Анализ проблемы модернизации электроэнергетики России

Аннотация. Статья посвящена модернизации электроэнергетики России. Проведен анализ современного состояния российского энергетического комплекса, выявлены его проблемы и перспективы развития на основе представленной в июне 2018г. на заседании Правительства Российской Федерации Программы модернизации российской электроэнергетики до 2035г.

Ключевые слова: модернизация, энергетическая отрасль, энергетический комплекс, перспективы развития энергетики

Электроэнергетика является важнейшей отраслью российской экономики, которая обеспечивает как отечественный, так и внешний рынок электрической и тепловой энергией. Непрерывное развитие и надёжность функционирования отрасли во многом определяют энергетическую безопасность Российской Федерации, и, как отметил глава российского министерства энергетики Александр Новак, "является основой прогрессивного развития экономики страны и непременным фактором в обеспечении комфортных условий для проживания наших граждан" [3].

Оценивая энергетический комплекс на 2018 год, отметим, что единая энергетическая система России состоит из 69 региональных энергетических систем. Они, в свою очередь, образуют единую энергетическую систему: Восток, Сибирь, Урал, Поволжье, Юг, Центр и Северо-Запад. Кроме того, существуют и другие независимые или изолированные энергетические компании: Янтарьэнерго, Якутскэнерго, Дальневосточная энергетическая компания, Татэнерго, Башкирэнерго, Иркутскэнерго и Новосибирскэнерго. В России имеется около 700 электростанций мощностью более 5 МВт. К концу 2017 года общая установленная мощность ЕЭС на российских электростанциях составляла 244,1 гигаватт. Установленная мощность электростанций имеет следующую структуру: тепловые электростанции - 68,4%, гидравлические - 20,3%, ядерные - около 11,1% [6].

В дополнение к модернизации нового и вновь установленного оборудования установленная мощность российских электростанций увеличилась на 6 460,5 МВт благодаря модернизации производственного оборудования, которое было введено в эксплуатацию в 2018 году. Кроме того, старое производственное оборудование мощностью 1911,37 МВт было выведено работы. Каждый год все станции производят около 1 триллиона кВт∙ч электроэнергии. В 2017 году российские электростанции произвели 1,091 трлн. кВт*ч (на 0,13% выше, чем в 2016 году) [6].

Несмотря на положительные тенденции (рост производства электроэнергии, внедрение новых мощностей), мы должны обратить внимание на серьезные проблемы российской электроэнергетики, которые еще не решены.

Как подчеркнул министр энергетики России Александр Новак, отрасль характеризуется высоким износом основного оборудования. Большая часть электрооборудования выработала свой ресурс и вскоре должна быть заменена. «Эта ситуация приводит к относительно низкой эффективности системы и снижению надежности обслуживания клиентов», - сказал министр энергетики России. В то же время количество и продолжительность аварийных и плановых отключений электроэнергии для потребителей в Российской Федерации в пять раз выше, чем в Западной Европе и Северной Америке. [7].

Степень износа мощностей в российской в электроэнергетике сегодня составляет около 65%, при этом степень износа в разных секторах отрасли не одинакова. Активы магистрального сетевого комплекса, управляемого Федеральной сетевой компанией, устарели примерно на 50%. Следующим идет сегмент генерации, в котором производственные мощности амортизированы на уровне 65-70%, а наиболее изношенный сегмент - распределительные сети (до 70%).

Высокий износ связан с низким уровнем инвестиций, наблюдавшимся в 90-е годы. Общий объем средств, вложенных в развитие российского энергетического сектора в 1999-2006 годах, составил 22 млрд. долл. США (2,7 млрд. долл. США в год). Объем инвестиций в 2007 году значительно увеличился и достиг почти 12 млрд. долл. США. В 1999-2006 годах в сегменте распределительных сетей было получено всего 8 млрд. долл. США с паевых инвестиционных фондов (1 млрд. долл. США в год), но в 2007 году этот показатель вырос почти до 5 млрд. долл. США.

На начало 2011 года средний возраст основного оборудования электростанций составляет более 32 лет. В частности, 36 лет на гидроэлектростанциях, 31 год на ТЭС и 25 лет на атомных электростанциях. Технологическому оборудованию энергосетевого комплекса в среднем 40 лет.

Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении эффективности электрооборудования. По сравнению с другими странами потери российских энергосетей в 1,5-2 раза выше, а показатели потребления топлива более чем на 20% выше, чем в странах с развитым электросетевым комплексом. [6].

