решить проблему разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлекаются иностранные инвестиции и начала внедряться программа по снижению энергоемкости производства.

В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующее: 1) снижение энергоемкости производства; 2) сохранение единой энергосистемы России; 3) повышение коэффициента используемой мощности энергосистемы; 4) полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга; 5) скорейшее обновление парка энергосистемы; 6) приведение экологических параметров энергосистемы к уровню мировых стандартов.

Сейчас перед отраслью стоит ряд проблем. Важной является экологическая проблема. На данном этапе, в России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз.

Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что экологический фактор долгое время учитывался крайне мало или вовсе не учитывался. Наиболее не экологична угольная ТЭС, вблизи них радиоактивный уровень в несколько раз превышает уровень радиации в непосредственной близости от АЭС. Использование газа в ТЭС гораздо эффективнее, чем мазута или угля; при сжигании 1 тонны условного топлива образуется 1,7 тонны углерода против 2,7 тонны при сжигании мазута или угля. Экологические параметры, установленные ранее не обеспечивают полной экологической чистоты, в соответствии с ними строилось большинство электростанций.

Новые стандарты экологической чистоты вынесены в специальную государственную программу “Экологически чистая энергетика”. С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками на 800 мВт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭС с парогазовыми установками мощностью по 300 мВт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений. Отдельно рассмотрим проблемы развития атомной энергетики.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии (2005-2020гг.) как важнейшая часть энергетики страны, поскольку атомная энергетика потенциально обладает необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части традиционной энергетики на ископаемом органическом топливе, а также имеет развитую производственно-строительную базу и достаточные мощности по производству ядерного топлива. При этом основное внимание уделяется обеспечению ядерной безопасности и, прежде всего безопасности АЭС в ходе их эксплуатации. Кроме того, требуется принятие мер по заинтересованности в развитии отрасли общественности, особенно населения, проживающего вблизи АЭС.

Для обеспечения запланированных темпов развития атомной энергетики после 2020 г., сохранения и развития экспортного потенциала уже в настоящее время требуется усиление геологоразведочных работ, направленных на подготовку резервной сырьевой базы природного урана.

Максимальный вариант роста производства электроэнергии на АЭС соответствует как требованиям благоприятного развития экономики, так и прогнозируемой экономически оптимальной структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетной зоной размещения АЭС являются европейские и дальневосточные регионы страны, а также северные районы с дальнепривозным топливом. Меньшие уровни производства энергии на АЭС могут возникнуть при возражениях общественности против указанных масштабов развития АЭС, что потребует соответствующего увеличения добычи угля и мощности угольных электростанций, в том числе в регионах, где АЭС имеют экономический приоритет.

Основные задачи по максимальному варианту: строительство новых АЭС с доведением установленной мощности атомных станций до 32 ГВт в 2010 г. и до 52,6 ГВт в 2020 г.; продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40-50 лет их эксплуатации с целью максимального высвобождения газа и нефти; экономия средств за счет использования конструктивных и эксплуатационных резервов.

В этом варианте, в частности, намечена достройка в 2000-2010 годы 5 ГВт атомных энергоблоков (двух блоков - на Ростовской АЭС и по одному - на Калининской, Курской и Балаковской станциях) и новое строительство 5,8 ГВт атомных энергоблоков (по одному блоку на Нововоронежской, Белоярской, Калининской, Балаковской, Башкирской и Курской АЭС). В 2011 - 2020 гг. предусмотрено строительство четырех блоков на Ленинградской АЭС, четырех блоков на Северо-Кавказской АЭС, трех блоков Башкирской АЭС, по два блока на Южно-Уральской, Дальневосточной, Приморской, Курской АЭС -2 и Смоленской АЭС - 2, на Архангельской и Хабаровской АТЭЦ и по одному блоку на Нововоронежской, Смоленской и Кольской АЭС - 2.

Одновременно в 2010 - 2020 гг. намечено вывести из эксплуатации 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.

Основные задачи по минимальному варианту - строительство новых блоков с доведением мощности АЭС до 32 ГВт в 2010 г. и до 35 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков на 10 лет.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. - 67-70% (2000 г. - 69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67-71% всей электроэнергии в стране (2000 г. - 67%).

Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40-80 % к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет с 273 млн т у.т. в 2000 г. до 310-350 млн т у.т. в 2010 г. и до 320-400 млн т у.т. в 2020 г. Относительно не высокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности. В высоком варианте в период 2011-2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн кВт в год и в период 2016-2020 гг. до 20 млн кВт в год. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и соответственно к росту его расхода на электростанциях, по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.

Необходимость радикального изменения условий топливного обеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным в большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже - и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается:

• 1) создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России, путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС;
• 2) усиление межсистемных связей транзита между ОЭС (объединенной энергетической системой) Средней Волги - ОЭС Центра - ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность энергоснабжения региона Северного Кавказа, а также ОЭС Урала - ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра и ОЭС Урала - ОЭС Северо-Запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени;
• 3) усиление системообразующих связей между ОЭС Северо-Запада и Центра;
• 4) развитие электрической связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение дефицитных районов Дальнего Востока.

Альтернативная энергетика. Несмотря на то, что Россия по степени использования так называемых нетрадиционных и возобновляемых видов энергии находятся пока в шестом десятке стран мира, развитие этого направления имеет большое значение, особенно учитывая размеры территории страны. Ресурсный потенциал нетрадиционных и возобновляемых источников энергии составляет порядка 5 млрд. т условного топлива в год, а экономический потенциал в самом общем виде достигает не менее 270 млн. т условного топлива (рис. 2).

Пока все попытки использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в России носят экспериментальный и полуэкспериментальный характер или в лучшем случае такие источники играют роль местных, строго локальных производителей энергии. Последнее относится и к использованию энергии ветра. Это происходит потому, что Россия еще не испытывает дефицита традиционных источников энергии и ее запасы органического топлива и ядерного горючего пока достаточно велики. Однако и сегодня в удаленных или труднодоступных районах России, где нет необходимости строить большую электростанцию, да и обслуживание ее зачастую некому, «нетрадиционные» источники электроэнергии - наилучшее решение проблемы.

