Структура установленной мощности по ЕЭС России

По состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций Российской Федерации (включая мощность электростанций, работающих в закрытых административно-территориальных округах) составила 219,2 млн. кВт, в т. ч. ТЭС – 149,6 млн. кВт (68,3%), ГЭС – 45,9 млн. кВт (20,9%), АЭС – 23,7 (10,8%) млн. кВт. В суммарной установленной электрической мощности ТЭС доля электростанций, использующих твердое топливо, составляет 36,9% (55 млн. кВт), газомазутное топливо – 62,7% (93,6 млн. кВт), дизельное топливо – 0,4% (0,6 млн. кВт).

По сравнению с 2004 г. установленная мощность увеличилась на 2,6 млн. кВт (на 1,2%), в т. ч. ТЭС – на 1,2 млн. кВт, ГЭС – на 0,3 млн. кВт, АЭС – на 1,0 млн. кВт. (см. табл. 3.1.1).

Прирост установленной мощности произошел, главным образом, за счет ввода новых генерирующих мощностей и в незначительной степени за счет перемаркировки оборудования (всего 0,2 млн. кВт).

В течение 2005 г. было введено в эксплуатацию оборудование суммарной электрической мощностью 2866,5 МВт, в т. ч. ТЭС – 1695,5 МВт, ГЭС – 336,5 МВт, АЭС – 1000 МВт, блок-станции – 171 МВт. По сравнению с 2004 г. вводы генерирующих мощностей увеличились в 2,3 раза.

В 2005 г. в общем объеме вводов генерирующих мощностей на ТЭС доля энергоблоков с ПГУ и ГТУ составила 63% (1068 МВт). Вводов конденсационного оборудования в 2005 г. не было, а вводы теплофикационного оборудования на давление 13 МПа составили 255 МВт.

В числе наиболее крупных введенных мощностей

– ПГУ на Дзержинской ТЭЦ мощностью 195 МВт; ПГУ на Тюменской ТЭЦ-1 мощностью 190 МВт; ПГУ на Калининградской ТЭЦ-2 мощностью 450 МВт; Испытательный стенд на Ивановской ГРЭС с газовой турбиной ГТД-110 мощностью 110 МВт, а также четвертый агрегат на Бурейской ГЭС мощностью 335 МВт.

В приложении 3.1 приведены данные по вводам энергоагрегатов на электростанциях отрасли.

В течение 2005 г. было демонтировано оборудование электростанций суммарной мощностью 260,2 МВт, перемаркировка оборудования электростанций в сторону увеличения составила 172,2 МВт, присоединение генерирующих мощностей – 45,2 МВт.

Таким образом, по состоянию на 31 декабря 2005 г. установленная мощность электростанций отрасли «Электроэнергетика»¹, а также электростанций других министерств и ведомств составила 210,5 млн. кВт. По ЕЭС России установленная мощность электростанций составила 197,5 млн. кВт.

Изменение структуры установленной мощности в 2005 г. представлено в табл. 3.1.2.

Структура установленной мощности по ОЭС

Крупнейшими ОЭС по установленной мощности электростанций являются ОЭС Центра, ОЭС Сибири и ОЭС Урала. Мощность электростанций этих трех ОЭС приблизительно одинакова и составляет 42–49 млн. кВт. Однако структура установленной мощности в этих трех ОЭС существенно различается. В ОЭС Центра доля АЭС в суммарной установленной мощности составляет 24,3% (11,8 млн. кВт), тогда как в ОЭС Урала она составляет 1,4% (0,6 млн. кВт), в ОЭС Сибири АЭС отсутствуют.

Структура установленной мощности в разрезе ОЭС по состоянию на 31 декабря 2005 г. представлена в табл. 3.1.3.

Установленная мощность ГЭС в суммарной мощности ОЭС Центра и ОЭС Урала составляет 4,5% (2,2 млн. кВт) и 4,2% (1,8 млн. кВт), соответственно, а в ОЭС Сибири почти половина (48,4%) установленной мощности электростанций составляют ГЭС.

Установленная мощность электростанций ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Юга и ОЭС Востока в 2-3 раза меньше, чем в рассмотренных выше ОЭС. Структура установленной мощности этих ОЭС также неоднородна. В ОЭС Северо-Запада и в ОЭС Волги доля АЭС в суммарной установленной мощности электростанций составляет 28,2% (5,8 млн. кВт) и 17,0% (4,1млн. кВт), соответственно. В ОЭС Юга и в ОЭС Востока доля АЭС – 6,2% (1,0 млн. кВт) и 0,4% (0,05 млн. кВт).

Доля ГЭС в суммарной установленной мощности электростанций ОЭС Волги, ОЭС Юга и ОЭС Востока

– 26-33%, (3,9 – 6,2 млн. кВт), тогда как в ОЭС СевероЗапада доля ГЭС – 14% (2,9 млн. кВт).

Во всех ОЭС, кроме ОЭС Северо-Запада и ОЭС Сибири, доля ТЭС составляет более 55%.

Структура установленной мощности по видам оборудования

Среднегодовая установленная мощность ТЭС в 2005 г. составила 131,5 млн. кВт и возросла по сравнению с 2004 г. всего на 0,8 млн. кВт (на 0,2%). Структура установленной мощности по видам оборудования в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменилась (см. табл. 3.1.4).

Основным оборудованием конденсационных электростанций являются энергоблоки единичной мощностью 150–1200 МВт. Их доля в общей установленной мощности ТЭС составляет около 44% (57,7 млн. кВт). Наиболее распространенным оборудованием этих ТЭС являются энергоблоки единичной мощностью 200 МВт и 300 МВт, доля которых в суммарной установленной мощности ТЭС составляет 11,9% и 16,7%, соответственно.

