Тред №141504

Получится длинный пост, но я решил, что он того достоин. Об авторе можно сказать одно: он на нюх не переносит киндерсюрприза Кириенко, а тот Булата Искандеровича. Скепсис Нигматуллина о возможности ввода 27 блоков к 2020 году по меньшей мере достоин внимания. И в оппозиции не только к Кириенко, а вообще к вытеснению технарей из руководства больших компаний в пользу юристов и финансистов.

http://www.proatom.r…p;sid=1832


Состояние и развитие электроэнергетики в России до 2020 года
Дата: 02/06/2009
Тема: Атомная энергетика

Б.И.Нигматулин, д.т.н., первый заместитель директора Института проблем естественных монополий

22 февраля 2008 года Правительство одобрило Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. На момент принятия она уже была несостоятельна и  требовала кардинальной переработки, т.к. параметры Генсхемы не соответствуют ни фактическим нуждам экономики, ни реальным ресурсным возможностям России. Экономический кризис делает Генсхему еще более нереалистичной.


Прогноз роста электропотребления (производства) завышен в 2 раза (базовый вариант Генсхемы), в 3 раза (оптимистичный вариант).  Программа строительства (реконструкции) новых генерирующих мощностей завышена – в 2 раза (базовый вариант), в 2.6 раза (оптимистичный вариант), а с учетом кризиса в 3-3.5 раза и 4-4.5 раза соответственно;

Следствием завышенного прогноза электропотребления стали завышенные инвестпрограммы, а значит и завышенные тарифы,  за счет которых сначала обеспечиваются необоснованные инвестиции, потом содержание “лишних” мощностей.
Расчет показывает, что  1% “перепрогнозирования” спроса в год - это дополнительно $ 5 млрд инвестиций.

Стоимость электроэнергии в России и других странах

С учетом паритета покупательной способности доллара в России 1$ = 20 руб. (2008г.). Стоимость электроэнергии в России к 2011 г. будет соответствовать самому высокому уровню в мире – 0.15 - 0.25 $/кВтч.

Рис.1 Стоимость электроэнергии в России и других странах


В Китае за последние 10 лет цена на электроэнергию выросла всего на 30% с 0,069 до $0,096 $/кВтч (район Шанхая). С началом кризиса, цены на электроэнергию снизились.

В США средняя цена электроэнергию для промышленного потребления 0,065 $/кВтч.

Россия - экспортер нефти и газа, а цены на электроэнергию у нее выше, чем в странах-импортерах топлива. Высокая цена на электроэнергию лишит Россию  единственного конкурентного преимущества. Существенное завышение объемов инвестирования, приведет к повышению цен на электроэнергию на 30-40% в год.

Коэффициент эластичности электропотребления  к ВВП (К) – отношение темпа изменения электропотребления (производства) электроэнергии к темпу изменения ВВП в год. Средний коэффициент в интервале 5 - 10 лет (Кс) – фундаментальная макроэкономическая характеристика страны.

Рис.2 Рост ВВП и электропотребления


За  13-летний период  средний коэффициент Кс  = 0.34;

Рис.3 Отношение темпа электропотребления к темпу изменения ВВП по годам


В соответствии со Стратегией социально-экономического развития России до  2020г. средний темп роста ВВП прогнозируется на уровне 6%, максимальный – 7% в год.
Максимальный темп электропотребления (производства) в год составит не более:
(6 ÷ 7%) ´ (0.34)  =  2,0 ÷ 2.4 %

Если бы не кризис, наиболее вероятный темп роста электропотребления (производства) в год с учетом внедрения программы энергосбережения (снижение потребления 1% в год) составил бы:
(4 ÷ 5%) ´ (0.34) = 1.4 ÷1.7%

Рис.4 Ввод новых генерирующих мощностей с 2000-2008 гг. и программа строительства  с 2009-2020 гг. по Генсхеме


Критерии пересмотра Генсхемы

Критерии, которые должны учитываться при пересмотре Генсхемы:

•        прогноз роста электропотребления (производства) должен быть согласован с прогнозом роста ВВП, с учетом реализации энергосбережения;

•        цены на электроэнергию должны быть ниже, чем в США, ЕС и Китае;

•        программы строительства (реконструкции) генерирующих мощностей и электрических сетей должны быть жестко скоординированы;

•         ускоренное строительство (реконструкция) линий электропередач);

•         максимальное использование энергооборудования отечественного производства;

•         максимально возможное снижение потребления газа для производства электроэнергии (уровень потребления в  2008г. - 190 млрд. м³).

