Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 12(32)

Рубрика журнала: Технические науки

Секция: Энергетика

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2, скачать журнал часть 3, скачать журнал часть 4, скачать журнал часть 5

Библиографическое описание:
Чернавских И.И. ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАЦИИ В СНИЖЕНИИ РИСКОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ // Студенческий: электрон. научн. журн. 2018. № 12(32). URL: https://sibac.info/journal/student/32/111584 (дата обращения: 18.10.2019).

ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАЦИИ В СНИЖЕНИИ РИСКОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Чернавских Игорь Игоревич

магистрант, кафедра экономики в энергетике и промышленности, Национального исследовательского университета «МЭИ»,

РФ, г. Москва

Введение

Гидроэнергетика представляет собой один из наиболее энергоэффективных секторов электроэнергетики. При этом Россия – единственная страна в мире, где приостановлено дальнейшее развитие гидроэнергетики при освоении лишь 20% экономически эффективной части ее гидропотенциала. Итоги последнего десятилетия свидетельствуют о нарастающей опасности утраты гидроэнергетикой ее стратегического значения на национальном уровне. По производству гидроэлектроэнергии Россия переместилась с третьего на пятое место в мире, уступая Канаде, Китаю, Бразилии и США. Отсутствие реальных планов строительства перспективных объектов гидрогенерации повышает ожидаемые риски функционирования других сегментов электроэнергетики и энергетической безопасности России. Необходимо изменить систему приоритетов при выборе типов генерации, осо­бенно в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, где приоритетной должна стать гидрогенерация.

  1. Современное состояние электроэнергетики России

Внешние вызовы и внутренние проблемы, динамика изменений экономических параметров и ресурсно-технологического потенциала российского энергетического сектора изложены в [5].

Государством ставится задача не только гарантированно обеспечить энергетическую безопасность страны, надежность производственной структуры энергетики и удовлетворение текущего внутреннего спроса, но и достигнуть существенно более высокого уровня качества, эффективности и экологичности при производстве и потреблении энергоресурсов, стимулирующего ускоренное развитие экономики и социальной сферы России.

Поставленная задача требует в частности широкого распространения энергосберегающих технологий и повышения энергоэффективности, снижения нагрузки на окружающую среду.

Целевое состояние энергетического сектора, которое должно быть достигнуто к 2035 году включает в себя, в том числе, существенное более низкий уровень энергоемкости и электроемкости ВВП, а также сниженные до технологического и экономического предела удельные показатели загрязнения окружающей среды предприятиями ТЭК.

Для обеспечения высоких темпов взаимосогласованного развития экономики и энергетики необходимо решить задачу максимальной реализации имеющегося потенциала энергосбережения и повысить энергетическую эффективность во всех отраслях экономики, приблизив ее к уровню лучших мировых практик.

В соответствии с [4], современное состояние электроэнергетики России характеризуется показателями, представленными в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Производство электрической энергии в 2014 – 2016 г., млрд. кВт.ч

Тип электростанции

2014

2015

2016

Всего

1 047,4

1 049,9

1 071,8

ТЭС

692,4 (66,1%)

684,8 (65,2%)

688,8 (64,3%)

ГЭС

174,5 (16,7%)

169,9 (16,2%)

186,7 (17,4%)

АЭС

180,5 (17,2%)

195,2 (18,6%)

196,4 (18,3%)

 

Таблица 2

Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2017

Энергообъединение

Всего

ТЭС

ГЭС

АЭС

ВЭС

СЭС

ГВт

ГВт

%

ГВт

%

ГВт

%

МВт

%

МВт

%

ЕЭС РОССИИ

236,34

160,24

67,8

48,09

20,34

27,93

11,82

10,9

0,01

75,2

0,03

ОЭС Центра

52,88

37,48

70,88

1,79

3,38

13,61

25,74

-

-

-

-

ОЭС Средней Волги

27,00

15,99

59,23

6,94

25,69

4,07

15,08

-

-

-

-

ОЭС Урала

51,13

47,73

93,35

1,86

3,63

1,49

2,9

2,2

0,01

55

0,11

ОЭС Северо-Запада

23,57

14,86

63,03

2,95

12,52

5,76

24,43

5,3

0,02

-

-

ОЭС Юга

20,60

11,67

56,63

5,93

28,79

3,00

14,56

3,4

0,02

-

-

ОЭС Сибири

51,97

26,67

51,31

25,28

48,65

-

-

-

-

20,2

0,04

ОЭС Востока

9,1865

5,8465

63,6

3,34

36,4

-

-

-

-

-

-

 

В 2016 г. по сравнению с 2015 г. производство электроэнергии увеличилось в целом по России на 2,1 %. (Таблица 1). Наибольший рост производства отмечен в Дальневосточном федеральном округе (+2,6 %). Увеличение производства электроэнергии во всех регионах России связано с существенным ростом электропотребления.