На ТЭЦ основную долю составляют теплофикационные энергоблоки на давление пара 130 кгс/см² без промперегрева. Доля таких энергоблоков в суммарной установленной мощности ТЭС составляет более 30% (42 млн. кВт).

Наиболее современное оборудование на давление пара 240 кгс/см² составляет 44,2 тыс. МВт, или 67,8% от суммарной установленной мощности всего энергоблочного оборудования.

Доля от общей мощности ТЭС, %

Среднегодовые цены на основные виды топлива

В 2005 г. средневзвешенная цена угля для компаний электроэнергетики составила 658,7 руб./т, газа – 1388,4 руб./тыс. куб. м, мазута – 3758,6 руб./т.¹³ По сравнению с 2004 г. цена угля увеличилась на 13,2%, газа – на 21,4%, мазута – на 26%. При этом во втором полугодии 2005 г. произошел значительный рост цен на мазут (в 1,9 раза по сравнению с уровнем первого полугодия) из-за сезонного увеличения спроса на мазут на внутреннем рынке (в связи с накоплением запасов топлива к осенне-зимнему периоду) и общего роста цен на нефтепродукты.

Опережающий рост цен на топливо по сравнению с ростом тарифов на электрическую и тепловую энергию

Проводимая в последние годы политика сдерживания регулируемых тарифов на электрическую и тепловую энергию ниже уровня инфляции привела к существенному разрыву в темпах роста цен на продукцию топливной промышленности и электроэнергетики (см. рис. 3.2.6).



Так, по отношению к уровню 1998 г. цены на продукцию топливной промышленности выросли в 2005 г. в 9,6 раз, тогда как за тот же период цены на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую компаниями Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», выросли только в 3,9 раз.

Постепенное улучшение соотношения цен на газ и уголь

Другой важной тенденцией в сфере топливоснабжения электроэнергетики является наметившееся в последние годы выравнивание цен на газ и уголь (см. табл. 3.2.6). Так, если в 2000 г. цена газа (в расчете на 1

тут) в Центральном районе России была меньше цены угля на 25%, то в 2005 г. этот разрыв сократился до 10%. На Урале цены на газ и уголь практически сравнялись.

Существенный разрыв между внутрироссийскими и мировыми ценами на топливные ресурсы для электроэнергетики

Важным фактором, определяющим условия топливоснабжения российской электроэнергетики, является сохраняющийся существенный разрыв между внутрироссийскими и мировыми ценами на основные виды топлива.

В настоящее время внутренние цены на газ составляют в среднем 45 долл./тыс. куб. м, тогда как на европейском рынке стоимость газа достигает 250 долл./тыс. куб. м.

Цена энергетического угля на рынках Европы на условиях CIF¹⁵ в 2005 г. составляла 50–65 долл./т, т. е. была в 2-2,5 раза выше, чем на внутреннем рынке. При этом качество экспортных углей, как правило, существенно выше, чем на российском рынке.

Проблемы, связанные с поставками «дешевого» газа

Благодаря искусственной дешевизне природный газ активно вытесняет на внутрироссийском рынке другие виды топлива. Замещение газом других видов топлива, произошедшее в российской электроэнергетике за последние 20–25 лет (см. разд.3.2.1), позволило, с одной стороны, компенсировать происходившее в годы экономического кризиса падение добычи угля и производства мазута и безусловно способствовало улучшению экологической обстановки в городах и промышленных центрах страны. С другой стороны, доминирование «дешевого» газа в структуре топливного баланса электроэнергетики создает целый ряд проблем:

• надежность топливоснабжения электроэнергетики (в районах использования сетевого газа) в существенно большей мере стала зависеть от надежности поставок газа¹⁶;
• снижены стимулы для эффективного использования газового топлива, и в том числе за счет широкого использования в электроэнергетике современных парогазовых технологий;
• стимулируется переход потребителей к использованию собственных источников теплоснабжения на газе и сокращение потребления тепловой энергии от ТЭЦ – основы российской тепловой энергетики (см. разд. 3.1);
• растущая разница цен на газ, поставляемый в европейские страны и Россию, стимулирует ОАО «Газпром» сокращать его поставки российским потребителям, а прирост добычи газа направлять на экспорт¹⁷. В условиях наметившегося роста электропотребления (см. разд. 4.4) велика вероятность того, что уже в самое ближайшее время компании электроэнергетики России столкнутся с дефицитом газа и жесткими ограничениями на его поставки;
• несмотря на уменьшение диспропорций в ценах на газ и уголь (см. разд. 3.2.2), существующее соотношение цен на газ и уголь не соответствует сравнительной экономической эффективности использования этих видов топлива на электростанциях, что продолжает негативно влиять на конкурентоспособность производства электроэнергии на угольных ТЭС, требующего дополнительных затрат на углеподготовку, охрану окружающей среды и др., по сравнению с газовыми ТЭС. В энергетике других стран не существует одного четко определенного и устоявшегося соотношения между ценой газа и энергетического угля. Тем не менее, более высокая стоимость газа по сравнению с углем характерна для всех стран. К примеру, в Великобритании природный газ дороже угля на 40%, в Чехии – в 5 раз, в США – в 4 раза¹⁸ .

Необходим переход к политике экономически обоснованных цен на природный газ, что обеспечит поставщикам газа сопоставимую рентабельность продаж газа российским потребителям и на экспорт.

Проблема монополизации поставок угля

На условия топливоснабжения и конкурентоспособности отдельных угольных ТЭС России (при существующей их жесткой технологической привязке к конкретным угольным базам) большое влияние оказывает происходившее в последние годы укрупнение угольных компаний.