Для этих целей необходимо:

•        обеспечить рост производства электроэнергии за счет роста КИУМ действующих электростанций до среднеевропейского уровня;

•        снизить удельный расход топлива (газа) в соответствии с современными международными стандартами;

•        учитывать критерий максимального снижения потребления газа в электроэнергетике при выборе объектов для финансирования нового строительства или реконструкции за счет федерального бюджета и (или) инвестиционной надбавки к стоимости производства электроэнергии, установленной Правительством;

•        в европейской части России максимально ускорить реконструкцию паротурбинных блоков до  парогазовых, в первую очередь блоки 200 и 300 МВт суммарной мощностью 40 ГВт;

•         ТЭО на новое строительство должно учитывать реконструкцию существующих энергоблоков, что на 30% - 50%, дешевле, чем строительство новых;

•        Рост производства на АЭС за счет:
         - роста КИУМ;
         - увеличения мощности на действующих станциях;
         - продление эксплуатации АЭС;
         - достройка АЭС

•          Вывод из эксплуатации 15 ГВт мощностей, построенных до 1960г., вместо 47.7 ГВт по Генсхеме;

•          Уменьшение количества разновидностей в линейке мощностей энергоблоков ТЭС с 70 (по Генсхеме) до 8 – 9, а именно
                    - газовые энергоблоки мощностью 200, 325, 420, 450, 800 МВт,
                    - угольные энергоблоки мощностью  225, 330, 660, 900 МВт.

КИУМ АЭС в России  на 10% ниже, чем среднемировой млрд. кВт/ч, и на 14% ниже, чем в развитых странах. Недовыработка составляет 20 и 28 млрд. кВт/ч соответственно.

Рис.5 КИУМ  атомных электростанций


Рост КИУМа действующих электростанций до среднемировых позволяет увеличить производство электроэнергии на 204 млрд. кВт/ч:
•          ТЭС – 184 млрд. кВт/ч;
•          АЭС – 20 млрд. кВт/ч.

Принцип  оптимизации – замещение газа

В ближайшие 10-15 лет уменьшение доли газа при производстве электроэнергии в европейской части России можно обеспечить как за счет строительства новых АЭС, так и за счет модернизации действующих паротурбинных блоков до парогазовых, в первую очередь, серийных 200 и 300 МВт, суммарная мощность которых составляет 40 ГВт. Исходя из критерия максимального возврата газа, можно оценить эффективность инвестиций из федерального бюджета в эти два направления:

1. Энергоблок АЭС 1 ГВт мощности в среднем производит 7.5 млрд. КВт/ч (при КИУМ 86%) и высвобождает 2.4 млрд.куб.м. газа для производства аналогичного объема электроэнергии на газовых паротурбинных блоках. Время строительства одного блока АЭС мощностью 1 ГВт составляет не менее 5 лет. Объявленная сегодня стоимость строительства новых блоков в России составляет 1 КВт > $4000;

2. Реконструкция паротурбинных блоков до парогазовых снижает потребление газа в 1.5 раза или на 0.8 млрд.куб.м. газа. Стоимость строительство парогазовых блоков 1 КВт ≤  $1500, стоимость реконструкции серийных паротурбинных блоков до парогазовых минимум в 1.5 раза меньше, чем новое строительство или 1 КВт ≤ $1000. Время реконструкции 1ГВт мощности не более 1.5 года;

Оценка эффективности инвестиций показала, что новое строительство АЭС по сравнению с реконструкцией паротурбинных блоков до парогазовых по критерию максимального возврата газа эффективно только при стоимости 1КВт ≤ $2500 и сроке строительства не более 5 лет. В этом случае АЭС через 13.5 лет начнет высвобождать больше газа, чем реконструированные паротурбинные блоки.

Финансирование нового строительства АЭС за счет федерального бюджета или инвестиционной надбавки к тарифу АЭС более эффективно только при стоимости 1 КВт ≤ $2500. В противном случае средства федерального бюджета и инвестиционная надбавка должны быть в тарифе газовых ТЭС и направлены на реконструкцию паротурбинных блоков до парогазовых.

Ускорение строительства (реконструкции) новых  энергоблоков  с 2 ГВт/год в 2008г. до 5 ÷ 6 ГВт/год в 2012 – 2020гг., будет соответствует вводу мощностей в РСФСР в 1981-1990гг.

Объем реконструкций действующих энергоблоков можно увеличить с 36.5 ГВт (по Генсхеме) до 61 ГВт. С переводом паротурбинных блоков на парогазовые КПД энергоблоков повысится от 23 - 38% до 45 - 57%, т.е. после реконструкции для выработки 1 кВт/ч потребуется в 1.5 раза меньше газа.


