Файл: Реформа электроэнергетики в России. Зарубежный опыт институциональных преобразований в электроэнергетике.pdf

‒ отсутствует эффективный механизм ценообразования – все участники рынка электрической энергии и мощности стремятся к увеличению цен своих долей, формирующих стоимость электроэнергии. При этом потребитель приобретает электрическую энергию по фиксированной цене, предложенной сбытовыми компаниями;

‒ отсутствие систем учета и компенсации реактивной мощности и, как следствие, рост сверхнормативных потерь;

‒ стимулирование правилами оптового рынка электрической энергии и мощности строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС. Это связано с тем, что продажная цена электроэнергии на сутки вперед устанавливается по наибольшей (маржинальной) цене, которую указывает последний отбираемый поставщик. В первой ценовой зоне, это практически всегда газовые ТЭС, во второй – угольные ТЭС, чья стоимость электроэнергии ежегодно вырастает на 15-20 % в связи с соответствующим ростом цен на органическое топливо. ГЭС и АЭС технологически не используют органическое топливо, поэтому рост маржинальной стоимости электроэнергии на оптовом рынке стимулирует необоснованный рост цены электроэнергии от этих станций. В результате ГЭС и АЭС увеличили чистую прибыль соответственно на 122 и 49 %.Также имеет место дискриминация на оптовом рынке генерирующих компаний ТЭС по сравнению с Росэнергоатомом и Русгидро, у которых в себестоимость включена инвестиционная составляющая (около 50 млрд. руб. в год);

‒ отсутствие независимого контроля над ценой ядерного топлива;

‒ завышенная цена газа (на 10-15 %), обусловленная отсутствием допуска независимых поставщиков к газотранспортной системе страны;

‒ завышенная стоимость услуг на транспорт электрической энергии, отсутствие жесткого контроля со стороны ФСТ и Минэнерго за издержками при эксплуатации сетей и эффективностью реализации инвестиционной программы ОАО «Россети»;

‒ увеличение численности эксплуатационного персонала.

7. Недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

8. Высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Выводы. Современного состояния энергетики России характеризуется следующими тенденциями:

1) лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и электрических сетей, опережающее темпы обновления основных производственных фондов;

2) снижение надежности энергоснабжения и наличие сверхнормативных потерь как электрической, так и тепловой энергии;

3) сокращение финансовых вливаний в НИОКР и, как следствие снижение научно-технического потенциала энергетической отрасли, а также отраслей отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения (что в свою очередь приводит к отсутствию на российском рынке высокотехнологичного конкурентоспособного оборудования, отставанию в сфере разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии);

4) перекос государственных инвестиций в сторону атомной энергетики и гидроэнергетики при дефиците частных инвестиций;

5) недостаток маневренных электростанций, покрывающих пиковую и полупиковую зоны нагрузки и позволяющих обеспечить наиболее рациональную загрузку генерирующих мощностей. Низкая экономическая и энергетическая эффективность отрасли, обусловленная низким КПД ТЭС, наличием сверхнормативных потерь, неоптимальными режимами работы ТЭЦ;

7) недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности;

8) высокая зависимость электроэнергетики от природного газа и угля.

Глава 3. Перспективы развития электроэнергетики в Российской Федерации

При рассмотрении перспектив развития российской энергетики обнаруживаются расхождения государственных стратегических планов и сценариев развития и независимых экспертных оценок. Согласно Проекту Энергетической стратегии России на период до 2035 года рассматриваются три сценария социально-экономического развития России в долгосрочной перспективе.

Первый сценарий Консервативный. Его основными характеристиками являются: умеренные долгосрочные темпами роста экономики; активная модернизация топливно-энергетического и сырьевого секторов на основе импортных технологий и знаний; относительное отставание российской экономики в гражданских высоко и среднетехнологичных секторах.

Второй сценарий – Инновационный – характеризуется усилением инвестиционной направленности экономического роста. Он опирается на создание современной транспортной инфраструктуры и конкурентоспособного сектора высокотехнологичных производств и экономики знаний наряду с модернизацией энерго-сырьевого комплекса.

Третий сценарий – Целевой (или форсированный) – разработан на базе инновационного сценария. Он характеризуется форсированными темпами роста, повышенной нормой накопления частного бизнеса, созданием масштабного несырьевого экспортного сектора и значительным притоком иностранного капитала.

При этом, в качестве основного рассматривается инновационный сценарий развития, что связано с негативной динамикой ВВП (постепенное замедление темпов роста в 2010-2012 гг. и особенно неблагоприятные тенденции 2013-2015 гг.), предполагающей, что в ближайшие годы темпы роста ВВП и большинства иных показателей, с высокой вероятностью, будут ниже даже консервативного сценария.

Данный сценарий предполагает модернизацию электроэнергетики России, которая преследует следующие цели (Программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 г.»):

1. Кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта.

2. Преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов.

3. Повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны.

4. Снижение роста тарифов на электрическую и тепловую энергию.

За счет реализации данных мероприятий предполагается достижение следующих целевых показателей:

‒ вывод из эксплуатации физически и морально изношенного оборудования – 26 405 МВт, ввод новых мощностей – 83 301 МВт;

‒ увеличение КПД станций до следующих величин: новые ТЭС на базе ПГУ – не менее 50 %, новые угольные станции – не менее 38 %, новые и модернизированные АЭС – не менее 34 %;

‒ снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г.у.т./кВтч; снижение потерь в ЕНЭС с 4,8 до 4 %, в распределительных сетях – с 8,9 до 6,5 %;

‒ повышение проектного показателя балансовой мощности до 0,9991 (с 0,996).