Намечаемые уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др.) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие - задача всей экономической политики государства.

Специально для портала «Перспективы»

Владимир Кондратьев

Кондратьев Владимир Борисович – доктор экономических наук, профессор, руководитель Центра промышленных и инвестиционных исследований Института мировой экономики и международных отношений РАН

Электроэнергетика переживает не менее радикальные перемены, чем во время массового строительства ядерных реакторов в 1960 – 1970-е годы. Растет доля альтернативных источников энергии, усиливается диспропорция цен на уголь и природный газ, переосмысливается роль атомной энергетики. Мировая экономика превращается из энергодефицитной в энергоизбыточную. Во второй части статьи рассматриваются глобальные перспективы отрасли и пути ее реформирования в ЕС, Индии, Бразилии, Южной Корее и – более детально – в России.

Широкомасштабные изменения, которые происходят в настоящее время в мировой энергетике, идут достаточно медленно и зачастую малозаметно для окружающих. Однако перед энергокомпаниями и политиками уже стоят новые вызовы, и от того, какие на них будут найдены ответы, зависит будущее отрасли на много лет вперед.

Европейский союз

По сравнению со среднемировой структурой генерации электроэнергии, в странах Евросоюза заметно выше доля АЭС (почти 30%), а также альтернативных источников энергии - ветра, биомассы и др. (около 8%).

Рис. 1.

Источник: U . S . Energy Information Administration . International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Основным органом, ответственным за разработку и согласование энергетической политики ЕС, является Генеральная дирекция по энергетике (до 2010 г. - Генеральная дирекция по энергетике и транспорту). Последующие ступени регулирования относятся к уровню отдельных стран-участниц ЕС, в каждой из которых могут действовать различные системы управления отраслью. Один представитель от каждой страны ЕС входит в ассоциацию регуляторов ERGEG (European Regulators" Group for Electricity and Gas). Ассоциация была образована Еврокомиссией в качестве консультативного органа по вопросам создания внутреннего рынка электроэнергии. Основной деятельностью ассоциации является разработка законопроектов и стратегических документов по развитию отрасли.

Либерализация рынков ЕС не предполагала обязательной приватизации электроэнергетики. Во многих странах по-прежнему остались крупные генерирующие компании, большая часть акций которых принадлежит государству (Италия, Швеция). Компании, обладающие большой долей и властью на рынках соответствующих стран, характерны и в целом для ЕС: это EdF во Франции, EdP в Португалии, «Electrabel» в Бельгии и т. д.

Функции передачи электроэнергии и управления режимами энергосистем в большинстве стран выполняются системными операторами. На территории ЕС действуют в настоящий момент 34 системных оператора, объединенных в ассоциацию ENTSO-E. В соответствии с Третьим пакетом энергетических законов она осуществляет общеевропейское планирование и координацию параллельно работающих энергосистем.

Директива EC от 26.06.2003 накладывала на страны-участницы Евросоюза обязательства по дерегулированию и либерализации электроэнергетики. Директива также предполагала последующее объединение локальных рынков электроэнергии в единый внутренний рынок ЕС. В качестве целей реформы были названы повышение эффективности электроэнергетики, снижение цен на электроэнергию, улучшение качества обслуживания и рост конкуренции.

В первую очередь предусматривалось разделение вертикально-интегрированных энергокомпаний по видам деятельности и обеспечение конкуренции в секторах генерации и сбыта. Речь не шла об обязательной смене владельца, если при этом операторы передающих и распределительных сетей обеспечивали недискриминационный доступ к сети с экономически обоснованной ценой подключения. Ключевым элементом разделения было формирование независимых органов управления и принятия решений в передающих, распределительных и генерирующих компаниях.

Директива была нацелена на создание совместимых условий поставки электроэнергии потребителям в странах-членах ЕС, что позволит в дальнейшем прийти к единому европейскому рынку электроэнергии. К таким условиям относятся: уровень конкуренции на рынке, экономическая обоснованность стоимости электроэнергии, возможность свободного выбора поставщика, система тендеров для введения новой мощности, снижение выбросов CO 2 в атмосферу и др.

В результате реформы европейский рынок электроэнергии представляет собой конгломерат соединенных между собой региональных рынков (Балтия; Восточная Центральная Европа; Западная Центральная Европа; Южная Центральная Европа, Северная Европа; Юго-Западная Европа и Франция-Великобритания-Ирландия).

Одна из главных проблем на пути формирования единого рынка - наличие перегрузок на трансграничных сечениях между региональными рынками. Предполагается решить эту проблему посредством стимулирования инвестиций в сетевую инфраструктуру и завершить формирование единого рынка к 2014 г. Наиболее развитым считается рынок Северной Европы, в особенности его скандинавская часть. На этом рынке наблюдаются одни из самых низких цен в Европе, а ликвидность превышает 30%.

На территории ЕС действуют 9 основных бирж электроэнергии: «NordPool», EEX, IPEX, «Powernext», APX NL, APX UK, «Belpex», «Endex» и «Omel». В последние годы отмечается тенденция к слиянию бирж и расширению охватываемой ими территории. На всех биржах торговля осуществляется в режиме «на сутки вперед», на некоторых также существуют внутридневные, балансирующие и фьючерсные рынки.

Несмотря на проведенную либерализацию, во многих странах сохраняется существенная доля регулируемых поставок электроэнергии. В большей степени это касается новых членов ЕС - Болгарии, Эстонии, Литвы, Латвии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии, однако регулируемые тарифы для населения сохраняются и в некоторых странах с развитыми рынками, таких как Франция и Италия.

Индия

Более 30% генерирующих активов контролируется правительством на национальном уровне. Наиболее крупные генерирующие компании - Национальная гидрогенерирующая корпорация, Атомная энергетическая корпорация Индии, Национальная теплоэнергетическая корпорация. На уровне отдельных штатов государство владеет 52% генерирующих компаний и распределительными компаниями. Под контролем государства находится корпорация «PowerGrid of India», отвечающая за функционирование и развитие национальной энергосистемы. Примерно 13% генерации на уровне штатов принадлежит частным владельцам.

