Динамика и структура отпуска тепловой энергии

Отпуск тепла по отрасли в 2005 г. составил 522,8 млн. Гкал, что практически совпадает с уровнем 2004 г. (99,97%). Незначительное снижение отпуска произошло за счет снижения выработки тепла электробойлерными. Отпуск тепла от ТЭС остался на уровне прошлого года, за исключением ТЭС ОЭС Урала (снижение на 2,4%).

Динамика отпуска тепловой энергии за 2003-2005 гг. представлена в табл. 4.2.1.

В последние годы происходило постоянное снижение выработки тепла из-за сокращения потребления тепловой энергии промышленными потребителями. В период с 1992 г. по 1999 г. темп снижения составлял в среднем 5% в год. Начиная с 2000 г. темп снижения несколько замедлился и составляет в среднем 0,7% в год.

Отпуск тепла в 2005 г. составил 66,7% от максимальной выработки тепла в 1992 г. (783,4 млн. Гкал).

В 2005 г. доля ТЭС в общем объеме отпуска тепловой энергии составляет 90,7%, отпуск районными котельными (РК) – 8,5% и отпуск электробойлерными (ЭБ) – 0,8%. За период с 1998 г. структура отпуска тепла практически не изменилась.

Структура отпуска теплоэнергии по отрасли за 1998– 2005 гг. представлена в табл. 4.2.2.

Отпуск тепловой энергии ОГК и ТГК, входящими в Холдинг ОАО РАО «ЕЭС России»

В общем объеме отпуска тепла Холдингом ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г. доля ТГК составила 74,1%, доля нереформированных АО-энерго – 21,8%, а доля ОГК – 4,1% (см. табл. 4.2.3).

Максимальный отпуск тепла у ТГК-3 (Мосэнерго – крупнейшая теплофикационная система страны) – 70,3 млн. Гкал (15,2% от Холдинга). У ТГК-7 (Оренбург, Самара, Саратов, Ульяновск) объемы отпуска тепла также достаточно велики и составляют 47,6 млн. Гкал (10,3%).

Среди нереформированных АО-энерго максимальный отпуск тепла у ОАО «Башкирэнерго» – 31,6 млн. Гкал (3,8%).

Отпуск тепла изолированными энергосистемами составляет 5,3 млн. Гкал или 1,02% от отпуска тепла Холдингом (см. табл. 4.2.4).

Отпуск тепловой энергии в ОАО «Иркутскэнерго» и Холдинге «Татэнерго»

В 2005 г. электростанциями ОАО «Иркутскэнерго» было отпущено 26 млн. Гкал тепла (см.табл.4.2.5). По сравнению с 2004 г. произошло снижение отпуска теплоэнергии на 1,1 млн. Гкал (на 4,1%).

Холдингом «Татэнерго» было отпущено 30,6 млн. Гкал тепла. По сравнению с 2004 г. произошло увеличение отпуска теплоэнергии на 0,6 млн. Гкал (на 2,1%).

Табл. 4.2.5. Динамика отпуска тепловой энергии ОАО «Иркутскэнерго» и холдингом «Татэнерго» за 2003–2005 годы

Отпуск тепловой энергии ТЭС по видам оборудования

Основные объемы отпуска тепловой энергии в отрасли приходятся на теплофикационное оборудование ТЭЦ-130. В 2005 г. этим оборудованием отпущено 272,0 тыс.Гкал, или 52,5% тепловой энергии, отпущенной предприятиями отрасли.

Доля отпуска тепла районными котельными в 2005 г. составила 8,4% (43,3 тыс.Гкал).

Динамика отпуска тепла по видам оборудования представлена в таблице 4.2.6.

Территориальные и организационные аспекты экспорта/импорта электроэнергии

Экспорт (импорт) электроэнергии в(из) сопредельные(-х) страны(-н)¹, входившие(-их) ранее в состав СССР (Азербайджан, Белоруссия, Грузия, Казахстан, Латвия, Литва, Молдавия, Украина, Эстония), осуществляется в условиях параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами этих стран.

Кроме того, из России осуществляются экспортные поставки электроэнергии (в том числе через вставки постоянного тока², путем организации выделенной работы электростанций по радиальной схеме или питания выделенных узлов нагрузки («островов») по линиям электропередачи переменного и/или постоянного тока) в целый ряд других сопредельных стран – Монголию, Финляндию, Норвегию, Китай.

Состав межгосударственных линий электропередачи и их основные характеристики приведены в Приложении П-4.1.

В 2005 г. поставки электроэнергии на экспорт в Финляндию осуществлялись по контрактам ОАО РАО «ЕЭС России», ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»³ и ОАО «Ленэнерго». Поставщиками электрической энергии в рамках приграничной торговли в Норвегию и Финляндию являлись как ОАО РАО «ЕЭС России», так и ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС».

В июле 2005 г. ОАО РАО «ЕЭС России» завершило передачу контрактов по экспорту/импорту электроэнергии ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», которое таком образом стало практически единственным оператором экспорта/импорта электроэнергии в стране.

Техническим исполнителем внешнеторговых договоров поставки электроэнергии со странами дальнего и ближнего зарубежья является ОАО «ФСК ЕЭС».

В процессе дальнейшего реформирования отрасли планируется открыть сферу экспорта/импорта электроэнергии для участия других организаций. Однако для этого предстоит решить целый ряд задач, и в том числе

– максимально унифицировать процедуры таможенного оформления межгосударственных поставок электроэнергии, обеспечить совместимость правил функционирования российского оптового рынка электроэнергии с правилами смежных зарубежных рынков (в том числе регламентирующих осуществление экспортно-импортных поставок электроэнергии), и прежде всего рынков, функционирующих в зоне UCTE⁴, разработать правила недискриминационного доступа участников рынка к экспортным сетям, создать систему антимонопольного мониторинга и регулирования экспортно-импортных поставок электроэнергии и др.

Основные показатели экспорта/импорта электроэнергии в 2005 году

В 2005 г. из ЕЭС России было поставлено на экспорт 22,5 млрд. кВт•ч, что более чем на 3 млрд. кВт•ч, или на 17,7%, больше, чем в 2004 г. (см. рис. 4.3.1 и табл. 4.3.1).

Увеличение объемов экспорта обусловлено главным образом возобновлением поставок из России в Республику Беларусь (см. ниже).

В 2005 г. в Россию было импортировано 10,3 млрд. кВт•ч электроэнергии, что на 1,9 млрд. кВт•ч, или 15,8%, меньше, чем в 2004 г.

По сальдо экспортно-импортных поставок Россия остается нетто-экспортером электроэнергии. В 2005 г. экспорт электроэнергии из ЕЭС России превышал импорт на 12,3 млрд. кВт•ч (в 2004 г. – на 7 млрд. кВт•ч).

Динамика и структура экспорта электроэнергии из России

В 2005 г. были достигнуты максимальные годовые объемы экспорта электроэнергии из России за весь рассматриваемый период 2002–2005 гг. – 22,5 млрд. кВт•ч (см.рис. 4.3.2).

Наиболее крупным покупателем электроэнергии из России остается Финляндия (см. табл. 4.3.1 и рис. 4.3.2)

– в 2005 г. экспорт в эту страну составил около 50% от общего объема экспорта из России или 11,3 млрд. кВт•ч. После ввода в эксплуатацию третьей ЛЭП и связанного с этим роста поставок электроэнергии в Финляндию объемы поставок на данном направлении стабилизировались. В целом, за период 2002–2005 гг. объемы экспорта в Финляндию увеличились на 30% – с 7,95 до 11,34 млрд. кВт•ч (см.рис. 4.3.2 и 4.3.3).

Крупные объемы российской электроэнергии экспортируются в Белоруссию (21%; 4,7 млрд. кВт•ч). Причем в 2005 г. на эту страну пришелся наибольший рост годовых объемов экспорта российской электроэнергии – рост на 3,2 млрд. кВт•ч по сравнению с 2004 г.

Третьим крупнейшим покупателем электроэнергии из России является Казахстан (8,5%; 1,9 млрд. кВт•ч). Однако по сальдо экспортно-импортных поставок Казахстан является нетто-экспортером электроэнергии в Россию (см. ниже).

Быстрыми темпами растут объемы экспорта электроэнергии в Китай – рост на 225% за период 2002–2005 гг. – с 0,15 до 0,49 млрд. кВт•ч.

Объемы и годовые темпы роста экспорта электроэнергии в Норвегию и Монголию относительно невелики.

Другие страны (кроме Польши, Турции и Эстонии, которые не импортировали электроэнергию из России) снизили в 2005 г. объемы покупки электроэнергии в России. Наибольшие темпы снижения у Латвии – на 24% или 0,2 млрд. кВт•ч меньше по сравнению с уровнем 2004 г.