Наибольшее количество электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях, в 2016 году доля выработки ТЭС составила 64,3 %, при этом доля выработки ГЭС составляет 17,4 %.

  1. Риски развития теплоэнергетики

Высокая зависимость страны от одного вида топлива сформировала значительные риски по на­дёжности и эффективности функционирования электроэнергетики.

Таблица 3

Объемы расхода топлива на ТЭС России [2]

Вид топлива

Структура топливного баланс ТЭС, %

Расход топлива на отпуск электроэнергии

млн. т у.т. всего

грамм у.т. / кВт.ч

2015 год (факт)

2020 год (прогноз)

2025 год (прогноз)

2015 год (факт)

2020 год (прогноз)

2025 год (прогноз)

2015 год (факт)

2020 год (прогноз)

2025 год (прогноз)

Газ

71,3

71,4

71,5

157 990

149 904

165 305

320,6

309,0

304,2

Нефтетопливо

0,6

0,6

0,6

1 283

1 326

1 400

309,3

325,3

307,0

Уголь

24,5

24,4

24,6

55 626

51 558

58 014

328,5

311,0

310,3

Прочее топливо

3,6

3,6

3,3

7 911

7 486

7 643

318,0

306,1

304,7

Итого

100

100

100

222 811

210 274

232 363

322,4

309,5

305,7

 

Как показывают данные таблицы 3, доли расхода топлива на ТЭС России:

  • природный газ – 71,3 %
  • уголь – 24,5 %
  • нефтетопливо – 0,6 %
  • прочее топливо – 3,6 %

Предполагаемые запасы газа на территории России колеблются в пределах от 31 трлн. куб. м до 48,8 трлн. куб. м, при этом более половины – ожидае­мые с низкой подтверждённостью. При ежегодной добыче в пределах 550 млрд куб. м запасы газа будут исчерпаны примерно за период 55 – 90 лет.

Необходимо отметить, что структура месторожде­ний имеет тенденцию к увеличению доли сложных и трудно извлекаемых запасов в связи с их выра­боткой на 60 – 75 % в промышленной разработке. Перспективными направлениями развития сырье­вой базы газовой промышленности становится по­иск, разведка и освоение месторождений в районах Восточной Сибири, Дальнего Востока на континен­тальном шельфе арктических и дальневосточных морей. Возникают объективные причины для роста цены на газ, что в совокупности повышает риски надёжного и эффективного функционирования тепловой генерации.

  1. Риски развития атомной энергетики

Факторы, сдерживающие развитие атомной энергетики прежде всего связаны с рисками недофинансирования в связи с высокой капиталоёмкостью проектов АЭС, включающей затраты на обеспечение безопасности эксплуатации:

  • сравнительно высокими затратами на сооружение атомных электростанций;
  • необходимостью обеспечения ядерной и радиационной безопасности;
  • необходимостью обращения с отработавшим ядерным топливом и радиоактивными отходами с учетом требований экологической безопасности.

Следует иметь ввиду, что при производстве ядерного топлива и после ядерного цикла остается большой объем твердых радиоактивных от­ходов, подлежащих хранению неограниченное время. Необходимо учитывать сравнительно короткий период эксплуатации АЭС до полной утилизации и значительный объем затрат на последующее вечное хранение радиоактивных отходов, при этом затраты на вывод станций из эксплуатации в полном объеме сопоставимы со стоимостью их строительства.

Риски топливного обеспечения атомных электростанций связаны с недостаточным развитием сырьевой базы атомной энергетики на территории России, а также необходимостью разведки, разработки урановых месторождений и увеличением добычи урана в рамках зарубежных проектов.

