Условное топливо. Единицы измерения

Для сравнения показателей топливопотребляющего оборудования и устройств, проведения экономических расчетов и планирования введено понятие так называемого условного топлива.

Условное топливо представляет собой единицу учета органического топлива, применяемую для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учета. Использование условного топлива особенно удобно для сопоставления экономичности различных теплоэнергетических установок.

В качестве единицы условного топлива применяется 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 МДж/кг), что соответствует хорошему малозольному сухому углю.

Для сравнения укажем, что бурые угли имеют теплоту сгорания менее 24 МДж/кг, а антрациты и каменные угли - 23-27 МДж/кг.

Отношение Q/7000 называется калорийным коэффициентом, и его принимают для:

-нефти - 1,43;

- природного газа -1,15;

- торфа - 0,34-0,41 (в зависимости от влажности);

-торфобрикетов - 0,45 -0,6 (в зависимости от влажности);

-дизтоплива- 1,45;

-мазута- 1,37.

Теплотворная способность различных видов топлива, ккал/кг, составляет примерно:

нефть                              -10 000;

природный газ                -  8 000 (ккал/ м3);

каменный уголь              -   7 000;

дрова влажностью 10 % -  3 900;

40%  -  2 400;

торф влажности     10%  -  4 100;

40%  -  2 500.

Лекция 2. Виды, способы получения, преобразования и использования энергии

Энергия и ее виды

Согласно современным представлениям энергия – это общая количественная мера различных форм движения материи. Имеются качественно разные физические формы движения материи, которые способны превращаться одна в другую. В середине ХХ в. было установлено, что все формы движения превращаются друг в друга в строго определенных отношениях. Именно это обстоятельство и позволило ввести понятие энергии как общей меры движения материи.

Тепловые и атомные электрические станции (ТЭС и АЭС), гидроэлектростанции

Одним из наиболее совершенных видов энергии является электроэнергия. Ее широкое использование обусловлено следующими факторами:

-возможностью выработки электроэнергии в больших количествах вблизи месторождений и водных источников;

-возможностью транспортировки на дальние расстояния с относительно небольшими потерями;

-возможностью трансформации электроэнергии в другие виды энергии: механическую, химическую, тепловую, световую;

-отсутствием загрязнения окружающей среды;

-возможностью применения на основе электроэнергии новых прогрессивных технологических процессов.

Тепловая энергия широко используется на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания. Электрическая и тепловая энергия производится на:

1. тепловых электрических станциях на органическом топливе (ТЭС) с использованием в турбинах водяного пара (паротурбинные установки – ПТУ), продуктов сгорания (газотурбинные установки – ГТУ), их комбинаций (парогазовые установки – ПГУ);

2. гидравлических электрических станциях (ГЭС), использующих энергию падающего потока воды, течения, прилива;

3. атомных электрических станциях (АЭС), использующих энергию ядерного распада.

Тепловые электрические станции (ТЭС) можно разделить на конденсационные электрические станции (КЭС), производящие только электроэнергию (они также называются ГРЭС – государственные районные электростанции), и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – электрические станции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии.

Производство электроэнергии на ТЭС

Современные тепловые электростанции имеют преимущественно блочную структуру. ТЭС с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное сними вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом, питающим ее паром, образует моноблок.

Уголь поступает в систему подготовки топлива, в которой дробится, подсушивается и размалывается, превращаясь в угольную пыль. В таком виде топливо поступает в горелки, в которых смешивается с подогретым воздухом. Если используется жидкое топливо (мазут), то оно подогревается до 100 - 140  С и распыляется в форсунках.

Топливо сгорает в топочной камере парового котла с выделением теплоты. Эта теплота передается рабочему телу – воде, превращая ее сначала в насыщенный пар, а затем перегретый (имеющий температуру более высокую, чем температура кипения жидкости при данном давлении), обладающий большой энергией.

Паровой котел представляет собой систему теплообменников (поверхностей нагрева), в которых производится в требуемом количестве пар заданных параметров из непрерывно поступающей воды за счет теплоты, получаемой при сжигании органического топлива. Температура в зоне активного горения в топочной камере может достигать 1500 - 1800С в зависимости от вида сжигаемого топлива и режима горения.

Энергия пара приводит во вращение ротор паровой турбины. В процессе расширения рабочего тела (пара) в соплах потенциальная энергия переходит в кинетическую, что сопровождается увеличением скорости потока. Расширяясь в ступенях турбины, пар совершает работу. Механическая энергия вращения вала турбины передается электрогенератору, вырабатывающему электроэнергию, которая после повышения напряжения в трансформаторе направляется по линиям электропередачи к потребителю.

Отработанный в турбине пар подается в конденсатор, где конденсируется, отдавая тепло охлаждающей воде (пруды-охладители или естественные водоемы).

Конденсатор – теплообменный аппарат, предназначенный для превращения отработавшего в турбине пара в жидкое состояние – конденсат. Образующийся конденсат откачивается из конденсатора и после ряда технологических операций поступает в котел. Цикл замыкается. Основным показателем энергетической эффективности электростанции является коэффициент полезного действия (КПД) по отпуску электрической энергии, называемый абсолютным электрическим коэффициентом полезного действия электростанции. Он определяется отношением отпущенной (выработанной) электроэнергии к затраченной энергии (теплоте сожженного топлива) и составляет 35 – 40%.

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали отпускают электроэнергию потребителю, так же как и КЭС (конденсационные электрические станции), и кроме этого тепловую энергию в виде пара и горячей воды для технологических нужд производства и горячей воды для коммунально-бытового потребления (отопление, горячее водоснабжение). При такой комбинированной выработке тепловой и электрической энергии в тепловую сеть отдается главным образом теплота отработавшего в турбинах пара (или газа), что приводит к снижению расхода топлива на 25 – 30% по с равнению с раздельной выработкой электроэнергии на КЭС и теплоты в районных котельных. Поскольку для производственных и бытовых нужд требуется пар или вода в относительно широком диапазоне температур и давлений, на ТЭЦ применяются теплофикационные турбины различных типов в зависимости от характера потребления теплоты.

Районные котельные

Районные котельные предназначены для централизованного теплоснабжения промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также для покрытия пиковых тепловых нагрузок в теплофикационных системах. Сооружение их требует меньших капиталовложений и может быть проведено в более короткие сроки, чем сооружение ТЭЦ той же тепловой мощности. Поэтому во многих случаях теплофикацию районов начинают со строительства районных котельных. До ввода в работу ТЭЦ эти котельные являются основным источником теплоснабжения района. После ввода ТЭЦ они используются в качестве пиковых. Котельные сооружают на площадках ТЭЦ или в районах теплопотребления. В них устанавливают водогрейные котлы или паровые котлы низкого давления (1,2 – 2,4 Мпа). Выбор типа котлов в котельной производится на основе технико-экономических расчетов.

Атомные электрические станции

Тепловые схемы атомных электростанций зависят от типа реактора, вида теплоносителя, состава оборудования. Тепловые схемы могут быть одно-, двух- и трехконтурными.

В одноконтурных схемах пар вырабатывается непосредственно в реакторе. Полученная пароводяная смесь подается в барабан-сепаратор, отсепарированный насыщенный пар поступает в паровую турбину. Отработанный в турбине пар конденсируется, и конденсат циркуляционным насосом подается в реактор. Одноконтурная схема наиболее проста в конструктивном отношении и достаточно экономична. Однако рабочее тело на выходе из реактора становится радиоактивным, что предъявляет повышенные требования к биологической защите и затрудняет проведение контроля и ремонта оборудования.

В двухконтурных схемах существуют два самостоятельных контура. Контур теплоносителя – первый; контур рабочего тела – второй. Общее оборудование обоих контуров – парогенератор. Нагретый в реакторе теплоноситель поступает в парогенератор, где отдает свою теплоту рабочему телу и при помощи главного циркуляционного насоса возвращается в реактор. Полученный в парогенераторе пар подается в турбину, совершает в ней работу, конденсируется, конденсат питательным насосом подается в парогенератор. Наличие парогенератора хотя и усложняет установку и уменьшает ее экономичность, но препятствует появлению радиоактивности во втором контуре.

В трехконтурной схеме теплоносителями первого контура служат жидкие металлы, например натрий. Радиоактивный натрий первого контура из реактора направляется в теплообменник, где отдает теплоту натрию промежуточного контура, и циркуляционным насосом возвращается в реактор. Давление натрия в промежуточном контуре выше, чем в первом, для исключения утечек радиоактивного натрия. Натрий промежуточного контура отдает теплоту в парогенераторе рабочему телу (воде) третьего контура. Образующийся в парогенераторе пар поступает в турбину, совершает работу, конденсируется и питательным насосом подается в парогенератор. Трехконтурная схема требует больших затрат, но обеспечивает безопасную эксплуатацию реактора.

Работа АЭС по технологическим условиям отличается от работы тепловой электростанции. Основным различием является то, что роль источника теплоты на тепловой электростанции играет паровой котел, в котором сжигается органическое топливо, а на АЭС – ядерный реактор, теплота в котором выделяется в результате деления ядерного топлива. Ядерное топливо обладает высокой теплотворной способностью (в миллионы раз выше, чем органическое). В процессе работы ядерного реактора образуется большое количество радиоактивных веществ в топливе, конструкционных материалах, теплоносителе. Поэтому АЭС является потенциальным источником радиационной опасности для обслуживающего персонала, а также для окружающего населения, что повышает требования к надежности и безопасности ее эксплуатации.