Динамика экспорта электроэнергии из России в страны СНГ отличается существенными большими ежегодными колебаниями (см. рис. 4.3.2). Для них характерно чередование периодов роста и снижения импорта электроэнергии из России. При этом Украина в 2004 г. стала экспортером электроэнергии в Россию.

Динамика и структура импорта электроэнергии в Россию

В период 2002–2005 гг. максимальные объемы импорта электроэнергии в Россию были достигнуты в 2004 г. – 12,2 млрд. кВт•ч (см. рис. 4.3.4). В 2005 г. объемы поставок электроэнергии в Россию из всех стран-экспортеров в Россию, кроме Украины, значительно снизились – чистый объем (за вычетом встречных экспортных поставок из России) электроэнергии, импортируемой в ЕЭС России из Казахстана, Эстонии и Литвы, уменьшился на 5,1 млрд. кВт•ч. Объем электроэнергии, импортируемой в Россию из Украины, напротив, увеличился на 2,5 млрд. кВт•ч.

В 2005 г. наиболее крупные поставки электроэнергии в Россию (см. табл. 4.3.1 и рис. 4.3.5) осуществлялись из Казахстана (38%; 3,86 млрд. кВт•ч), Украины (27,6%; 2,8 млрд. кВт•ч) и Литвы (28,8%; 2,9 млрд. кВт•ч).

Азербайджан

Объем экспорта электроэнергии из России в Азербайджан в 2005 г. снизился по сравнению с 2004 г. на 11,2% и составил 1 млрд. кВт•ч.

Объем импорта электроэнергии из Азербайджана в Россию составил в 2005 г. 0,3 млрд. кВт•ч.

Белоруссия

Белоруссия является потенциально крупнейшим потребителем российской электроэнергии среди стран СНГ. В 2004 г. поставки осуществлялись в небольших объемах, что было вызвано разногласиями по цене поставляемой электроэнергии. В 2005 г., после урегулирования условий поставки, объем экспорта электроэнергии в Белоруссию вырос по сравнению с 2004 г. на 3,2 млрд. кВт•ч или в 3,1 раза.

Грузия

В 2005 г. объем экспортных поставок электроэнергии в Грузию составил 0,79 млрд. кВт•ч, что на 1% меньше объема поставок в 2004 г.

Казахстан

В 2005 г. объем экспортных поставок в Казахстан снизился по сравнению с 2004 г. почти на 14% и составил 1,9 млрд. кВт•ч.

В этом же году существенно уменьшился и импорт электрической энергии в ЕЭС России из ЕЭС Казахстана

– до 3,9 млрд. кВт•ч (или на 3,2 млрд. кВт•ч). Поставка в Россию осуществлялась одним энергоблоком Экибастузской ГРЭС-1.

Китай

Поставки российской электроэнергии в Китай осуществляются в рамках приграничной торговли. Их объем увеличился в 2005 г. на 31,3%, достигнув 0,49 млрд. кВт•ч.

Латвия

В связи с высокой приточностью реки Даугавы и ростом выработки электроэнергии латвийскими ГЭС в 2005 г. потребность в поставках российской электроэнергии снизилась. В результате объем экспорта электроэнергии из России уменьшился по сравнению с 2004 г. на 23,9% (или на 0,16 млрд. кВт•ч) и составил 0,5 млрд. кВт•ч.

Литва

Литовская энергосистема является избыточной, большая часть потребления Литвы обеспечивается за счет электроэнергии, вырабатываемой на Игналинской АЭС (ИАЭС). С января 2005 г. первый блок ИАЭС выведен из эксплуатации, и в период остановки на ремонт второго блока ИАЭС литовская энергосистема становится дефицитной и импортирует электроэнергию из Эстонии и России.

Поставки электроэнергии из Литвы осуществляются в интересах потребителей Калининградской области («Янтарьэнерго»). Их объем в 2005 г. уменьшился (по сравнению с 2004 г.) примерно на 1 млрд. кВт•ч из-за вывода из эксплуатации первого энергоблока Игналинской АЭС. Объем поставок «Янтарьэнерго» составил 2,42 млрд. кВт•ч.

В 2005 г. объем поставок российской электроэнергии в Литву составил 0,6 млрд. кВт•ч.

Молдавия

Экспорт электроэнергии в Молдавию в 2005 г. снизился на 12,6% по сравнению с 2004 г. и составил 0,8 млрд. кВт•ч.

Монголия

В 2005 г. объем поставок российской электроэнергии в Монголию составил 0,17 млрд. кВт•ч, что на 3,4% выше уровня прошлого года.

Норвегия

Объем экспортных поставок электроэнергии из России в 2005 г. увеличился на 14,8% и составил 0,22 млрд. кВт•ч.

Импорт электроэнергии из энергосистемы Украины в 2005 г. осуществлялся в рамках контракта на покупку электроэнергии, заключенного с НАЭК «Энергоатом», и составил 2,8 млрд. кВт•ч.

По планам на 2005 г. поставки украинской электроэнергии должны были составить почти половину общего объема импорта электроэнергии в Россию. Однако после отказа Украины поставлять электроэнергию в Россию на предусмотренных заключенным контрактом условиях и увеличения цены до неприемлемого для российской стороны уровня с июля 2005 г. они были прекращены.

Срыв поставок из Украины создал угрозу нарушения контрактных обязательств перед белорусскими покупателями электроэнергии, и для обеспечения этих обязательств потребовались дополнительные закупки электроэнергии по другим направлениям импорта и закупки с российского оптового рынка электроэнергии.

В 2005 г. в энергосистему Украины экспортные поставки электроэнергии из России не осуществлялись. Продолжилась поставка российской электроэнергии в Молдавию транзитом через электрические сети Украины.

Финляндия – крупнейший покупатель российской электроэнергии. Объем поставок электроэнергии в эту страну составил в 2005 г. 11,3 млрд. кВт•ч, сохранившись примерно на уровне 2004 г.

4.3.2. Проблемы и перспективы экспорта/импорта электроэнергии

Влияние существующих механизмов ценообразования

Неблагоприятное воздействие на экспортно-импортную деятельность оказывают негибкий механизм ценообразования в регулируемом секторе оптового рынка электрической энергии (мощности) Российской Федерации (ОРЭМ) и сложности прогнозирования цен на рынках электроэнергии сопредельных стран и в секторе свободной торговли (ССТ, см. разд.5) в России.

Так, в случае экспортных поставок электроэнергии из России:

На поставку импортной электроэнергии в регулируемый сектор ОРЭМ ФСТ России утверждает тариф, рассчитываемый на уровне средневзвешенной тарифной ставки на электроэнергию (без учета ставки за мощность) поставщиков ОРЭМ соответствующей энергозоны (за исключением ГЭС и АЭС). В результате в 2005 г. средняя цена на импортную электроэнергию, поставляемую в Европейскую энергозону ОРЭМ, составила 40 коп./кВт•ч, что почти в 1,5 раза ниже закупочных цен на электроэнергию для целей экспорта. Такая негибкость механизма ценообразования на импортируемую электроэнергию не позволяет обеспечить проведение эффективных спотовых закупок импортной электроэнергии в соответствии с ее реальной ценностью для внутрироссийского рынка в каждый момент времени (наращивая закупки в часы максимума нагрузки и сокращая их в часы провала). Кроме того, отсутствие в тарифе на импортируемую электроэнергию ставки за мощность не позволяет заключать экономически привлекательные контракты на гарантированные поставки электроэнергии с зарубежными поставщиками.

Расширение технических возможностей передачи электроэнергии

• устранение недостаточной пропускной способности межгосударственных линий электропередачи (сечений) путем строительства линий электропередачи высокого напряжения (не менее 220 кВ);
• увеличение пропускной способности «проблемных» внутренних сечений на территории РФ;
• строительство новых генерирующих объектов в энергодефицитных районах с учетом перспективы продажи части вырабатываемой электроэнергии на экспорт (Калининградская область, регионы Средней Волги, Урала, Дальнего Востока).

Перспективные проекты по расширению экспорта электроэнергии в Китай и Финляндию

Китай. В целях улучшения энергоснабжения российских потребителей и увеличения экспортных поставок электроэнергии в приграничные районы северо-восточных провинций КНР реализуются инвестиционные проекты по строительству ВЛ 220 кВ Благовещенск – Сириус (ввод в эксплуатацию – III квартал 2006 г.) и ВЛ 220 кВ Завитая– Сюнькэ (ввод в эксплуатацию – 2008 г.). Прорабатывается возможность строительства ВЛ 220 кВ Облучье – Лобэй, а также других линий в приграничные районы КНР.

С вводом в эксплуатацию данных линий электропередачи объем экспорта электроэнергии в приграничные районы северо-восточных провинций КНР может в 2008–2009 гг. вырасти до 5 млрд. кВт•ч в год.