Как указано в [2], разведанные запасы урана в России оцениваются в более чем 600 тысяч тонн. Они размещены в нескольких десятках небольших по объёму месторождениях с низкой концентрацией «энергетического» урана в естественной руде. По состоянию на 2017 год в России действует 16 урановых месторождений. Причем 15 из них сосредоточены в Забайкалье.

Следствием среднего и низкого качества урановых руд в России является импорт основного объема уранового сырья, необходимого для воспроизводства ядерного топлива. При годовом потреблении урана около 20 тыс. т собственное производство – 4 тыс. т. Для наращивания собственного производства сырья необходимо наращивать финансирование инвестиций в развитие разработки урановых месторождений на территории России, что проблематично в условиях ограниченного доступа к внешним финансовым рынкам. Существенная зависимость атомной электроэнергетики от импорта стратегических материалов несет значительные риски надёжности и эффективности ее функционирования.

  1. Оценка высвобождения топливно-энергетических ресурсов за счет повышения доли гидроэлектростанций в генерации ДФО

Прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью по отношению к тепловым электростанциям, работающим на угле, с учетом экологического воздействия на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки.

На основании [1], существуют следующие проекты строительства противопаводковых ГЭС на территории ДФО:

Таблица 4

Основные характеристики проектов строительства противопаводковых ГЭС ДФО

Наименование

Год ввода

Мощность ГЭС, МВт

Среднемноголетняя выработка электроэнергии ГЭС,

млрд. кВт.ч

Нижне-Зейская ГЭС

2021 – 2022

400

2,28

Гилюйская ГЭС

2024 – 2025

462

1,15

Селемджинская ГЭС

2025

300

1,07

Русиновская ГЭС

2026 – 2028

470

1,54

Нижне-Ниманская ГЭС

2026 – 2028

600

1,8

Итого

 

2 232

7,84

 

Ввод новых генерирующих мощностей ГЭС является альтернативой строительства атомных и тепловых электростанций, что, в свою очередь, повлечет значительную экономию натурального топлива.

Производство электрической энергии на тепловых станциях ДФО в 2016 г. характеризуется следующими показателями:

ТЭС на природном газе – 12,95 млрд. кВт.ч;

ТЭС на угле – 17,27 млрд. кВт.ч.

Основываясь на отчетных данных об объемах расхода природного газа и угля на выработку электроэнергии на ТЭС ДФО и данных о производстве электроэнергии на этих станциях, можно рассчитать удельный расход топлива на единицу выработанной электроэнергии:

  • удельный расход природного газа на 1 кВт.ч произведенной электроэнергии составляет 0,401 куб. м/кВт.ч;
  • удельный расход угля на 1 кВт.ч произведенной электроэнергии – 0,943 кг/кВт.ч.

В соответствии с [1], среднее число часов использования ГЭС ДФО составляет 2314 ч., среднее ЧЧИ АЭС можно принять на уровне 7219 часов, аналогичный показатель для ТЭС может составить 4090 часов.

Таблица 5

Данные по структуре и составу генерирующих мощностей для базового варианта электропотребления

 

Установленная мощность на конец 2020 г., млн. кВт

Производство электрической энергии в 2020 г., млрд. кВт.ч

Среднее число часов использования УМ, час.

АЭС

30,67

221,4

7 219

ТЭС

166,1

679,4

4 090

 

При вводе новых мощностей в объеме 2232 МВт среднегодовая выработка составит 7,84 млрд. кВт.ч.

Энергосбережение и энергоэффективность в рамках строительства противопаводковых ГЭС ДФО в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) по видам тепловой генерации, рассчитанные как произведение удельного расхода топлива на расчетную среднегодовую выработку ГЭС, составит более 3 млрд. куб. м природного газа или 7 млн. тонн угля.

В целом, ввод новых генерирующих мощностей ГЭС с выработкой порядка 7,84 млрд. кВт.ч является альтернативой

  • АЭС суммарной мощностью порядка 1100 МВт;
  • ТЭС мощностью около 2000 МВт.

