Важнейшей проблемой электроэнергетики России является высокий уровень морального и физического износа основных производственных фондов. Износ основных производственных фондов предприятий электроэнергетики России в течение 1999-2004 гг., по данным ФСГС, вырос с 50,5 до 56,4%.

Данные ФСГС, характеризующие износ производственных фондов предприятий электроэнергетики России, не позволяют адекватно оценить ситуацию в отрасли, так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются, например, плотины со сроком службы 100 лет. Более справедливой представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 65-75% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и более 20% оборудования тепловых электростанций выработали 100% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 50 ГВт генерирующих мощностей). Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике в целом.

Таблица 1. Эффективность работы российских ТЭС по сравнению с зарубежными аналогами

Следует отметить, что наиболее сложная ситуация складывается по износу гидроэлектростанций. Так износ ряда ГЭС Волго-Камского каскада превышает 75-80%, а оборудование не обновлялось с 50-х годов XX века. Долгое время состоянию Волго-Камского каскада не уделялось достаточного внимания и только в 2005 г. ситуация несколько изменилась: ОАО «ГидроОГК» принята программа технического перевооружения, которая позволила ввести замещающие мощности на Волжской, Жигулевской и Камской ГЭС, а также осуществить продление ресурса гидроагрегатов на Саратовской и Нижегородской ГЭС. В то же время для системного решения проблемы необходим значительно больший объем финансирования, порядок привлечения которого пока не определен.

Показатели износа генерирующих мощностей в атомной энергетике являются засекреченными, поэтому могут быть оценены только по косвенным признакам. По мнению экспертов ИА «INFOLine», проблема износа генерирующих мощностей АЭС лежит несколько в другой плоскости, чем по тепловым и гидроэлектростанциям: реализация комплекса мероприятий по продлению ресурса существующих АЭС, реализуемая концерном «Росэнергоатом» с 90-х годов XX века, позволила не допустить вывода ряда энергоблоков из эксплуатации до 2012-2020 гг. Однако уже к 2015 г. необходимо обеспечить ввод замещающих мощностей на ряде АЭС и вывести из эксплуатации энергоблоки первых поколений, продление ресурса по которым уже недопустимо, что потребует несопоставимо большего объема инвестиций. Самостоятельно концерн «Росэнергоатом» обеспечить финансирование строительства замещающих мощностей неспособен, а перспективы использования других источников финансирования в настоящее время достаточно туманны.

Рост уровня физического износа генерирующих мощностей в тепловой и гидроэнергетике России обусловлен следующими факторами:

• недостаточным финансированием электроэнергетики Российской Федерацией;
• неэффективной моделью инвестиционного финансирования предприятий электроэнергетики: привлечение частных инвестиций для строительства и модернизации генерирующих мощностей сопряжено со значительными ограничениями, а реализуемые за счет собственных средств энергетических компаний и финансирования РАО «ЕЭС России» инвестиционные проекты зачастую недостаточно чувствительны к соотношению перспективного спроса и предложения электроэнергии и характеризуются низкой экономической эффективностью. По оценкам экспертов, резерв экономии средств при реализации инвестиционных проектов составляет от 15 до 30%;
• ограниченностью собственных финансовых средств, невозможностью привлечения значительных кредитных ресурсов энергетическими компаниями в рамках существующей в настоящее время структуры отрасли и модели регулирования тарифов на электроэнергию;
• неконкурентоспособностью по показателям эффективности и надежности продукции ряда предприятий энергетического машиностроения и электротехнической промышленности, а также недостаточным уровнем конкуренции на рынке инжиниринговых услуг;
• сравнительно низким уровнем цен на энергоресурсы, в первую очередь природный газ, доля которого в структуре используемого тепловыми электростанциями топлива составляет более 70%, в результате чего техническое перевооружение генерирующих мощностей характеризуется меньшей привлекательностью по сравнению с продлением срока эксплуатации, способствующим увеличению затрат на топливо и ремонт.

Проблема физического износа генерирующих мощностей усугубляется высоким уровнем их морального износа. Генерирующие мощности в России в основном представляют собой электростанции с паросиловым циклом, КПД которых на 40-45% ниже парогазовых или газотурбинных электростанций, используемых в большинстве развитых стран (таблица 1).

Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России составляет примерно 334 г условного топлива на кВт•ч (в том числе на газомазутных КЭС - 327 г на кВт•ч, на пылеугольных КЭС - 360 г на кВт•ч, ТЭЦ - 330 г на кВт•ч) при аналогичном показателе на ПГУ или ГТУ Европы 210-250 г условного топлива на кВт•ч, что приводит к дополнительному потр еблению российскими энергетическими компаниями до 40 млрд куб. м природного газа в год.