Территориальная структура потребления электроэнергии

Большая часть электроэнергии потребляется в зоне централизованного электроснабжения⁷ – свыше 98% от суммарного объема электропотребления в России или 924,5 млрд. кВт•ч в 2005 г. (см. табл. 4.4.2), из них 908,5 млрд. кВт•ч – в рамках семи объединенных энергосистем России (см. разд. 2). При этом территориальная структура потребления электроэнергии достаточно неравномерна.

Наибольшая величина потребления электроэнергии приходится на три крупнейшие объединенные энергосистемы Урала, Центра и Сибири, суммарный объем электропотребления в которых составил в 2005 г. 644 млрд. кВт•ч или более 68% от общего объема электропотребления в России (см. рис. 4.4.4 и 4.4.5).

Потребление электроэнергии в объединенных энергосистемах Северо-Запада, Средней Волги и Юга с более низким уровнем электропотребления, не превышающим в каждой из них 100 млрд. кВт•ч в год, в 2005 г. составило 237,8 млрд. кВт•ч в год или около 25% от общего объема.

На долю остальных относительно малозаселенных территорий страны, энергосистемы (включая ОЭС Востока и изолированные энергосистемы) и энергообъекты в энергоузлах которых работают изолированно от ЕЭС России, приходится немногим более 6% от общего объема электропотребления в стране (59,3 млрд. кВт•ч в 2005 г.).

Изменения, произошедшие в период 2000–2005 гг. в распределении объемов потребления электроэнергии между ОЭС, не носят принципиального характера. Несколько снизились доли ОЭС Сибири и Средней Волги в общероссийском объеме электропотребления и увеличились доли ОЭС Урала, Центра и Северо-Запада (см.рис. 4.4.4 и 4.4.5).

 

При общем умеренном темпе роста годового электропотребления прирост потребности в электроэнергии в отдельных регионах России происходит крайне неравномерно. Развитие процессов роста электропотребления имеет «очаговый» характер – стагнация потребления электроэнергии в одних регионах сопровождается его значительным ростом в других регионах

Так, в 2005 г. максимальный уровень электропотребления превышен в восьми регионах, и в том числе крупнейших Московской, Тюменской и Ленинградской энергосистемах (см. табл. 4.4.3).

ОЭС Северо-Запада

Территория, обслуживаемая ОЭС Северо-Запада, является одним из индустриально развитых районов РФ и выполняет важную роль как крупнейший поставщик продукции обрабатывающих отраслей промышленности, в первую очередь машиностроительной и лесобумажной.

Ведущими отраслями промышленной специализации являются энергетическое, электроника, тракторное машиностроение, приборостроение, судостроение, а также производство фосфорных и азотных удобрений, бумаги, целлюлозы, мебели, продукции пищевой и легкой промышленности.

Регионы, входящие в ОЭС Северо-Запада, производят 8,5% всего объема валового продукта России, 9,6% промышленной продукции и 4,3% продукции сельского хозяйства⁹.

В регионах, входящих в ОЭС Северо-Запада, наблюдались наиболее высокие темпы роста производства валового регионального продукта (ВРП) среди федеральных округов. Этот быстрый рост явился результатом опережающих темпов роста в Калининградской, Ленинградской и Архангельской энергосистемах.

В течение 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Северо-Запада вырос на 12,9% и составил в 2005 г. 83,7 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,6%). При этом среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС СевероЗапада 2,59% (самый высокий показатель среди ОЭС после ОЭС Урала). В составе ОЭС Северо-Запада две энергосистемы превысили уровень потребления электроэнергии 1990 года: Калининградская – на 17,6%, Ленинградская – на 2,6% (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления в период 2001-2004 гг. отмечались в Калининградской (4,3%), Ленинградской (3,36%), Новгородской (2,68%) и Архангельской – (1,92%) энергосистемах.

По данным за период 2001–2004 гг., среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли: по промышленности – 4,0%, в строительстве – 6,5%,

на транспорте – 5,8%, быту и сфере услуг – 1,5%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Северо-Запада – 2,2% (см. рис. 4.4.6). Снижение электропотребления на производственные нужды сельского хозяйства продолжается и в настоящее время.

В структуре потребления электроэнергии на территории ОЭС в настоящее время 44,4% приходится на промышленность, доля которой увеличилась на 2,3% по сравнению с 2000 г. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 6,1%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1895 кВт•ч (1725 кВт•ч в 2000 г.) и является одним из самых высоких показателей по Российской Федерации. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным энергосистемам – от 1207 кВт•ч в Псковской энергосистеме до 2930 кВт•ч в Кольской энергосистеме, что обусловлено как различным уровнем социально-экономического развития регионов, так и климатическими условиями.

За 2001–2004 гг. произошло увеличение величины потерь электроэнергии в сетях (на 8,24%). Не менее 20% всех потерь составляют так называемые «коммерческие» потери.

ОЭС Центра

Регионы ОЭС Центра имеют высокоразвитую экономику и обладают огромным научно-техническим потенциалом. Ведущими отраслями промышленности являются машиностроение, химическая и нефтехимическая отрасль, черная металлургия, промышленность строительных материалов. По объему производимого ВРП совокупность регионов, входящих в ОЭС Центра, занимает лидирующее положение среди ОЭС России.

По совокупности регионов, входящих в ОЭС Центра, темпы роста производства ВРП (130,1%) были достаточно высокие. Этот высокий рост явился результатом опережающих темпов роста ВРП в Московской энергосистеме, на которую приходится 23% произведённого в стране ВРП. В течение последних лет наблюдается рост основных макроэкономических показателей региона, отражающих развитие производственного потенциала перспективных отраслей (машиностроение, химия и нефтехимия, черная и цветная металлургия).

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Центра вырос на 10,8% и составил в 2005 г. 224,6 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,6%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Центра 2,2%. В составе ОЭС Центра три энергосистемы превысили уровень потребления электроэнергии 1990 года: Московская

– на 15,2% (с зарядом Загорской ГАЭС), Белгородская

– на 3,3%, Вологодская – на 1,1% (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы прироста электропотребления в период 2001–2004 гг. отмечались в Московской (4,62%), Брянской (3,22%), Белгородской (2,67%), Ярославской (2,66%), Вологодской (2,19%), Калужской (1,93%) и Владимирской (1,82%) энергосистемах.

Особое положение в ОЭС Центра занимает Московская энергосистема (в состав которой входит г. Москва и Московская область), доля которой в 2005 г. составляла 38% от электропотребления ОЭС Центра в границах 2005 г. Выгодное центральное экономико-географическое положение данного региона является важнейшим фактором ее развития. По общему уровню экономического развития (в соответствии с его интегральной комплексной оценкой) г. Москва занимает 1-е место среди субъектов Российской Федерации, значительно опережая все другие регионы страны.

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли по промышленности – 2,5%, в строительстве – 4,3%, на транспорте – 5,6%, быту и сфере услуг – 1%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Центра – 2,5% (см.рис.4.4.7). Снижение электропотребления на производственные нужды сельского хозяйства продолжается и в настоящее время. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 4,1%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1542 кВт•ч (1449 кВт•ч в 2000 г.), что всего на 4% выше среднероссийского уровня. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным энергосистемам – от 798 кВт•ч в Брянской энергосистеме до 1967 кВт•ч в Московской энергосистеме, что определяется разным уровнем социально-экономического развития регионов.

ОЭС Средней Волги

Развитие экономики регионов, входящих в состав ОЭС Средней Волги, в значительной мере основано на вовлечении в использование природных ресурсов данного региона – нефти, природного газа, цементного сырья, гидроэнергоресурсов, а также плодородных земельных ресурсов. Высокая транспортная освоенность региона (судоходные водохранилища Волги, относительно густая железнодорожная, автомобильная и трубопроводная сеть) позволяет реализовать имеющийся промышленный потенциал. Однако сбалансированное развитие хозяйства сдерживается изза недостаточного уровня обеспеченности региона углеводородным сырьем.

В настоящее время более трети промышленности приходится на машиностроение с большой долей предприятий ВПК, почти четверть – на топливную промышленность, 13% – на химическую и нефтехимическую промышленность, 3,6% – на промышленность строительных материалов. Сельскохозяйственное производство представлено в основном зерново-животноводческим направлением.

ВРП совокупности регионов, входящих в ОЭС Средней Волги, увеличился на 26,8%, продукция промышленности – на 24,6%, продукция сельского хозяйства – на 17,6%.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Средней Волги вырос на 3,7% и составил в 2005 г. 80,6 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 0,1%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Средней Волги 0,7%. По потреблению электроэнергии ни одна из энергосистем не достигла уровня 1990 г.

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Марийской энергосистеме (2,67%), Чувашской (1,71%), Самарской (1,6%).

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составляли по промышленности – 1,6%, на транспорте – 6,9%, в быту и сфере услуг – на 1,9% (см. рис. 4.4.8). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться и за это период сократилось в 2,2 раза, достигнув достаточно малой величины – менее 2 млрд. кВт•ч. Причины такого сокращения те же, что и в других районах страны – продолжающееся падение поголовья скота, снижение платежеспособности потребителей, а также сокращение площади орошаемых площадей. В целом по ОЭС Средней Волги среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за данный период составили 1,2%.