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

- под нетрадиционными и возобновляемыми источниками энергии понимаются источники электрической и тепловой энергии, использующие энергетические ресурсы рек, водохранилищ и промышленных водостоков, энергию ветра, солнца, редуцируемого природного газа, биомассы (включая древесные отходы), сточных вод и твердых бытовых отходов.

Государственная энергетическая программа РБ на период до 2010 г. предусматривает использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в нарастающих масштабах. С учетом природных условий – это и географическое положение, и метеорологические условия республики предпочтение отдается малым гидроэлектростанциям, ветровым установкам, биоэнергетическим установкам, установкам для сжигания отходов растениеводства и бытовых отходов, гелиоводоподогревателям. Программа оценивает потенциал этих источников в 5% от всей расчетной экономии топлива, которую планируется получить за счет всех мероприятий по энергосбережению.

Основной особенностью возобновляемых источников энергии является то, что воспроизводство их энергетического потенциала происходит быстрее, чем его расходование.

Основными источниками возобновляемой энергии являются:

1. солнечное излучение;

2. гравитационное взаимодействие Солнца, Луны и Земли (имеющее следствием, например, морские приливы и отливы);

3. тепловая энергия ядра Земли, а также химических реакций и радиоактивного распада в ее недрах (проявляющаяся, например, в виде геотермальной энергии источников горячей воды – гейзеров).

Прямое преобразование солнечной энергии

Солнечные водоподогреватели (гелиоводоподогреватели). Преобразование солнечной энергии в тепловую обеспечивается за счет способности атомов вещества поглощать электромагнитное излучение. При этом энергия электромагнитного излучения преобразуется в кинетическую энергию атомов и молекул вещества, т.е. в тепловую энергию. Результатом этого является повышение температуры. Для энергетических целей наиболее распространенным является использование солнечного излучения для нагрева воды в системах отопления и горячего водоснабжения.

Энергетическая программа РБ до 2010 года предусматривает крупносерийное производство гелиоводоподогревательных установок, разработанных белорусскими учеными. Основным элементов солнечной нагревательной системы является приемник, в котором происходит поглощение солнечного излучения и передача энергии жидкости.

Подогреватели воздуха. Солнечное излучение можно использовать для подогрева воздуха, просушивания зерна, для обогрева зданий. На обогрев зданий в странах с холодным климатом расходуется до половины энергетических ресурсов. Специально спроектированные или перестроенные здания для использования солнечного тепла позволяют сэкономить значительные количества топлива. Поскольку теплопроводность воздуха намного ниже, чем воды, передача энергии от приемной поверхности к теплоносителю (воздуху) происходит намного слабее. Поэтому нагреватели такого типа чаще всего изготавливают с шероховатыми (для турбулизации потока) и имеющими большую площадь приемными поверхностями (для увеличения поверхности теплообмена).

Концентраторы солнечной энергии (солнечные коллекторы). Концентрирующий коллектор включает в себя приемник, поглощающий излучение и преобразующий его в какой-либо другой вид энергии, и концентратор, который представляет собой оптическую систему, собирающую солнечное излучение с большой поверхности и направляющую его на приемник. Обычно концентратор постоянно вращается для обеспечения ориентации на Солнце. Чаще всего он представляет собой зеркало параболической формы, в фокусе которого располагается приемник излучения.

Солнечные системы для получения электроэнергии (солнечные электростанции). Концентрация солнечной энергии позволяет получать температуры до 700 С, которой достаточно для работы теплового двигателя. Например, параболический концентратор с диаметром зеркала 30 м позволяет сконцентрировать мощность излучения порядка 700 кВт, что дает возможность получить до 200 кВт электроэнергии. Для создания солнечных электростанций большой мощности (порядка 10 МВт) возможны два варианта: рассредоточенные коллекторы и системы с центральной солнечной башней.

Прямое преобразование солнечной энергии в электрическую (фотоэлектрические преобразователи) становится возможным при использовании такого физического явления, как фотоэффект.

Фотоэффектом называются электрические явления, происходящие при освещении вещества светом, а именно: выход электронов из металлов (фотоэлектрическая эмиссия, или внешний фотоэффект); перемещение зарядов через границу раздела полупроводников с различными типами проводимости (вентильный фотоэффект); изменение электрической проводимости (фотопроводимость).

При освещении границы раздела полупроводников с различными типами проводимости (р – п) между ними устанавливается разность потенциалов (фотоЭДС). Это явление называется вентильным фотоэффектом на котором основано создание фотоэлектрических преобразователей энергии (солнечных элементов и батарей). Наиболее распространенным полупроводником, используемым для создания солнечных элементов, является кремний.

Гелиоэнергетика – солнечная энергетика, во всем мире развивается быстрыми темпами и в самых разных направлениях

Ветроэнергетика

Существуют препятствия максимального использования энергии ветра – непостоянство его направления и силы и необходимость аккумулирования энергии на случай отсутствия ветра. Поэтому ветроэнергетика может быть одним из путей получения дополнительной энергии, позволяющей сократить расход органического топлива. Проблема аккумулирования энергии – стоимость аккумуляторов достигает до 20% от стоимости всей ветроустановки.

Устройства, преобразующие энергию ветра в полезную механическую, электрическую или тепловую виды энергии, называются ветроэнергетическими установками (ВЭУ), или ветроустановками. Основными элементами ветроэлектрогенераторов являются:1) собственно ветроустановка; 2) электрогенератор; 3) система управления параметрами генерируемой электроэнергии в зависимости от изменения силы ветра и скорости вращения ветроколеса; 4) так как периоды безветрия неизбежны, то для исключения перебоев в электроснабжении ВЭУ должны иметь аккумуляторы электрической энергии или быть запараллелены с электроэнергетическими установками других типов. Одним из способов управления электроэнергией ВЭУ является выпрямление переменного тока ВЭУ и затем преобразование его в переменный ток с заданными стабилизированными параметрами.

Ветроэнергетический потенциал РБ. Энергетическая программа РБ до 2010 г. предусматривает применение ветроэнергетических ресурсов для привода насосных установок и в качестве источников энергии для электродвигателей. Эти области применения характеризуются минимальными требованиями к качеству электрической энергии, что позволяет резко упростить и удешевить ВЭУ. Особенно перспективным считается их использование в сочетании с малыми гидроэлектростанциями для перекачки воды.

Гидроэнергетика

Термин “гидроэнергетика” определяет область энергетики, использующей энергию движущейся воды, как правило, рек.

Гидроэнергетика является наиболее развитой областью энергетики на возобновляемых ресурсах.Гидроэлектростанции и их оборудования используется очень долго, турбины, например, - около 50 лет. Это объясняется условиями их эксплуатации: равномерный режим работы при отсутствии экстремальных температурных и других нагрузок. Вследствие этого стоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии низка (примерно 4 цента США за 1 кВт ч) и многие из них работают с высоким экономическим эффектом. Например, Норвегия производит 90% электроэнергии на ГЭС. Вырабатываемую ГЭС энергию очень легко регулировать, что важно при ее использовании в энергосистемах с большими колебаниями нагрузки.

С самого начала (примерно с 80-х годов прошлого столетия) для производства электроэнергии в гидроэнергетике использовались в основном гидравлические турбины. Их суммарная мощность возрастает сейчас во всем мире примерно на 5% в год, т.е. удваивается в каждые 15 лет. Потенциальные возможности гидроэнергетики оцениваются в 1,5 10 МВт, при этом они наиболее высоки в Африке, Китае и Южной Америке.

Наиболее сложными проблемами гидроэнергетики являются: ущерб, наносимый окружающей среде (особенно от затопления больших площадей при создании водохранилищ), заиливание плотин, коррозия гидротурбин и в сравнения с тепловыми электростанциями большие капитальные затраты на их сооружение. Поэтому перспективным в настоящее время является использование гидроэнергетических ресурсов малых рек без создания искусственных водохранилищ.

РБ - преимущественно равнинная страна, тем не менее, у нее есть гидроэнергетические ресурсы. Энергетическая программа РБ до 2010 г. в качестве основных направлений развития малой гидроэнергетики в республике предусматривает:

• восстановление ранее существовавших малых гидроэлектростанций на существующих водохранилищах путем капитального ремонта и частичной замены оборудования;

• сооружение новых малых ГЭС на водохранилищах неэнергетического назначения без затопления;

• сооружение малых ГЭС на промышленных водосборах;

• сооружение бесплотинных (русловых) ГЭС на реках со значительными расходами воды.

Бассейны рек Западная Двина и Неман, протекающих по территории Беларуси, относятся к зонам высокого гидроэнергетического потенциала, и использование его еще намечалось в 40 годы путем строительства многоступенчатых каскадов ГЭС.

Энергия приливов. Приливные колебания уровня океана планеты предсказуемы и связаны с гравитационным воздействием Луны на водные пространства Земли. Основные периоды этих колебаний -–суточные продолжительностью около 24 ч. и полусуточные – около 12 ч 25 мин. Разность между последовательными самым высоким и самым низким уровнями воды составляет 0,5 10 м (высота прилива). Во время приливов и отливов перемещение водных масс образует приливные течения, скорость которых в прибрежных проливах и между островами может достигать 5 м/с. Из современных приливных электростанций (ПЭС) наиболее хорошо известны крупномасштабная электростанция Ранс (Бретань, Франция) и небольшая опытная станция в Кислой Губе на побережье Баренцева моря.