Котельное оборудование практически всех угольных ТЭС России было запроектировано на сжигание конкретных марок угля с определенными теплотехническими характеристиками. Эта особенность топливообеспечения угольных электростанций создала условия, при которых несколько крупных угольных компаний заняли доминирующее положение на рынках энергетических углей.

Так, например, в настоящее время в угольном балансе ОАО РАО «ЕЭС России» суммарная доля трех крупнейших угольных компаний – ОАО «СУЭК», ОАО «Кузбассразрезуголь» и ОАО «Русский уголь» составляет почти 50%, в т. ч. доля «СУЭК» более 30%. При этом доля ОАО «СУЭК» в поставках бурых углей составляет 56%, доля «Кузбассразрезугля» в поставках кузнецких углей – 57%, доля «Русского угля» в поставках антрацитов – 87% (см. рис. 3.2.7).

Одним из эффективных решений по снижению монопольной силы угольных компаний является создание на электростанциях углесмесительных комплексов. В результате смешения различных марок углей и получения однородных (гомогенизированных) угольных смесей, становится реальным удовлетворение технологических требований взаимозаменяемости угольного топлива на конкретном оборудовании ТЭС, т. е. появляется возможность альтернативного топливообеспечения.

Перспективной задачей, позволяющей снизить монополизм угольных компаний, является формирование рынка энергетических углей стандартизованного качества. Для этого энергетическим компаниям необходимо переходить на сжигание обогащенного угля, предъявляя соответствующий спрос угольной отрасли. В настоящее время на ТЭС России поставляется не более 15% обогащенных энергетических углей, тогда как в общем объеме добываемых углей в Германии обогащается 95%, в Великобритании – 75%, США – 55%.

Кроме того, для ограничения монополизма угольных компаний и защиты интересов угольных ТЭС должны быть в полной мере задействованы механизмы государственного антимонопольного регулирования.

Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России»

Компании Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» являются крупнейшими производителями тепловой и электрической энергии в Российской Федерации и оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Электростанции Холдинга выбрасывают в атмосферный воздух загрязняющие вещества (ЗВ), составлящие 14–16% общероссийского объема выбросов от стационарных источников. Забор природных вод составляет 30–35% общего использования водных ресурсов в России. Сбросы ЗВ в водные объекты компаниями Холдинга достигают 3% от общего объемов сброса загрязненных сточных вод в России, а объем образования отходов составляет около 2% от общероссийских.

Учитывая стратегию государства в области экологической безопасности и рационального использования природных ресурсов, а также масштабы воздействия электростанций Холдинга на окружающую среду, в 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» утвердило основополагающие документы в области охраны окружающей среды – «Экологическая политика РАО «ЕЭС России» и «Концепция реализации экологической политики РАО «ЕЭС России».

Экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России» определила цели, задачи и основные направления деятельности компаний Холдинга в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности на долгосрочный период. Целью Экологической политики ОАО РАО «ЕЭС России» является повышение уровня экологической безопасности, рост капитализации компаний Холдинга за счет обеспечения надежного и экологически безопасного производства, транспорта и распределения энергии, комплексного подхода к использованию природных энергетических ресурсов.

Концепция реализации экологической политики предусматривает принятие управленческих и инвестиционных решений на основе многовариантности сценариев развития с учетом экологических приоритетов, включающих целую систему мер по энергосбережению и рациональному использованию природных и энергетических ресурсов. Концепция определила наиболее прогрессивные технические решения и показатели технического и экологического уровня оборудования и технологий, которые должны применяться в инвестиционных программах компаний Холдинга.

ОАО РАО «ЕЭС России» ставит своей задачей обеспечить для вновь вводимого оборудования следующие нормативы удельных выбросов в атмосферу.

Оксиды азота:

• 80–120 мг/м³ (котельные агрегаты, О₂=6%), 50 мг/м³ (ГТУ, ПГУ, О₂=15%) при сжигании природного газа;
• 200–250 мг/м³(О₂=6%) при сжигании мазута;
• 250–350 мг/м³(О₂=6%) при сжигании бурых углей;
• 350–450 мг/м³ (О₂=6%) при сжигании каменных углей;
• 500–700 мг/м³ (О₂=6%) при сжигании малореакционных углей.

Оксиды серы: 400-2400 мг/м³ (О₂=6%) при сжигании угля.

Твердые частицы: 50-100 мг/м³ (О₂=6%) при сжигании угля.

В области охраны и рационального использования водных ресурсов экологическая политика ОАО РАО «ЕЭС России» направлена на снижение удельных объемов использования свежей воды, безвозвратных потерь, сброса загрязненных сточных вод в водные объекты общего пользования.

Охрана и рациональное использования земель будет направлена на защиту земель от негативного воздействия ТЭС и ГЭС, сокращение отвода земель под золоотвалы, снижение эррозии берегов водохранилищ, сокращение затопления земель при сооружении новых гидроузлов. При этом ОАО РАО «ЕЭС России» ставит своей целью увеличение объемов использования золошлаковых отходов (ЗШО) до 20% от годового выхода.

В 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» начато проведение организационных мероприятий по подготовке к внедрению в энергокомпаниях системы экологического менеджмента, соответствующей международным стандартам ISO 14000. Разрабатываются целевые экологические показатели деятельности ДЗО. Кроме того, ОАО РАО «ЕЭС России» готовит предложения по формированию национальных экологических стандартов в области энергетики, включая разработку стандарта по техническим нормативам выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для действующих котельных установок.

