4. О проблемах реформирования электроэнергетики

При реформировании электроэнергетики осуществляется разделение естественно – монопольных (передача электроэнергии, оперативно – диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально интегрированных компаний, выполнявших все функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Предполагается, что в результате преобразований в отрасли будет ликвидирован существующий дисбаланс интересов государства и бизнеса за счет организационной и имущественной «привязки» их интересов к отдельным секторам в электроэнергетике. Следует учитывать, что цель бизнеса – получение прибыли, а задача государства – прирост населения и его благосостояния.

Возможность создания конкурентного рынка ограничит уже возникший дефицит генерирующих мощностей и отсутствие необходимого количества линий электропередачи. Необходимо усиление слабых связей в ОЭС Северо-Запада, Сибири, Урала и Поволжья, а также межсистемных связей между ОЭС, особенно между ОЭС Сибири и Урала.

Реформаторы энергетики надеялись, что инвесторы начнут вкладывать капиталы в генерирующие компании, т. е. в новое оборудование. Но в энергетике достаточно длительный срок окупаемости, поэтому стимул к инвестициям резко ослабляется. Кроме того, в России нестабильно законодательство. А в условиях нестабильности вкладывать деньги на длительный срок рискованно. Скорее всего, основные инвестиции будут направляться на строительство объектов малой энергетики.

Действующее оборудование на станциях выработало возможные ресурсы снижения затрат топлива. Снижение затрат возможно только при техническом перевооружении электростанций. Вкладывая деньги в техническое перевооружение, вряд ли инвестор будет снижать тарифы, скорее всего наоборот.

Согласно данным экспертов конференции ООН по торговле и развитию общий объем иностранных инвестиций в экономику России по итогам 2005 г. достиг 26,1 млрд. дол., что меньше в 3 раза, чем в экономику Китая, в 4 раза, чем в экономику США и в 8 раз, чем в экономику Великобритании. По данным наших экономистов прямые иностранные инвестиции 2005 г. составили 17 млрд. дол.

Степень износа основных фондов в электроэнергетике составляла в 1991 г. 40,1 %, в 2005 г. уже 57,5% а в 2010 г. почти 70 %. Резко увеличились потери электроэнергии с 8,3 до 13,2 %. Наметилась тенденция снижения доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ в значительной мере за счет преобладания корпоративных интересов АО-энерго, увеличивающих конденсационную выработку на своих ТЭЦ при наличии свободной мощности на более экономичных крупных КЭС и АЭС, работающих на оптовом рынке.

Так, в 1999 г. использование установленной мощности 249 энергоблоков по 150–1200 МВт составило 46,2 % вследствие простоев в резерве (38 %) и длительной работы энергоблоков с пониженной по сравнению с номинальной нагрузкой.

Период 1991–1998 гг. характеризовался снижением электро и теплопотребления, обусловленным экономическим кризисом. При этом электропотребление снизилось примерно на 24 %. Соответственно, снизилось и производство электроэнергии.

Наиболее низкие значения коэффициента использования установленной мощности относились к энергоблокам 150 МВт Иркутской ТЭЦ-10, 300 МВт Киришской и Черепетской ГРЭС, 200 МВт Смоленской и Верхнее–Тагильской ГРЭС, а также к энергоблокам 300 и 500 МВт Троицкой ГРЭС от 0 до 17 %.

В лучшем положении оказались электростанции расположенные близко к месту добычи углей. Им удалось несмотря на низкие тарифы на электроэнергию и теплоту произвести в период 1992–2002 гг. замену 1967 МВт генерирующих мощностей. Замена энергоблоков была произведена на Томь–Усинской, Беловской ГРЭС; замена турбин на Ново–Кемеровской ТЭЦ, Кемеровской, Кузнецкой ТЭЦ, Кемеровской ГРЭС.

С 1999 г. в стране начался экономический подъем. Производство и потребление электроэнергии также возросло на 14 и 20 % соответственно, не достигнув к 2005 г. уровня 1991 г. Установленная мощность электростанций ЕЭС увеличилась с 188,6 до 197,3 млн. кВт, т. е. всего на 8,7 млн. кВт при суммарном вводе мощности около17 млн. кВт и демонтаже и премаркировке оборудования в размере примерно 8,5 млн. кВт.

Следует отметить, что вводы мощности в ЕЭС России резко сократились. В среднем за период 1991–2005 гг. они составили около 1,1 млн. кВт в год против 4 млн. кВт в год в период перестройки 1986–1990 гг. и 6-7 млн. кВт в год в предыдущие пятилетия.

