2.2. Современное состояние электроэнергетики и перспективы развития

В 1992 г. в соответствии с указами Президента РФ NN 922 и 923 электроэнергетика России была преобразована в единое акционерное общество РАО «ЕЭС России» (Единая энергетическая система России) без включения в него атомных станций. Правительство России продолжает оставаться главным акционером компании. К концу 2000 г. доля государства в акционерном капитале компании составляла 52,6%. Рисунок 2.2.1 иллюстрирует структуру электроэнергетического сектора в 2000 г. План реструктуризации, одобренный в середине 2001 г., должен привести к изменению структуры РАО «ЕЭС России» и «Росэнергоатома» [7].

В 2000 г. установленная генерирующая мощность РАО «ЕЭС России» составила 156.2 ГВт или 73 % суммарной установленной мощности в России. В состав компании входят:

• 

• 72 из 74 региональных АО-энерго, поставляющих электро- и теплоэнергию, в том числе:

∙ в 34 РАО «ЕЭС России» имело более 51 % голосующих акций;

∙ в 36 РАО «ЕЭС России» имело от 25 % до 49 % голосующих акций130;

∙ в 2 РАО «ЕЭС России» имело менее 25 % голосующих акций.

• тепловые электростанции (мощностью более 1 Мвт), на долю которых приходится 78 % установленной тепловой мощности в России (122,4 Мвт);

• гидроэлектростанции (мощностью более 300 Мвт), на долю которых приходится 22 % установленной мощности ГЭС в России (33,8 Мвт);

• национальная сеть (все линии электропередач напряжением 330 кВ и выше);

• Центральное диспетчерское управление, контролирующее сети региональных энергосистем и независимых акционерных

обществ;

• 57 научно-исследовательских и проектных института; строительных, сервисных, ремонтных и других компаний

На территории России расположено семь объединенных энергосистем (ОЭС). Почти 75 % российской электроэнергии производится тремя из названных энергосистем: ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Центра. Виды потребляемого первичного топлива для производства электроэнергии значительно дифференцируются по регионам (табл.2.2.1). Производство электроэнергии на атомных электростанциях получило наибольшее развитие в ОЭС Северо-Запада (41 %), далее следуют ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги, на долю каждой из которых приходится в среднем около 25 % от суммарного объема электроэнергии, произведенной на АЭС. На долю гидроэлектростанций (ГЭС) приходится почти половина выработки электроэнергии в ОЭС Сибири и почти четверть - в ОЭС Средней Волги и ОЭС Востока, на долю тепловых станций - 70-90 % производства электроэнергии в ОЭС Урала, ОЭС Северного Кавказа и ОЭС Востока и более половины - в ОЭС Сибири, ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра (табл.2.2.1).

Россия является четвертым крупнейшим производителем электроэнергии в мире после США, Китая и Японии. В 1998 г. в России было произведено 827 млрд. кВт∙ч против 1082 млрд. кВт∙ч в 1990 г. В 1999 г. выработка электроэнергии увеличилась примерно на 2 % и достигла 846 млрд. кВт∙ч. По предварительным данным за 2000 г. значение данного показателя составило 876 млрд. кВт∙ч, что на 4 % выше уровня 1999 г.

Таблица 2.2.1

Производство электроэнергии различными типами электростанций в 2000 г. по объединенным энергосистемам (в %)

Структура потребления топлива для производства электроэнергии, в том числе на электростанциях с совместным производством электроэнергии и тепла

(ТЭЦ), в течение периода времени между 1990 и 1999 г.г. оставалась относительно неизменной при незначительном росте доли угля за счет уменьшения доли мазута (табл.2.2.2). В 1999 г. на долю природного газа приходилось 42 % от общего объема произведенной электроэнергии, за ним следовали уголь (19 %), гидроэнергия (19 %), атомная энергия (14 %) и нефть (5 %). Доля электроэнергии, произведенной на базе использования возобновляемых источников (за исключением гидроэнергии) составляла менее 0,2 %. В течение всех 90-х годов на долю природного газа при производстве электроэнергии и тепла приходилось около 64 % от общего объема потребляемого топлива, при этом доля мазута за данный период времени упала с 16 % до 7 %, а доля угля возросла примерно с 20 % до 29 %.