В структуре генерации электроэнергии преобладают тепловые электростанции, работающие на угле. По сравнению со среднемировыми показателями в Индии относительно большую роль играют гидроэлектростанции (25%) и возобновляемые источники энергии (7%) - прежде всего биомасса (рис. 2).

Рис. 2. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник . C .

За развитие отрасли и формирование энергетической политики в стране в целом отвечает Министерство энергетики Индии. Реализация внутренней энергетической политики на уровне штатов находится в компетенции их правительств.

Тарифы на производство электроэнергии генерирующими компаниями, принадлежащими государству, и на передачу электроэнергии по магистральным сетям устанавливаются Центральной регулирующей комиссией Индии. На региональном уровне деятельность энергокомпаний регулируется 28 соответствующими государственными регулирующими комиссиями штатов.

В последние десятилетия правительство Индии проводит либерализацию рынков и принимает меры для стимулирования частных инвестиций в электроэнергетику при сохранении государственного регулирования этой отрасли. Закон об электроэнергии, принятый в 2003 г., стал основным государственным актом реформирования электроэнергетики. Закон отменил требования обязательного лицензирования проектов строительства генерирующих объектов, создал условия для развития конкуренции и привлечения иностранных инвесторов, запустил процессы разделения по видам деятельности. В целях привлечения частных инвестиций правительство Индии выпустило специальное руководство, определяющее правила участия частных инвесторов в проектах по генерации, передаче и распределению электроэнергии.

Для развития торговли электроэнергией закон устанавливает следующие этапы:

определение соответствующей регулирующей комиссией тарифа на продаваемую электроэнергию по формуле «издержки производства + нормативная доходность»;

определение тарифа на основе конкурсных торгов;

ценовая конкуренция производителей электроэнергии и открытие рынка.

С июня 2002 г. в стране функционирует Энергетическая торговая корпорация Индии (PTC), основным видом деятельности которой на первом этапе являлась закупка излишков электроэнергии у генерирующих компаний и последующая их продажа вертикально интегрированным энергокомпаниям штатов по экономически обоснованной стоимости, обеспечивающей оптимальное соотношение интересов продавцов и покупателей.

PTC не имела в собственности ни генерирующих, ни сетевых активов и функционировала в качестве единственного поставщика, минимизирующего финансовые и операционные риски покупателей и продавцов электроэнергии. Она гарантировала своевременную оплату производителям электроэнергии и исполнение обязательств по ее поставке покупателям.

Бразилия

Здесь в структуре генерации преобладает гидроэнергетика, на которую приходится до 80% производимой в стране электроэнергии. Значение АЭС, газовых и угольных электростанций невелико. Относительно важную роль играют электростанции, работающие на биомассе (рис. 3).

Рис. 3. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Бразилия вместе с Канадой и Китаем входит в тройку стран с наибольшей выработкой гидроэлектроэнергии. ТЭС, являющиеся резервом на время сезонов низкой водности, сильно зависят от импортируемого топлива. В настоящее время большое внимание уделяется развитию ветровой и солнечной энергетики, электростанций на биомассе (в частности, на этаноле), малых гидроэлектростанций.

Электроэнергетические предприятия Бразилии в соответствии с формами собственности можно условно разделить на три группы: государственные, муниципальные и частные. К государственным компаниям относятся: «Eletrobrás» - генерация, передача, распределение; «Eletronorte» - генерация, передача, распределение; «Boa Vista» - распределение; NUCLEN - ядерная энергетика; CEPEL - исследования.

Муниципальные предприятия CESP, CEMIG, COPEL, CEEE занимаются генерацией, передачей и распределением, «Transmissão Paulista» - только передачей электроэнергии, а еще 11 муниципальных компаний - исключительно распределением. К категории частных предприятий относятся 5 генерирующих компаний и 40 компаний, занимающихся распределительной деятельностью.

Самой крупной компанией отрасли является холдинг «Eletrobras», 78% акций которого в настоящий момент принадлежит государству. Под контролем «Eletrobras» находятся 40% установленной генерирующей мощности, 60% линий электропередачи и государственные распределительные компании. Десятью крупнейшими компаниями по установленной мощности являются CHESF, «Furnas», «Eletronorte», «Itaipu», CESP (входят в холдинг «Eletrobras»), CEMIG-GT, «Tractebel», COPEL-GER, AES TIETÊ, «Duke Energy».

Национальная объединенная энергосистема (Rede Basica / SIN) - одна из самых больших в мире как по протяженности сетей, так и по установленной мощности. Вне SIN существует изолированная система для части региона Амазонии, которая контролируется «Eletrobras». Бразилия связана линиями электропередачи с Парагваем, Аргентиной, Венесуэлой и Уругваем.

Основные положения отраслевой политики определяются президентом страны на основе предварительных консультаций, проводимых Советом национальной политики в области энергетики и Комитетом профильных министерств (CNPE). В состав CNPE входят Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики (MME), Министерство финансов и Министерство окружающей среды.

За стратегию и планирование развития электроэнергетики кроме MME (ведущее министерство) отвечает Государственная исследовательская компания в энергетике (EPE). EPE разрабатывает стратегию на 10-летний период с ежегодной корректировкой и на 25-летний период с корректировкой раз в 3 - 4 года. Ключевые документы, определяющие правила функционирования электроэнергетики Бразилии, разрабатываются в EPE и передаются в MME для дальнейшего утверждения Комитетом профильных министерств.

Независимым регулятором является Национальное агентство по электроэнергетике (ANEEL) - автономный орган, утвержденный законодательно, административно связанный c MME, но не подчиняющийся ему. ANEEL занимается регулированием и контролем генерации, передачи и распределения электроэнергии в соответствии с действующим законодательством, директивами и политикой правительства.

Изначально электроэнергетический сектор Бразилии развивался за счет частного капитала. До 1930-х годов производство электроэнергии контролировали в основном два крупных иностранных объединения - американо-канадское («Group Light») и американское (AMFORP). Впоследствии государство начало проводить политику национализации отрасли. В 1961 г. были созданы «Eletrobrás» и MME, а в 1978 г. государство приобрело «Group Light».