Необходимость снижения доли газа и роста доли угля в структуре потребляемого электростанциями топлива, декларируемая «Энергетической стратегией России на период до 2020 года», особенно ярко выявилась во время сильных морозов, когда ОАО «Газпром» вводились технологические ограничения поставок газа электростанциям европейской части России на 12,5% (в отдельных регионах ограничения поставок газа составили: ОЭС Северо-Запада - от 51 до 83%, ОЭС Средней Волги - от 48 до 72%, ОЭС Центра - от 35 до 80%), в результате чего электростанции вынуждены были перейти на использование значительно более дорогого мазута.

По мнению ИА «INFOLine», тенденция ускоренного роста цен на газ по сравнению с ценами на уголь будет более сильной, чем это прогнозировалось в Концепции технической политики ОАО «РАО «ЕЭС России» на период до 2009 года, в виду того, что при установлении индекса тарифов на газ на 2007-2009 гг. ОАО «Газпром» смогло пролоббировать значения, превышающие темпы инфляции и роста тарифов на электроэнергию. Правительственная комиссия по бюджетным проектировкам одобрила предельное повышение тарифов на газ в 2007 г. не на 8%, как планировалось ранее, а на 15%. По оценкам МЭРТ, это позволит ОАО «Газпром» обеспечить безубыточность поставок газа на внутренний рынок. Предельный уровень повышения тарифов на газ на 2008 г. - 14%, на 2009 г. - 13%. Для сравнения: предельный уровень повышения тарифов на электроэнергию на 2007 г. - 10%, на 2008 г. - 9%, на 2009г. - 8%.

Опережающие темпы роста тарифов на газ по сравнению с ценами на уголь к 2007-2008 гг. могут обеспечить адекватный уровень рентабельности проектам перевода электростанций с газа на уголь. В то же время высокий уровень износа и нехватка генерирующих мощностей, а также сравнительно высокая стоимость работ по реконструкции электростанций сужают круг потенциальных инвесторов до крупных угольных компаний («СУЭК», «Кузбассразрезуголь»), финансовые ресурсы которых недостаточны для реализации комплексной программы перевода электростанций на уголь. Кроме того, «Кузбассразрезуголь» рассматривает возможность строительства угольной электростанции с нуля (реализация подобного проекта потребует не менее 1,5 млрд долл. инвестиций), что не позволит до 2010 года реализовывать другие капиталоемкие проекты.

СИСТЕМНЫЙ ДЕФИЦИТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Потребление электроэнергии в России после спада 1990-1998 гг. в 2000-2005 гг. неуклонно росло и в 2005 г. достигло уровня 1993 г. При этом пиковая нагрузка в единой энергетической системе России зимой 2006 года превысила показатели 1993 г. и составила 153,1 ГВт.

Отметим, что состояние генерирующих мощностей в 2005 г. по сравнению с 1991 г. значительно ухудшилось, что обусловлено резким снижением инвестиций в строительство и реконструкцию генерирующих мощностей в 90-е годы и сохранением их на недостаточном для массового замещения выбывающих мощностей уровне в 2000-2005 гг. Таким образом, в настоящее время генерирующие мощности России не могут в полной мере обеспечить потребности экономики во время пиков энергопотребления.

Неравномерный рост энергопотребления в различных регионах России в 1999-2005 гг. и прогнозируемое Минпромэнерго сохранение неравномерности прироста в 2006-2010 гг. при практически неизменной структуре генерирующих мощностей, характерной для СССР (вводы генерирующих мощностей в 1991-2005 гг. недостаточны для качественного изменения ситуации, причем строительство новых мощностей в основном осуществлялось по объектам незавершенного строительства, размещение которых определялось еще во времена СССР), усугубляет дефицит мощностей во время пиков энергопотребления.

Таблица 2. Производство и потребление электроэнергии в России в 2001-2005гг., млрд. кВт*ч

Потребность в генерирующих мощностях в России оценивается в 196 ГВт, что меньше существующих мощностей энергосистемы России, и в случае сохранения уровня инвестиционной активности и динамики обновления генерирующих мощностей, уже к 2010 г. возможно возникновение системного дефицита электроэнергии в большинстве регионов России, а не в отдельных регионах в период пикового энергопотребления, как в 2006 г.

