Электроэнергетика и снижения себестоимости передачи электроэнергии

Электростанциями холдинга РАО «ЕЭС России» в 2001 выработано 626,8 млрд кВт/ч, в т.ч.: гидравлическими — 125,8 млрд кВт/ч (выше уровня 2000 на 6,6%). Выработка электроэнергии тепловыми электростанциями холдинга в 2001 составило 501,0 млн кВт/ч (на уровне 2000). По сравнению с 1992, структура производства электроэнергии по видам станций изменилась: в 2000 доля производства электроэнергии на ТЭС снизилась до 66,25% (было 70,93%), на ГЭС и АЭС возросла, соответственно, до 18,81% (17,16%) и до 15% (11,9%). В 2001 этот показатель со- ' ставил для ТЭС — 64,86, ГЭС —18,7, АЭС— 15,43.

Отпуск тепла вырос на предприятиях холдинга в 2001 по сравнению с 2000 на 1,4% (с 472,9 млн Гкал до 479,6 млн Гкал.

В структуре электрической нагрузки доминируют крупные промышленные и приравненные к ним потребители, у которых электрическая нагрузка составляет не менее 750 кВА. В Сибири, Поволжье и на Урале более половины электроэнергии потребляется указанными группами потребителей.

В промышленности наиболее крупными потребителями являются топливная, химическая и нефтехимическая

отрасли, металлургия, машиностроение и металлообработка. Потребление тепла жилищно-коммунальным хозяйством и населением превышает в совокупности потребление тепла промышленностью. Доля населения в структуре потребления электроэнергии по разным регионам колеблется в диапазоне 3—13%. Основные производственные фонды электроэнергетики сосредоточены в РАО «ЕЭС России», ГК «Росэнергоатом», ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго», ГП «Татэнерго» и ГП «ЛАЭС».

В результате неполной согласованности интересов и действий федеральных органов и органов субъектов Федерации в процессе проведения преобразований в электроэнергетическом комплексе ряд региональных акционерных обществ энергетики и электрификации передали в уставный капитал РАО «ЕЭС России» менее 49% своих акций или не передали их вовсе. Передаче РАО «ЕЭС России» подлежит 51 крупная электростанция. Из них только 32 стали филиалами или дочерними компаниями холдинга. Некоторые электростанции были отданы в собственность региональных акционерных обществ энергетики и электрификации, а затем выкуплены этими обществами у-РАО «ЕЭС России» (напр., Каширская и Шатурская ГРЭС). Акции ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго» и имущество ГП «Татэнерго» не были переданы РАО «ЕЭС России», а размеры переданных холдингу пакетов 10 региональных акционерных'об-ществ энергетики и электрификации оказались меньше 49% их уставного капитала.

52,55% акций РАО «ЕЭС России» принадлежит государству. Остальные акции распределены между российскими (ок. 14%) и иностранными (ок. 34%) юридическими и физическими лицами. Акции РАО «ЕЭС России» поступили в обращение в 1993 , а с сер. 1997 они входят в число наиболее ликвидных акций фондового рынка. Рыночная стоимость компании (на 8.5.2001 — 4,8 млрд долл.) так же, как и иных российских хозяйствующих субъектов, отстаёт от реальной стоимости.

Российская электроэнергетика располагает мощным потенциалом, Основную часть фондов РАО «ЕЭС России» составляют крупные электростанции (ТЭС и ГЭС), а также передаточные сети. Суммарная

электрическая мощность всех электростанций холдинга — 168,5 ГВт, или 78% установленной мощности (215 ГВт) электроэнергетики РФ. Следует иметь в виду различия между установленной мощностью ТЭС и ГЭС. Значение установленной мощности ТЭС определяет максимально возможное производство электроэнергии. Та

Шлюз гидроузла  электростанции на Свирьстроё. Ленинградская  область

же величина для ГЭС фактически определяется объёмом верхнего водохранилища. Из 13 дочерних АО-электростанций две имеют установленную мощность между 1000 и 2000 МВт, а три—выше 2000 МВт. Наиболее крупные водохранилища ГЭС — Зейское, Волжское и Волгоградское. Электроэнергия, вырабатываемая дочерними АО-электростанциями РАО «ЕЭС России», поставляется подавляющей части потребителей через сети региональных обществ энергетики и электрификации.