К 1990-м годам основой электроэнергетического сектора Бразилии являлись вертикально интегрированные компании, в основном принадлежащие государству. Гиперинфляция, политика дотируемых тарифов и недостаточное финансирование привели к необходимости реформирования отрасли. В 1996 г. были проведены реформы, направленные на либерализацию рынка. В 1998 г. создан оптовый рынок электроэнергии, который начал работать с 2001 г., после определения нормативов и правил функционирования. С 1995 по 1998 г. приватизировано 60% распределительных компаний.

Результатом этих мер стало сокращение государственных расходов на инвестирование в развитие инфраструктуры - за счет привлечения частного капитала и стимулирования свободной конкуренции. Значительно повысился уровень обслуживания потребителей, снизились объёмы хищения электроэнергии, неплатежей и технических потерь. Однако многолетняя засуха, повлиявшая на объем производства электроэнергии в условиях доминирования гидроэнергетики, несовершенный механизм регулирования и управления отраслью, неудачное распределение инвестиций и их недостаточный объем, а также опережающий предложение спрос нивелировали положительный эффект от реформ и явились основными причинами кризиса 2001 - 2002 гг.

Основными направлениями новой реформы стали централизация принятия решений и придание большей роли государственному регулированию. Решались также задачи обеспечения надежности энергоснабжения потребителей и предоставления всеобщего доступа к электроэнергии посредством социальных программ.

В Бразилии существуют две площадки для заключения договоров купли-продажи электрической энергии:

«Ambiente de Contrataçăo Regulado» (ACR) - для заключения регулируемых договоров (на год, 3 и 5 лет вперед). Здесь представлены субъекты генерации и распределения электрической энергии. Купля-продажа осуществляется через ежегодный аукцион, организуемый ANEEL по запросу MME;

«Ambiente de Contrataçăo Livre» (ACL) - для заключения нерегулируемых договоров. На ней представлены субъекты генерации, сбытовые организации, импортеры и экспортеры электроэнергии, а также крупные потребители.

Южная Корея

Структура генерации электроэнергии в Южной Корее достаточно равномерна. Основные доли приходятся на электростанции угольные, работающие на сжиженном газе и АЭС. При этом удельный вес атомной энергетики заметно выше, чем в среднем по миру (рис. 4).

Рис . 4 . Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник : U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Примерно 93% вырабатываемой в стране электроэнергии приходится на государственную компанию KEPCO («Korean Electric Power Company»), в которой государству принадлежит 51% акций. Остальные 7% генерируется частными компаниями.

Регулирование осуществляется Корейской электроэнергетической комиссией (Korean Electricity Comission, KOREC), созданной в апреле 2001 г. при Министерстве торговли, промышленности и энергетики (MOCIE). Основными задачами KOREC являются: создание конкурентной среды для электроэнергетических компаний; разрешение вопросов, затрагивающих права энергопотребителей; урегулирование споров, относящихся к предпринимательской деятельности в электроэнергетике.

Базовый план реформирования электроэнергетики Южной Кореи был утвержден в 1998 г. и предусматривал поэтапный переход к конкурентному рынку:

1-й этап (2000-2002 гг.) - рынок в форме электроэнергетического пула, в рамках которого цена определяется на основе затрат на производство электроэнергии;

2-й этап (2003-2008 гг.) - также рынок в форме пула, но теперь цена определяется на основе ценовых заявок производителей и потребителей электроэнергии;

3-й этап (начиная с 2009 г.) - розничная конкуренция.

В 2000 г. создана Корейская электроэнергетическая биржа (Korea Power Exchange, KPX), основной задачей которой было управление электроэнергетическим пулом. В 2001 г. начал функционировать пул. Однако переход ко второму этапу реформы так и не состоялся: рынок электроэнергии Южной Кореи до сих пор функционирует как электроэнергетический пул, в котором покупатели не участвуют в ценообразовании.

В 2009 г. по инициативе правительства был запущен проект по изучению возможных вариантов реформирования электроэнергетики. Действующая модель продолжает дорабатываться с целью улучшения условий конкуренции между производителями.

В настоящее время KPX, помимо функций коммерческого оператора по управлению электроэнергетическим пулом, выполняет функции системного оператора, к которым относятся управление электрическими сетями и обеспечение надежного функционирования энергосистемы. Кроме того, KPX осуществляет долгосрочное планирование развития генерации и электрических сетей с целью обеспечения надежности поставок электроэнергии. Биржа также предоставляет участникам рынка и потребителям электроэнергии информацию, необходимую для принятия бизнес-решений.

В состав участников электроэнергетического пула входят производители электроэнергии (по состоянию на 2009 г. - 6 дочерних генерирующих компаний KEPCO и 295 частных генерирующих компаний) и единый закупщик электроэнергии (KEPCO).

Россия

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

Современный электроэнергетический комплекс России включает в себя около 600 электростанций мощностью свыше 5 МВт каждая. Общая установленная мощность электростанций России составляет 223,1 ГВт. Структура генерации представлена на рис. 5.

Рис. 5. Структура генерации по видам топлива в 2011 г.

Источник: Росстат, Минэнерго РФ.

Ежегодно все станции вырабатывают около триллиона кВт-ч электроэнергии. В 2012 г. электростанции ЕЭС России выработали 1 053,4 млрд кВт-ч (на 1,23% больше, чем в 2011 г.).

Лидирующее положение в отрасли занимает теплоэнергетика, что для России является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью. Наибольшее развитие и распространение получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные, на которые приходится около 70% вырабатываемой в стране электроэнергии. Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 (5600 МВт), работающая на природном газе (сохранившаяся с советских времен аббревиатура ГРЭС означает государственную районную электростанцию). Из электростанций, работающих на угле, наибольшая установленная мощность у Рефтинской ГРЭС (3800 МВт). К крупнейшим российским ТЭС относятся также Сургутская ГРЭС-1 и Костромская ГРЭС, мощностью свыше 3 тыс. МВт каждая. В процессе реформы отрасли крупнейшие тепловые электростанции России были объединены в оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК).