В 2005 г. наблюдалось увеличение объемов производства и потребления электроэнергии (см. раздел 4). В связи с возросшим производством электроэнергии соответственно произошло и увеличение абсолютных объемов выбросов. Негативное влияние на окружающую среду могло быть и большим без внедрения на ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России» природоохранных мероприятий.

Объем затрат на природоохранные мероприятия в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 2,3% и составил 5,5 млрд. руб.

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу электростанциями Холдинга составили 2543,7 тыс. т. По сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ в атмосферу увеличились на 59,0 тыс. т, а по сравнению с 2003 г. снизились на 74,1 тыс. т (см. рис. 3.4.1). Рост выбросов ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г. объясняется увеличением расхода топлива в 2005 г. на 10132 тыс. тут.

В 2005 г. внедрение компаниями Холдинга комплекса экологических мероприятий позволило уменьшить выбросы золы на 0,6% (на 5 тыс. т), а выбросы оксидов оксидов азота на 0,5% (3,4 тыс. т). Затраты Холдинга на охрану атмосферного воздуха в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличились на 32,6% и составили 999,97 млн. руб.

Перечень мероприятий по снижению выбросов золы и  оксидов азота представлен в Приложении П-3.2.
В общем объеме выбросов ЗВ в атмосферу около  95% составляют выбросы твердых частиц (зола), диоксида серы и оксида азота. Структура выбросов загрязняющих веществ в 2005 г. компаниями Холдинга представлена на рис. 3.4.2.

В табл. 3.4.1 представлены выбросы ЗВ в атмосферу в разрезе ОЭС за период 2003 – 2005 гг.

Выбросы загрязняющих веществ от электростанций ОЭС Северо-Запада в 2005 г. увеличились по сравнению с 2004 г. на 7,1% за счет роста выбросов оксидов азота, что явилось следствием увеличения расхода газа на 2,5%.

В 2005 г. нормативы по предельно допустимым выбросам (ПДВ) не соблюдались на ряде ТЭС ОЭС Северо-Запада, в основном по выбросам оксидов азота и диоксида серы. На Северодвинской ТЭЦ-1 нормативы ПДВ не соблюдались по трем составляющим – золе, оксидам азота и диоксиду серы.

В целях достижения норм ПДВ на Северодвинской ТЭЦ-1 предусмотрено внедрение высокоэффективных аппаратов «мокрой» очистки газа и вихревого метода сжигания углей.

Суммарные выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Центра в 2005 г. увеличились по сравнению с 2004 г. на 6,9% за счет роста выбросов золы, диоксида серы и оксидов азота. В 2005 г. были проведены мероприятия по сокращению выбросов золы на Каширской ГРЭС, а по уменьшению выбросов оксидов азота – на Дзержинской ТЭЦ, Новогорьковской ТЭЦ и Волгоградской ТЭЦ-3. Эти мероприятия позволили сократить выбросы ЗВ на 2 тыс. т.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. суммарные выбросы ЗВ электростанциями ОЭС Юга увеличились на 21,3%. Нормативы ПДВ по выбросу оксидов азота соблюдаются практически всеми электростанциями ОЭС Юга, за исключением Ростовской ТЭЦ-2.

Суммарные выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Средней Волги в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменились. Нормативы ПДВ по оксидам азота соблюдаются практически всеми электростанциями ОЭС Средней Волги, за исключением 4-х ТЭС.

Выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Урала в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократились на 3,2% в результате уменьшения выбросов золы, диоксида серы и оксидов азота. Нормативы ПДВ в 2005 г. не соблюдались на семи ТЭС ОЭС Урала, в т. ч. по выбросам золы на трех ТЭС, а по диоксиду серы и оксидам азота на четырех ТЭС. На ближайшую перспективу планируется осуществить комплекс мероприятий по достижению на ТЭС Урала нормативов ПДВ. В частности, на Верхнетагильской ГРЭС предусмотрены мероприятия по оснащению котлоагрегатов эмульгаторами и внедрение технологических методов подавления оксидов азота.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ от электростанций ОЭС Сибири увеличились на 5,7%, главным образом из-за роста выбросов золы и диоксида серы. Увеличение этих выбросов произошло в результате увеличения доли сжигаемых углей с ухудшенными экологическими характеристиками. Вместе с тем в Кемеровской области, являющейся одним из самых напряженных по экологической обстановке регионов Сибири, на электростанциях ОАО «Кузбассэнерго» в 2005 г. произошло сокращение выбросов ЗВ в атмосферу, в т. ч. на 1,2 тыс. т золы и 0,5 тыс. т оксидов азота.

С целью достижения нормативов ПДВ на ТЭС Сибири разработана программа природоохранных мероприятий. Согласно этой программе на двух котлах ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» планируется реконструкция топок с организацией трехступенчатого сжигания топлива и реконструкция одного электрофильтра с организацией схемы отбора сухой золы. На Кузнецкой ТЭЦ будет проведена реконструкция золоуловителей и внедрены технологические методы подавления окислов азота На Томь-Устинской ГРЭС планируется модернизация топочной камеры котла, внедрение двухступенчатого сжигания топлива на котлах 3-ей очереди и оптимизация подачи орошающей воды на золоулавливающую установку.

Суммарный объем выбросов загрязняющих веществ от электростанций ОЭС Востока в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился на 2,8% в результате уменьшения выбросов золы и оксида углерода. Выбросы золы сократились на 5,2 тыс. т за счет повышения эффективности золоуловителей на Приморской ГРЭС ЗАО «ЛуТЭК», а также за счет уменьшения доли угля в топливном балансе ОАО «Хабаровскэнерго».