Ключевыми отличиями Энергетической стратегии России на период до 2035 г. являются:

• ориентация на более сдержанные темпы развития экономики страны;
• переход от экспортно-ориентированного ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию энергетики России, в первую очередь, за счет развития секторов глубокой переработки углеводородного сырья и нефтегазохимии, а также за счет более глубокой электрификации отечественной промышленности, ЖКХ и транспорта;
• изменение роли ТЭК в жизни страны: переход от роли финансового «донора» и промышленного «локомотива» к обеспечению функций «стимулирующей инфраструктуры» социально-экономического развития страны.

Приоритетная роль глубокой электрификации и движение в сторону «электрического мира» подтверждается заявленными в ЭС-2035 показателями. При общем росте ВВП к 2035 г. (по сравнению с 2010 г.) в 2,5 раза рост энергопотребления составит всего 27÷30%, а рост электропотребления – в 1,6÷1,7 раза (со среднегодовым темпом прироста в 1,7÷1,8%). Такая потребность роста обусловлена задачами роста производительности труда в промышленности, повышения комфорта и качества жизни населения в ЖКХ, сфере услуг и на транспорте.

Глубокая электрификация позволит расширить сферу применения электроэнергии при добыче нефти и газа за счет электрических методов обустройства скважин и интенсификации извлечения ресурсов; при транспортировке за счет использования электрических методов сжижения газа и получения газогидратов, замены газовых приводов на электрические в трубопроводных системах; в нефтепереработке и нефтегазохимии за счет использования новых электрохимических катализаторов и новых технологий.

Электрификация в быту предполагает более широкое использование электропищеприготовления (взамен газовых плит в жилом секторе), электроотопления и электробойлерных установок, электроосвещения, климат-контроля. Предполагается достаточно интенсивное развитие электротранспорта, в первую очередь, общественного (автобусов и троллейбусов с новыми электроаккумуляторными установками).

Существенно изменится структура конечного энергопотребления: доля электрической энергии повысится с 17 до 25%, а доля тепла снизится с 49 до 40%.

Произойдет дальнейшее сближение функций и структуры производства и потребления электрической энергии. При общем увеличении электрической мощности генерирующих установок на 1/3 (в т.ч. за счет АЭС – в 2 раза, ВИЭ – в 2,5 раза, КЭС – на 20%, ТЭЦ – на 15%) более быстрыми темпами будут развиваться системы децентрализованного энергоснабжения, обеспечивающие меньшие потребности в электросетевом строительстве и исключение проблем с подключением распределенной генерации к сетям ВН.

Более активно будут использованы возможности зданий с «нулевым» энергообеспечением, вторичных энергоресурсов, а также электрохимические методы утилизации ТБО, использования ЗШО, развития ко- и тригенерации.

Должна быть усилена роль активного потребителя в инвестиционном процессе, обеспечении резерва мощностей, управления режимами с целью предотвращения каскадного развития аварий в энергообъединениях.

Стимулирующая инфраструктура предполагает формирование ЕНЭС и других транспортно-энергетических коммуникаций для интеграции всех регионов стран в единую энергопромышленную систему, состоящую из территориально-производственных кластеров и межсистемных связей. Энергообъединение будет формироваться как за счет ВЛ 500-750-1150 кВ, играющих функции не только энергомостов, но и «коридоров развития», так и за счет сетей среднего напряжения 110÷220 кВ, стимулирующих подключение потребителей по трассе «коридоров», в том числе и городов-мегаполисов.

В перспективе (к 2035 г. и далее) предполагается 3 широтных и 2 меридиальных коридора: Севморпуть с соответствующей энергетической инфраструктурой, Северный сибирский ход от Воркуты через Полярный Урал, Ново-Уренгойскую ГЭС с продолжением на Вилюйскую ГЭС и Магадан, а также развитие электрических связей вдоль Транссиба и БАМа. В направлении север-юг – это маршрут от Полярного Урала до Туркмении и от ГЭС АЕК до ГЭС в Центральной Азии.

Стратегия развития электросетевого комплекса ЕЭС предполагает сочетание системообразующих связей и распределительных сетей, в том числе и для объединения децентрализованной электрогенерации.

Объемы модернизации основной электрической сети составят свыше 50 тыс. км ВЛ 220 кВ и выше, 100 тыс. МВА трансформаторных мощностей. Это позволит увеличить долю оборудования со сроком службы менее 25 лет с 30 до 60%. При этом возрастает роль и значение новых технических средств управления перетоками: создание гибких линий (FACTS), статических компенсаторов СТАТКОМ, ФПУ, асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности, вставок постоянного тока, накопителей. Большое значение для управления энергосистемами приобретут интеллектуальные сети Smart Grid с активно-адаптивными схемами и устройствами.

Энергетическая инфраструктура России предполагает и формирование общего энергетического пространства Евразийского экономического союза. Создание «новой ЕЭС» – это не только сеть физических энергокоммуникаций ячеистой структуры, но и интеграции инвестиционных, инновационных и институциональных рыночных инфраструктурных связей.

Принципиально новой задачей развития электроэнергетики в ЭС-2035 является решение проблем тарифного регулирования, обеспечивающего рост цен не выше уровня инфляции, привлечения инвестиций за счет бюджета, ДПМ и заинтересованного участия потребителей в инвестиционном процессе долгосрочного развития электроэнергетики.

Вывод. Перспективными направлениями развития электроэнергетики в России являются: переход от экспортно-ориентированного ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию энергетики России, в первую очередь, за счет развития секторов глубокой переработки углеводородного сырья и нефтегазохимии, а также за счет более глубокой электрификации отечественной промышленности, ЖКХ и транспорта; изменение роли ТЭК в жизни страны: переход от роли финансового «донора» и промышленного «локомотива» к обеспечению функций «стимулирующей инфраструктуры» социально-экономического развития страны.