Гидроэнергетика предоставляет системные услуги (частоту, мощность) и является ключевым элементом обеспечения надежности Единой энергетической системы страны. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости быстро увеличить объемы выработки, покрывая пиковые нагрузки. У России большой потенциал развития гидроэнергетики: на территории страны сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности этими ресурсами Россия занимает второе место в мире после Китая, опережая США, Бразилию, Канаду.

В настоящее время на территории страны работают 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов всех ГЭС России составляет примерно 46 000 МВт (5-е место в мире). В 2011 г. российскими гидроэлектростанциями выработано 153,3 млрд кВт-ч электроэнергии. В общем объеме производства электроэнергии доля ГЭС составила 16%.

В ходе реформы электроэнергетики была создана федеральная гидрогенерирующая компания ОАО «ГидроОГК» (текущее название - ОАО «РусГидро»), которая объединила основную часть гидроэнергетических активов страны. До недавнего времени крупнейшей российской гидроэлектростанцией считалась Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6721 МВт (Хакасия). Однако после трагической аварии 17 августа 2009 г. ее мощности частично выбыли из строя.

Россия обладает технологией ядерной энергетики полного цикла от добычи урановых руд до выработки электроэнергии. На сегодняшний день в стране эксплуатируется 10 АЭС (в общей сложности 33 энергоблока) установленной мощностью 23,2 ГВт, которые вырабатывают около 15% всего производимого электричества. В стадии строительства - еще 5 АЭС. Широкое развитие атомная энергетика получила в европейской части России (30% от общего объема выработки электроэнергии), особенно на Северо-западе (37%). В декабре 2007 г. в соответствии с Указом Президента РФ была образована Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», которая управляет всеми ядерными активами, включая как гражданскую часть атомной отрасли, так и ядерный оружейный комплекс. На нее также возложены задачи по выполнению международных обязательств России в области мирного использования атомной энергии и режима нераспространения ядерных материалов.

Основные объекты электроэнергетики России были построены в советский период. Однако уже в конце 1980-х годов проявились признаки замедления темпов развития отрасли: обновление производственных мощностей стало отставать от роста потребления электроэнергии. В 1990-е годы объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. По технологическим показателям российские энергокомпании серьезно отставали от своих аналогов в развитых странах. Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению. Из-за снижения контроля за соблюдением правил безопасности и значительной изношенности фондов существовала высокая вероятность крупных аварий.

Отрасль требовала срочных масштабных преобразований, способствующих обновлению основных мощностей, повышению эффективности, надежности и безопасности энергоснабжения потребителей. С этой целью Правительство РФ в начале 2000-х годов взяло курс на либерализацию рынка электроэнергии, реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику.

В 2000 - 2001 гг. в качестве основного возможного источника инвестиционных ресурсов рассматривался частный сектор. Был реализован принцип разделения вертикально интегрированной структуры отрасли. При этом так называемые естественные монополии - передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление - были отделены от конкурентных секторов: генерации и сбыта, ремонта и сервиса.

Монополии, равно как и атомные электростанции, остались под контролем государства, тогда как генерирующие, сбытовые и ремонтные компании должны были стать частными и конкурировать друг с другом. За счет этого создавались предпосылки для свободного рынка электроэнергии, цены на котором не устанавливаются государством, а определяются на основе соотношения спроса и предложения. Как ожидалось, частные энергокомпании станут заинтересованными в повышении эффективности и снижении издержек.

На базе тепловой генерации было создано шесть экстерриториальных структур - оптовых генерирующих компаний (ОГК). В отдельную структуру были выделены ГЭС (компания «РусГидро»). Кроме того, создали 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), в состав которых были включены в основном ТЭЦ. На базе распределительных сетей возникли межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), объединенные в холдинг, контрольный пакет акций которого остался у государства (в отличие, например, от Украины, где все облэнерго были преобразованы в самостоятельные компании). Наконец, магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК).

Правительственное постановление «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» было принято в июле 2001 г., реально реформа стартовала в 2003 г. К началу 2008 г. завершилось формирование ОГК и ТГК, которые были приватизированы. Новые собственники, в число которых вошли как государственные («Газпром», «Интер РАО»), так и российские и иностранные частные компании («Норильский никель», «Евросибэнерго» Олега Дерипаски, итальянская «Enel», немецкая E.ON), подписали весьма серьезные инвестиционные обязательства.

В целом с 2008 г. российский энергорынок живет и работает по новым правилам. Но результаты этой работы выглядят весьма противоречивыми и не вполне удовлетворяют как правительство, так и потребителей электроэнергии.

Наиболее заметным следствием реформы стал рост тарифов на электроэнергию, которые увеличились за пять лет более чем вдвое. И если для населения ее стоимость устанавливается государством и пока удерживается на относительно низком уровне, то промышленные предприятия платят порой больше, чем их европейские конкуренты. К 2012 г. средние цены для промышленных потребителей в России вплотную приблизились к американскому уровню (рис. 6) - притом что до реформы они были ниже более чем в два раза.

Рис. 6. Средние цены на электроэнергию для промышленных потребителей
в России и США, в центах США за 1 кВт-ч

Начиная с 2002 г. цены для промышленности выросли в 2,7 раза, что лишило отечественную экономику одного из важнейших конкурентных преимуществ - более низких издержек на электроэнергию по сравнению с другими развитыми странами. Непрогнозируемый рост стоимости электроэнергии поставил под вопрос конкурентоспособность России на мировом рынке. Так, заметно снизилась рентабельность энергоемких отраслей: если, например, в металлургии в 2008 г. она составляла 21 - 32%, то в 2012 - 6-13%, что даже ниже, чем в кризисном 2009 г.

Конкуренция, на которую возлагали такие надежды, не оправдала себя. Несмотря на создание в России оптового рынка электроэнергии и отказ от регулирования цен для промышленных потребителей, тарифы продолжают подниматься, а качество услуг, предоставляемых отраслью, по-прежнему находится на низком уровне. Особенно заметно отсутствие свободного выбора поставщика.