Таким образом, строительство новых ГЭС в ДФО может обеспечить дальнейшее освоение гидроэнергетических ресурсов, так как гидроресурсы являются возобновляемым и наиболее экологичным источником энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива. ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. ГЭС являются экономически эффективным энергоисточником, так как отсутствие топливной составляющей в себестоимости производства делает их независимыми от изменения цен на энергоносители и как следствие дает возможность обеспечения долгосрочных гарантий по цене для потребителей.

  1. Дополнительные возможности энергосбережения в электроэнергетике за счет использования гидропотенциала рек Дальнего Востока при потеплении климата

Потенциал экономически эффективных гидроэнергетических ресурсов Дальнего Востока России составляет 294 млрд. кВт.ч. (около 35% от общероссийского). В этом регионе гидроэнергетические ресурсы, в основном, сосредоточены в бассейнах рек Лена, Амур, Колыма [3].

Таблица 6

Данные по гидроэнергопотенциалу России и Дальнего Востока

Наименование показателя

Ед. измер.

Всего по России

Европейская часть

Сибирь

Дальний Восток

1

2

3

4

5

6

Экономически эффективный

потенциал

млн МВт.ч

852

131

427

294

Распределение потенциала

по регионам

%

100%

15%

50%

35%

Освоенный экономически

эффективный потенциал

млн МВт.ч

169

61

93

15

Освоение гидроэнергопотенциала

%

20%

47%

22%

5%

Неосвоенный гидроэнергопотенциал

(резерв строительства мощностей ГЭС/ГАЭС)

млн МВт.ч

683

70

334

279

Неосвоенный гидроэнергопотенциал

(резерв строительства мощностей ГЭС/ГАЭС)

%

80%

53%

78%

95%

 

Энергосбережение в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) за счет реализации неосвоенного гидроэнергопотенциала составит более 110 млрд. куб. м природного газа или 260 млн. т угля.

Глобальной причиной катастрофических наводнений на Дальнем Востоке, наблюдаемых в 2007 и 2013 годах, являются глобальные изменения климата. Для накопления излишней воды были полностью заполнены водохранилища Зейской и Бурейской ГЭС, после чего на плотинах этих ГЭС начался холостой сброс воды. Водохранилище Зейской ГЭС предназначено для регулирования стока в энергетических целях, обеспечения судоходных условий, а также для предотвращения затоплений в многоводные половодья. Плотина Зейской ГЭС защищает территорию от периодических наводнений.

Аномальные паводки в условиях глобального изменения климата могут стать потенциалом для увеличения выработки электроэнергии на действующих ГЭС, а также обоснованием для строительства противопаводковых ГЭС на притоках реки Амур для целей регулирования водосброса в паводковые периоды.

Таблица 7

Сценарий наполнения Зейского и Бурейского водохранилищ в условиях аномального паводка

 

янв

фев

март

апр

май

июнь

июль

авг

сент

окт

нояб

дек

Зейское водохранилище

Приток, м3/с

22

11

8

155

3084

1949

4286

5559

2241

884

85

38

Норма, м3/с

19

10

7

301

2516

1374

2827

2938

1753

683

89

41

Отклонение, %

116

110

114

51

123

142

152

189

128

129

96

93

Бурейское водохранилище

Приток, м3/с

69

35

29

281

3012

2603

1805

3168

1697

1432

331

218

Норма, м3/с

57

32

27

523

1906

1608

2024

2287

1710

1037

364

132

Отклонение, %

121

109

107

54

158

162

89

139

99

138

91

165

 

Основные энергетические показатели действующих ГЭС ОЭС «Востока» приведены в таблице 8.

Таблица 8

Водно-энергетические показатели работы Зейской и Бурейской ГЭС

Характеристика

Выработка Зейская ГЭС, млн. кВт.ч

Выработка Бурейская ГЭС, млн. кВт.ч

Мало-водный* период

Период средней водности

Много-водный** период

Мало-водный* период

Период средней водности

Много-водный** период

Балансовая выработка

4 900

4 900

4 900

4 190

4 190

4 190

Дополнительная выработка за счет сезона паводков

0

484

1 619

0

1 994

3 031

Выработка с учетом паводков

4900

5 384

6 712

4190

6 350

9 560

Максимально возможная дополнительная выработка при увеличении водности сезонного паводка

0

484

1 812

0

2 160

5 370

Выработка при увеличении водности сезонного паводка

4900

5 868

8 524

4900

8 510

14 930

Рост выработки

 

 

1,74

 

 

3,56

  * - период с обеспеченностью водного стока 95 %-97 %

** - период с обеспеченностью водного стока 10 %

 

По результатам анализа работы ГЭС ОЭС Востока можно сделать вывод, что при увеличении водности половодно-паводкового периода, связанного с изменением климата, а также при условии роста спроса на электроэнергию в результате социально-экономического роста регионов ДФО и реализации крупных энергоемких промышленных инвестиционных проектов потенциальных потребителей, имеется резерв увеличения водно-энергетических показателей электростанции.