В структуре потребления электроэнергии региона в настоящее время 41,3% приходится на промышленность, доля которой увеличилась на 1% по сравнению с 2000 г. Потребление электроэнергии в целом по непроизводственному сектору увеличилось на 5,6%.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1208 кВт•ч (1140 кВт•ч в 2000 г.), почти на 20% ниже среднероссийского.

До 2002 г. включительно в регионе увеличивалась доля потерь в электрических сетях. В 2002 г. эти потери составили свыше 10 млрд. кВт.ч – более 12,9% от всего потребления электроэнергии. Далее наблюдалась тенденция снижения потерь, как в абсолютном значении, так и в долевом (до 2004 г 9,9 млрд. кВт•ч или 12,3% от суммарного потребления электроэнергии).

ОЭС Юга

ОЭС Юга характеризуется сильной дифференциацией входящих в нее субъектов РФ по уровню социально-экономического развития, наличием депрессивных регионов, активной миграцией населения.

Регионы Юга производят 7,8% общего объема валовой продукции России, 5,8% промышленной продукции, 21,8% сельскохозяйственной продукции. Ведущими отраслями являются пищевая промышленность и машиностроение. Регион выполняет важную роль поставщика сельскохозяйственной продукции, прежде всего зерна.

ВРП совокупности регионов, входящих в ОЭС Юга, за отчётный период увеличился на 31,7%, продукции промышленности – на 36,4%, продукции сельского хозяйства – на 38,1%. Наиболее высокие темпы роста ВРП были в Республике Дагестан, Ставропольском крае, Ростовской и Волгоградской областях.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Юга вырос на 7,9% и составил в 2005 г. 73,5 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,1%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Юга 1,6%. В составе ОЭС Юга энергосистема Дагестана превысила уровень потребления электроэнергии 1990 года, причем в 2005 г. величина превышения составила уже 30%(см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы прироста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Чеченской (9,83%), Дагестанской (4,57%), Ингушской (3,79%), Кубанской (2,73%), Ростовской (1,66%), Волгоградской (1,61%), Астраханской (1,44%) и Северокавказской (1,34%) энергосистемах.

Среднегодовые темпы прироста составляли: по промышленности – 2,8%, в строительстве – 2,1%, на транспорте – 6,2%, в быту и сфере услуг – 0,6% (см. рис. 4.4.9). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться.

В структуре потребления электроэнергии около 33% приходится на непроизводственную сферу.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии составляет 1024 кВт•ч (990 кВт•ч в 2000 г.), что на 30% ниже среднероссийского уровня.

ОЭС Урала

Регионы, входящие в состав ОЭС Урала, специализируются на отраслях тяжелой промышленности, включая топливно-энергетический и металлургический комплексы (черная и цветная металлургии), а также многоотраслевое машиностроение.

В 2004 г. регионы ОЭС Урала произвели 24,6% всего объема валовой продукции России, 30,5% промышленной продукции, 17% сельскохозяйственной продукции.

Высокие темпы роста ВРП (131,2%) в регионах, входящих в ОЭС Урала, связаны главным образом с опережающими темпами роста ВРП в Тюменской и Свердловской энергосистеме, на которые приходится 15,5% произведённого в стране ВРП.

Развитая структура электропотребления, устойчивый рост спроса на электроэнергию со стороны экспортно-ориентированных отраслей – топливной, цветной и черной металлургии – вывел регионы ОЭС Урала в «лидеры» в общероссийском потреблении электроэнергии

– в 2005 г. доля ОЭС Урала выросла до 24,3%.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Урала вырос на 13% и составил в 2005 г. 228,1 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,4%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Урала 2,6%. В составе ОЭС Урала только одна Тюменская энергосистема превысила в 2004 г. уровень потребления электроэнергии 1990 года (величина превышения составила в 2005 г. 8,8%) (см. табл. 4.4.3).

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Тюменской (6,22%), Пермской (3,21%), Удмуртской (2,69%), Свердловской (2,36%) и Челябинской (1,8%) энергосистемах.

По данным за период 2001–2004 гг. среднегодовые темпы прироста составляли по промышленности – 2,9%, на транспорте – 9,4%, в быту и сфере услуг

– 1,8%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Урала – 3% (см. рис. 4.4.10). Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжало снижаться.

За период 2001–2004 гг. доля топливной промышленности в структуре промышленного электропотребления увеличилась с 35,5% до 39,6%. Среднегодовой прирост спроса на электроэнергию по отрасли в ОЭС Урала в 2003 г. достиг рекордных 8,2%, в 2004 г. – 7%. Уровень спроса на электроэнергию на нужды топливной отрасли в ОЭС Урала достиг в 2004 г. уровня 1990 г. с незначительным превышением – 3%. Доля черной металлургии в промышленном электропотреблении ОЭС Урала сохраняется на уровне 20–22%. По электропотреблению на нужды цветной металлургии уровень 1990 г. по ОЭС в целом достигнут к 2001 г. и превышен на 5% в 2004 г.

Показатель среднедушевого потребления электроэнергии достиг 1487 кВт•ч (1408 кВт•ч в 2000 г.), почти сравнявшись со среднероссийским уровнем. При этом среднедушевое потребление заметно различается по отдельным регионам – от 2872 кВт•ч в Тюмени до 767 кВт•ч в Башкортостане, что определяется как различным уровнем социально-экономического развития регионов, так и климатическими условиями.

ОЭС Сибири

Динамика и структура потребления электроэнергии на территории ОЭС Сибири отражают специфические особенности развития экономики и социальной инфраструктуры Сибири, располагающей огромным ресурсным и промышленным потенциалом, прежде всего в цветной и черной металлургии, а также в топливноэнергетическом комплексе.

Регионы Сибири в 2004 г. произвели 11% всего объема валовой продукции России, 10,7% промышленной продукции, 8,2% сельскохозяйственной продукции.

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Сибири вырос только на 3,4% и составил в 2005 г. 190,9 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 1,5%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Сибири 0,7%. В 2000 г. на долю ОЭС Сибири приходилось 21,4% общероссийского электропотребления, в 2005 г. она снизилась до 20,3%.

Наиболее высокие среднегодовые темпы роста электропотребления за период 2001–2004 гг. отмечались в Томской (5,0%), Хакасской (3,6%), Новосибирской (2,0%), Омской (1,8%) и Кузбасской (1,5%) энергосистемах.

В течение 2001–2004 гг. по всем отраслям экономики, кроме сельского хозяйства, наблюдался устойчивый рост (см. рис. 4.4.11): среднегодовые темпы прироста составляли по промышленности – 0,3%, на транспорте – 4,6%, в быту и сфере услуг – 2,2%, при среднегодовом темпе прироста в целом по ОЭС Сибири – 0,7%. Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве продолжает снижаться.

Промышленное производство формирует основной спрос на электроэнергию на территории региона. На протяжении всего рассматриваемого периода на его долю (включая электроэнергетику) приходилось более 60% от общего электропотребления. Наиболее высокие темпы роста потребления электроэнергии отмечались в топливной промышленности (116,5%), черной металлургии (116,2%) и в цветной металлургии (107,3%). Объем электропотребления в цветной металлургии в 2004 г. превысил уровень 1990 г. более чем на 12%. На территории ОЭС Сибири лишь в двух отраслях промышленности (цветной и черной металлургии) электропотребление в 2004 г. превысило уровень 1990 г.

За этот же период в быту и сфере услуг электропотребление увеличилось на 9%, а показатель среднедушевого потребления электроэнергии в этой отрасли достиг 1686 кВт•ч (1556 кВт•ч в 2000 г.), почти на 14% выше среднероссийского.

Дальний Восток

Развитие регионов Дальнего Востока в существенной мере зависит от темпов и направленности структурных преобразований в экономике России, повышения ее открытости внешнему миру и развития взаимовыгодных внешнеэкономических связей с соседними странами (Японией, Китаем, Кореей), в т. ч. путем создания свободных экономических зон.

Обеспеченность многими видами природных ресурсов (руды цветных и редких металлов, уголь, алмазы, лес, гидроресурсы, биоресурсы океана) и выгодное транспортно-географическое положение, связанное с прямым выходом в Азиатско-Тихоокеанский регион, – все это важнейшие предпосылки развития экономики региона.

Регионы Дальнего Востока в 2004 г. произвели 4,9% всего объема валовой продукции России, 3,7% промышленной продукции, 3,5% сельскохозяйственной продукции.

ОЭС Востока

За период 2000–2005 гг. объём электропотребления в ОЭС Востока (без изолированных энергосистем) вырос на 7,5% и составил в 2005 г. 27,1 млрд. кВт•ч (прирост к 2004 г. – 2,3%). Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию за этот период составили в целом по ОЭС Востока 1,5%. За период 2000–2005 гг. доля ОЭС Востока в общероссийском электропотреблении практически не изменилась и составляет около 2,9%.