Резко обострилась ситуация с подключением новых потребителей, в первую очередь промышленных. По данным Института проблем естественных монополий, удельная стоимость подключения в расчете на 1 кВт мощности составила в 2010 г. 1,5 тыс. долл., в то время как в остальных странах подключение либо вообще бесплатно, либо стоит от 50 до 200 долл. Дороговизна и сложность подключения новых потребителей к сети стала огромной проблемой. Данный процесс длится в среднем более девяти месяцев. Как считают некоторые российские специалисты, этот фактор является одним из главных барьеров, препятствующих развитию в России малого и среднего бизнеса.

Наконец, инвестиции в российскую энергетику в необходимом объеме так и не поступили. Инвестобязательства, которые взяли на себя новые собственники ОГК и ТГК, не были выполнены. По данным Росстата, в 2009 г. (то есть после завершения реформы) были введены в строй 1,9 млн кВт новых мощностей. Это ниже, чем в 2005 г. (2,2 млн кВт), значительно ниже, чем в 1990 г. (3,7 млн кВт), и уж тем более, чем в 1985 г. (9 млн кВт). В 2011 г. показатели ввода мощностей снизились и составили 1,5 млн кВт . Еще красноречивее свидетельствуют цифры по отдельным пятилетиям (табл. 1).

Таблица 1. Ввод новых мощностей в электроэнергетики по пятилетиям, млн кВт

1981 - 1985 гг.	1986 - 1990 гг.	2001 - 2005 гг.	2006 - 2010
30,8	21,0

Энергия является основой обеспечения необходимых условий жизнедеятельности и развития человечества, уровня его материального и экономического благополучия, а также взаимоотношений общества с окружающей средой. Самым удобным в использовании и экологичным энергоносителем является электроэнергия. Она является базой ускорения научно- технического прогресса, развития наукоемких отраслей и информатизации общества. Таким образом, на перспективу до 2035 г. ожидается рост электрификации мировой экономики и потребления электроэнергии. Для рассмотрения прогноза электроэнергетической отрасли, отметим факторы, которые могут вызвать изменение производства и потребления электроэнергии:

· темпы экономического роста;

· рост численности населения;

· повышение эффективности использования энергии и энергосбережение;

· старение квалифицированных кадров электроэнергетики развитых стран;

· рост внимания к экологической безопасности, в том числе политика снижения выбросов CO 2 .

Рассмотрим общий прогноз производства электроэнергии.

Таблица Прогноз производства электроэнергии, ТВт-ч

Объем производства

Мы видим, что наибольший прирост производства ожидается к 2015 г.- 18%. Средние темпы прироста в период с 2008 по 2035 гг. составляют 13%.

Рассмотрим структуру видов производства электроэнергии в прогнозном периоде:

На диаграмме видно, что при росте производства электричества структура его источников практически неизменна. Основную долю в структуре производства электроэнергии составляет электроэнергия, произведенная на угольных ТЭС (около 39%). На втором месте стабильно находится электричество на основе природного газа: в среднем 23%. Изменения долей атомной и гидроэнергетик также не ожидается, они занимают в структуре по 14% и 16% соответственно. В прогнозируемом периоде ожидается небольшой рост доли электроэнергии на основе ВИЭ- с 3% до 7%,причем достижение 7% доли ожидается к 2020 г., в дальнейшем планируется стабильное развитие.

В прогнозе отмечается некоторое увеличение потребления угля для производства электроэнергии. Такой сценарий возможен: экономический рост Китая и Индии мотивирует их разрабатывать собственные залежи и развивать за счет дешевой добычи угля электроэнергетику и производство. Установленная мощность угольных генерирующих мощностей в этих странах возрастет с 2008 г. 2035 г. почти вдвое. Развитие отрасли потребует значительных инвестиций в добывающую отрасль и инфраструктуру (в том числе транспортную), так что в период развития отрасли, на наш взгляд, нельзя ожидать от этих стран быстрого экономического роста.

Производство электроэнергии на АЭС в 2008 году составило 2600 ТВт-ч, а к 2035 году, прогнозам, оно увеличится до 4900 ТВт-ч. В настоящее время растет не только производство электроэнергии на АЭС, но и их КИУМ: с 65% в 1990 году до 80% в настоящее время, что говорит о росте эффективности атомной энергетики. Рассматривая прирост мощностей АЭС, можно отметить, что странами, активно занимающимися развитием атомной энергетики, являются Китай, Индия и Россия. Мощности АЭС Китая с 2008 г. по 2035 г. вырастут почти в 13 раз (с 9 ГВт до 106 ГВт), Индии- почти в 7 раз (с 4,1 до 28 ГВт). Прирост мощностей АЭС в России за прогнозный период планируется в объеме 122% (с 23,2 ГВт в 2008 г.до 51,5 ГВт в 2035 г.).

Другим важным направлением производства электроэнергии являются ВИЭ. Производство электроэнергии на основе ВИЭ в настоящее время является одним из самых быстро развивающихся направлений электроэнергетики. Серьезным препятствием для строительства таких генерирующих мощностей является высокая стоимость проектов и их колебательный характер работы, однако это не останавливает страны перед развитием этого сектора электроэнергетики: темп прироста объемов произведенной электроэнергии на основе ВИЭ в прогнозном периоде планируется на уровне 3,1% в год. Из 4600 ТВт-ч прогнозируемой произведенной электроэнергии на основе ВИЭ к 2035 г. 55% будет произведено на ГЭС и 27% на ВЭС. В последние десять лет очень возросла важность энергии ветра: установленные мощности ВЭС выросли с 18 ГВт на 2001 г. до 121 ГВт в 2009. Очевидно, тенденция наращивания ветровых мощностей продолжится и в будущем. Правительства многих стран мира уже обнародовали меры, направленные на развитие возобновляемой энергетики. Евросоюз планирует, что в 2020 году на долю ВИЭ будет приходиться 20% всех объемов генерации; целью США является 10-20% производства из ВИЭ, тогда как Китай рассчитывает к 2020 году получать из них 100 ГВт энергии.

Даже в условиях кризиса и сокращения деятельности многих отраслей, производство электроэнергетики осталось практически на прежнем уровне, а в некоторых странах даже выросло. Электроэнергетика является важным разделом ТЭК любой страны и всего мира, и поэтому к 2035 г. ожидается увеличение объемов произведенной электроэнергии. С учетом описанных трендов мы также можем ожидать роста цен на электроэнергию.