Влияние экономического  кризиса на производство электроэнергии

Прогнозируется, что к 2020 производство электроэнергии увеличится до 1320 млрд. кВт/ч, т.е.  рост будет в 2.2 раза меньше, чем в базовом варианте или  в 3.1 раза меньше чем в максимальном варианте  Генсхемы.


Рис.6 Производство электроэнергии в РФ в 1991-2020 г.г. в млрд кВт/ч



Рис.7 Сопоставление прироста электропотребления  и индекса промышленного производства в 2008-2009 гг.

Предполагая, что  экономический кризис вызовет спад в электропотреблении на 5 % в 2009 и 2010 гг. по отношению к 2008г., рост производства электроэнергии к 2020г. должен составить не более 1250 млрд. кВт/ч, т.е. не более 200 млрд. кВт/ч в 2020г. по сравнению с 2008 г.


Рост производства на ГЭС и АЭС

Мощность ГЭС увеличится до 53 ГВт (46.4 ГВт в 2008г.) при КИУМ = 44% будет производиться 204 млрд. кВт/ч.

Мощность АЭС увеличится на 10 ГВт, вместо 32 ГВт, принятых в Генсхеме. Ввод 10 ГВт возможен, если будут достраиваться энергоблоки высокой и средней степени готовности (5, 6 блоки Курской и Балаковской АЭС). Тогда  при КИУМе 87 %   будет производиться 260 млрд. кВт/ч.

Для справки:
В СССР за 20 лет (1970-1990) были построены АЭС с суммарной мощностью 32.3 ГВт.
Сегодня Россия по экономическому потенциалу в 2 раза меньше СССР. Период 2009-2020 (12 лет) составляет 0.6 от периода 1970-1990 гг. Тогда: 32 ГВт ´ 0.5 ´ 0.6 = 10 ГВт.

В базовом варианте Генсхемы планируется ввод 186 Гвт мощностей, в оптимистичном – 238 ГВт. В пересмотренном варианте – 91 ГВт, а с учетом экономического кризиса не более 60 ГВт (5 – 6 ГВт в год).  Тогда суммарная мощность электростанций России в 2020 составит: 220 + 60 – 15 = 265 ГВт  вместо 340 ГВт по базовому варианту и 392 ГВт по оптимистичному.

Принятая Генсхема имеет ряд принципиальных недостатков:

•         не учитывает критерий максимального снижения потребления газа в  электроэнергетике при рассмотрении объектов инвестирования за счет федерального бюджета;
•       ведет к завышенным планам государственных инвестиций;
•       ускоряет рост цен на электроэнергию.
•       в ней не сбалансированы  программы строительства (реконструкции) ЛЭП генерирующих мощностей

В принятой Генсхеме протяженность ЛЭП занижена минимум в 2.4 раза на 1 ГВт мощности. Сегодня в ЕЭС  России недостаточная протяженность электрических сетей.
Это одна из причин низкого значения КИУМ действующих электростанций.




                                                СССР                                   Генсхема
                                                  (1981-1990)                             (2008-2020)
Ввод новых
генерирующих мощностей, Гвт   82                                   186
ЛЭП (напряжение 35 и 110 КВ),
тыс. км                                         184                                      
                                                    2240 км/Гвт
ЛЭП  (напряжение
220 -1150 КВ), тыс. км                       69                                              64
                                                840 км/Гвт                                   345 км/Гвт


Стоимость  реализации пересмотренной Генсхемы уменьшится в 2 раза: с  16.5 трлн. руб до 8.9 трлн. руб. Строительство (реконструкция) новых генерирующих мощностей уменьшится в 3 раза  с 11.6 трлн. руб до  4 трлн. руб (330 млрд. руб в год). Строительство (реконструкция) единой национальной электрической сети требует детального рассмотрения, в частности в Генсхему входит строительство (реконструкция) распределительных сетей, стоимость которых оценивается в 4.2 трлн.руб., что требует тщательного анализа и существенного снижения (в ценах 2008 г).


Выводы

•        Необходимо немедленно пересмотреть и сбалансировать основные параметры Генсхемы;

•        Выбор энергетических объектов для нового строительства или реконструкции за счет федерального бюджета и инвестиционной надбавки к тарифу, установленной Правительством, должен проводиться, исходя из критерия максимального снижения потребления газа в электроэнергетике;

•        Проведение независимой экспертизы; существующая система экспертизы стратегических документов, неэффективна,  Экспертное сообщество профессионально ослабло и финансово зависимо  от разработчиков документов;

•         Необходимо обеспечить освещение в СМИ с разъяснением как будет изменяться цена на электроэнергию при реализации пересмотренной Генсхемы.