Высоковольтные сети полностью принадлежат РАО «ЕЭС России». В РФ действует самая крупная по размеру обслуживаемой территории электроэнергетическая система мира, в сети которой поступает электроэнергия от 440 электростанций холдинга, ГК «Росэнергоатом» и других независимых производителей электроэнергии. Протяжённость линий 500 кВ составляет 70%, а линий 330 кВ — 17% общей протяжённости линий РАО «ЕЭС России». Сети более низкого напряжения находятся на балансе региональных обществ энергетики и электрификации, при этом протяжённость принадлежащих им сетей намного больше протяжённости сетей РАО «ЕЭС России».

На основе электрических сетей напряжением 220 кВ и выше был создан федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) — ФОРЭМ, который разделён на семь тарифных зон: Центр, Северо-Запад, Юг, Средняя Волга, Урал, Сибирь, Дальний Восток. Оптовый рынок электроэнергии — это система технологических, экономических и финансовых отношений, объединяющая производителей и покупателей электроэнергии и мощности, связанных между собой системообразующими линиями электропередачи, единым диспетчерско-технологическим и экономическим управлением, обеспечивающая непрерывный процесс .производства и передачи электроэнергии и мощности от производителей к покупателям. Оптовый рынок является сферой купли-продажи электрической энергии (мощности), операции осуществляются субъектами рынка в пределах Единой энергетической системы РФ. Субъекты ФОРЭМ: АЭС, ТЭС, ГЭС, энергоснабжающие организации, ряд крупных потребителей, РАО «ЕЭС России», Центральное диспетчерское управление ЕЭС России и ГК «Росэнергоатом», осуществляющие куплю-продажу электрической энергии (мощности) и (или) предоставляющие услуги на оптовом рынке. Организатор функционирования и развития ФОРЭМ — РАО «ЕЭС России». Оператор-диспетчер процесса производства и передачи электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ —Центральное диспетчерское управление ЕЭС России. Концерн «Росэнергоатом» — организатор участия АЭС в работе ФОРЭМ.

Поставка электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ и получение её с оптового рынка происходит на основании договоров субъектов оптового рынка с РАО «ЕЭС России» или уполномоченной им организацией.

рынках возложено на региональные энергетические комиссии.

Существование такой недостаточно эффективной формы взаимоотношений между поставщиками и покупателями электроэнергии не создаёт стимулов для привлечения в отрасль внешних инвестиций.

Уполномоченный  орган исполнительной власти (ФЭК России) осуществляет государственное регулирование на ФОРЭМ и устанавливает тарифы на поставку и отпуск электрической энергии (мощности) на оптовый рынок, размер абонентной платы за услуги, оказываемые РАО «ЕЭС России», по организации функционирования и развитию ЕЭС России, размер абонентной платы за услуги, оказываемые концерном «Росэнергоатом» по развитию и обеспечению безопасного функционирования атомных электростанций, а также формирует и утверждает баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам указанного оптового рынка, который является основой для заключения договоров на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности). На ФОРЭМ реализуется ок. 30% производимой в стране электроэнергии, а оставшаяся энергия реализуется на региональных рынках, образованных АО-энерго. При этом регулирование тарифов на указанных

ками для  осуществления инвестиционных программ, как РАО «ЕЭС России», так и большинства АО-энерго, могут рассматриваться амортизация и целевое финансирование за счёт бюджетных средств. Возможности использования привлечённых средств и чистой прибыли ограничены из-за отсутствия гарантий на возврат инвестиций и наличия сложившихся принципов использования чистой прибыли (в частности, на погашение кредиторской задолженности).

Электроэнергетика — основной поставщик тепловой энергии: около 2/3потреб-ности страны в тепле и около1     в электроэнергии обеспечивается за счёт теплофикации и централизованного теплоснабжения. Основной вид ТЭЦ — паро-турбинные установки, мощностью 80—250 МВт. Более 50 ТЭЦ имеют мощность 300—1000 МВт и выше. В РФ построено и эксплуатируется более 260 тыс. км теплосетей.