Подтверждением неспособности электроэнергетики России обеспечить потребности экономики является значительный объем неудовлетворенных заявок на техническое присоединение к электрическим сетям, который оценивается в 10 ГВт. Доля удовлетворенных заявок на техническое присоединение к сетям постоянно снижается: 32% - в 2004 г., 21% - в 2005 г., 16% (по оценкам Минпромэнерго) - в 2006 г. В структуре неудовлетворенных заявок на промышленных потребителей приходится 7,5 ГВт, в том числе на цветную металлургию - 2,2 ГВт, на черную металлургию - 1,8 ГВт, на нефтяную промышленность - 0,5 ГВт, а на прочих потребителей (транспорт, инфраструктура городов и сел) - 2,5 ГВт. В разрезе энергосистем наиболее острая ситуация складывается в ОЭС Центра (особенно в Москве и Московской области), Северо-Запада, Урала и Волги.

Помимо ограничений на техническое присоединение к сетям, целый ряд потребителей (в первую очередь промышленных) сталкивается с ограничениями потребления, основными причинами которых являются:

• высокий уровень потребления при отсутствии надлежащих резервов мощности (например, ограничение потребления зимой 2006 г.);
• ремонт элементов генерирующего или сетевого оборудования, при котором его работу невозможно заместить;
• ограничение поставок природного газа электростанциям со стороны ОАО «Газпром».

Установленная мощность электростанций России в 2005 году в зоне централизованного электроснабжения составила 210,5 ГВт. Структура генерирующих мощностей в 2000-2005 гг. в России существенно не изменилась. Это обусловлено незначительными объемами ввода генерирующих мощностей - около 5% от общих мощностей (с учетом технического перевооружения) в 2001-2005 гг. и строительства новых генерирующих мощностей (без учета технического перевооружения) в ЕЭС России - около 3% от общих мощностей в 1995-2005 гг. (табл. 3).

Таблица 3. Структура установленной мощности электростанций России на конец года в 2001-2005 гг, ГВт

В соответствии с основными параметрами прогнозного баланса электроэнергетики и ОАО «РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 гг., энергопотребление в России к 2010 году вырастет до 1045 млрд кВт•ч по сравнению с показателем 2005 г. - 939 млрд кВт•ч. Соответственно, ежегодные темпы роста электропотребления прогнозируются на уровне 2,2%. Среднегодовые темпы увеличения зимнего максимума нагрузки прогнозируются на уровне 2,5%. В результате к 2010 г. этот показатель может вырасти на 18 ГВт - с 143,5 ГВт в 2005 году до 160 ГВт в 2010 году. В случае повторения температурного режима зимы 2005-2006 гг., дополнительный прирост нагрузки к 2010 г. составит 3,2 ГВт. Таким образом, по оценкам ОАО «РАО «ЕЭС России», общая потребность в установленной мощности электростанций в России к 2010 году возрастет на 24,9 ГВт - до 221,2 ГВт. При этом увеличение потребности в резерве мощности в период с 2005 до 2010 г. составит 3 ГВт, а потребность в мощности электростанций для обеспечения экспортных поставок в 2010 г. составит 5,6 ГВт, увеличившись по сравнению с 2005 г. на 3,4 ГВт. В то же время в связи с демонтажем оборудования установленная мощность электростанций России снизится за период 2006-2010 гг. на 4,2 ГВт, а общее снижение установленной мощности электростанций в зоне централизованного электроснабжения в 2005-2010 гг. прогнозируется на уровне 5,9 ГВт - с 210,5 ГВт до 204,6 ГВт. Дефицит электрической мощности в России может возникнуть уже в 2008 году, причем он составит 1,55 ГВт, а к 2009 году увеличится до 4,7 ГВт.

Таблица 4. Распределение прогнозируемого дефицита мощности по объединенным энергосистемам, ГВт

ПРОГНОЗЫ

По оценкам МЭРТ, структура топливного баланса электроэнергетики России до 2010 г. существенно не изменится (рис. 3), что обусловлено реализацией ряда инвестиционных проектов по строительству и реконструкции генерирующих мощностей в электроэнергетике России на базе ПГУ и ГТУ, а также ростом железнодорожных тарифов, обусловливающим снижение конкурентоспособности угля в качестве альтернативного газу топлива. По оценкам Анатолия Чубайса, к концу 2010 г. потребление газа электростанциями России в результате реализации инвестиционных проектов вырастет на 23 млрд куб. метров в год (рост по сравнению с 2005 г. на 5%).

Материал предоставлен ИА «INFOLine»