 
Об авторе: Б.И. Нигматулин родился 6 мая 1944 года в Москве. Получил два высших образования: в МВТУ им. Н.Э. Баумана (инженер-механик, 1967 г.) и в МГУ им. М.В.Ломоносова (математик, 1969 г.). Доктор технических наук, профессор по механике и теплофизике.

С 1998 года по 2002 год – заместитель министра Российской Федерации по атомной энергии с исполнением функциональных обязанностей координации вопросов атомной энергетики, теплофизике и механике гетерогенных и многофазных систем. Непосредственно курировал Департамент по атомной энергетике Минатома России и Государственного концерна «Росэнергоатома», Департамент проектирования, инвестиций и строительства (в частности, развития атомной энергетики);руководством Федеральными целевыми программами «Топливо и энергия», «Безопасность атомных электростанций», «Экологически чистая энергетика»; курированием вопросов технического перевооружения и реконструкции объектов атомной энергетики.

За 4,5 года работы Б.И. Нигматулина в должности заместителя министра Российской Федерации по атомной энергии произошли заметные активизация и оздоровление производственной и экономической ситуации на руководимых им предприятиях и организациях отрасли. На 35% увеличилась выработка электроэнергии, существенно улучшились показатели безопасности работы АЭС, достроен и сдан в промышленную эксплуатацию блок № 1 на Волгодонской АЭС, продлен срок эксплуатации сверх назначенного проектом энергоблока № 3 Новоронежской АЭС, выполнена глубокая реконструкция энергоблока № 1 Курской АЭС, активизировалась достройка блока № 3 Калининской АЭС и блока № 5 Курской АЭС.По инициативе Б.И. Нигматулина начата практическая разработка перспективного проекта ВВЭР-1500, сочетающего наивысший расчетный уровень безопасности с принципиально улучшенными технико-экономическими показателями. При непосредственном руководстве Б.И. Нигматулина были начаты работы по комплексному подходу в решении вопросов повышения качества проектирования, сооружения, реконструкции и эксплуатации АЭС, а так же включение в проекты совместных научных и технологических разработок, выявление и устранение  «узких» мест в проектах АЭС.

По инициативе Б.И. Нигматулина была разработана и внедрена в концерне «Росэнергоатом» система генеральной (внутренней) инспекции по надзору за безопасностью АЭС, независимой от руководства АЭС, что позволило существенно улучшить показатели безопасности работы АЭС.  Были подписаны контракты на сооружение АЭС в Иране, Китае, Индии, и успешно начато их исполнение, что позволило сохранить атомное энергетическое машиностроение  после дефолта 1998г.

Под руководством Б.И. Нигматулина разработана и принята Правительством РФ «Стратегия развития атомной энергии России в первой половине ХХI века», предусматривающая опережающее развитие атомной энергии в Европейской части России для обеспечения  топливного баланса и «дегазификации» при производстве электроэнергии. Б.И. Нигматулин, будучи стаатс-секретарем Минатома, принимал непосредственное участие в разработке и принятии Государственной Думой  законов о ввозе облученного ядерного топлива в Россию, утвержденных в июне 2001 года, законов по реформе российской электроэнергетики. Б.И.Нигматулин неоднократно участвовал в подготовке и проведении международных встреч Президента России В.В. Путина и консультировал его по вопросам атомной энергетики.

С 2003 по 2005 год Б.И. Нигматулин работал научным руководителем ФГУП «Электрогорский научно-исследовательский центр по безопасности атомных станций». Руководил расчетными экспериментальными обоснованиями новых решений, направленных на повышение безопасности АЭС, ВВЭР и РБМК.

С 2005 года по 2006 год работал в ОАО «ЭМАльянс, где разрабатывал стратегию развития бизнеса для крупнейших энергомашиностроительных заводов ОАО «ЗИО-Подольск»  и ОАО ТКЗ «Красный котельщик».

С мая 2006 года и по настоящее время – первый заместитель генерального директора в Институте проблем естественных монополий, где  проделана работа по состоянию и развитию топливно-энергетического комплекса страны.

Имеет более 220 научных трудов по  безопасности, экономике и организации  производства на АЭС и ТЭС, по теплофизике и механике гетерогенных и многофазных систем, гидродинамике, теплогидравлике АЭС и ТЭС, водно-химическим  режимам и технологиям АЭС и ТЭС, созданию и сертификации  программно-технического комплекса и систем  АСУ ТП. В течение ряда  лет Б.И. Нигматулин  читал курс лекций «Ядерные энергетические установки» на кафедрах ТЭС и АЭС Московского энергетического института. Является  автором учебника для ВУЗов «Ядерные энергетические установки» и соавтором двухтомной монографии «Механика гетерогенных сред». Под его руководством были защищены 6 десертаций на соискание доктора наук  и 30 десертаций кандидата наук.