Тепловая энергия Земли

Геотермальная энергия Земли, обусловленная радиоактивным распадом в недрах, в целом оценивается мощностью около 32ТВт. Если бы ее выход к поверхности земли был равномерным, то она была бы непригодна для использования. Однако значительные ее выходы локализованы в районах вулканической активности, где концентрация подземного тепла во много раз больше. По результатам обследования таких районов геотермальные ресурсы мира, в принципе доступные для использования, оценены в 140 ГВт.. Общая установленная мощность геоТЭС в мире (США, Италия, Новая Зеландия, Мексика, Япония, Исландия, Россия и др.) не превышает 1,5 ГВт (в пересчете на электроэнергию).

В нашей стране горячими источниками особенно богаты Камчатка и Курильские острова – районы современного вулканизма. Источники, фонтанирующие паром и кипятком, известны в этих краях давно (некоторые из них описаны еще в 40-х годах XVIII в. С. Крашенинниковым), однако разведочное бурение началось там лишь в 1958 г. В районе реки Паратунки была сооружена первая в нашей стране геотермальная электростанция, а с 1967 г. на Паужетских термальных источниках в 200 км от Петропавловска-Камчатского действует гелиотермальная электростанция мощностью 15 тыс. кВт.

Транспортирование и потребление тепловой и электрической энергии.

Основными потребителями тепловой энергии являются промышленные предприятия и жилищно-коммунальной хозяйство. Для большинства производственных потребителей требуется тепловая энергия в виде пара (насыщенного или перегретого) либо горячей воды. Например, для силовых агрегатов, которые имеют в качестве привода паровые машины или турбины (паровые прессы, ковочные машины, турбонасосы и др.), необходим пар давлением 0,8 – 3,5 Мпа и перегретый до 250 - 450С.

Для технологических аппаратов и устройств (разного рода подогреватели, сушилки, химические реакторы) преимущественно требуется насыщенный или слабо перегретый пар давлением 0,3 – 0,8 МПа и вода с температурой 150С.

В жилищно-коммунальном хозяйстве основными потребителями теплоты являются системы отопления и вентиляции жилых и общественных зданий, системы горячего водоснабжения и кондиционирования воздуха. В жилых и общественных зданиях температура поверхности отопительных приборов в соответствии с требованиями санитарно-гигиенических норм не должна превышать 95С, а температура воды в кранах горячего водоснабжения должна быть не ниже 50 - 60С в соответствии с требованиями комфортности и не выше 70С по нормам техники безопасности. В связи с этим в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в качестве теплоносителя применяется горячая вода.

Системы теплоснабжения

Системой теплоснабжения называется комплекс устройств по выработке, транспорту и использованию теплоты.

Снабжение теплотой потребителей (систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологических процессов) состоит из трех взаимосвязанных процессов: сообщения теплоты теплоносителю, транспорта теплоносителя и использования теплового потенциала теплоносителя. Системы теплоснабжения классифицируются по следующим основным признакам: мощности, виду источника теплоты и виду теплоносителя. По мощности системы теплоснабжения характеризуются дальностью передачи теплоты и числом потребителей. Они могут быть местными и централизованными.

Местные системы теплоснабжения – это системы, в которых три основных звена объединены и находятся в одном или смежных помещениях.

Централизованные системы теплоснабжения – системы, в которых от одного источника теплоты подается теплота для многих помещений.

По виду источника теплоты системы централизованного теплоснабжения разделяют на районное теплоснабжение и теплофикацию. При системе районного теплоснабжения источником теплоты служит районная котельная, теплофикации – ТЭЦ.

Теплоноситель получает теплоту в районной котельной (или ТЭЦ) и по наружным трубопроводам, которые носят название тепловых сетей, поступает в системы отопления, вентиляции промышленных и жилых зданий. В нагревательных приборах, расположенных внутри зданий, теплоноситель отдает часть аккумулированной в нем теплоты и отводится по специальным трубопроводам обратно к источнику теплоты.

Теплоноситель – среда, которая передает теплоту от источника теплоты к нагревательным приборам систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. По виду теплоносителя системы теплоснабжения делятся на 2 группы – водяные и паровые. В водяных системах теплоснабжения теплоносителем служит вода, в паровых – пар. В Беларуси для городов используются водяные системы теплоснабжения. Пар применяется на промышленных объектах для технологических целей.

Системы водяных теплопроводов могут быть однотрубными и двухтрубными. Наиболее распространенной является двухтрубная система теплоснабжения (по одной трубе подается горячая вода потребителю, по другой, обратной, охлажденная вода возвращается на ТЭЦ или котельную).

Тепловые сети

В Беларуси длина тепловых сетей (на 1996 г.) составляет: основных около 800 км, распределительных – 1400 км.

Основными элементами тепловых сетей являются трубопровод, состоящий из стальных труб, соединенных между собой с помощью сварки, изоляционная конструкция, предназначенная для защиты трубопровода от наружной коррозии и тепловых потерь, и несущая конструкция, воспринимающая вес трубопровода и усилия, возникающие при его эксплуатации.

Трубы должны быть прочными и герметичными при максимальных давлениях и температурах теплоносителя, обладать низким коэффициентом температурных деформаций, малой шероховатостью внутренней поверхности, антикоррозийной стойкостью. Для снижения потерь теплоты на трубопроводы накладывается тепловая изоляция. Тепловая изоляция должна обладать достаточной механической прочностью, долговечностью, стойкостью против увлажнения и не создавать условий для возникновения коррозии. Температура на поверхности изоляционной конструкции не должна быть выше 60 С. Толщина слоя изоляции определяется на основе расчетов.

Прокладка трубопроводов производится над землей, на земле и под землей. При подземной прокладке трубопроводы размещаются либо непосредственно в грунте (бесканальная прокладка), либо в непроходных, полупроходных и проходных каналах.

Электроэнергетические системы и электрические сети

Выработка электроэнергии производится на: ТЭС, ГЭС (гидравлические электрические станции), АЭС, КЭС (конденсационные электрические станции или их еще называют ГРЭС – государственные районные электростанции) и ТЭЦ (теплоэлектроцентрали).

Электрическая часть электростанции включает в себя разнообразной основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию, предназначенному для производства и распределения электроэнергии, относятся:

• синхронные генераторы, вырабатывающие электроэнергию (на ТЭС – турбогенераторы);

• сборные шины, предназначенные для приема электроэнергии от генераторов и распределения ее к потребителям;

• коммутационные аппараты-выключатели, предназначенные для включения и отключения цепей в нормальных и аварийных условиях, и разъединители, предназначенные для снятия напряжения с обесточенных частей электроустановок и для создания видимого разрыва цепи;

• электроприемники собственных нужд (насосы, вентиляторы, аварийное электрическое освещение и т.д.).

Вспомогательное оборудование предназначено для выполнения функций измерения, сигнализации, защиты и автоматики и т.д.

Сама энергетическая система (энергосистема) состоит из электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.

Электроэнергетическая (электрическая) система – это совокупность электрических частей электростанций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии. Электрическая система – часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей. Электрическая сеть – совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередачи. По электрической сети осуществляется распределение электроэнергии от электростанций к потребителям. Линия электропередачи (воздушная или кабельная) – электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии.

В нашей стране применяются стандартные номинальные (междуфазные) напряжения трехфазного тока частотой 50 Гц в диапазоне 6 – 75- кВ, а также напряжения 0,66; 0,38 кВ. Для генераторов применяют номинальные напряжения 3 – 21 кВ.

Передача электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях 110 – 750 кВ, т.е. значительно превышающих напряжения генераторов. Электрические подстанции применяются для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения. Электрическая подстанция – это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи.

Классификация электрических сетей может осуществляться по роду тока, номинальному напряжению, выполняемым функциям, характеру потребителя, конфигурации схемы сети и т.д.

По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока; по напряжению: сверхвысокого напряжения (Uном 330 кВ), высокого напряжения Uном = 3 – 220 кВ, низкого напряжения (Uном1 кВ). По конфигурации схемы сети делятся на замкнутые и разомкнутые.

По выполняемым функциям различаются системообразующие, питающие и распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330 – 1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, включающих мощные электростанции, обеспечивают их функционирование как единого объекта управления и одновременно передачу электроэнергии от мощных электростанций. Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110 – 220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые. Как правило, напряжение этих сетей 110 – 220 кВ, по мере роста плотности нагрузок, мощности станций и протяженности электрических сетей напряжение иногда достигает 330 – 500 кВ.

Районная подстанция обычно имеет высшее напряжение 110 – 220 кВ и низшее напряжение 6 – 35 кВ. На этой подстанции устанавливают трансформаторы, позволяющие регулировать под нагрузкой напряжение на шинах низшего напряжения.

Распределительна сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. По характеру потребителя распределительные сети подразделяются на сети промышленного, городского и сельскохозяйственного назначения.

Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляется глубокий ввод высокого напряжения, т.е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110 – 500 кВ вблизи центров нагрузок. Сети внутреннего электроснабжения крупных городов – это сети 110 кВ, в отдельных случаях к ним относятся глубокие вводы 220/10кВ. Сети сельскохозяйственного назначения в настоящее время выполняют на напряжение 0,4 – 110 кВ.