Программой природоохранных мероприятий ОЭС Востока предусматривается в частности реализация мероприятий по достижению норм ПДВ на Владивостокской ТЭЦ-2 – замена электрофильтров, внедрение системы улавливания оксидов серы, реконструкция горелок.

В 2005 г. объем использования свежей воды на производственные нужды компаниями Холдинга составил 19639,6 млн. куб. м. Лимиты забора воды соблюдаются всеми электростанциями ОАО РАО «ЕЭС России».

По сравнению с 2004 г. потребление свежей воды сократилось на 150,4 млн. куб. м (на 0,8%).

Показатели использования свежей воды на производственные нужды в 2003–2005 гг. представлены на рис. 3.4.3, а в табл. П-3.3 Приложения представлены данные об использовании свежей воды в разрезе отдельных ОЭС.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. на электростанциях ОЭС Северо-Запада использование свежей воды увеличилось на 9% в результате увеличения выработки электроэнергии и тепла на Киришской ГРЭС-19 и на ТЭС ОАО «Архэнерго».

На электростанциях ОЭС Центра объем использования свежей воды в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился на 13,8% вследствие внедрения новых технологий водоподготовки и увеличения доли выработки электроэнергии и тепла на ТЭС с оборотными системами водоснабжения. Наибольшее сокращение использования свежей воды (на 143 млн. куб. м) произошло на ТЭС ОАО «Мосэнерго».

 

В ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги и ОЭС Урала объемы использования свежей воды в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменились.

Рост потребления свежей воды на ТЭС ОЭС Сибири в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 197 млн. куб. м произошел главным образом за счет увеличения выработки электроэнергии и тепла на ТЭС ОАО «Красноярскэнерго».

На ТЭС ОЭС Востока сокращение использования свежей воды произошло в основном из-за уменьшения выработки электроэнергии на ТЭС ОАО «Хабаровскэнерго», а также на Охинской ТЭЦ – за счет выработки электроэнергии на ГТЭ-19 и уменьшения потерь в тепловых сетях.

Выполненные в 2005 г. на электростанциях ОАО РАО «ЕЭС России» мероприятия по сокращению использования воды и уменьшению сброса загрязненных стоков приведены в Приложении П-3.4.

В 2005 г. объем сброса загрязненных и недостаточно очищенных сточных вод составил 467,3 млн. куб. м, что на 15,7% меньше, чем в 2004 г., и на 19,9% меньше чем в 2003 г.

Показатели сброса загрязненных (сбрасываемых без очистки) и недостаточно очищенных (прошедших очистку на очистных сооружениях, имеющих недостаточную степень очистки по отдельным ингредиентам) сточных вод ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России» представлены на рис. 3.4.4, а в приложении П-3.5 приведены показатели сброса таких вод в разрезе отдельных ОЭС.

Рост сброса загрязненных вод в ОЭС Северо-Запада в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 16,2 млн. куб. м (на 13,4%) произошел из-за общего увеличения использования воды на производственные нужды.

В ОЭС Центра сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод в 2005 г. по сравнению с 2004 г. на 2,7 млн. куб. м (8%) связано с уменьшения общего объема забираемой воды, увеличением использования воды в оборотной системе охлаждения Ивановской ТЭЦ-3, а также передачей всех стоков Ярославской ТЭЦ-1 Ярославскому шинному заводу.

Увеличение сброса загрязненных вод в поверхностные водоемы ОЭС Юга на 0,05 млн. куб. м произошло изза увеличения сброса ОАО «Экспериментальная ТЭЦ».

В ОЭС Средней Волги сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 2,1 млн. куб. м (12,9%) произошло за счет уменьшения сброса загрязненных вод ОАО «Самараэнерго».

В ОЭС Урала уменьшение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 7,3 млн. куб. м (16,6%) объясняется сокращением сброса воды этих категорий некоторыми электростанциями ТГК-9.

Сокращение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод ОЭС Сибири на 77,5 млн. куб. м (75,5%) произошло в результате перевода загрязненных вод в категорию «нормативно чистые».

В ОЭС Востока уменьшение сброса загрязненных и недостаточно очищенных вод на 13,8 млн. куб. м (5,9%) произошло за счет сокращения использования свежей воды ТЭС этого региона.

Использование земельных ресурсов и обращение с отходами

В 2005 г. площадь отработанных (подлежащих рекультивации) земель составила 1823,2 га. По сравнению с 2004 г. площадь отработанных земель сократилась на 663 га (на 26,6%).

В табл. 3.4.2 представлены показатели по площади отработанных земель в разрезе ОЭС за период 2003–2005 гг.

В 2005 г. объем образования опасных отходов (1–4 классы опасности) составил 1090 тыс. т, что на 375 тыс. т меньше (на 26%), чем в 2004 г. Сокращение золошлаковых отходов (ЗШО) произошло главным образом за счет перевода ЗШО ряда ТЭС ОАО «Кузбассэнерго», Харанорской ГРЭС, Хабаровской ТЭЦ-3 из четвертого в пятый класс опасности (практически неопасные отходы) ²¹.

Выбросы парниковых газов

Для электростанций, работающих на органическом топливе, характерны выбросы следующих парниковых газов: диоксида углерода – CO2, закиси азота – N2O, метана – CH4, элегаза – SF6. В общем объеме выбросов всех парниковых газов доля CO2 составляет более 99%.

В 2005 г. выбросы диоксида углерода электростанциями Холдинга РАО «ЕЭС России» составили 446,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. выбросы CO2 увеличились на 12,6 млн. т (на 3%), а по сравнению с 2003 г. – на 3,1 млн. т (на 0,7%). Рост выбросов парниковых газов обусловлен увеличением выработки электроэнергии на ТЭС Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России».