Роль энергетики определяется местом в экономике. ТЭК России - круп­нейший инфраструктурный комплекс.

Электроэнергетика играет в ТЭК ключевую роль, является в ней интег­рирующей подсистемой. Она выступает как преобразователь практически всех видов первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Электроэнергети­ка - это наиболее удобный и универсальный энергоноситель для удовлетворе­ния производственных, социальных, бытовых и других энергетических по­требностей общества. Мировые тенденции таковы, что доля электроэнергии в потреблении ТЭР неуклонно возрастает и будет возрастать в дальнейшем. В стратегическом плане электроэнергетика решающим образом влияет на фор­мирование условий для подъема экономики России и укрепление ее экономи­ческой безопасности. Все это определяет исключительно важное значение электроэнергетики, ее нормального функционирования и развития для обеспе­чения энергетической и национальной безопасности России и ее регионов в экономическом, научно-техническом, внешнеэкономическом и других аспек-

Основу производственного потенциала российской электроэнергетики в настоящее время составляют более 700 электростанций общей мощностью свыше 200 ГВт и линии электропередачи всех классов напряжений протяжен­ностью около 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала сосредоточено в Еди­ной энергетической системе (ЕЭС) России, являющейся уникальным техниче­ским комплексом, обеспечивающим электроснабжение потребителей на боль­шей части обжитой территории страны.

Функционирование и развитие ЕЭС России обеспечено богатейшими то­пливно-энергетическими ресурсами природного газа, нефти, угля, ядерного топлива, гидроэнергией и другими возобновляемыми источниками энергии. Настоящий период характеризуется накоплением проблем в электроэнергети­ке, от решения которых будет зависеть не только энергетическая, но и нацио­нальная безопасность страны в первой четверти XXI века.

В последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

Темпы воспроизводства основных фондов в электроэнергетике резко снизились.

Объем капитальных вложений в 2001 году по сравнению с 1990 годом уменьшился в 3,1 раза, а ввод мощностей снизился в 4,6 раза.

Если на начало 1991 г. доля генерирующего оборудования, проработав­шего более 30 лет, составляла 13,3 % от суммарной установленной мощности ЕЭС России, то на конец 2000 г. она выросла более чем в три раза и составила 46,1 %. При существующих темпах демонтажа старого оборудования и ввода новых мощностей к 2010 г. выработает свой ресурс более 70 % генерирующего оборудования. Аналогичную картину представляет износ основных фондов электросетевого оборудования. Оставшиеся мощности уже к 2006 году не смо­гут обеспечить электропотребление соответствующее уровню 1998 года.

Наметившаяся минимальная тенденция роста в 2002 году потребления (рис. 1.1) еще более приблизит появление дефицита энергии.

В ближайшее время требуется провести работы по реновации 450 турбоустановок высокого давления, 746 котлов с рабочим давлением бо­лее 100 атмосфер, паропроводов общим весом свыше 20 тыс. тонн.

Старение оборудования и низкие темпы его реновации послужили при­чиной возникновения ряда проблем.

Одна из них - накопление изношенного оборудования. Следствием этого являются:

Рост затрат на его ремонт (до 200 %);

Ухудшение технико-экономических показателей работы электропред­приятий (удельных расходов топлива, расходов электроэнергии на соб­ственные нужды, потерь электроэнергии в сетях). В результате предпри­ятия РАО ""ЕЭС России" недополучают более 4 млрд. рублей в год;

Другой проблемой является недостаточность существующих источников финансирования, требуемым объемам реновации.

На период 2000-2005 гг. ежегодная потребность в финансовых ресурсах для выполнения требуемых объемов реновации основных фондов составляет 50 млрд. рублей.

В настоящее время финансирование работ по реновации электрообору­дования от имеющихся источников (амортизация и прибыль на инвестиции) составляет всего 50 % потребности. Следствием этого являются:

Недостаточный объем работ по реновации основных фондов;

Сокращение, замораживание НИОКР в области технического пере­вооружения;

Отсутствие новых конструкционных материалов для современных энер­гоустановок;

Отсутствие готовых к серийному выпуску образцов современного энер­гооборудования для замещения вырабатывающего ресурс по значитель­ной части мощностного ряда.

Для обеспечения потребности в энергии отраслей экономики и населе­ния страны, реализации перспективы экспорта электроэнергии, повышения эффективности энергопроизводства необходима работа по воспроизводству основных производственных фондов электроэнергетики в объемах, обеспечи­вающих необходимую рабочую мощность.

Приоритетным направлением является техническое перевооружение, при котором стоимость 1 кВт вводимой мощности на 30-50 % ниже, чем при новом строительстве.

Учитывая, что наработка части турбоагрегатов позволяет продлить ре­сурс на 30-50 тыс. часов, а также то, что в настоящее время отсутствуют тех­нологически отработанные, доведенные до промышленного применения об­
разцы энергоустановок, в которых применяются современные технологии, предлагается следующая схема реновации энергооборудования.

Приоритет работам по продлению срока службы энергоагрегатов и замене отработавших ресурс энергоустановок на аналогичные (с улучшенными характеристиками);

Технологическая отработка головных образцов энергоустановок, в которых применяются современные технологии.

Преимущественное внедрение современных технологий;

Сокращение объемов замены на аналогичное оборудование.

1. Проведение необходимых научно-исследовательских, опытно - конструкторских и проектных работ в области реновации.

2. Организацию разработки и внедрения мер и перспективных технологий по продлению ресурса энергооборудования.

3. Организацию разработки и внедрения современного энергооборудова­ния для замещения выработавшего ресурс.

Для ТЭС, работающих на газообразном топливе: бинарный парогазо­вый цикл или газотурбинные надстройки паросиловых агрегатов.

Для ТЭС, работающих на твердом топливе: сжигание топлива в котлах с циркулирующим кипящим слоем.

Для ТЭС, сжигающих любой вид органического топлива: паросиловые блоки, работающие с ультрасверхкритическими параметрами пара (с перспективными системами подогрева питательной воды, с современными материалами котлов и турбин и другими усовершенствованиями).