Транспорт энергии

Потребление энергии растет с каждым годом. Вместе с тем места расположения электростанций не могут быть выбраны произвольно.

Два обстоятельства – рост потребления и, следовательно, производства электроэнергии и отсутствие свободы в выборе места расположения электростанции – делают транспорт энергии одним из важнейших вопросов современного развития энергетики.

Для ТЭС, вырабатывающих в настоящее время около 80% электрической энергии, речь может идти как о передаче электроэнергии, так и о транспорте топлива. При выборе места расположения ТЭС и ГЭС должны учитываться транспортные расходы. Для ТЭС могут рассматриваться и сопоставляться передача электроэнергии по проводам, железнодорожный и трубопроводный транспорт топлива. Для ГЭС возможна, конечно, только передача электроэнергии.

Что касается АЭС, то они находятся в выгодном положении: близость источника водоснабжения и вопросы безопасности – единственное, что связывает выбор расположения АЭС.

В настоящее время наиболее выгодным видом транспорта энергии среди всех, названных выше, считается перекачка нефти и нефтепродуктов по трубопроводам. Близка к ней по экономичности перевозка нефти и продуктов ее переработки в больших танкерах. Именно вследствие малых затрат на транспортировку мировые цены на нефть мало зависят от места ее потребления. Как и все жидкости, нефть почти не сжимаема, и поэтому расход энергии на ее перекачку определяется только необходимостью преодоления сил трения в трубопроводе, т.е. является относительно малым.

Перекачка по трубопроводам природного газа стоит уже значительно дороже. Так как газ сжимаем, то вместо употребляемых на нефтепроводах насосов здесь приходится использовать компрессоры. Расход энергии на перекачку газа гораздо больше, чем нефти.

Для снижения стоимости транспорта газа по трубопроводам приходится повышать давление перекачиваемого газа примерно до 75 - 100 атм, увеличивать диаметр газопровода примерно до 1,2 м.

Универсальным средством транспорта энергии являются линии электропередачи, или, ЛЭП. Назначение ЛЭП – не только односторонняя передача энергии, но и осуществление связи между отдельными электростанциями и целыми энергетическими системами. Такая связь помогает повысить надежность работы энергосистемы, сократить необходимый резерв мощности, облегчить работу системы в периоды максимальной и минимальной потребности в электроэнергии.

Основными конструктивными элементами воздушных линий электропередач (ВЛ) являются провода (служат для передачи электроэнергии), тросы (служат для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений), опоры (поддерживают провода и тросы на определенной высоте), изоляторы (изолируют провода от опоры), линейная арматура (с ее помощью провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах).

Воздушные дальние линии электропередачи подразделяются на два основных типа: ЛЭПЕ, работающие на переменном токе, и ЛЭП на постоянном токе.

ЛЭП на постоянном токе получают все более широкое применение в силу:

- более высокого допустимого рабочего напряжения в линии (в 1,5 – 2 раза больше, чем для ЛЭП на переменном токе);

- ЛЭП на постоянном токе могут сооружаться на более дальние расстояния;

- в случае применения ЛЭП на постоянном токе для связи энергетических систем исключается необходимость в синхронизации систем и строгом уравнивании их частот. ЛЭП на постоянном токе более выгодно использовать для передачи энергии на большие расстояния. Например, из Восточной Сибири, где имеются огромные ресурсы угля и гидроэнергии, в европейскую часть.

Перспектива развития передачи электроэнергии по проводам связывается не только с воздушными, но и кабельными ЛЭП. Под кабельной ЛЭП понимается такой способ передачи электрической энергии, при котором токопроводящие провода вместе с электрической изоляцией заключены в герметическую оболочку. Силовые кабели обычно располагают под землей.

Одной из перспектив развития кабельных ЛЭП является использование изоляции, представленной газом, находящимся под высоким давлением и обладающим низкой электропроводностью и высокой электрической прочностью. Таким газом, уже нашедшим применение в технике, является шестифтористая сера SF6, именуемая среди электротехников элегазом.

Другое интересное направление развития ЛЭП заключается в создании так называемых криогенных и сверхпроводящих линий электропередачи. Идея криогенных ЛЭП основывается на известном факте, что электрическое сопротивление металлов (особенно чистых) падает со снижением их температуры. Сверхпроводимость – источник создания сверхпроводящих ЛЭП. Это явление, практическое использование которого связывают многие направления технического прогресса, состоит в том, что при достижении определенных низких температур некоторые чистые металлы и сплавы становятся сверхпроводящими, т.е. их электрическое сопротивление делается равным нулю. Температура, при которой это происходит, именуется критической.

Преимущества сверхпроводящей ЛЭП очевидна: отсутствие потерь электроэнергии и большая экономия металла, из которого делаются провода. Но прежде чем сверхпроводящие ЛЭП войдут в нашу жизнь придется решить непростые задачи. Это стоимость сверхпроводящих материалов, значительные расходы энергии для поддержания необходимой низкой температуры сверхпроводника. Для этого необходимо иметь криогенное оборудование, стоимость которого тоже значительна.

Лекция 3. Структура энергопотребления РБ. Основные направления энергосбережения. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР)

Структура потребления ТЭР в РБ

- Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов /ТЭР/ в Беларуси к 2020 году возрастет на 16% по сравнению с уровнем 2000 года и составит 40 млн. тонн условного топлива. Это предусмотрено разработанным в нынешнем году топливно-энергетическим балансом Беларуси на период до 2020 года. Потребности республики в энергоносителях определены с учетом роста ВВП в прогнозируемый период в 2,5-3 раза.

- В Беларуси наиболее динамично будет расти потребление угля. Его использование увеличится на 338% и достигнет 1,75 млн. тонн. Предполагается, что основным потребителем данного топлива станет электроэнергетика. Разработка собственных угольных месторождений в Беларуси пока не планируется по экономическим причинам. Уголь будет импортироваться из Польши и Российской Федерации.

- В 2020 году, по сравнению с 2000 годом, наша страна будет на 115% больше потреблять местных видов топлива. Так, объем использования дров возрастет до уровня 3,7 млн. тонн, торфа и лигнина - до 1,4 млн. тонн. Ожидается, что на 40% увеличится потребление нефти и нефтепродуктов.

- Основным видом топлива для производства электрической энергии останется природный газ. В то же время объем его потребления в 2020 году сократится на 1,5% по отношению к уровню 2000 года. Интенсивное использование других видов топлива позволит частично вытеснить природный газ из топливно-энергетического баланса страны. Его доля в валовом потреблении ТЭР снизится почти на 9% и составит 49%.-0-

Структура цен на энергоресурсы и энергию. Тарифы на тепловую и электрическую энергию. Влияние стоимости энергии на себестоимость продукции на примере Российской Федерации

Одной из наиболее важных задач является разработка единой стратегии развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК), сбалансированного с развитием всех других отраслей национальной экономики. Поскольку ТЭК является наиболее капиталоемким сектором экономики и базой всех других отраслей производственной и непроизводственной сферы, недооценка этих факторов может пагубно отразиться на социально-экономическом состоянии страны. Особенно учитывая зависимость этого состояния от колебаний мировых цен на газ и нефть и объемов их поставок на мировой рынок.

Важную роль в рационально сбалансированном развитии ТЭК играет выбор эффективной политики цен на энергоресурсы на внутреннем рынке.

Развитие энергетики России в основном зависит от следующих факторов:

• темпов и масштабов роста национальной экономики;

• ценовой политики на внутреннем рынке;

• экспортной политики, в значительной мере определяемой ценами на мировом энергетическом рынке и их соотношением с внутренними ценами на энергоресурсы;

• налоговой политики;

• системы экономического управления энергетикой;

• интенсивности проведения в стране энергосберегающей политики.

Рассмотрим возможные направления тарифной политики в области ТЭК на внутреннем рынке, удовлетворяющие в первую очередь нужды национальной экономики.

На базе Концепции развития России до 2010г. были определены потребности народного хозяйства в электроэнергии, тепле и топливе (табл.1), составлен баланс потребления и производства электроэнергии (табл.2), определены потребности в топливе для электроэнергетики (табл.3) и сформированы частные балансы газа, нефти и угля (табл.4). При формировании баланса электроэнергии предполагалось, что коэффициент использования мощности АЭС будет доведен до 85%. Повышение выработки электроэнергии на АЭС со 120 до 158-195 млрд. кВт.ч в течение 2000-2010 гг. позволит сэкономить расход органического топлива на ТЭС за этот период на 500 - 574 млн. т у.т.

По оценкам Министерства энергетики и ИНЭИ, возможные перспективные уровни добычи газа, нефти и угля находятся в следующих пределах (см. табл 4а).

Для достижения указанных объемов добычи газа и нефти необходимо обеспечить прирост эффективных запасов газа до 3000 млрд. м3 за каждые пять лет, прирост запасов нефти – до 500 млн. тонн в год. Угольная промышленность располагает достаточной сырьевой базой для полного удовлетворения потребностей экономики России в этом топливе, для чего она должна иметь необходимые резервы по доведению объемов добычи угля до 500 млн. тонн в год.