В 2004 г. Российской Федерацией ратифицирован Киотский протокол (Рамочная конвенция ООН по изменению климата). В целях реализации положений Киотского протокола ОАО РАО «ЕЭС России» начало работы по созданию национальной инфраструктуры рынка выбросов, включая вопросы развития законодательства в области рыночного обращения единиц выбросов парниковых газов, разработки корпоративных и национальных систем мониторинга выбросов, создания национального регистра выбросов и сделок по переуступке прав, процедуры регистрации инвестиционных проектов.

ОАО РАО «ЕЭС России» принята Программа регулирования сокращения выбросов парниковых газов. Программой предусмотрено проведение инвентаризации выбросов парниковых газов в дочерних обществах ОАО РАО «ЕЭС России», создание и внедрение корпоративной системы мониторинга выбросов парниковых газов, подготовка и сопровождение инвестиционных проектов с углеродной составляющей. В рамках этой Программы сформированы перечни первоочередных проектов, наиболее подготовленных к финансированию за счет механизмов Киотского протокола и потенциальных проектов, которые требуют уточнения отдельных технических и экономических параметров.

В 2005 г. ОАО «Хабаровскэнерго» и ОАО «Оренбургэнерго» подписали с Датским агентством по охране окружающей среды контракты по продаже сокращенных выбросов парниковых газов, получаемых в результате реализации совместных проектов на Амурской ТЭЦ-1 и Медногорской ТЭЦ.

Также в 2005 г. ДЗО РАО «ЕЭС России» принимали участие в тендерах по закупке сокращенных выбросов парниковых газов²².

Проекты, представляемые на тендеры, успешно прошли фазы отбора и подготовки специализированной проектно-технической документации. Однако контракты на поставку единиц сокращения выбросов не были заключены по причине неясности позиции Российской Федерации относительно процедуры утверждения таких проектов. Практическое использование механизмов международной торговли сокращенными выбросами требует создания соответствующей нормативно-правовой базы, как на уровне федерального законодательства, так и на уровне решений исполнительных органов власти.

В перспективе ОАО РАО «ЕЭС России» планирует уменьшить выбросы парниковых газов за счет:

Воздействие на атмосферу

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу составили 211,7 тыс. т, что на 92,7 тыс. т ниже разрешенного лимита. По сравнению с 2004 г. выбросы ЗВ в атмосферу уменьшились на 2,7 тыс. т, а с 2003 г. – на 30,2 тыс. (см. рис. 3.4.5). Снижение выбросов ЗВ в атмосферу произошло главным образом за счет уменьшения общего расхода сожженного топлива.

Для улавливания ЗВ на 126-и эксплуатирующихся в энергосистеме паровых энергетических и на 8-и водогрейных котлах установлены золоулавливающие установки различных типов. Их средняя эффективность по очистке составила 95,8%.

В общем объеме валовых выбросов ЗВ в 2005 г. выбросы в пределах нормативов ПДВ составили 193 тыс. т (91%), в 2004 г. – 600,9 тыс. т (28%), а выбросы в пределах ВСВ (временно согласованные выбросы) составили 12,4 тыс. т (6%) и в 2004 г. – 154,3 тыс. т (72%).

В 2005 г. удельные выбросы ЗВ в атмосферу на тонну натурального топлива составили 0,021 т/тнт., в 2004 г. – 0,020 т/тнт., а на отпущенную электроэнергию составили 0,479 кг/кВт•ч, в 2004 г. – 0,475 кг/кВт•ч.

Увеличение удельного выброса ЗВ в атмосферу на тонну натурального топлива обусловлено увеличением доли сжигаемых углей с ухудшенными экологическими характеристиками.

В 2005 г. по сравнению с 2004 г. в структуре суммарных выбросов произошло увеличение доли выбросов диоксида серы на 7,8% при одновременном снижении доли золы и твердых частиц на 2,7%. Эти изменения объясняются снижением доли использования азейского угля и ростом доли мугунского угля, имеющего более высокое значение содержания серы.

Структура выбросов ЗВ в 2005г. представлена на рис. 3.4.6.

Кроме того, по результатам входного контроля, начиная с 2004 г. наблюдается ежегодное увеличение содержания серы в мугунском угле (2003 г. – 0,8%, в 2004 г. – 1,0%, в 2005 г. – 1,2%). С целью недопущения превышения установленных нормативов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сверхлимитных экологических платежей в ОАО «Иркутскэнерго» проводится работа по оптимизации топливного баланса.

Воздействие на водные объекты

В 2005 г. общее водопотребление по ОАО «Иркутскэнерго» составило 416,2 млн. куб. м, в т. ч. из поверхностных водоемов – 210,2 млн. куб. м, из подземных источников – 6,4 млн. куб. м, от других предприятий, включая городской водозабор – 199,6 млн. куб. м. Общее водопотребление составило 58% от годового лимита.

В сравнении с 2004 г. общее водопотребление уменьшилось на 3%.

Объем сброса сточных вод в 2005 г. составил 185,0 млн. куб. м, что на 81,2 млн. куб. м больше по сравнению с 2004 г. вследствие увеличения отпуска электроэнергии потребителям. Сброс загрязненных (без очистки и недостаточно очищенных) сточных вод в 2005 г. увеличился по сравнению с 2004 г. на 4,9 млн. куб. м, а по сравнению с 2003 г. уменьшился на 12,6 млн. куб. м.

Общий объем сброса сточных вод составил 44% от годового лимита.

Общее количество отходов, образовавшихся за 2005 г., составило 1446,9 тыс. т, что меньше на 95,8 тыс. т, чем в 2004 г. и на 348,4 тыс. т меньше по сравнению с 2003 г.