Среднегодовые темпы прироста спроса на электроэнергию составили 1,9%, на транспорте– 11%, в быту исфере услуг

– 2,2%. По сравнению с 2000 г. абсолютно снизилось потребление электроэнергии в промышленности, строительстве, сельском хозяйстве и непроизводственном секторе.

Высокие темпы роста потребления электроэнергии на транспорте связаны с развитием торговли с соседними странами, что привело к увеличению грузопотоков по железной дороге и электрификации ее отдельных участков в Приморском крае и Еврейской АО.

Уровень спроса на электроэнергию в быту и сфере услуг в среднем по региону остался практически без изменений. Удельные показатели потребления электроэнергии на нужды быта и сферы услуг (1816 кВт•ч в 2004 г. и 1761 кВт•ч в 2000 г. в расчете на одного жителя) превышают среднероссийский уровень, что обусловлено как климатическими особенностями, так и высокой долей использованием электроэнергии для приготовления пищи (в настоящее время вдвое выше, чем в среднем по России).

Изолированные энергосистемы Дальнего Востока

Динамика электропотребления в изолированных энергосистемах Дальнего Востока неоднородна. В целом по всем изолированным энергосистемам Дальнего Востока за период 2001–2005 гг. суммарное электропотребление снизилось на 4.9%. В Сахалинской области за тот же период прирост электропотребления составил 1%. Для остальных территорий характерно небольшое снижение (от 2% до 10%). При этом наблюдаются различные тенденции, как в промышленном, так и в коммунально-бытовом потреблении электроэнергии по отдельным регионам.

Структура электропотребления по отраслям промышленности и экономики

С 1 января 2005 г. в системе статистического учета России осуществлен полный переход с Общероссийского классификатора отраслей народного хозяйства (ОКОНХ) на принципиально иной Общероссийский классификатор видов экономической деятельности (ОКВЭД)¹⁰. В связи с этим для анализа изменений отраслевой структуры электропотребления в настоящем Докладе использовались сопоставимые ретроспективные данные за 2000 и 2004 гг. в структуре ОКОНХ.

Структура электропотребления по отраслям промышленности и экономики за 2000 и 2004 гг. по России в целом приведена на рис. 4.4.12.

За рассматриваемый период в отраслевой структуре потребления электроэнергии в России не произошло каких-либо существенных изменений.

По сравнению с США и странами Западной Европы в России сохраняется большая доля электроемких сырьевых отраслей экономики, дающих подавляющую или большую часть продукции на экспорт (топливная промышленность, цветная металлургия, черная металлургия, химическая промышленность, лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная).

Напротив, доля малоэлектроемких отраслей, работающих на конечное потребление населения (легкая и пищевая промышленность) и обеспечение инвестиционного процесса (машиностроение), недостаточна и увеличивается медленно.

Основные показатели экономики и электропотребления промышленности России

За период 2000–2004 гг. объем промышленной продукции России увеличился на 23,5% и составил в ценах 2004 г. 11209 млрд. руб., что почти на 30% ниже докризисного уровня (см. табл. 4.4.4 и рис. 4.4.13). Прирост промышленной продукции в 2005 г. составил 4%, что значительно ниже предыдущих лет (в 2004 г. – 6,1% и в 2003 г. – 7%).

Кроме того, по России также наблюдался низкий темп роста добычи полезных ископаемых – 101,3%, что явилось следствием прежде всего значительного снижения темпов добычи нефти. Наиболее высокие темпы роста по России отмечались в обрабатывающих производствах – 105,7%.

Промышленное потребление электроэнергии за период 2000-2004 гг. выросло на 7,6% и составило 490,7 млрд. кВт•ч.

По потреблению электроэнергии в промышленности Россия занимает 4-е место, уступая Китаю – в 4 раза, США – в 3 раза, Японии – примерно в 1,2.

За данный период темпы роста промышленного электропотребления в России отставали от темпов роста производства (рост на 23,5% за тот же период), в результате чего электроемкость промышленности России снизилась. Удельное потребление электроэнергии в 1000 руб. промышленной продукции сократилось за течение 2000-2004 гг. с 50,2 кВт•ч до 43,8 кВт•ч или на 12,7% (см. рис. 4.4.14). Снижение электроемкости по ВВП за тот же период составило 15,5% (см. табл. 4.4.1).

Изменения в отраслевой структуре промышленного производства

Наиболее высокие темпы роста производства отмечались в:

• топливной промышленности – 132,9%;
• машиностроении и металлообработке – 131,3%;
• пищевой промышленности – 126,2%.

Незначительно отставали от среднего темпа роста производства продукции цветной металлургии

–122,3%, промышленности строительных материалов

121,7%, черной металлургия – 117,5%, химической и нефтехимической промышленности – 117,0%. Значительно меньшими темпами росло производство в лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности (ЛДЦБ) – 109,8% и в электроэнергетике – 102,2%. Снизили темпы производства предприятия легкой промышленности – 91,7%.

Отраслевая структура промышленности России носит «тяжелый» характер (см. рис. 4.4.15).



Наиболее электроемкая – продукция черной и особенно цветной металлургии, химической и нефтехимической промышленности. Совокупный объем выпускаемой продукции данных отраслей составляет 25% от всей продукции российской индустрии¹¹. Отрасли «смешанных» переделов (ЛДЦБ и промышленность строительных материалов), часть продукции которых следует на дальнейшую переработку, а часть идет в сферу конечного потребления, производят вместе 7,5% промышленной продукции. Прогрессивная отрасль – машиностроение – занимает в структуре промышленности 18,9%. При этом конкурентоспособная продукция военно-промышленного комплекса (ВПК) и инновационные технологии занимают в машиностроении незначительную долю (около 1%).

На неэлектроемкие отрасли, выпускающие в основном продукцию конечного потребления, – легкую и пищевую промышленность – приходится лишь 14,8% промышленной продукции. Значительное снижение произошло в легкой промышленности (объем выпускаемой продукции в 2004 г. составил 14,2% от уровня 1990 г.).

Изменения в отраслевой структуре промышленного потребления электроэнергии

Наиболее высокие темпы роста промышленного электропотребления за отчетный период наблюдались в топливной промышленности – 120,8%, в промышленности строительных материалов – 118,3%, в пищевой промышленности – 112,7%, в черной металлургии – 108,9%. Незначительно отставали от среднего темпа роста цветная металлургия и лесобумажная промышленность. Значительно отставала химическая промышленность – 101,5%. Абсолютно сократились объемы потребления электроэнергии в машиностроении и особенно в легкой промышленности, потребление электроэнергии в которой снизилось абсолютно и к 2004 г. составило 23,9% от уровня 1990 г.

За период с 2000–2004 гг. произошли заметные изменения в структуре промышленного потребления электроэнергии (см.рис.4.4.16).

Значительно увеличилась доля топливной промышленности – на 1,6%. На 0,5% повысилась доля промышленности строительных материалов, осталась высокой доля металлургии (в 2000 г. и 2004 г. – по 33,5% от промышленного потребления электроэнергии). Заметно сократилась доля химической продукции, машиностроения и легкой промышленности. В целом структура потребления электроэнергии в промышленности продолжала оставаться «тяжелой».

На пять подотраслей промышленности, электроемкость которых в 2000 г. и 2004 г. была выше средней по отрасли (черная и цветная металлургия, химическая промышленность, электроэнергетика и прочие), в 2004 г. приходилось 66% расхода электроэнергии в промышленности против 66,8% в 2000 г.

Изменение показателей электроёмкости отраслей промышленности

Различие в темпах изменения роста продукции в отраслях промышленности и темпах потребления электроэнергии в этих отраслях отразилось в динамике их электроемкости (см. табл. 4.4.5).

Рассматриваемый период характеризуется снижением электроемкости промышленной продукции во всех отраслях. Значительные темпы снижения электроемкости произошли в машиностроении (26,8%), а самые низкие – в промышленности строительных материалов (2,8%).

Основным фактором снижения электроемкости в промышленности стало увеличение загрузки простаивающих до 1998–1999 гг. производственных мощностей для обеспечения роста производства продукции промышленности, и лишь в незначительной степени на снижение электроемкости повлияла реализация организационно-технических мероприятий по эффективному использованию электроэнергии.

Основные показатели экономики и электропотребления в сельскохозяйственном производстве

Объем сельскохозяйственного производства за 2001–2004 гг. увеличился на 14,1% и составил 1344,6 млрд. руб. (в ценах 2004 г.) или 73% от уровня 1990 г. (см. рис. 4.4.17 и табл. 4.4.6). Прирост сельскохозяйственной продукции в 2005 г. составил 2%.

Рост продукции сельского хозяйства происходил в условиях продолжающегося снижения поголовья скота в большинстве регионов России, что и определило изменение соотношений в структуре сельского хозяйства в пользу менее электроемкого растениеводства. В 1990 г.