По оценкам Минэнерго, для увеличения и последующего поддержания добычи основных видов топлива в указанных выше объемах, а также развития электроэнергетики и атомной промышленности, удовлетворяющего предполагаемому росту экономики России за период 2000-2010 гг., потребуются инвестиции порядка 4973 - 4975 млрд. рублей (в ценах 1999 г.), или 180-181 млрд. долларов, в том числе по отраслям ТЭК в млрд. рублей (в скобках – в млрд. долларов): газовая промышленность - 2460 (89.45), нефтяная промышленность – 2040 (74.18), угольная промышленность -18.0 (0.65), электроэнергетика – 328.0 (11.93), атомная энергетика – 127.3 (4.44)

Перейдем к рассмотрению перспективных цен на топливно-энергетические ресурсы при определенных выше объемах их производства (табл.4) и потребных капиталовложениях.

В течение последнего периода цены на природный газ оставались ниже цен на уголь, а цены на нефть возросли по отношению к углю в 3.8-4.6 раза. При этом внутренние цены на энергоносители оставались в несколько раз ниже уровня мировых цен. Например, в 1999 году это их соотношение находилось в следующих пределах: по газу - 1:6.65, нефти – 1:1.3, углю – 1:1.85. Из этого ряд экономистов делает вывод, что для совершенствования структуры топливно-энергетического комплекса и оптимизации потребления топливных ресурсов необходимо довести внутренние цены на топливо до уровня мировых цен, не задумываясь над тем, к чему это может привести экономику России.

Оптимальная цена на топливо на внутреннем рынке должна формироваться на основе следующих критериев:

– обеспечение покрытия издержек производства и самофинансирования развития соответствующей отрасли ТЭК;

– стимулирование роста спроса на отдельные виды топлива, отвечающего оптимальной структуре топливопотребления;

– достижение приемлемой экономической «нагрузки» на энергопотребляющие отрасли, обеспечивающей им возможность динамичного развития за счет собственных средств.

Экономическими рычагами государственного управления внутренними ценами на различные виды топлива должны стать таможенные пошлины, акцизы, налоги и рентные платежи за использование природных ресурсов, а для угля - также и тарифные льготы на перевозки. Одновременно потребуется расширение полномочий Федеральной и региональных энергетических комиссий на регулирование цен на все виды энергетического топлива во взаимосвязи с общей экономической ситуацией.

Определение оптимальной цены на энергоресурс базируется на принципе самофинансирования развития отрасли, то есть на формировании такой цены, при которой собственный инвестиционный фонд, включающий амортизационные отчисления и инвестируемые из прибыли или себестоимости (как, например, в атомной энергетике) средства, был бы достаточен для развития производства в заданных масштабах. При фиксированной экспортной цене на топливо обеспечить выполнение этого условия можно за счет изменения его цены на внутреннем рынке.

Таким образом, при заданных соотношениях объемов топлива для собственного потребления и экспорта можно определить взаимосвязь между ценами на топливо на внутреннем и мировом рынках.

Для смягчения влияния колебания экспортных цен на топливо на цены внутреннего рынка наиболее эффективным является применение в качестве буфера переменной ставки таможенной пошлины, зависящей от величины экспортной цены. Такая зависимость уже использована при экспорте нефти, и это позволило, как показано ниже, существенно ограничить колебания внутренних цен на нефть с изменением экспортных цен в достаточно широких пределах. Применение переменной таможенной ставки позволяет одновременно изымать в бюджет и использовать на народно-хозяйственные нужды значительную часть получаемой экспортерами сверхприбыли. Поэтому необходимо распространить этот опыт и на экспорт природного газа. При определении налогов, акцизов и таможенных пошлин наряду с нормативными данными была рассмотрена также целесообразность применения для природного газа переменной ставки таможенной пошлины в зависимости от экспортной цены.

Результаты расчетов оптимальных прогнозируемых внутренних цен на основные виды топлива представлены в табл. 5 и 6.

Из приведенных данных следует, что с применением прогрессивной таможенной ставки на природный газ и увеличением таможенной пошлины с 3.7 до 16 дол./1000 м3, то есть в 4.3 раза, цена на газ на внутреннем рынке при постоянной экспортной цене и обеспечении самофинансирования инвестиций возрастет примерно с 385 до 578 руб/1000м3, или в 1.5 раза. При этом чистая прибыль отрасли практически сохранится на одном уровне 289 -305 руб/1000м3. Средневзвешенная же потребительская цена на природный газ в течение всего расчетного периода 2000-2010 гг. при постоянной ставке таможенной пошлины сохранится на одном уровне около 990 руб/1000м3, а при переменной ставке за счет роста внутренней цены увеличится до 1100 руб/1000м3 (средняя цена 1999 г. составляла 927 руб /тыс. куб. м).

Цена нефти на внутреннем рынке в связи с применением переменной ставки таможенной пошлины слабее реагирует на изменение экспортной цены: с двукратным ее ростом (с 15 до 30 долл./баррель) цена нефти на внутреннем рынке при соблюдении условия самофинансирования инвестиций сократится только на 10%. Данные табл.5 показывают, что внутренняя цена на нефть, обеспечивающая самофинансирование инвестиций, на уровне 2005-2010 гг. должна быть, как минимум, ниже цены 2000 г. в 2.24 раза (1183 против 2640 руб/тонну). С увеличением доли экспортируемой нефти этот разрыв может достичь в пределе 8-кратной величины (330 против 2640 руб/тонну). Это свидетельствует о том, что в настоящее время нефтяная отрасль необоснованно получает значительную сверхприбыль, многократно превышающую потребности отрасли. В частности, в 1999-2000 гг. при инвестиционном фонде в 311-506 млрд. руб. в развитие отрасли инвестировалось ежегодно около 52 млрд. руб.

В настоящее время в угольной промышленности основные производственные фонды загружены не более чем на 70%, что обусловливает повышенную себестоимость добычи угля. При определении перспективной себестоимости добычи угля необходимо учесть два фактора: с увеличением загрузки основных производственных фондов с 70 до 100% и ростом объемов добычи угля за счет снижения постоянной составляющей производственных издержек и роста годовой производительности труда с фактических 0.72 до 0.87-0.89 тыс. тонн/чел (уровень 1990 г.) себестоимость добычи угля должна сократиться на 20-22%, однако необходимость увеличения зарплаты до среднего значения в топливной промышленности примерно 8250 руб/чел приведет к увеличению себестоимости добычи угля до 223-264 против 138-157 руб/тонну в 1999-2000 гг.

С учетом же транспорта угля в размере 160-165 руб/тонну общая потребительская себестоимость угля достигнет 383-429 против 286-311 руб/тонну в 1999-2000 гг. При минимальной рентабельности 2.5% это обеспечит средние потребительские цены по отрасли на уровне 393-440 руб/тонну.

Цены на уголь у производителей (без учета его транспорта) будут зависеть от величины государственных дотаций. Потребительские цены на уголь в значительно большей степени зависят от стоимости транспорта, чем от бюджетных дотаций производителям. Сопоставление оптимальных внутренних потребительских цен на основные виды топлива (табл.5, 2005 г.), отнесенные к условному топливу, показывает, что они имеют следующее соотношение (за 1 принята стоимость угля): (см. табл. 5а)

Таким образом, изложенный комплексный подход к формированию цен на основные виды топлива на внутреннем рынке России позволяет решить две задачи:

за счет динамичных таможенных пошлин ослабить зависимость внутренних цен от уровня экспортных цен, то есть обеспечить в определенной мере относительное их постоянство, что должно положительно отразиться на стабилизации всей национальной экономики;

обеспечить самофинансирование инвестиций в развитие топливных отраслей.

Рассмотрим теперь на основе изложенных выше принципов самофинансирования развития отраслей ТЭК динамику экономических показателей атомной энергетики и электроэнергетики в целом.

Как видно из баланса потребления и производства электроэнергии (табл.2), атомными электростанциями России (АЭС) в 2000 году было произведено 128.9 млрд. кВт.ч электроэнергии и, кроме того, отпущено 2.84 млн. Гкал теплоэнергии.

Министерством по атомной энергии планируется дальнейшее развитие атомной энергетики в трех направлениях: во-первых – доведение коэффициента использования установленной мощности АЭС (КИУМ) с фактических 69.3% до 85%, во-вторых – техническое перевооружение, реконструкция, повышение безопасности и продление ресурса эксплуатации действующих энергоблоков 1-го и 2-го поколения, в третьих - увеличение мощности АЭС на 4.85 млн. кВт за счет завершения ввода энергоблоков со значительными строительными заделами (3.04 млн. кВт.ч) и строительства новых АЭС с вводом на них к 2010 г. мощностей 1.8 млн. кВт. В результате этих мер установленная мощность АЭС должна достигнуть к 2010 году 26.1 млн. кВт с выработкой электроэнергии 194-195 млрд. кВт.ч и отпуском тепловой энергии порядка 6 млн. Гкал.

Экономика АЭС при этом сложится следующим образом (см. табл.7). Отпуск электроэнергии в сети оптового рынка возрастет по отношению к 1999 г. в 1.72 раза при увеличении производственных издержек только в 1.56 раза. При этом формируемые в составе себестоимости спецфонды (инвестиционный, безопасности, конверсии и НИОКР, социальной защиты населения и др.) увеличатся в 2.28 раза и достигнут 9.06 млрд. рублей, а в целом за период 2001-2010 гг. эти фонды составят 80.3 млрд. рублей.

Общая стоимость энергетической продукции АЭС к 2010 г. будет доведена до 31.25 млрд. рублей (без НДС), что обеспечит рентабельность (отношение валовой прибыли к издержкам) 40.5%. Остающаяся в распоряжении предприятий чистая прибыль после налогообложения составит 6.6 млрд. рублей, из которых 5.3 млрд. рублей должно быть реинвестировано в развитие атомной энергетики. Консолидированные поступления во все уровни бюджетов Российской Федерации за период 2001-2010 гг. составят 22.2% от общей стоимости произведенной за этот период энергетической продукции.

