Анализ энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России

Электроэнергетика является базовой инфраструктурной отраслью, и соответственно, реагирует  на изменение потребностей экономики  в электро-энергии с некоторым запаздыванием. Так, сокращение ВВП России в 1992- 1998 гг. примерно на 40% и промышленного производства - на 50% привело к сокращению производства электроэнергии менее чем на 20%, что стало причиной повышения электроемкости ВВП и промышленности. Рост ВВП и промышленного производства в 2000- 2005 гг. обусловил формирование тенденции снижения электроемкости: так, прирост производства электроэнергии составил около 10% при увеличении ВВП и промышленного производства более чем на 40% (рис. 9).

По оценкам  ИА INFOLine, основными причинами повышения эффективности использования электроэнергии в промышленности Росси в 2000-2005 гг. стали повышение уровня загрузки оборудования в большинстве отраслей промышленности, обусловившее общий рост энергоэффективности промышленного производства, а также реализация инвестиций в энергоемких отраслях (черная металлургия и химическая промышленность) (рис. 10).

В результате изменения  структуры промышленного производства в 2000- 2004 гг. доля электроэнергетики  в общем объеме промышленного  производства по ОКОНХ сократилась на 1,6 процентных пункта (рис. 11).

В 2005 г. ФСГС перешла  к оценке показателей промышленного  производства по ОКВЭД, в соответствии с которым показатели предприятий  электро-энергетики учитываются по видам деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии» и «Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)» (табл. 4 и 5).

Важной проблемой  развития электроэнергетики служит ее низкая привлекательность для  инвесторов ввиду жесткого тарифного  регулирования. Так, удельный вес убыточных  организаций в электроэнергетике  в 2000-2004 гг. превосходил показатель по промышленности в целом, а рентабельность была существенно ниже, причем ввиду  отставания темпов роста тарифов  на электроэнергию от индекса цен  производителей промышленной продукции  и поставщиков топлива разрыв между долей убыточных организаций  по промышленности в целом и в  электроэнергетике вырос с 1,5 процентных пунктов в 2000 г. до 9,9 процентных пунктов  в 2004 г. (40,9% - в промышленности и 50,8% - в электроэнергетике).

В 2005 г. финансовое положение предприятий электроэнергетики  продолжило ухудшаться (табл. 6), рентабельность снизилась (рис. 12), что было обусловлено  сохранением отставания темпов роста  тарифов на электроэнергию от цен на топливо и по промышленности в целом (рис. 13).

Объем иностранных  инвестиций по видам деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии»  и «Производство, передача и распределение  пара и горячей воды (тепловой энергии)»  незначителен, представлен не прямыми, а в основном портфельными и прочими  инвестициями, и не играет существенной роли ни в инвестиционной, ни в производственной деятельности энергетических компаний. Кроме того, темп прироста накопленных иностранных инвестиций в электроэнергетику России в 2005 г. снизился по сравнению с 2004 г. на 27%.

Характеристика  электроэнергетики  России

2.1. Основные тенденции  производства и  потребления электроэнергии  в России

Как уже отмечалось ранее, потребление электроэнергии в России после спада 1990-1998 гг. в 2000-2005 гг. неуклонно росло и в 2005 г. достигло уровня 1993 г. (рис. 14). При этом пиковая нагрузка в единой энергетической системе России зимой 2006 г. превысила показатели 1993 г. и составила 153,1 ГВт (рис. 15), в том числе 146,45 ГВт в ЕЭС без ОЭС Востока (табл. 7).

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. (рис. 16 и 17) 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.

По оценкам  ОАО «РАО «ЕЭС России», к 2010 г. будет  превышен уровень энергопотребления 1990 г. еще в 6 энергосистемах (Иркутской, Томской, Амурской, Дальневосточной, Камчатской, Хабаровской).

Таким образом, хотя производство электроэнергии по России в целом превосходит потребление (табл. 8), а потребность в генерирующих мощностях в России оценивается  в 196 ГВт, что меньше существующих мощностей  энергосистемы России, 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 (рис. 18). 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) сталкиваются с ограничениями потребления, основными причинами которых являются:

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

Доля РАО «ЕЭС России» в произ-водстве электроэнергии в 2001-2005 гг. была достаточно стабильна и составляла около 70%. При этом в 2005 году электростанциями, входящими в ОГК, произведено 302,3 млрд кВтч электроэнергии (45,4% общей выработки электростанций РАО «ЕЭС России»), входящими в ТГК - 230,7 млрд кВтч (34,7%).

Установленная мощность электро-станций 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. (рис. 19).

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 кВтч по сравнению с показателем 2005 г. - 939 млрд кВтч. 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 гг. 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 демонтажом 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.

2.2 Состав генерирующих  мощностей в электроэнергетике  России

По мнению экспертов  ИА INFOLine, 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 выработало 100% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 50 ГВт генерирующих мощностей) - (рис. 20).

Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике  в целом (рис. 21).

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 в несколько 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 РоссийскойФедерацией как основным акционером ОАО «РАО «ЕЭС России»;
• 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 иэлектротехнической промышленности, а также недостаточным уровнемконкуренции 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.

Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России составляет примерно 334 гр. условного топлива на кВт/ч (в  том числе на газомазутных КЭС - 327 гр. на кВтч, на пылеугольных КЭС - 360 гр. на кВт/ч, ТЭЦ - 330 гр. на кВт/ч) при аналогичном показателе на ПГУ или ГТУ Европы, равном 210-250 гр. условного топлива на кВтч, что приводит к дополнительному потреблению российскими энергетическими компаниями до 40 млрд куб. м природного газа в год. (рис. 22).