его доля составляла менее 37%, в 2004 г. – 55%. Эти цифры приведены в действующих ценах, поэтому отражают только тенденцию.

Потребление электроэнергии в сельском хозяйстве сократилось в 3,7 раза по отношению к 1990 г. и составило 18 млрд. кВт•ч в 2004 г. Одной из причин этого является низкая платежеспособность отрасли, где подорожание электроэнергии повлияло на объем ее потребления.

Особенно сократилось в отрасли использование электроэнергии для электроемких тепловых процессов. Поэтому по электровооруженности труда сельское хозяйство отстает от промышленности больше чем по производительности труда (в 2004 г. – в 13 раз ниже, чем в промышленности).

Электроемкость сельскохозяйственной продукции за период 2000–2004 гг. снизилась на 48%, а по отношению к уровню 1990 г. – в 2,6 раза.

Основные показатели экономики и электропотребления на транспорте

Грузооборот транспорта в России увеличивался быстрее, чем продукция промышленности и сельского хозяйства. Это связано с увеличением дальности перевозок за рассматриваемый период на 10%.

Структура грузооборота в России определяется прежде всего низкой обеспеченностью страны автодорогами. Протяженность автодорог с твердым покрытием в России составляет всего 745 тыс. км.¹² У России – страны, добывающей и экспортирующей большое количество нефти и природного газа, более половины грузооборота приходится на трубопроводный транспорт (в США 14–16%).

Большое место в структуре грузооборота России (около 40%) приходится на железные дороги. Протяженность железных дорог общего пользования России 140 тыс. км (в 2,6 раз меньше, чем в США). Важную роль в железнодорожном транспорте России играют электрифицированные железные дороги. Их протяженность составляет 43 тыс. км или 50% от длины железных дорог общего пользования, но их доля в грузообороте железных дорог России приближается к 80%. Средняя грузонапряженность электрифицированных железных дорог России составляет 32 млн. т на 1 км, против 7,7 млн. т на 1 км на полигоне тепловозной тяги, и 19 млн. т на 1 км по всей железнодорожной сети общего пользования в России.

Незначительное место водного транспорта определяется характерным для России преимущественно меридиональным течением рек и относительно коротким периодом без ледостава.

Потребление электроэнергии на транспорте за период 2000–2004 гг. увеличилось на 31,8% или на 19,4 млрд. кВт•ч, что соответствовало увеличению грузооборота транспортной системы страны на 25,6%. Объем потребляемой электроэнергии на транспорте составил в 2004 г. 80,32 млрд. кВт•ч. При этом произошли изменения в структуре потребления электроэнергии – с 56,5 до 53,2% снизилась доля железнодорожного транспорта и с 29,1 до 33,2% увеличилась доля трубопроводного транспорта (см. рис. 4.4.18).

Электропотребление в быту и сфере услуг

Потребление электроэнергии в быту и сфере услуг за отчетный период увеличилось на 4,2% и составило 213,1 млрд кВт•ч в 2004 г.
По абсолютной величине потребления электроэнергии в сфере услуг и в быту Россия отстает от США примерно в 10 раз, от Японии – в 2,5 раза, от Великобритании, Германии, Франции – на 15–40%.

Основным исходным показателем для анализа потребления электроэнергии в быту является динамика численности населения. В России за 4 года численность населения снизилась на 1%, причем численность сельского населения уменьшилась почти на 3%.

Потребление электроэнергии в быту и в сфере услуг возрастало в период 1991–2000 гг. на 1,64% в год, а с 2001 по 2004 гг. – на 1,03% в год. При этом если с 1990 г. значительно увеличивалось потребление электроэнергии в быту, а сфера услуг почти не выросла, то в период 2000–2004 гг. большими темпами развивалась сфера услуг (см. табл. 4.4.7 и рис. 4.4.19).

В потреблении электроэнергии в быту и сфере услуг высока доля городов – от 74 до 95%. Это объясняется как разницей в численности городского и сельского населения (в целом по стране доля городского населения составляла в 2000 г. 72,9%, а в 2004 г. – 73,4%), так и более высокими удельными расходами.

Потребление электроэнергии в быту и сфере услуг на душу населения увеличилось в целом по России за период 2000–2004 гг. на 5,2% (до 1478 кВт•ч/чел.), а по сравнению с 1990 г. рост составил 25,5% (1177 кВт•ч/чел. в 1990 г.). Вместе с тем по величине душевого потребления электроэнергии в сфере услуг и быту Россия все еще значительно уступает странам с развитой экономикой, где этот показатель в 2–8 и более раз выше.

В сфере услуг основными факторами, определившими сдвиги в потреблении электроэнергии, были рост объемов продукции сферы услуг и структурные сдвиги в этой области. Структурные сдвиги в сфере услуг были вызваны продолжающимся процессом роста числа технически оснащенных предприятий, в том числе крупных гостиничных комплексов, торговых центров, банков, кафе и ресторанов, спортивных центров, казино и др.

В быту, в отличие от сферы услуг, потребление электроэнергии за 2000–2004 гг. в среднем по стране не увеличилось¹³. В расчете на душу населения значение этого показателя практичес ки осталось неизменным (737 кВт•ч. в 2004 г. и 731 кВт•ч в 2000 г.). По сравнению с 1990 г. рост составил 40% (525 кВт•ч/чел. в 1990 г.).

Перспективные изменения в бытовом потреблении электроэнергии будут зависеть от соотношения темпов роста доходов населения и стоимости энергии, от достижения нового уровня насыщения домашних хозяйств бытовой электротехникой, от будущих условий снабжения электрической и тепловой энергией и т.п.

Баланс ЕЭС России

Внутреннее электропотребление по ЕЭС России¹⁴ в 2005 г. составило 880,1 млрд. кВт•ч, в т. ч. потери в сетях ОАО «ФСК ЕЭС» – 9,9 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. внутреннее электропотребление увеличилось на 14,5 млрд. кВт•ч (рост на 1,7%), а сетевые потери снизились на 0,2 млрд. кВт•ч (уменьшение на 2%).

Увеличение внутреннего потребления электроэнергии в 2005 г. было обусловлено главным образом общим ростом экономической активности в большинстве секторов экономики России. При этом температура наружного воздуха практически не оказала влияние на рост электропотребления, поскольку среднегодовая температура на территории ЕЭС России в 2005 г. была ниже 2004 г. всего на 0,1⁰С и на 2,5⁰С выше среднемноголетней.

Баланс электрической энергии ЕЭС России за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.1.

По сравнению с 2004 г. отдача электроэнергии в 2005 г. увеличилась на 3,1 млрд. кВт•ч (рост на 20,9%) и составила 17,9 млрд. кВт•ч.

Для обеспечения в 2005 г. внутреннего электропотребления и выполнения обязательств по экспортным контрактам выработка электрической энергии в ЕЭС России составила 890,8 млрд. кВт•ч, в т. ч. ГЭС – 156,8 млрд. кВт•ч, АЭС – 147,5, ТЭС – 544,7, блок-станциями – 41,8 млрд. кВт•ч и 7,2 млрд. кВт•ч электроэнергии принято из стран ближнего зарубежья.

По сравнению с 2004 г. выработка электроэнергии в ЕЭС России увеличилась на 19,6 млрд. кВт•ч (рост на 2,3%), в т. ч. на АЭС – 4,7 млрд. кВт•ч (рост на 3,3%)и на ТЭС – 18,9 млрд. кВт•ч. (рост на 3,6%). На ГЭС выработка электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 2004 г. снизилась на 3,8 млрд. кВт•ч (уменьшение на 2,4%). Также в 2005 г. по сравнению с 2004 г. прием электроэнергии в ЕЭС снизился на 2,0 млрд. кВт•ч (уменьшение на 21,7%).

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада

В 2005 г. в ОЭС Северо-Запада внутреннее электропотребление составило 83,7 млрд. кВт•ч , а выработка электроэнергии – 87,7 млрд. кВт•ч.¹⁵

Баланс электрической энергии ОЭС Северо-Запада за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.2.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Северо-Запада увеличилось на 1,3 млрд. кВт•ч (рост 1,6%). При этом за этот же период рост производства электрической энергии в ОЭС Северо-Запада составил всего 0,3 млрд. кВт•ч (0,4%). Передача электроэнергии из ОЭС Северо-Запада в другие ОЭС и на экспорт за период 2004– 2005 гг. снизилась на 1 млрд. кВт•ч (уменьшение на 20%).

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Северо-Запада доля ГЭС составила 14,6%, АЭС – 39,0%, ТЭС – 37,4%, блок-станций – 9%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии практически не изменилась.

Баланс электрической энергии ОЭС Центра

В 2005 г. внутреннее электропотребление и выработка электроэнергии в ОЭС Центра были практически одинаковыми и составили соответственно 224,6 млрд. кВт•ч и 224,7 млрд. кВт•ч.