В общем объеме отходов 99% составляют золошлаковые отходы (ЗШО). Количество накопленных на золоотвалах ЗШО на конец 2005 г. составило 77 831,1 тыс. т.

В настоящее время в ОАО «Иркутскэнерго» для сокращения выбросов парниковых газов реализует мероприятия по оптимизации тепловых узлов, оптимизации топливного баланса и совершенствования системы электроснабжения.

В перспективе ОАО «Иркутскэнерго» планирует уменьшить выбросы парниковых газов за счет снижения удельных расходов топлива путем строительства энергетических установок с высоким КПД, ввода в строй энергоустановок, использующих возобновляемые источники энергии, в т. ч. ГЭС, перевода котлов теплоэнергетических установок на сжигание газообразного топлива.

Воздействие на атмосферу

В 2005 г. суммарные выбросы ЗВ в атмосферу (золы, диоксида серы, оксида азота, окиси углерода и прочие) составили 29,6 тыс. т. По сравнению с 2003 г. и 2004 г. общее количество ЗВ, выбрасываемых в атмосферу, сократилось на 28,1 тыс. т и на 2,2 тыс. т соответственно (см. рис. 3.4.8). Снижение выбросов произошло главным образом из-за уменьшения доли мазута в топливном балансе электростанций ОАО «Татэнерго».

Общий валовой выброс ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г. сократился по всем компонентам, в т. ч. оксидов азота на 59%, сернистого ангидрида на 9,5%, угольной пыли на 41%.

На рис. 3.4.9 представлена структура выбросов ЗВ в 2005г.

В 2005 г. на электростанциях ОАО «Татэнерго» суммарный объем отходов составил 47,8 тыс. т, что меньше на 5,2 тыс. т и на 10,2 тыс. т, чем в 2004 г. и в 2003 г. соответственно, (см. рис. 3.4.10).

За последние 3 года наблюдается стабилизация образования отходов с тенденцией к увеличению объема отходов, используемых вторично. Доля отходов, передаваемых сторонним организациям для вторичного использования и обезвреживания, в 2005 г. достигла 64%, тогда как аналогичный показатель в 2004 г. составлял 47%, в 2003 г. – 36%.

В 2005 г. на 0,9 тыс. т снижен объем отходов, размещаемых на временное хранение, около 3 тыс. т отходов (недопал извести и шлам ХВО) переработано в собственном производстве.

Объем отходов, находящихся на территории филиалов на длительном хранении (в шламоотвалах, шламоотстойниках и шламонакопителях), снижен на 5%.

Отработанных земель в ОАО «Татэнерго» нет.

Выбросы парниковых газов

Также как и для других электроэнергетических компаний, для ОАО «Татэнерго» характерны выбросы следующих парниковых газов: диоксида углерода – CO2, закиси азота – N2O, метана – CH4, элегаза – SF6. При этом в общем объеме выбросов всех парниковых газов доля CO2 составляет более 99%.

В 2005 г. выбросы диоксида углерода составили 446,2 млн. т. По сравнению с 2004 г. объем выбросов парниковых газов электростанциями ОАО «Татэнерго» практически не изменился, а по сравнению с 2003 г. уменьшился на 3%.

В перспективе сокращение эмиссии парниковых газов будет осуществляться путем строительства газотурбинных и парогазовых энергетических установок.

Радиационное воздействие АЭС на окружающую среду

• Анализ данных о выбросах и сбросах ЗВ по всем АЭС концерна «Росэнергоатом» в 2005 г., а также многолетнее изучение радиационно-гигиенической обстановки в районах расположения нормально эксплуатируемых АЭС показывает:
• радиационно-гигиеническая обстановка не претерпела изменений со времен строительства и ввода АЭС в эксплуатацию;
• отсутствие значимого различия показателей однотипных параметров радиоактивного загрязнения объектов окружающей среды до пуска, в период пуска и промышленной эксплуатации АЭС;
• радиационная обстановка в районе расположения АЭС за пределами ее промплощадки не отличается от обстановки в окружающих регионах;
• за последние 10 лет фактические годовые выбросы радионуклидов АЭС с реакторными установками различного типа в атмосферу не превышают 30% соответствующих нормативов допустимых выбросов;
• фактические поступления радионуклидов с АЭС в поверхностные воды многократно меньше нормативных;
• работа АЭС не приводит к росту усредненной годовой дозы на контролируемой территории и к заметным дозовым нагрузкам на население.

Достигнутый в настоящее время уровень радиационного воздействия АЭС на население и окружающую среду является приемлемым и доказывает экологическую чистоту АЭС в режиме их нормальной эксплуатации.

Нерадиационное воздействие АЭС на атмосферу

Основными источниками загрязнения атмосферы АЭС вредными химическими веществами являются пускорезервные котельные, дизель-генераторные станции, ремонтно-строительные цеха, автотранспортные хозяйства и прочие вспомогательные производства, обеспечивающие надежную и безопасную работу атомных станций²³.

Количество стационарных источников выбросов ЗВ в 2005 г. по всем АЭС составило 1105, что на 87 источников меньше, чем в 2004 г., из них организованных – 886 источников (трубы, вентиляционные шахты и др.) и неорганизованных – 219 источников (парящие открытые емкости на очистных сооружениях, открытые склады и др.).

На рис. 3.4.11 представлены данные по числу стационарных источников выбросов ЗВ в атмосферу за период 2003–2005 гг.