Экспертно аналогичный вывод можно сделать в отношении всех действующих ГЭС ДФО. Ограничения использования мощности ГЭС в большинстве случаев связаны с показателями водности. Наличие свободной (негарантированной) пиковой мощности ГЭС, которая не может быть использована в суточных графиках нагрузки, вызвано тем, что ГЭС имеют установленную мощность выше мощности, обеспеченной водой.

В условиях длительного паводка возможно оптимизировать режимы работы ГЭС путем увеличения расхода воды в водохранилищах, что приведет к росту числа часов использования установленной мощности ГЭС и соответствующего увеличения выработки электроэнергии. Оценочно, прирост гидропотенциала действующих ГЭС может составить от 9 ГВт до 18 ГВт.

Таблица 9

Оценка возможного прироста выработки ГЭС Востока при увеличении половодно-паводкового периода

 

Балансовая выработка, млн кВт ч

Проектная выработка с учетом паводка, млн кВт. ч

Прирост выработки за счет паводка, млн кВт ч

Установленная мощность, МВт

ЧЧИ факт

ЧЧИ прогноз

Бурейская ГЭС

4 190

14 930

10 740

2 010

2 085

7 428

Зейская ГЭС

4 900

8 524

3 624

1 330

3 684

6 409

Колымская ГЭС

1 728

3 339

1 611

900

1 920

3 710

Каскад Вилюских ГЭС

2 269

3 600

1 331

958

2 370

3 760

Усть-Среднеканская ГЭС

257

2 544

2 287

570

451

4 463

 

13 344

32 937

19 592

5 768

2 314

5 711

 

Энергосбережение в виде экономии энергетических ресурсов (ЭЭР) по причине изменения климата составит порядка 3,8 млрд куб. м природного газа и 8,9 млн т угля.

Рассчитанный прирост гидропотенциала рек Дальнего Востока в условиях изменения климата может служить обоснование проектов строительства будущих ГЭС, в том числе Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса на притоках р. Алдан, Учур и Тимптон с суммарной энергоотдачей 25 млрд кВт.ч, а также гидроузлов с противопаводочным назначением на притоках р. Амура с энергоотдачей 1,8 млрд кВт.ч. В результате строительства противопаводковых ГЭС:

  • обеспечивается контроль 92 % стока в устье р. Зеи;
  • освобождается от наводнений более 80 тыс. га территории;
  • обеспечивается защита от наводнений для более 300 тысяч человек.

Необходимо отметить, что принятая система планирования рациональной структуры мощностей в настоящее время является сдерживающим фактором гидроэнергетического строительства, так как отсутствует инструментарий корректного прогнозирования спроса и определения оптимального резерва мощностей Единой электроэнергетической системы.

При принятой системе планирования, базовыми элементами которой являются прогнозы спроса на электроэнергию и сравнение типов генерации по удельным капиталовложениям, проекты больших ГЭС не востребованы и экономически неэффективны, т.к. не вписываются в прогнозные балансы мощности и электроэнергии, а гидротехнические сооружения требуют значительных инвестиций, возврат которых возможен в долгосрочной перспективе.

Недостатком ранее выполнявшихся прогнозов спроса на электроэнергию является неучет при прогнозировании информации крупных отраслевых и межотраслевых компаний об инвестиционных проектах и возможностях их реализации на среднесрочный и долгосрочный период. В случае, если потенциальный потребитель планирует к реализации крупный промышленный энергоемкий инвестиционный проект в среднесрочной или долгосрочной перспективе, но не подал заявку на технологическое присоединение, то возможный объем электропотребления такого инвестора не учитывается при прогнозировании спроса на электроэнергию.