Нужно отметить также проблему высокой энергоемкости ВПП (количество затраченного при генерации топлива на каждый заработанный рубль). Энергоемкость ВПП в России более чем в 2,5 раза превышает энергоемкость ВПП в развитых странах.

Местные генерирующие компании в ежегодных отчетах также подчеркивают сильную проблему управления предложениями электричества в качестве деловой опасности. Первоначально это должно включать разработку и утверждение новой модели розничного рынка, а также неэффективную тарифную политику после потери прибыли для энергетических компаний.

Недостатки тарифной политики напрямую связаны с проблемой перекрестного субсидирования. По словам руководителя Федеральной службы по тарифам России Сергея Геннадьевича Новикова, дальнейшая либерализация энергетического рынка невозможна без устранения перекрестного субсидирования. [7].

Действительно, существующие типы перекрестного субсидирования (взаимозависимость между промышленностью и населением, электричеством и теплом) нарушают ценовые сигналы рынка и приводят к развитию негативных тенденций в целом в отрасли.

В связи с выявленными проблемами не возникает сомнений в необходимости дальнейшей модернизации энергосетевого комплекса. 14 июня 2018 г. на заседании Правительства Российской Федерации была представлена Программа модернизации российской электроэнергетики до 2035 г.

В рамках данной Программы были определены следующие ключевые цели:

· увеличить КПД электростанций; 

· добиться снижения удельных расходов топлива на 10% (до 300 г условного топлива за кВт∙ч);

· сократить потери в сетях (в единой национальной энергетической сети до 4%, в распределительном комплексе – с 9 до 6,5%) [3].

Основные направления Программы: вывод из работы и модернизация устаревшей, строительство новой генерации и оптимизация размещения объектов энергосетевого комплекса.

Программа включает в себя ввод 76 ГВт новых, а также обновление 26,4 ГВт существующих мощностей, строительство в энергосетевом комплексе - в том числе более 150 новых подстанций в магистральных сетях и 8,5 тыс. подстанций в сетях распределения, строительство и реконструкцию более 300 тыс. км линий электропередач. Ввод в работу новой генерирующей мощности в среднем в год должен быть увеличен более чем на 30% по сравнению с уровнем предыдущих лет. Кроме того, учитывается увеличение потребления согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2030 г. и будет составлять примерно 2% в год [3]. Стоимость модернизации и ввода в эксплуатацию новых производственных мощностей оценивается в 6,8 трлн. руб., а энергосетевого комплекса - около 4,6 трлн. руб. [3]. Исходя из вышеизложенного, главная задача - найти источники финансирования для успешной реализации программы модернизации энергетической отрасли. Как отметил А. В. Новак, «сегодня система регулирования цен не создает стимулов для реализации проектов строительства и модернизации» [3]. Существует два основных варианта финансирования дальнейшей модернизации отрасли: использование рыночных механизмов при инвестировании и расширение в той или иной форме контрактов на энергоснабжение.

В результате анализа описанных проблем выявляются перспективы дальнейшего развития рынка электрической энергии и мощности. Необходимо разработать и внедрить новую нормативно-правовую базу, позволяющую свести на нет перекрестное субсидирование между группами потребителей тепловой энергии, а также оплаты между тепловой энергией и электрической мощностью, что позволит сгладить тарифный небаланс.

Кроме того, существует значительный потенциал для повышения эффективности энергетического сектора с точки зрения инвестиционных и эксплуатационных затрат, что составляет около 40%, согласно различным оценкам [3]. В этом контексте, помимо содействия инвестициям в модернизацию электростанций, необходимо разработать ряд мер для обеспечения сбалансированных регуляторных и управленческих решений.

Министерство энергетики Российской Федерации предлагает разработать предложения по использованию сравнительных капитальных затрат в связи с целями электрических установок для предотвращения необоснованного роста тарифов и обеспечения баланса между надежностью и ценой.

В заключение хотелось бы отметить, что модернизация энергетической отрасли очень важна для современной России. Энергетический сектор является «плацдармом инновационного развития экономики с долей в ВВП 10%» [2]. Электроэнергетика имеет жизненно важное значение для развития экономики, и все, что происходит во внутренней энергетической системе, тем или иным образом находит свое отражение во всех секторах. Кроме того, эксперты автономной некоммерческой организации «Экспертно-аналитический Центр по модернизации и технологическому развитию экономики» подчеркнули, что «в России важно развиваться с точки зрения компетенций в энергетических технологиях. Без этого невозможно создавать конкурентоспособную производственную отрасль и применять новые технологии при строительстве дорог, мостов и домов» [5, с. 34].