Инвестиционный фонд атомной энергетики за прогнозируемый период 2001-2010 гг. составит 119.9 млрд. рублей, в том числе: амортизация – 15.2%, чистая прибыль – 27.4%, целевые инвестиционные фонды – 57.4% . Этот инвестиционный фонд сможет полностью обеспечить финансирование потребных капиталовложений в развитие атомной энергетики, которые, по расчетам Минатомэнерго, должны составить 19.9 млрд. рублей.

Для покрытия производственных издержек и получения необходимой прибыли, позволяющих обеспечить самофинансирование капитальных вложений, потребуется установить тариф на электроэнергию АЭС на оптовом рынке в 2005 и 2010 гг. в размере 15.31 и 17.07 коп/кВт.ч соответственно, что ниже современного тарифа на электроэнергию АЭС на (25.92 коп/кВт.ч) ФОРЭМ соответственно на 40 и 34% (табл.8).

Рассмотрим теперь экономику РАО ЕЭС России в условиях оптимальных цен на топливо и электроэнергию АЭС.

В перспективе до 2010 года можно ожидать роста производства электроэнергии электростанциями РАО «ЕЭС» до 890 млрд. кВт.ч, или в 1.47 раза, в основном на тепловых электростанциях, что вместе с электроэнергией АЭС порядка (180 млрд. кВт.ч) увеличит ресурсы РАО «ЕЭС» до 1033 млрд. кВт.ч. Это обеспечит покрытие потребности в электроэнергии 924 млрд. кВт.ч, из которых около 900 млрд. кВт.ч (97.3%) будет использовано в народном хозяйстве, а 25 млрд. кВт.ч – экспортироваться за рубеж. Баланс электрической и тепловой энергии по РАО «ЕЭС» России на 1999-2010 гг. приведен в табл.9.

В соответствии с объемами производства электрической и тепловой энергии сложится и топливный баланс электростанций РАО «ЕЭС» (табл. 10).

Если в 1999 г. ТЭС потребили 248 млн. т у.т. топлива, то в 2005 г. расход топлива может составить 334.1 млн. т у.т., а в 2010 г. – 400.5 млн. т у.т. Одновременно с ростом топливопотребления будут наблюдаться изменения и структуры используемого топлива – доля природного газа за период с 2000-го по 2010 г. сократится с 61.2 до 56.8%, мазута – с 9 до 5.5% (в основном – как резервное топливо), а удельный вес угля возрастет с 29 до 37-38%.

В соответствии с полученными выше оптимальными ценами на топливо (табл.5) были приняты следующие стоимости использованного на ТЭС топлива (руб/т у.т. без НДС см. табл. 10а). Из приведенных данных видно, что средневзвешенная цена на энергетическое топливо за период с 2000-го по 2010 г. должна возрасти в 1.84 раза. При этом общая стоимость топлива для ТЭС увеличится в 2.93 раза.

Изменение структуры потребления топлива тепловыми электростанциями в сторону повышения «углефикации» электроэнергетики при использовании оптимальных цен на топливо, с одной стороны, позволит в 2005-2010 гг. стабилизировать и даже несколько снизить средневзвешенную цену на энергетическое топливо, с другой стороны, приведет к ухудшению экологии: газовые выбросы увеличатся на 13-14%, а твердые отходы – на 37-38%, что вызовет дополнительные экономические расходы на улучшение экологической обстановки.

В условиях рыночных отношений величина потребительского тарифа на энергоносители может как стимулировать развитие производства и электрификацию быта, так и сдерживать его, если расходы на электрификацию не будут в достаточной мере компенсироваться ростом национального дохода и реальным повышением уровня жизни населения. Анализ экономики предшествовавших лет показал, что рост цен на энергоресурсы в значительной мере провоцирует рост цен на конечную продукцию, зачастую неадекватно превышающих уровень ее себестоимости. Таким образом, потребители за счет слабо контролируемого (или вообще бесконтрольного) увеличения цен на собственную продукцию не только спокойно компенсируют увеличение стоимости энергоресурсов и потерь от нарушений энергоснабжения, но и могут получить в ряде случаев необоснованную сверхприбыль. В частности, за период 1990-1999 гг. цены на первичные энергоресурсы (газ, нефть, уголь) выросли в среднем в 22 раза, тарифы на электроэнергию – в 18.9 раза, тарифы на железнодорожные перевозки – в 21.9 раза, а цены на промышленную продукцию увеличились в 31.1 раза. Дальнейший рост тарифов на электрическую и тепловую энергию может привести ряд отраслей особенно энергоемких – производство алюминия, цветных металлов, химические производства и т.п., — к экономическому банкротству, если цены на их продукцию уже близки конкурентным.

Экономическая устойчивость работы электроэнергетики и топливно-энергетического комплекса в целом может стать основой для стабилизации всей национальной экономики.

На основе статистического анализа зависимости роста сводного индекса цен в промышленности от роста индекса средневзвешенного тарифа на топливо за период 1995-1999 гг. удалось установить, что между этими показателями имеется жесткая корреляционная связь. Эта зависимость представлена на рис.3.

Приведенные данные дают основания сделать исключительно важный вывод, что стабилизация тарифов (цен) на энергоресурсы может привести к существенному торможению инфляционного процесса и стабилизации всей экономики.

Расчеты с помощью модели стратегического прогнозирования развития национальной и региональной экономики с использованием межотраслевого баланса на 10-летний период показали, что с ростом цен на топливно-энергетические ресурсы в 5 раз стоимость валовой продукции возрастает в 2.3 - 2.4 раза, величина национального дохода - в 1.20 - 1.25 раза, абсолютные капитальные вложения уменьшаются на 2.0 - 2.5%, а эффективные капиталовложения (т.е. с учетом удорожания оборудования и строймонтажных работ) сокращаются в 2.4 – 2.5 раза.

Таким образом, рост цен на энергоресурсы вызывает увеличение стоимости производимой продукции и услуг, а также существенное сокращение и без того недостаточных инвестиционных ресурсов, а следовательно, и развитие экономики.

Поэтому одной из важнейших задач государственного управления национальной экономикой должно стать объективное регулирование цен на ТЭР, направленное на их стабилизацию, а возможно, и снижение до экономически допустимых значений.

Большой экономический интерес представляет исследование влияния на национальную экономику роста цен на топливо вплоть до уровня мировых цен. С этой целью были определены стоимость топлива и средняя цена на него при исходной структуре топливного баланса страны и электроэнергетики в частности, а также перспективная цена внутреннего рынка и средняя цена при экспортных ценах на газ, нефть и уголь при изменении структуры топливного баланса в сторону его «углефикации» (табл. 13).

Расчет подорожания топлива на изменение тарифов на энергетическую продукцию и экономику в целом проводился на базе межотраслевого баланса производства и распределения продукции. Результаты расчетов, проведенные для семиотраслевой агрегированной модели (электроэнергетика, топливная, обрабатывающая промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и связь, прочие отрасли материального производства), представлены на рис.4.

Из приведенных графиков видно, что больше всего реагирует на повышение цен на топливо транспорт: при удорожании топлива в 5 раз минимальное повышение тарифов на транспортные услуги достигает 175-180%. В электроэнергетике при тех же условиях минимальное повышение тарифов на электрическую и тепловую энергию составит 30%, а во всех энергопотребляющих отраслях экономики увеличение стоимости топлива в 5 раз приведет к росту цен в среднем на 8-10%.

Поэтому возможное 26%-ное снижение средней цены на топливо на внутреннем рынке России будет содействовать стабилизации национальной экономики и создаст экономические условия для ее дальнейшего развития.

Исходя из изложенного, можно сформулировать государственную тарифную политику в топливно-энергетическом комплексе в следующем виде:

1. Для обеспечения на внутрироссийском рынке оптимальных сбалансированных цен на основные виды топлива и энергии необходимо, кроме регулирования цен на природный газ и электроэнергию, установить также государственное регулирование цен на нефть, топочный мазут, энергетический уголь и его железнодорожный транспорт, расширив с этой целью функции Федеральной энергетической комиссии.

2. С целью ослабления зависимости внутренних цен на основные виды топлива от колебаний мировых цен необходимо ввести для газа, нефти и мазута прогрессивные ставки таможенных пошлин, зависящие от экспортных цен на эти виды топлива.

3. При регулировании внутренних цен на газ, нефть (мазут) и уголь следует исходить из принципа самофинансирования текущих расходов и инвестиций в развитие этих отраслей экономики и их топливной базы с учетом доходов от экспорта и реализации продукции ТЭК на внутреннем рынке. Такой подход позволит поддерживать потребительские цены на внутреннем рынке (без НДС) для газа – 480 руб/1000 м3, нефти – 975-980 руб/тонну, топочного мазута – 680-685 руб/тонну.

4. Поскольку государство обладает значительным пакетом акций в нефтегазовом секторе, оно должно установить жесткий контроль за целевым использованием инвестиционных средств, которые должны направляться только на развитие топливной базы и основных производственных фондов этого сектора.