Указанный недостаток в существующей методике оценки прогнозного спроса на электроэнергию можно устранить путем сбора, обработки и анализа информации об инвестиционных планах промышленных бизнес-групп.

Для описания изменения объема потребления электроэнергии по годам в регионах ДФО целесообразно использовать расчетную модель прогнозирования спроса, в которой учитывается не только «естественный» прирост электропотребления на основе экстраполирования данных об объемах электропотребления за прошлые периоды, но есть возможность учесть спрос на электроэнергию инвестиционных проектов энергоемких промышленных потребителей на длительный период. Модель актуальна в основном для изолированных энергосистем ДФО, т.к. в официальных прогнозах АО «СО ЕЭС» и стратегических документах планирования развития электроэнергетики прогнозы спроса строятся по ЕЭС и ОЭС, а изолированные энергосистемы либо не представлены, либо даны в агрегированном виде без разбивки по энергосистемам.

Необходим переход от отраслевых электроэнергетических проектов к программам комплексного развития территорий на основе реализации конкурентоспособных территориальных энергопромышленных кластеров на базе строительства ГЭС и крупных энергоемких потребителей добывающей и перерабатывающей промышленности. Такая задача поставлена в проекте Энергетической стратегии до 2035 года.

Сводная оценка гидроэнергопотенциала ДФО приведена в таблице 11.

Таблица 10

Оценка гидроэнергопотенциала ДФО

 

Выводы

  1. В настоящее время наибольшее количество электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях, доля выработки ТЭС составляет порядка 65 %, при этом доля выработки ГЭС не превышает 18 %. Высокая зависимость страны от одного вида топлива – газа, сформировала значительные риски по надёжности и эффективности функционирования электроэнергетики.
  2. Россия располагает значительным неосвоенным экономически эффективным потенциалом гидроэнергетических ресурсов, расположенным в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока страны. Необходимо дальнейшее освоение гидроэнергетических ресурсов, так как гидроресурсы являются возобновляемым и наиболее экологичным источником энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива.
  3. В связи с потеплением климата и увеличением продолжительности паводков на реках ДФО в условиях длительного паводка возможно оптимизировать режимы работы ГЭС путем увеличения расхода воды в водохранилищах, что приведет к росту числа часов использования установленной мощности ГЭС и соответствующего увеличения выработки электроэнергии. Как показала проведенная укрупненная экспертная оценка водно-энергетических показателей, действующих ГЭС ДФО, прирост гидропотенциала может составить до 20 млн. кВт.ч.
  4. Принятая система планирования рациональной структуры мощностей в настоящее время является сдерживающим фактором гидроэнергетического строительства. Необходим переход от отраслевых электроэнергетических проектов к программам комплексного развития территорий на основе реализации конкурентоспособных территориальных энергопромышленных кластеров на базе строительства ГЭС и крупных энергоемких потребителей добывающей и перерабатывающей промышленности.
  5. Требуется корректировка методики прогнозирования спроса на электрическую энергию и мощность и методики планирования рациональной структуры мощностей генерации.
  6. Необходимо возобновить проектирование и строительство новых, перспективных объектов гидрогенерации, так как доля гидроэнергетики в структуре производства электроэнергии должна возрастать в соответствии с государственными многофакторными интересами.

 

Список литературы:

  1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года // Гарант [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/71599734/ (дата обращения: 01.02.2018).
  2. Невожин В.Д. Гидроэнергетика России / В.Д. Невожин, С.В. Тулякин // Гидротехническое строительство. – 2016. – № 1. – С. 2-7.
  3. Основные положения программы развития гидроэнергетики России до 2030 года и на перспективу до 2050 года / Б.Б. Богуш и др. // Гидроэнергетика XXI века: Россия и мировая интеграция. – 2016. – № 1. – С. 3-19.
  4. Отчет Минэнерго «О функционировании электроэнергетики за 2016 год» // Bigpower [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.bigpowernews.ru/photos/0/0_CXq7NsBUWeunnVlogf7uolVy4SB2XcBA.pdf (дата обращения: 12.11.2017).
  5. Энергетическая стратегия России до 2035 года // РСПП [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.rsppvo.ru/attachments/Energ_strategi_Novak.pdf (дата обращения: 11.03.2018).

Оставить комментарий