Баланс электрической энергии ОЭС Центра за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.3.

Из-за передачи в 2005 г. из ОЭС Центра в ОЭС Юга Астраханской и Волгоградской областей внутреннее электропотребление в ОЭС Центра по сравнению с 2004 г. снизилось на 18,8 млрд. кВт•ч (на 7,7%), а выработка электрической энергии уменьшилась на 11,6 млрд. кВт•ч (на 4,9%). 

Табл. 4.5.3. Баланс электрической энергии ОЭС Центра, млрд. кВт•ч

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Центра доля ГЭС составила 2,3%, АЭС – 32,4%, ТЭС – 59,7%, блок-станций – 5,6%.

Баланс электрической энергии ОЭС Средней Волги

В 2005 г. в ОЭС Средней Волги внутреннее электропотребление составило 80,6 млрд. кВт•ч., а выработка электроэнергии – 101,8 млрд. кВт•ч.

Баланс электрической энергии ОЭС Средней Волги за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.4.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Средней Волги увеличилось на 0,1 млрд. кВт•ч (рост 0,1%), а выработка электрической энергии снизилась на 0,6 млрд. кВт•ч. (уменьшение на 0,6%). Несмотря на рост электропотребления и снижение производства электрической энергии в течение 2005 г. из ОЭС Средней Волги в другие ОЭС и на экспорт было передано 21,2 млрд. кВт•ч электроэнергии, что составляет более 20% общего производства электрической энергии этой ОЭС.

Таким образом, исходя из баланса электрической энергии 2005 г., ОЭС Средней Волги была избыточной энергосистемой.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Средней Волги доля ГЭС составила 20,8%, АЭС – 28,3%, ТЭС – 50,1%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии изменилась незначительно.

Баланс электрической энергии ОЭС Юга

В 2005 г. внутреннее электропотребление в ОЭС Юга составило 73,5 млрд. кВт•ч, а электростанциями этой ОЭС было выработано всего 69,7 млрд. кВт•ч электроэнергии. Поэтому для обеспечения этого электропотребления в ОЭС Юга из других ОЭС и из энергосистемы Украины было передано 3,8 млрд. кВт•ч электрической энергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Юга за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.5.

По сравнению с 2004 г. (без учета ОАО «Астраханьэнерго» и ОАО «Волгоградэнерго») электропотребление в ОЭС Юга увеличилось на 23,8 млрд. кВт•ч (рост 47,9%), а выработка электрической энергии – на 22,4 млрд. кВт•ч (рост 47,4%). Основной причиной столь резкого роста электропотребления и выработки электроэнергии, как уже отмечалось выше, является передача в 2005 г. из ОЭС Центра в ОЭС Юга Астраханской и Волгоградской областей.

Включение в ОЭС Юга новых территорий изменило и структуру выработки электрической энергии. Если в 2004 г. в общем объеме выработки электроэнергии доля ГЭС составляла 18,6%, а доля ТЭС 62,6%, то в 2005 г. доля ГЭС в обеспечении электропотребления ОЭС Юга увеличилась до 31,3%, а доля ТЭС снизилась до 56,0%. По этой же причине в 2005 г. по сравнению с 2004 г. поставка электроэнергии в ОЭС Юга из других ОЭС и из энергосистемы Украины увеличилась на 58,3% и составила 3,8 млрд. кВт•ч.

Баланс электрической энергии ОЭС Урала

Внутреннее электропотребление в ОЭС Урала в 2005 г. составило 228,1 млрд. кВт•ч и было больше, чем выработка электроэнергии электростанциями этой ОЭС. Поэтому для обеспечения этого электропотребления ОЭС Урала получила из других ОЭС и энергосистемы Казахстана 7,3 млрд. кВт•ч электрической энергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Урала за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.6.

В 2005 г. электростанциями ОЭС Урала было выработано 220,8 млрд. кВт•ч электроэнергии, в т.ч ГЭС – 5,4 млрд. кВт•ч, АЭС – 4,1 млрд. кВт•ч, ТЭС – 199,2 млрд. кВт•ч, блок-станциями – 12,1 млрд. кВт•ч.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Урала увеличилось на 5,4 млрд. кВт•ч (рост 2,4%), а выработка электрической энергии – на 5,0 млрд. кВт•ч (рост 2,3%). Объем электроэнергии, полученной в 2005 г. ОЭС Урала из других ОЭС и энергосистемы Казахстана, увеличился по сравнению с 2004 г. на 0,4 млрд. кВт•ч (рост 5,8%).

Структура выработки электрической энергии в 2005 г. по сравнению с 2004 г. практически не изменилась. Более 90% всей электроэнергии вырабатывалась на ТЭС. В общем объеме выработки электроэнергии доли ГЭС и АЭС составляют 2,4% и 1,9% соответственно.

Табл. 4.5.6. Баланс электрической энергии ОЭС Урала, млрд. кВт•ч

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири

В 2005 г. в ОЭС Сибири внутреннее электропотребление составило 189,7 млрд. кВт•ч., а выработка электроэнергии – 186,1 млрд. кВт•ч. Поэтому в 2005 г. в ОЭС Сибири из других ОЭС и энергосистемы Казахстана было передано 3,6 млрд. кВт•ч электроэнергии.

Баланс электрической энергии ОЭС Сибири за 2004 и 2005 гг. представлен в таблице 4.5.7.

По сравнению с 2004 г. электропотребление в ОЭС Сибири увеличилось всего на 2,8 млрд. кВт•ч (рост 1,5%), а выработка электроэнергии возросла на 4,2 млрд. кВт•ч (рост 2,3%). Эта ситуация позволила в 2005 г.

уменьшить поставки электроэнергии в ОЭС Сибири из других ОЭС и энергосистемы Казахстана на 28,0%.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Сибири доля ГЭС составила 48,6%, ТЭС – 47,7%, блок-станций – 3,8%. По сравнению с 2004 г. выработка электроэнергии на ГЭС уменьшилась на 2,5 млрд. кВт•ч (снижение на 2,7%), а ТЭС увеличили производство электроэнергии на 6,8 млрд. кВт•ч (рост 8,3%).

Баланс электрической энергии ОЭС Востока ¹⁷

В 2005 г. в ОЭС Востока внутреннее электропотребление составило 38,7 млрд. кВт•ч, а выработка электроэнергии – 39,2 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. электропотребление и выработка электроэнергии в ОЭС Востока практически не изменились (электропотребление и выработка электроэнергии увеличились на 0,3%). 

Табл. 4.5.8. Баланс электрической энергии ОЭС Востока, млрд. кВт•ч

Баланс электрической энергии ОЭС Востока за 2004 и 2005 гг. представлен в табл. 4.5.8.

В связи с тем, что ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, сальдо перетоков в 2005 г. составил всего 1,3% от общего объема выработки электроэнергии.

В общем объеме выработки электрической энергии в 2005 г. в ОЭС Востока доля ГЭС составила 30,9%, АЭС – 0,3%, ТЭС – 67,3%, блок-станций – 1,5%. По сравнению с 2004 г. структура выработки электрической энергии изменилась незначительно.

Баланс мощности ЕЭС России

Располагаемая мощность электростанций ЕЭС России в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. составила 178,5 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 5,7 млн. кВт (рост на 3,3%)¹⁸.

В свою очередь совмещенный максимум нагрузки (максимум потребления) в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 2,2 млн. кВт (рост на 1,7%) и составил 134,7 млн. кВт (см. табл. 4.5.9).

Резерв мощности в ЕЭС России в 2005 г. составил 26,5 млн. кВт или 14,8% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился на 1,3 млн. кВт (рост 5,2%).

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 15,2 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 14,3% больше, чем в 2004 г. Вместе с тем перегрузка ряда электростанций выше их номинальной мощности позволила в период максимума нагрузки 2005 г. увеличить ресурсную часть баланса мощности на 0,6 млн. кВт.

Выдача мощности из ЕЭС России в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличилась на 0,5 млн. кВт (рост на 22,7%) и составила 2,7 млн. кВт.

Баланс мощности ОЭС Северо-Запада

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки располагаемая мощность электростанций ОЭС СевероЗапада была такой же, как и в 2004 г., и составляла 17,6 млн. кВт (см. табл. 4.5.10).

Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 0,6 млн. кВт (рост на 4,8%) и составил 13,2 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Северо-Запада в 2005 г. в день максимума нагрузки составлял 2,5 млн. кВт, что на 1,5 млн. кВт меньше, чем в 2004 г. (уменьшение на 37,5%).
В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки 2,1 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что почти в 2 раза больше, чем в 2004 г.

Перегрузка ряда электростанций выше их номинальной мощности позволила в 2005 г. в период прохождения максимума нагрузки увеличить доступную мощность электростанций ОЭС Северо-Запада на 0,2 млн. кВт и обеспечить выдачу мощности в размере 117 МВт.