В 2005 г. АЭС было выброшено в атмосферу 2202 т загрязняющих веществ (45% от установленных лимитов), что на 267 т больше, чем в 2004 г. и на 276 т меньше, чем в 2003 г. В общем объеме выбросов ЗВ в атмосферу основную долю составляют газообразные и жидкие выбросы (диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды, летучие органические соединения и др.). Доля твердых ЗВ (пыль, сажа и др.) незначительна и хорошо улавливается пыле- и газоочистными установками. В 2005 г. газообразные и жидкие выбросы по концерну «Росэнергоатом» составили 2125 т (96,5%), твердые выбросы – 77 т (3,5%).

На рис. 3.4.12 представлены данные по выбросам в атмосферу ЗВ период 2003–2005 гг., а в приложении П -3.6 – структура этих выбросов по видам ЗВ.

В 2005 г. количество ЗВ, поступивших в атмосферу от всех стационарных источников (организованных и неорганизованных), выбрасываемых без очистки в соответствии с конструктивными особенностями источников выбросов, составило 2182 т.

 

На газоочистные и пылеулавливающие установки поступило 392 т ЗВ, из них уловлено и обезврежено – 371 т. Выбросы ЗВ от сжигания топлива в котельных для выработки тепловой энергии по всем АЭС составили 1822 т, что на 383 т больше, чем в 2004 г. (1438 т).

Аварийных и залповых выбросов ЗВ в 2005 г. не было.

В целом, несмотря на некоторое увеличение выбросов ЗВ в 2005 г. по сравнению с 2004 г., объемы выбросов в атмосферу имеют тенденцию к снижению в результате выполнения на АЭС природоохранных мероприятий, связанных, в первую очередь, с оптимизацией режимов работы оборудования, снижением объемов потребления топлива в котельных, ввода в эксплуатацию более эффективных пылеулавливающих и газоочистных установок и заменой устаревшего оборудования на более современное.

Нерадиационное воздействие АЭС на водные объекты

В 2005 г. объём воды в системах оборотного водоснабжения АЭС концерна «Росэнергоатом» составил 20499,5 млн. куб. м. Из водных объектов для нужд АЭС было забрано (водоемы-охладители, скважины) и получено из сетей городского водопровода 6283,7 млн. куб. м воды. Объем забранной воды не превышал установленных природоохранными органами лимитов (6467,9 млн. куб. м воды). Практически вся забранная вода использовалась на производственные нужды АЭС (99,2%) – на охлаждение пара в конденсаторах турбин и теплообменного оборудования – и возвращалась в водоемы-охладители.

Водоотведение в 2005 г. составило 5913,9 млн. куб. м или 94,2% от объема забранной воды. Из общего объема водоотведения отведено нормативно-чистых вод (не нуждающихся в очистке) – 5892,65 млн. куб. м (99,6%), нормативно-очищенных на сооружениях очистки – 2,4 млн. куб. м (0,04%), загрязненных сточных вод из-за недостаточной эффективности технологии очистки – 15,46 млн. куб. м (0,3%) и отведенных без очистки

– 2,8 млн. куб. м (0,05%), что по сравнению с 2004 г. осталось практически без изменений.

В 2005 г. не было отклонений от технологических процессов АЭС, приводящих к загрязнению водных объектов.

Обращение с нерадиоактивными отходами

На начало 2005 г. на всех АЭС наличие опасных отходов составило 83,8 тыс. т, что на 145339 т меньше по сравнению с началом 2004 г. За 2005 г. на АЭС образовалось 42,5 тыс. т опасных отходов, что на 102 т меньше по сравнению 2004 г.

В 2005 г. на АЭС концерна «Росэнергоатом» в результате деятельности по обращению с опасными отходами:

• использовано – 2,7 тыс. т отходов (2,14%), что в 2 раза меньше, чем в 2004 г.;
• обезврежено – 479 т (0,37%), что на 27,2 т больше, чем в 2004 г.;
• передано другим предприятиям – 95,5 тыс. т (75,63%), что в 1,8 раз меньше по сравнению с предыдущим годом;
• размещено на собственных объектах 15,1 тыс. т (11,95%), из них захоронено – 10,2 тыс. т (8,1%), что больше в 1,12 раз по сравнению с 2004 г.;
• осталось на конец года – 17,4 тыс. т (13,8%), что почти в 4,8 раза меньше, чем в 2004 г.

На рис. 3.4.13 представлена структура обращения с опасными отходами на АЭС в 2005 г.

Количество опасных отходов на конец 2005 г. в целом по концерну «Росэнергоатом» составило:

• 1 класс – 0,02 тыс. т (0,089%), что почти в 1,85 раз меньше, чем в 2004 г.;
• 3 класс – 5,9 тыс. т (33,8%), что почти в 1,2 раза больше, чем в 2004 г.;
• 4 класс – 7,4 тыс. т (42,27%), что меньше в 10,2 раза по сравнению с 2004 г.;
• 5 класс – 4,1 тыс. т (23,8%), что на 0,3 тыс. т больше, чем в 2004 г. Отходы 2-го класса опасности в количестве 27 т в конце 2005 г. полностью реализованы в результате обезвреживания (14 т) и передачи на утилизацию в специализированные организации (13 т).

В целом по концерну «Росэнергоатом» в 2005 г. на территориях АЭС временно хранилось 4,9 тыс. т отходов 1-5 классов опасности, что на 1,0 тыс. т меньше, чем в 2004 г. Длительное размещение таких отходов не противоречит законодательству и согласовано природоохранными органами.

Обезвреживание и захоронение опасных отходов АС осуществлялось на специализированных полигонах.

В приложении П-3.7 представлены данные по образованию и использованию отходов по классам опасности на АЭС в 2005 г.