Таблица 2.2.2

Производство электроэнергии по видам топлива и источникам энергии

(млрд. кВт∙ч)

Рис.2.2.2. Основные станции и линии электропередач в России

В результате экономического спада, начавшегося в 1990 г., конечное потребление электроэнергии в 1998 г. уменьшилось более, чем на 30 % - до 579 млрд. кВт∙ч. Потребление электроэнергии сократилось во всех секторах экономики за исключением коммунально-бытового сектора, где к настоящему времени оно возросло на 26 % (табл. 2.2.3). Впервые после 1990 г. общий спрос на электроэнергию возрос в 1999 г. до 593 млрд. кВт∙ч, а уровень потребления в 2000 г. оценивается в 614 млрд. кВт∙ч., т.е. рост составил почти 4 %. Интересно отметить, что потери электроэнергии в России при ее производстве и передаче составляют почти 20 %, что на 8 % выше, чем в среднем в странах ОЭСР. Кроме того, потери электроэнергии при ее передаче превышают количество электроэнергии, потребляемое электростанциями.

Таблица 2.2.3

Электроэнергетический баланс Российской Федерации, млрд. кВт∙ч

В течение всех 90-х годов величина суммарной установленной мощности для производства электроэнергии в России оставалась примерно на одном уровне. В начале 2001 г. этот показатель составил 214 млн. кВт, из которых 69 % приходилось на тепловые станции, 21 % - на гидроэлектростанции и 10 % - на атомные станции. К началу 2000 г. на территории России функционировало около 500 тепловых электростанций, более 90 гидростанций и 29 промышленных атомных реакторов. Электрические сети объединяют почти 2,7 млн. км линий электропередач и магистральных распределительных линий, включая более 150 тыс. км высоковольтных линий напряжением от 220 до 1150 кВ.

Из общей величины суммарной установленной мощности около 190 млн. кВт рассматривается в качестве располагаемой мощности, в том числе 175 млн. кВт – используемой в балансе. В настоящее время пиковая нагрузка системы составляет около 145 млн. кВт. Средний уровень использования мощностей 1998 г. был равен 44 %. По оценкам РАО «ЕЭС России» в 1999 г. свободная мощность достигла 30 млн. кВт. Наличие относительно низкого уровня располагаемой мощности связано с низким уровнем их технического обслуживания и капитального ремонта, а также с недостатком инвестиций в течение 1990-х годов. Около 40 % установленной мощности находится в эксплуатации более 25 лет. Оценки российских экспертов, говорящие об использовании очень старого оборудования, основаны на том факте, что большая часть электрических сетей и инфраструктуры была введена в строй задолго до 1975 г.

Россия является нетто экспортером электроэнергии, как в страны СНГ, так и дальнего зарубежья. В 1999 г. экспорт электроэнергии достиг 22,5 млрд. кВт∙ч, что составило 2,7 % от общего объема ее производства в России. За 1993-1998 г.г. нетто экспорт составил в среднем 18-20 млрд. кВт∙ч в год, из которых 2/3 направлялись в страны СНГ. В 1999 г. объем экспорта электроэнергии на Украину и в Казахстан, являющиеся самыми крупными российскими потребителями, резко сократился в связи с неплатежами. Экспорт электроэнергии в страны дальнего зарубежья поддерживается на одном уровне и в некоторых случаях возрастает.

Таблица 2.2.4

Нетто экспорт электроэнергии (млрд. кВт∙ч)

28 августа 2003 года за номером № 1234-р распоряжением правительства РФ, была утверждена новая редакция «Энергетической стратегии России до 2020 года» [8]. Энергетическая стратегия России формировалась под долгосрочную программу социально-экономического развития страны, причем основной сценарий соответствовал ежегодному росту экономики в среднем на 5–5,5 % за 20-летний период. Наряду с этим проработан и менее опти­мистичный (пониженный) сценарий с тем, чтобы быть готовым к разного рода неприятностям.

Рассматривая широчайший круг актуальных вопросов долгосрочного развития энергетики страны. Энергетическая стратегия вместе с тем вы­делила три ключевые задачи, на решение которых направлены все усилия и которые концентрируют суть энергетической политики страны.