Баланс мощности ОЭС Центра

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Центра в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 года составила 46,3 млн. кВт (см. табл. 4.5.11). По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность снизилась на 2,3 млн. кВт. Снижение располагаемой мощности было связано, главным образом, с передачей в 2005 г. энергосистем Астраханской и Волгоградской областей из ОЭС Центра в ОЭС Юга. 

Табл. 4.5.11. Баланс мощности на час максимума нагрузки ОЭС Центра, млн. кВт

Баланс мощности ОЭС Средней Волги

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Средней Волги в 2005 г. при прохождении годового максимума нагрузки составила 20,5 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 0,7 млн. кВт (рост на 3,5%).

Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. не изменился и составил 12,6 млн. кВт. (см. табл. 4.5.12).

В 2005 г. резерв мощности в ОЭС Средней Волги составил 3,4 млн. кВт или 16,6% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился более чем в два раза.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 2,2 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что в 1,3 раза больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Средней Волги выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки 2004 и 2005 гг. не осуществлялась.

Передача мощности из ОЭС Средней Волги в другие ОЭС в 2005 г. по сравнению с 2004 г. уменьшилась в 1,7 раза и составила 2,3 млн. кВт.

Таким образом, в 2004 и в 2005 гг. в день прохождения максимума нагрузки ОЭС Средней Волги была самой избыточной по мощности энергосистемой в ЕЭС России.

Баланс мощности ОЭС Юга

Располагаемая мощность электростанций ОЭС Юга в день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. составила 14,5 млн. кВт. По сравнению с днем годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 4,3 млн. кВт (рост на 42,2%). Увеличение располагаемой мощности было связано, как отмечалось выше, с передачей в 2005 г. энергосистем Астраханской и Волгоградской областей в ОЭС Юга из ОЭС Центра (см. табл. 4.5.13).



По этой же причине в 2005 г. по сравнению с 2004 г. совмещенный максимум нагрузки увеличился на 3,1 млн. кВт (рост на 35,6%) и составил 11,8 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Юга 2005 г. составил 3,0 млн. кВт или 20,7% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности увеличился на 1,6 млн. кВт.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. в ремонте находилось 0,4 млн. кВт генерирующих мощностей, что в 2 раза меньше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Юга выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки 2005 г. составила 0,3 млн. кВт.

В максимум нагрузки в 2004 и 2005 гг. ОЭС Юга из других ОЭС получало 0,8 млн. кВт и 0,9 млн. кВт мощности соответственно.

Баланс мощности ОЭС Урала

В день прохождения годового максимума нагрузки 2005 г. располагаемая мощность электростанций ОЭС Урала составила 40,1 млн. кВт. По сравнению с днем прохождения годового максимума нагрузки 2004 г. располагаемая мощность увеличилась на 0,6 млн. кВт (рост на 1,5%).

Совмещенный максимум нагрузки в 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился на 0,7 млн. кВт (рост на 2,3%) и составил 32,8 млн. кВт (см.табл. 4.5.14).

Табл. 4.5.14. Баланс мощности на час максимума нагрузки ОЭС Урала, млн. кВт


Резерв мощности в ОЭС Урала в 2005 г. составил 4,1 млн. кВт или 10,3% от располагаемой мощности. По сравнению с 2004 г. резерв мощности уменьшился на 0,5 млн. кВт.

При прохождении максимума нагрузки в 2005 г. 2,9 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 6,0% больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций ОЭС Урала выше их номинальной мощности в период максимума нагрузки в 2005 г. составила 0,145 млн. кВт.

В максимум нагрузки 2004 г. и 2005 г. из ОЭС Урала в другие ОЭС было передано менее 2,3% располагаемой мощности (0,9 млн. кВт), т. е. энергосистема была практически сбалансированной по мощности.

Баланс мощности ОЭС Сибири

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки располагаемая мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 39,6 млн. кВт (см. табл. 4.5.15). По сравнению с 2004 г. в день прохождения максимума нагрузки располагаемая мощность увеличилась на 2,5 млн. кВт (рост на 6,8%).

В это же время совмещенный максимум нагрузки 2005 г. по сравнению с 2004 г. увеличился всего на 0,2 млн. кВт (рост на 0,7%) и составил 28,1 млн. кВт.

Резерв мощности в ОЭС Сибири в 2005 г. в день максимума нагрузки составлял 6,9 млн. кВт, что на 1,0 млн. кВт больше, чем в 2004 г. При этом доля резерва составила 17,5% от располагаемой мощности в ОЭС Сибири.

В 2005 г. при прохождении максимума нагрузки 4,7 млн. кВт генерирующих мощностей находилось в ремонте и в консервации, что на 33,4% больше, чем в 2004 г. Перегрузка электростанций выше их номинальной мощности в 2004 и 2005 гг. не осуществлялась.

В 2004 и 2005 гг. в день прохождения максимума нагрузки в ОЭС Сибири из других ОЭС было передано всего 0,2 млн. кВт, что составляет менее 1% от располагаемой мощности энергосистемы.

Таким образом, ОЭС Сибири в 2004 и 2005 гг. в дни максимума потребления мощности была практически самосбалансированной энергосистемой.

Прогнозный баланс электрической энергии России на 2006–2010 годы

В 2010 г. внутреннее электропотребление России в централизованной зоне электроснабжения прогнозируется на уровне 1181 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2005 г. внутреннее электропотребление должно увеличиться приблизительно на 258 млрд. кВт•ч (на 28%). Такое увеличение внутреннего потребления электроэнергии обусловлено общим ростом всех секторов экономики России.

Также как и в предыдущие годы, экспорт электроэнергии в период 2006–2010 гг. будет превышать импорт. К 2010 г. сальдо экспорта/импорта составит 26 млрд. кВт•ч, что в 2,3 раза больше, чем в 2005 г.

Для обеспечения прогнозируемого уровня внутреннего электропотребления и планируемых поставок электроэнергии на экспорт выработка электрической энергии электростанциями России к 2010 г. должна составить 1207 млрд. кВт•ч, в т. ч. ГЭС – 179 млрд. кВт•ч, АЭС – 168 млрд. кВт•ч, ТЭС – 860 млрд. кВт•ч.

По сравнению с 2005 г. выработка электроэнергии в централизованной зоне электроснабжения России должна увеличиться на 272 млрд. кВт•ч (на 29%), в т. ч. на ГЭС – 4,5 млрд. кВт•ч (на 2,6%), на АЭС – 18 млрд. кВт•ч (на 12%) и на ТЭС –249 млрд. кВт•ч. (на 40,8%).

В табл. 4.5.16 представлен прогнозный баланс электрической энергии России в зоне централизованного электроснабжения на 2006–2010 гг.

Баланс мощности ЕЭС России на перспективу до 2010 года

В централизованной зоне электроснабжения России на период 2006-2010 гг. для условий среднемноголетних зимних температур наружного воздуха прогнозируется рост максимума нагрузки на 37,9 млн. кВт – с 142,3 млн. кВт в 2005 г. до 180,2 млн. кВт к 2010 г.

Для компенсации вывода оборудования электростанций в ремонты и компенсации дисбалансов, возникающих вследствие случайных колебаний нагрузок и располагаемых мощностей, а также возможных отставаний вводов генерирующих мощностей, прогнозируется увеличение суммарного расчетного резерва в ЕЭС России за пять лет на 5,8 млн. кВт – с 26,6 млн. кВт в 2005 г. до 32,4 млн. кВт в 2010 г.¹⁹ Относительная величина от суммарного максимума нагрузки составляет 18,7% в 2005 г. и 18,0% в 2010 г.

Прогноз динамики ограничений и недоиспользования мощности электростанций характеризуется последовательным снижением ограничений мощности на тепловых электростанциях. В первые годы рассматри

ваемого периода ограничения и неиспользуемая мощность будет иметь тенденцию к снижению – с 26,7 млн. кВт в 2005 г. до 22,8 млн. кВт в 2008 г. В последующие годы прогнозируется увеличение недоиспользования мощности в часы максимальных нагрузок на вновь вводимых гидроэлектростанциях, что приводит к увеличению данной составляющей мощности до 24,4 млн. кВт.

На период до 2010 г. прогнозируется увеличение потребности в мощности для целей экспорта примерно до суммарной величины 5,4 млн. кВт, т. е. на 2,7 млн. кВт.

Основными составляющими роста экспорта будут являться увеличение до величины 0,9 ГВт экспорта в КНР и появление новых направлений экспорта в Иран и Турцию.

Таким образом, увеличение потребности в установленной мощности электростанций в централизованной зоне электроснабжения России прогнозируется с 198,3 млн. кВт в 2005 г. до 242,4 млн. кВт в 2010 г. или на 44,1 млн. кВт.

Баланс мощности ЕЭС России на период 2005–2010 гг. представлен в табл. 4.5.17.