Уже в 2001 г. число аварий и отказов резко увеличилось, как и недоотпуск электроэнергии из-за них. Отмечаются случаи отделения энергосистем от ЕЭС с дефицитом мощности, а также отключение генераторов с потерей мощности более 150 МВт, увеличиваются отключения линий 110 – 750 кВ, относящихся к Единой федеральной электрической сети. Снизилось качество эксплуатации. В 2003 г. произошло 527 технологических нарушений, вызванных ошибочными действиями персонала и оказавших отрицательное влияние на надежность системы. Значительное снижение надежности работы ЕЭС было подтверждено тяжелейшей системной аварией в г. Москве и объединенной ЭС Центра 25 мая 2005 г., подобных которой не было с начала создания ЕЭС в 1948 г. Развитие этой аварии в течение почти двух суток и неудачные попытки ее ликвидации обнаружили низкие уровни эксплуатации и профессионализма, а также безответственность персонала всех звеньев. В мае 1996 г. произошла крупная системная авария в Мосэнерго, нарушившая электроснабжение потребителей северных и частично центральных районов города, а в 2007 г. – на востоке города с отключением метро. Все это обусловлено (на протяжении почти 20 лет) ухудшением технологической и хозяйственной структур управления, не учитывающих технологических особенностей отрасли. Причина этого – преобладание в эксплуатации ЕЭС экономических интересов компаний. В наших преобразованиях мы ориентируемся на Запад.

Страны со сложившейся рыночной экономикой с 1990 г. пытаются организовать свободный конкурентный рынок в этой отрасли, так как непрерывный рост тарифов, избыточные резервы и нерациональная структура национальных энергосистем и их объединений вызывают недовольство потребителей электроэнергии. Они преобразуют свою электроэнергетику в направлении большей интеграции и повышения ее экономичности за счет реализации межсистемного эффекта от сокращения избыточных резервов мощности и рационализации режимов работы под руководством Администратора торговой системы, который может в какой-то мере функционировать как централизованный межнациональный орган. Однако за прошедшие 20 лет в электроэнергетике не удалось создать эффективную модель свободного рынка. Появились серьезные недостатки рыночных отношений: трудности обеспечения бездефицитного развития энергосистем и снижения тарифов на электроэнергию; невозможность сооружения дорогостоящих объектов АЭС и ГЭС; нерациональное размещение электростанций, снижение надежности работы систем из-за преобладания рыночных интересов над «технологическими» возможностями энергосистем; невозможность надежного прогнозирования развития энергосистем в перспективе из-за резкого сокращения «горизонта прогнозирования» (до 3–5 лет).

Стало очевидным, что свободный рынок в электроэнергетике в обычном понимании этого слова не может быть создан.

Процесс реструктуризации в развитых странах замедлился, так как начался поиск новых форм организации рыночных отношений в этой отрасли с учетом своих конкретных условий и сложившейся структуры электроэнергетики. Так, в Великобритании, которая первая начала создавать рынок электроэнергии еще в 1990 г. стали появляться вертикально–интегрированные компании за счет покупки сетевыми компаниями электростанций, а генерирующими компаниями – электрических сетей.

В России организация эффективного свободного рынка столкнется еще с большими проблемами: большая территория, неразвитость цивилизованных рыночных отношений, изношенность оборудования, невыполнение законов. При этом оказание системных услуг в новых условиях (диспетчерское обслуживание, содержание резервов, участие в ночной разгрузке станций и т. д.) потребует дополнительной оплаты.

Проблемы с надежным электро и теплоснабжением потребителей связаны с поспешным плохо продуманным акционированием Единой энергетической системы России.

Необходимо было создание Росэнергопрома по образу и подобию Газпрома, где было проведено акционирование со 100 %-ным государственным пакетом акций. В энергетике отдельно акционировались строительно–монтажные организации, научно–исследовательские институты, отраслевые проектно–изыскательские институты.

Экономика выиграла бы, если бы в состав Росэнергопрома были включены основные производители энергетического оборудования: заводы ЛМЗ и «Электросила» (г. С.–Петербург), Таганрогский, Подольский, Барнаульский котельные заводы, Уральский турбоматорный завод (г. Екатеринбург), часть арматурных предприятий. В результате отдельного акционирования строительно–монтажных организаций, научно–исследовательских, проектно–изыскательских институтов электроэнергетика России оказалась без инфраструктуры для воспроизводства объектов отрасли. А дробление ЕЭС России снизило уровень управления электроэнергетикой страны и, естественно, отразилось на надежности электро- и теплоснабжения потребителей. И если ранее в определенную региональную энергосистему входили ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС, работавшие по региональному графику энергообеспечения с учетом самого экономичного использования топливных ресурсов и установленного оборудования, то теперь коммерциализация отрасли привела к негативным последствиям.