5. Для поддержания угольной промышленности целесообразно продолжать ее дотирование, увеличив уровень дотаций до 100 руб/тонну. Освобождение от НДС товарной продукции угольной промышленности и расходов на ее железнодорожный транспорт позволит сократить дотации до 50 руб/тонну и поддерживать среднюю потребительскую цену на уголь в пределах 400 руб/тонну, увеличив цену для добывающих предприятий в среднем до 183-187 руб/тонну.

6. Использование принципа самофинансирования текущих расходов и инвестиций в атомной энергетике в сочетании с увеличением выработки электроэнергии на АЭС до уровня КИУМ 0.85 и обеспечении базисного режима работе позволит удержать отпускной тариф на электроэнергию АЭС на уровне 15.3-17.1 коп/кВт ч (без НДС).

7. Сочетание регулирования цен на топливо и электроэнергию АЭС с принципом самофинансирования в электроэнергетике при установлении государственного контроля за целевым расходованием инвестиционных финансовых ресурсов в РАО «ЕЭС России» даже в условиях почти двукратного увеличения стоимости энергетического топлива позволяет снизить средний потребительский тариф на электроэнергию в 2005-2010 гг. соответственно до 28.6 и 24.1 коп/кВтч (без НДС) при ее себестоимости у потребителей 20.2-20.3 коп/кВт.ч.

таблица1

ДИНАМИКА ВАЛОВОГО ВНУТРЕННЕГО ПРОДУКТА, ЭНЕРГОЕМКОСТИ И ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ РОССИИ В 1990-2010гг.

Годы	Отчетные данные	Оценка	Прогноз
	1990	1995	1999	2000	2005	2010
Валовой внутренний продукт, млрд. руб	4 717,0	2 792,0	2 434,0	2 377,0	3 717,0	4 802,0
Электроемкость, кВт.ч/руб ВВП	6,096	8,116	9,130	9,044	7,150	6,066
Теплоемкость, Гкал/тыс.руб ВВП	нет данных	16,162	14,440	13,454
Топливоемкость, кГут/руб ВВП	7,260	9,185	9,900	9,668	8,186	7,186
Электропотребление, млрд.кВт.ч	28 756,8	22 660,0	22 222,4	21 497,2	26 578,2	29 128,0
Теплопотребление, млн. Гкал	нет данных	38 416,3	53 675,0	64 607,9
Топливопотребление, млн. т у.т.	34 245,4	25 644,5	24 096,6	22 981,9	30 426,5	34 505,5

Таблица 2

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РОССИИ В 1990-2010 гг.

Годы	Отчетные данные	Оценка	Прогноз
	1990	1995	1999	2000	2005	2010
Электропотребление, млрд.кВт.ч	1 045,7	824,0	808,1	781,7	966,5	1 059,2
Производство электроэнергии, млрд. кВт.ч	1 082,0	858,3	845,4	876,8	988,0	1 085,0
в том числе:
тепловые электростанции (ТЭС)	797,0	583,0	565,0	581,3	660,0	718,0
гидроэлектростанции (ГЭС)	167	176	160,4	166,6	168,0	172,0
атомные электростанции (АЭС)	118	99,33	120,01	128,9	160,0	195,0
Отпуск теплоэнергии по России, млн. Гкал	2319.6*	1577.9*	1 380,0	1 447,0	1 951,8	2 349,4

Таблица 3

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТОПЛИВА ТЕПЛОВЫМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ РОССИИ В 1990-2010 гг.

Годы	Отчетные данные	Оценка	Прогноз
	1990	1995	1999	2000	2005	2010
Производство электроэнергии на ТЭС,
млрд. кВт.ч	797,0	583,0	565,0	581,3	660,0	718,0
Отпуск теплоэнергии, млн. Гкал	2319.6*	1577.9*	1 380,0	1 447,0	1 951,8	2 349,4
Потребность в топливе, млн. т у.т.	660,1	434,7	386,0	413,3	541,0	639,6
в том числе:
газ природный	381,0	264,5	258,6	264,7	302,3	363,4
мазут	83,4	48,2	27,0	35,5	41,3	34,9
уголь	195,7	122,0	100,4	113,1	197,4	241,2

Таблица 4

БАЛАНСЫ ГАЗА, НЕФТИ И УГЛЯ РОССИИ В 1990-2010 гг.

(в натуральном топливе)

Годы	Отчетные данные	Оценка	Прогноз
	1990	1995	2000	2005	2010
Баланс природного газа, млрд. куб.м
Добыча	640,6	595,4	590,0	660,0	700,0
Чистый экспорт	179,2	188,3	210,4	255,0	280,0
Потребление	461,4	407,1	379,6	405,0	420,0
в том числе: на энергетику	333,1	230,0	230,2	262,9	316,0
Баланс нефти, млн. тонн
Добыча	516,2	306,8	305,0	320,0	350,0
Чистый экспорт	201,5	113,8	154,0	45,5	14,2
Потребление	314,7	193,0	151,0	274,5	335,8
в том числе: на энергетику	60,9	35,2	25,9	30,1	25,5
Баланс угля, млн. тонн
Добыча	384,0	262,8	249,0	375,0	450,0
Чистый экспорт	31,9	7,9	5,7	15,4	18,1
Потребление	352,1	254,9	243,3	359,6	431,9
в том числе: на энергетику	260,2	165,1	161,6	286,1	357,4

Таблица 4a

Годы	1999	2000	2005	2010	2015	2020
Газ, млрд. м3	590.7	590	660	680–700	690–725	700–750
Нефть, млн. т	305.0	305	320	290–335	280–335	270–350
Уголь, млн. т	241.6	249–251	285	320	350	400
Всего, млн. т у.т.	1293.1	1297.7	1413.3	1413–1500	1421–1540	1443–1615

Таблица 4б

Годы	1997	1999	2000
	руб/т у.т.	%	руб/т у.т.	%	руб/т у.т.	%
Газ	288	75,1	288	74,7	385	95,2
Нефть	379	98,9	1470	381,6	1843	455,8
Уголь	383	100,0	285	100,0	405	100,0

Таблица 5

ДИНАМИКА СТРУКТУРЫ СЕБЕСТОИМОСТИ И ЦЕНЫ ГАЗА, НЕФТИ И УГЛЯ В 1990-2010 гг.

(в ценах 1999 г.)

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.
Газ природный (при переменной ставке таможенной пошлины), руб/тыс.м3
Себестоимость (добыча и транспорт)	256,2	278,1	281,6	282,7
Цена газа у потребителя
а) на внутреннем рынке	371,9	443,0	577,5	577,5
б) экспортная (в Зап. Европу), USD/тыс.м3	90,0	90,0	80,0	80,0
НДС, акцизы, таможенные пошлины	1 026,7	1 036,1	924,3	915,8
Цена газа у производителя	614,3	662,8	665,5	673,8
Налоги из прибыли	46,8	49,5	74,3	74,3
Чистая прибыль	233,8	253,0	305,3	305,3
Нефть (при переменной ставке таможенной пошлины), руб/тонну
Себестоимость (добыча и транспорт)	814,0	880,0	849,8	841,5
Цена нефти у потребителя
а) на внутреннем рынке	2 370,5	2 634,5	1 174,3	1 174,3
б) экспортная (в Зап. Европу), USD/тонну	111,0	219,0
НДС, акцизы, таможенные пошлины	695,8	1 779,8	1 276,0	1 177,5
Цена нефти у производителя	2 131,3	3 110,3	1 179,8	913,0
Налоги из прибыли	325,1	649,1	107,3	25,9
Чистая прибыль	918,5	1 515,3	192,5	11,0
Уголь , руб/тонну
Себестоимость (добыча и транспорт)	310,75	285,45	383,90	388,85
Цена угля у потребителя
а) на внутреннем рынке	391,88	363,00	378,95	384,45
б) экспортная, USD/тонну	15,80	26,40	26,40	26,40
НДС	66,00	60,50	0,00	0,00
Дотации из госбюджета	56,10	50,05	50,05	50,05
Цена угля у производителя	117,70	108,90	182,60	187,55
Налоги из прибыли	2,20	1,93	3,30	3,30
Чистая прибыль и дотации	14,03	20,08	5,78	6,05

Таблица 5a

Виды топлива	Нефть	Газ	Уголь
Себестоимость добычи и транспорта
(округленно), руб.\plainт у.т.	595	248	440
Цена на топливо внутренняя, руб./т у.т.	822	503	437
Соотношение внутренних цен, отн. ед.	1.88	1.15	1.0
Экспортные цены, USD/т у.т.	127.6	69.6	29.3
Соотношение экспортных цен, отн. ед.	4.4	2.4	1.0

Таблица 6

СВОДНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТОПЛИВНЫХ ОТРАСЛЕЙ ЗА ПЕРИОД 2000-2001 гг., млрд. руб.

(в ценах 1999 года)

Показатели	Значения за период 2000-2010 гг.
	Газ	Нефть	Уголь
Общая выручка за период	7 695,3	7 724,9	1 550,1
Дотации из госбюджета	ххх	ххх	198,8
Чистая прибыль, вкл. дотации	2 115,2	1 752,7	34,0
Собственный инвестиционный фонд	2 460,2	2 042,4	66,6
в том числе:
а) амортизационный фонд	451,7	289,8	50,6
б) фонд накоплений из чистой прибыли	2 008,5	1 752,5	16,0
Потребные капиталовложения	2 460,0	2 040,0	18,0
Поступления в бюджет	2 253,6	2 651,5	-36,9

Таблица 7

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ АЭС РОССИИ В 1999-2010 гг.