Предлагаемые конструкции должны иметь КПД не менее 45 %.

4. Определение базовых электростанций для отработки головных образцов энергооборудования.

5. Разработка и промышленное освоение производства новых конструк­ционных материалов.

Для реализации проектов современных энергоустановок требуются но­вые материалы, применение которых позволит:

Повысить показатели и соответственно увеличить КПД;

Снизить материалоемкость конструкций;

Увеличить ресурс работы оборудования;

Снизить эксплуатационные расходы за счет снижения объемов контроля металла.

6. Создание системы инжинирингового обеспечения реновации.

Реализация комплекса необходимых мер позволит:

Обеспечить надежное энергоснабжение потребителей России;

Увеличить экспорт электроэнергии;

Повысить эффективность энергопроизводства.

Мы должны готовить себя к энергетической революции - может быть, в XXI веке в энергетику придут термоядерные электростанции. Путь от идеи до массового внедрения занимает в энергетике примерно полвека. Первые опыты по термоядерному синтезу проведены в пятидесятые годы XX столетия. Так, может быть, начало нового тысячелетия принесет нам новые, экологически чистые термоядерные электростанции? Будем надеяться на это. Но все же традиционные методы получения энергии будут занимать основное место в энергетическом балансе. Поэтому задача ученых - усовершенствова­ние этих традиционных технологий, превращение их в экологически более чистые, экономичные.

Ученые считают, что преобразование облика энергетики XXI века будет определяться такими достижениями научно-технического прогресса, как кера­мические двигатели, высокотемпературная сверхпроводимость, плазменные технологии, новые атомные реакторы, новые, более эффективные способы сжигания угля и, наконец, возобновляемые источники энергии. В этих облас­тях науки и техники огромное поле деятельности для будущих ученых и ин­женеров.

Российская электроэнергетика оснащена отечественным оборудованием, располагает значительным экспортным потенциалом, обладает развитым на - учно-техническим отраслевым комплексом, квалифицированными научными и инженерными кадрами, способными осуществлять разработку и внедрение но­вых технологий и поступательное развитие отрасли.

Современное развитие экономики остро выявило основные проблемы развития энергетического комплекса. Эра углеводородов медленно, но верно подходит к своему логическому завершению. Ей на смену должны прийти инновационные технологии, с которыми связываются основные перспективы энергетики .

Проблемы энергетического комплекса

Пожалуй, одной из важнейших проблем энергетического комплекса можно считать высокую стоимость энергии, приводящую, в свою очередь, к удорожанию себестоимости выпускаемой продукции. Несмотря на то, что в последние годы активно ведутся разработки, способные позволить использование , ни одна низ них на сегодняшний момент не способна полностью вытеснить углеводороды с мировой энергетической арены. Альтернативные технологии – дополнение к традиционным источникам, но не их замена, по крайней мере, сейчас.

В условиях России проблема усугубляется еще и состоянием упадка энергетического комплекса. Электрогенерирующие комплексы находятся не в самом лучшем состоянии, многие электростанции физически разрушаются. В результате стоимость электроэнергии не снижается, а постоянно возрастает.

Долгое время мировое энергетическое сообщество делало ставку на атом, но это направление развития также можно назвать тупиковым. В европейских странах наблюдается тенденция к постепенному отказу от АЭС. Несостоятельность энергии атома подчеркивается еще и тем, что за долгие десятилетия развития она так и не смогла вытеснить углеводороды.

Перспективы развития

Как уже отмечалось, перспективы развития энергетики , в первую очередь, связываются с разработкой эффективных альтернативных источников. Наиболее изученными направлениями в этой области являются:

• Биотопливо.
• Ветроэнергетика.
• Геотермальная энергетика.
• Гелиоэнергетика.
• Термоядерная энергетика (УТС).
• Водородная энергетика.
• Приливная энергетика.

Ни одно из этих направлений не способно решить проблему энергетического кризиса, когда простого дополнения старых источников энергии альтернативными уже недостаточно. Разработки ведутся в разных направлениях и находятся на различных стадиях своего развития. Тем не менее, уже можно очертить круг технологий, которые способны положить начало :

• Вихревые теплогенераторы. Такие установки используются достаточно давно, найдя свое применение в теплоснабжении домов. Прокачиваемая через систему трубопроводов рабочая жидкость нагревается до 90 градусов. Несмотря на все преимущества технологии, она еще далека от окончательного завершения разработок. Например, в последнее время активно изучается возможность использования в качестве рабочей среды не жидкости, а воздуха.
• Холодный ядерный синтез. Еще одна технология, развивающаяся примерно с конца 80-х годов прошлого века. В ее основе лежит идея получения ядерной энергии без сверхвысоких температур. Пока направление находится на стадии лабораторных и практических исследований.
• На стадии промышленных образцов находятся магнитомеханические усилители мощности, использующие в своей работе магнитное поле Земли. Под его воздействием увеличивается мощность генератора и увеличивается количество получаемой электроэнергии.
• Очень перспективными представляются энергетические установки, в основе которых лежит идея динамической сверхпроводимости. Суть идеи проста – при определенной скорости возникает динамическая сверхпроводимость, позволяющая генерировать мощное магнитное поле. Исследования в этой области идут довольно давно, накоплен немалый теоретический и практический материал.

Это только крошечный перечень инновационных технологий, каждая из которых обладает достаточным потенциалом развития. В целом, мировое научное сообщество способно развивать не только альтернативные источники энергии, которые уже можно назвать старыми, но и по-настоящему инновационные технологии.

Нельзя не отметить, что в последние годы все чаще появляются технологии, которые еще недавно казались фантастическими. Развитие подобных источников энергии способно полностью преобразить привычный мир. Назовем только самые известные из них:

• Нанопроводниковые аккумуляторы.
• Технологии беспроводной передачи энергии.
• Атмосферная электроэнергетика и т. д.

Следует ожидать, что в ближайшие годы появятся и другие технологии, разработка которых позволит отказаться от использования углеводородов и, что немаловажно, снизить себестоимость энергии.