Первая задача – коренное повышение энергетической эффективности экономики с тем, чтобы энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП) сократилась на 30–33 % в период до 2010 г. и еще на 30 % в после­дующие годы. Очень амбициозная задача, но из-за нашей энерге­тической расточительности даже при ее успешном решении удельная энер­гоемкость российской экономики в 2020 г. лишь достигнет сегодняшнего среднемирового показателя, но отнюдь не показателей лучших стран,

Первым и важнейшим средством повышения энергетической эффек­тивности является структурная перестройка экономики. Россия не осилит 5 %-ные темпы роста при сохранении современной тяжелой, энергоемкой структуры экономики, ориентированной на отрасли первого передела. Необходимо развивать высокотехнологичные отрасли и сферу услуг с тем, чтобы из 5–5,5 % среднегодового роста ВВП почти полови­ну (2,3–2,7 %) обеспечивать за счет структурной перестройки экономики. Это колоссальная задача для всей экономики страны и ее решение, как говорилось выше, напрямую связано с радикальным расширением ис­пользования особых физических свойств электроэнергии.

Реализация освоенных в отечественной и мировой практике организационных и технологических мер экономии энергоресурсов способна уменьшить современный их расход в стране на 40–45 % или на 360–430 млн т у.т. в год. Большая и двоякая роль в этом отведена электроэнергетике. Во-первых потенциал экономии электроэнергии в целом по России со­ставляет более четверти ее современного потребления, что с учетом расхо­да топлива на ее производство составляет 20 % общего потенциала энерго­сбережения. Во-вторых, сегодня средний КПД электростанций (около 35 %) настолько ниже лучших технологических достижений (до 60 %), что в самом производстве электроэнергии возможности экономии топлива дос­тигают 25 % общего потенциала энергосбережения. Таким образом, в сум­ме совершенствование электроэнергетики призвано реализовать до 45 % всех организационно-технологических мер экономии энергоресурсов.

Вторая коренная задача Энергетической стратегии – как обеспе­чить ожидаемое наращивание потребления первичных энергоресурсов и их экспорт. При росте энергопотребления с темпом 1,4–1,6 % ежегодно и почти стабильном экспорте энергоресурсов (рост не более чем на 10 % за период) требования к наращиванию производственной базы энергети­ки на первый взгляд оказываются вполне приемлемыми – 11 % в пери­од до 2010 г. и 23 % за весь период до 2020 г. Но специалисты отлично знают, что в этот период потребуется восстановить до 80 % ресурсной базы и заменить не менее 70 % существующего оборудования, т.е. за это 20-летие произойдет массовое выбытие всего, что создавалось при взле­те экономики в 60–80-е годы прошлого века. Восстановление и наращивание производственной базы ТЭК потребует огромных затрат – более 500 млрд. дол. за 20-летний период.

Третья задача стратегии – обеспечить энергетическую безопас­ность, которой грозит стремительное скатывание страны к моногазовой структуре топливно-энергетического баланса. Доля природного газа в энер­гопотреблении России составляла 40 % в 1990 г. и за последние 10 лет она достигла почти 50 %. Если продолжится та же линия безудержного ис­пользования якобы дешевого газа, то возникнет предельно опасная ситуа­ция. Она уже четко обозначилась тем, что 80 % котельно-печного топлива (не включающего светлые нефтепродукты) в европейской части страны составляет газ и при этом через Урал из Сибири в европейскую часть страны ежегодно проходит почти 1 млрд. т топлива.

Напряженность положения показывает сравнение с Европейским сою­зом. Он ограничивает 30 % поступление любого ресурса из одного источ­ника, а европейская часть России (включая Урал) 75 % топлива получает из одного источника с дальностью транспортировки до 3000 км. Ситуа­цию нужно менять, хотя это очень дорого. Поэтому вместо самого привлекательного для потребителя экологически чистого топлива - газа не­обходимо будет использовать уголь и ядерную энергию.

Однако масштабная взаимозаменяемость главных энергоресурсов осу­ществима только в производстве электроэнергии и поэтому именно элек­троэнергетика должна внести основной вклад в обеспечение энергетиче­ской безопасности страны. Наряду с относительно дешевыми и высоко­эффективными газомазутными ТЭС здесь придется во все больших мас­штабах использовать пылеугольные ТЭС и АЭС, которые в 2,5–3 раза дороже по инвестициям.