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз	Всего за
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2001-2010 гг.
Установленная мощность АЭС, тыс. кВт	21 242,0	21 242,0	25 290,0	26 090,0	прирост=
					4 848 МВт
Отпуск электроэнергии в сети оптового рынка,
млрд. кВтч	104,602	119,235	154,026	180,1	1 548,9
Производственные издержки, млн. руб.	14 206,9	19 731,9	18 954,2	22 232,5	200 932,4
в том числе:
амортизация	1 560,7	1 560,7	1 858,1	1 916,9	18 162,4
ядерное топливо	2 425,4	2 604,9	3 368,8	3 938,7	33 869,7
отчисления в фонды инвестиций,
безопасности, конверсии, социальной защиты
населения и др.	3 972,2	8 906,5	7 059,3	9 061,0	80 292,5
Общая стоимость энергетической продукции
(без НДС), млн. руб.	20 928,0	31 149,9	24 006,3	31 245,2	276 067,1
Прибыль валовая от реализации энергии,
млн. руб.	6 721,2	11 418,0	5 052,1	9 012,8	75 134,7
Налог на имущество, местные налоги,
налог на прибыль	4 961,9	2 480,9	1 507,0	2 413,1	19 736,2
Чистая прибыль, всего	1 861,0	8 937,1	3 545,1	6 599,6	55 398,5
из нее инвестиции	196,8	7 925,9	2 413,3	5 302,8	43 826,8
Рентабельность по валовой прибыли ,%	47,3	57,9	26,7	40,5	37,4
Поступления в бюджет РФ, млн. руб.	8 523,5	8 211,2	4 799,0	6 938,0	61 231,1
Собственный инвестиционный фонд, млн. руб.	5 311,1	17 583,0	10 671,0	15 445,0	119 869,0
в том числе:
амортизация	1 560,7	1 560,7	1 858,1	1 916,9	18 162,4
чистая прибыль	196,8	7 925,9	2 413,3	5 302,8	32 800,0
целевые инвестиционные фонды	3 553,7	8 096,5	6 399,5	8 225,3	68 906,6
Инвестиции, млн. руб.	4 687,0	7 434,0	10 671,0	15 445,0	119 869,0

Таблица 8

ДИНАМИКА СТРУКТУРЫ ЦЕНЫ И СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА АЭС РОССИИ В 1999-2010 гг.

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.
Себестоимость электроэнергии у производителя (АЭС),
коп/кВт ч	10,586	10,741	6,497	6,536
Тариф на электроэнергию у производителя (АЭС),
коп/кВт ч	16,612	19,507	8,891	10,6545
Себестоимость электроэнергии у потребителей,
коп/кВт ч	13,359	16,272	12,029	12,068
Тариф на электроэнергию у потребителя без НДС,
коп/кВт ч	19,83	25,92	15,31	17,07

Таблица 9

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ПО РАО ЕЭС РОССИИ НА1999-2010 гг.

(млрд. кВт.ч, млн. Гкал)

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз	Всего за
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2001-2010 гг.
Производство электроэнергии	602,2	606,0	757,0	890,0	7 667,0
в том числе:
ГЭС	112,6	101,2	106,8	110,8	1 068,8
ТЭС	489,6	504,8	650,2	779,2	6 598,2
Отпуск электроэнергии в сеть	576,9	580,5	725,2	852,6	7 345,0
Покупная электроэнергия АЭС	104,6	119,2	154,0	180,1	1 548,9
Итого ресурсы РАО ЕЭС	681,5	699,8	879,2	1 032,7	8 893,8
Потери в сетях (10.5%)	71,6	73,5	92,3	108,4	933,9
Полезное потребление электроэнергии	610,0	626,3	786,9	924,3	7 960,0
в том числе:
внутреннее потребление	601,0	613,8	764,9	899,3	7 750,0
экспорт	9,0	12,5	22,0	25,0	210,0
Производство теплоэнергии	481,6	472,9	667,0	800,0	6 680,8
Потребление теплоэнергии	453,6	445,0	627,0	752,0	6 280,9

Примечание: Расход энергии на собственные нужды электростанций принят в размере 4,2%.

Таблица 10

ТОПЛИВНЫЙ БАЛАНС И СТОИМОСТЬ ТОПЛИВА ПО РАО ЕЭС РОССИИ НА1999-2010 гг.

(млн. т у.т., млн. руб.)

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз	Всего за
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2001-2010 гг.
Потребность в топливе, всего	248,0	251,6	334,1	400,5	3 375,1
в том числе:
на производство электроэнергии	164,8	169,9	218,9	262,3	2 221,0
на производство теплоэнергии	83,2	81,7	115,2	138,2	1 154,2
Из общего расхода топлива:
газ природный	151,9	161,0	186,8	227,5	1 938,3
мазут	22,5	21,6	25,4	22,0	236,3
уголь	73,7	68,9	121,9	151,0	1 200,5
Стоимость топлива (без НДС)	61 848,8	62 242,5	153 240,5	182 323,5	1 462 554,8
в том числе:
газ природный	33 280,5	35 293,0	89 689,0	109 245,3	860 884,1
мазут	7 932,3	7 645,7	17 372,1	15 070,5	150 421,5
уголь	20 636,0	19 303,8	46 179,4	58 007,7	451 249,2

Таблица 10а

Годы	2000	2005	2010
Газ природный	219.2	480.0	480.0
Мазут (70% от стоимости нефти)	353.0	684.2	684.2
Уголь	280.0	378.7	384.2
Средняя цена на топливо	247.4	458.7	455.2

Таблица 10б

Годы	1999	2000	2005	2010	Всего
		за 2001-2010 гг.
Инвестиции в основные
фонды, млрд. руб.	30.1	33.0	28.0	29.0	293.0
Инвестиционный фонд
РАО ЕЭС, млрд. руб.	17.34	106.2	28.0	29.0	293.0
в том числе (в%%):
амортизация	82.5	13.7	57.7	60.4	55.4
прибыль	17.5	86.3	42.3	39.9	44.6

Таблица 11

ТОПЛИВНЫЙ БАЛАНС И СТОИМОСТЬ ТОПЛИВА ПО РАО ЕЭС РОССИИ НА1999-2010 гг.

(млн. т у.т., млн. руб.)

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз	Всего за
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2001-2010 гг.
Производственные издержки, млн. руб.	217 320,0	177 110,0	244 593,4	284 288,1	2 459 342,2
в том числе:
амортизация	14 300,2	14 539,8	16 152,3	17 528,5	162 426,6
топливо	61 848,8	62 242,4	153 240,5	182 323,5	1 462 554,8
покупная электроэнергия АЭС, млрд. кВт ч	20 741,5	30 910,5	23 578,3	30 743,2	271 942,1
налоги из себестоимости	6 141,5	7 041,0	0,0	0,0	14 082,0
конвертация платежных средств в форме материальных
ресурсов	41 266,8	0,0	0,0	0,0	0,0
Общая стоимость энергетической продукции
(без НДС), млн. руб.	247 477,0	293 375,5	319 033,1	331 256,7	3 175 686,4
в том числе стоимость электроэнергии по цене
конечного потребления, всего (без НДС), млн. руб.	182 737,0	240 465,0	231 670,6	231 106,6	2 332 603,0
НДС, акцизы, таможенные пошлины,
выплачиваемые в бюджет	31 613,9	38 658,2	26 902,8	21 966,7	272 751,2
Прибыль валовая от реализации энергии
и прочих операций, млн. руб.	36 568,8	122 265,5	74 439,7	46 968,5	728 344,2
Налог на имущество, местные налоги, налог
на прибыль	16 118,8	26 164,7	26 099,6	18 482,7	233 966,7
Погашение кредитов и процентов по ним, пени,
млн. руб.	4 291,2	2 873,0	0,0	0,0	0,0
Чистая прибыль, млн. руб.	16 158,8	93 227,7	48 340,1	28 485,8	488 631,5
из нее инвестиции	3 036,0	91 669,4	11 847,7	11 471,5	242 051,6
Рентабельность по валовой прибыли
производителя,%	13,9	65,6	30,4	16,5	30,8
Рентабельность по чистой прибыли
производителя,%	7,4	52,6	19,8	10,0	21,3
Поступления в бюджет РФ, млн. руб.	56 693,2	71 864,0	53 002,4	40 449,5	520 799,9

Таблица 12

ДИНАМИКА ЦЕНЫ И СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

В 1999-2010 гг. (в ценах 1999 г.)

Показатели	Отчет	Оценка	Прогноз
	1999 г.	2000 г.	2005 г.	2010 г.
Себестоимость электроэнергии у производителя
(электростанции), коп./кВт ч	18,662	18,456	24,094	24,621
в том числе:
на ГЭС	4,150	4,150	4,150	4,150
на ТЭС	22,000	21,325	27,370	27,532
Себестоимость электроэнергии у потребителей,
коп./кВт ч	25,52	20,04	20,25	20,19
Тариф на электроэнергию у производителя
(электростанции), коп./кВт ч	17,63	17,39	22,97	23,47
в том числе:
на ГЭС	4,78	4,78	4,78	4,78
на ТЭС	20,59	19,91	25,96	26,12
Тариф на покупную электроэнергию АЭС, коп./кВт ч	19,83	25,92	15,31	17,07
Тариф на электроэнергию у потребителя без НДС,