Благодаря этому структура установленной мощности и производства электроэнергии в России изменится в пользу нетопливных электростанций (АЭС и ГЭС, см. табл. 2.2.5), а увеличение использования угля позволит практически стабилизировать расход газа электростанциями (табл. 2.2.6).

Главная проблема, которую пришлось решать при разработке Энерге­тической стратегии – откуда взять средства (источники финансирова­ния) для крупномасштабного энергосбережения, замещения выбываю­щих и наращивания новых производственных мощностей ТЭК и измене­ния в интересах энергетической безопасности структуры топливно-энергетического баланса страны. Ответ состоит в неизбежном повышении цен на энергию и в налоговом стимулировании инвестиций.

Таблица 2.2.5

Рациональные варианты развития генерирующих мощностей

Показатель	2000	Пониженный				Благоприятный
		2005	2010	2015	2020		2005	2010	2015	2020
Установленная мощность, млн. кВт	206,7	211	217	226	243		213	231	245	275
В том числе
ГЭС	44,3	44	47	48	50		45	49	51	56
АЭС	21,2	23	28	31	35		25	32	38	48
ТЭЦ	77,1	78	78	80	86		78	82	85	94
КЭС	64,0	64	64	67	72		66	68	71	77
Производство электроэнергии, млрд.кВт·ч	878	927	1015	1110	1215		935	1070	1205	1365
В том числе
ГЭС	165	167	174	181	191		167	181	196	213
АЭС	129	154	190	210	235		158	206	247	310
ТЭЦ	328	335	367	400	430		341	380	419	462
КЭС	248	260	273	307	345		261	293	331	365

Таблица 2.2.6

Потребность в топливе электростанций страны, млн. т у.т.

Показатель	2000	2005		2010		2015		2020
		1	2	1	2	1	2	1	2
Всего	275	280	286	301	315	320	340	340	360
Из них
газ	178	177	177	183	185	186	192	190	192
мазут	15	15	18	16	18	16	18	16	16
твердое топливо	79	86	87	97	105	115	125	132	147

Примечание: 1 – пониженный сценарий; 2 – благоприятный сценарий.

Речь идет не о ценах на нефть, они более или менее адекватны при сло­жившейся организации нефтяного рынка, и не о ценах на уголь – они ино­гда еще превышают разумные уровни, но это только вследствие неразвито­сти рыночных отношений (парадокс в том, что когда начнется повышение цен газа, то на определенном этапе цены угля упадут, поскольку уголь вы­нужден будет реально конкурировать с газом, чего сейчас не происходит).

Ценовую политику нужно срочно менять в двух естественных монопо­лиях: в газовой отрасли, дающей половину приходной части топливно-энергетического баланса страны, и в электроэнергетике с централизован­ным теплоснабжением, на которые приходится 60 % его расходной части.

Проводимая в последние годы государственная политика искусствен­ного сдерживания цен на продукцию естественных монополий в целях поддержки отечественных товаропроизводителей вызвала перекос ценовых пропорций, грубо нарушивший объективные экономические соотношения. Подрывая финансовую устойчивость энергетических компаний, перекос цен заставляет их отдавать предпочтение внешним рынкам по сравнению с внутренним и поощряет утечку капитала. Одновременно он лишает экономических стимулов меры по экономии топлива и энергии и порождает перекосы в потреблении энергетических ресурсов в пользу искусственно удешевленного природного газа и в ущерб использованию угля и ядерного горючего, имеющих на порядок большие разведанные запасы. Наконец, перекос цен тормозит те направления научно-технического прогресса (экологически чистые угольные и безопасные ядерные техноло­гии, нетрадиционные возобновляемые источники энергии и др.), которые во всем мире признаны перспективными, а при сложившихся в России це­нах не оправдываются экономически и поэтому не реализуются.

Главное же, при искусственно заниженных ценах энергетические компании лишаются возможности накопления собственных и тем более -привлечения внешних инвестиций. Между тем, предусмотренное Энергетической стратегией наращивание добычи газа и особенно производства электроэнергии требует инвестиций, соизмеримых и даже превышающих осуществлявшиеся в плановой экономике. Инвестиционные потребности производственной сферы электроэнергетики при благоприятном сцена­рии развития экономики представлены в табл. 2.2.7.

Таблица 2.2.7