С нач. 1990-х гг., в результате начавшейся коренной перестройки структуры экономики, спрос на электрическую и тепловую энергию существен-

но понизился (на 25—30% в 1998 по сравнению с 1990), вследствие чего баланс электроэнергии претерпел серьёзные изменения. Отпуск электроэнергии внутренним потребителям снизился примерно на 25%, конечным потребителям — на 28,4%, потери в электрических сетях возросли с 8,4% до 12,4%. Конечное потребление электроэнергии под воздействием сокращающегося внутреннего спроса, особенно в промышленности, в 1991—98 снижалось, несмотря на рост её потребления населением. В результате на каждые 100 кВт/ч конечного потребления расход на собственные нужды электростанций и потери в электрических сетях выросли на 6,0 кВт/ч (в 1990 — 17,1 кВт/ч, в 1998—23,1 кВт/ч).

Средний удельный расход топлива в целом (на производство электрической и тепловой энергии) к 1997 вырос на 2,8% по сравнению с 1993, однако по отношению к 1990 его величина практически не изменилась. Топливная составляющая затрат в неизменных оптовых ценах за 1993—97 увеличилась на 11,1%, причём на 74% —за счёт роста цен на топливо для ТЭС и примерно на 26% — за счёт роста удельного расхода топлива.

Затраты на оплату труда и социальные нужды в электроэнергетике в 1991—2001 росли опережающими темпами по сравнению с производительностью труда. При этом производство электроэнергии до 1998 сокращалось, а среднегодовая численность промышленно-производственного персонала в 1992—2000 выросла на 48,56%. Другой быстро растущей компонентой затрат являются «прочие затраты», которые в 1991—97 увеличились почти в 68 раз при росте суммарных затрат на производство и реализацию электроэнергии примерно в 50 раз. Удорожание производства и распределения электроэнергии в сумме привели к росту среднего тарифа для конечных потребителей. Для 1990-х гг. был характерен опережающий рост тарифов на электроэнергию по сравнению с оптовыми ценами на промышленную продукцию. По данным Госкомстата РФ к дек. 2001 (по сравнению с дек. 1991) цены производителей промышленной продукции увеличились в 12798 раз, а электроэнергии — в 22891 раз. Серьёзной проблемой остаётся перекрёстное субсидированиеодних потребителей (как правило, населения и сельскохозяйственных организаций) другими (как правило, промышленными предприятиями).

В 1998—2000 экономические  показатели отрасли ухудшались: сократилось сальдо прибылей и убытков электроэнергетики, нарастало превышение кредиторской задолженностиредь сказалось негативное влияние системы взаимных неплатежей и бартерных сделок. Управление электроэнергетикой со стороны государства было недостаточно эффективным. Масштаб ввода в действие новых основных производственных фондов в электроэнергетике в течение 1990-х гг. был крайне незначителен. Инфляция 1992—95 над дебиторской, уровень рентабельности продукции отрасли снизился с 24,0% в 1992 до 13,7% в 1999. Ухудшение экономического состояния электроэнергетики вызвано влиянием группы факторов. Один из них имеет системный характер и непосредственно не связан с отраслью: общий экономический спад серьёзным образом повлиял на функционирование электроэнергетики. На финансовом состоянии и развитии отрасли в первую очередь Московская ТЭЦ-23 ЛЭП в Западной Сибири в сочетании с первоначально низкой оценкой фондов электроэнергетики способствовали свёртыванию инвестиционной политики — принятые нормы амортизации не обеспечивали накопления необходимых финансовых ресурсов за счёт собственных средств.

Функционирование российской электроэнергетики после реорганизации (в 1991—92) выявило ряд слабых сторон, которые в совокупности можно охарактеризовать как недостаточную экономическую эффективность.

Основные направления  реформирования электроэнергетики РФ предусматривают перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надёжного, экономически эффективного удовлетворения платёжеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

Атомная энергетика — одна из важнейших составляющих энергетики России. Атомные электростанции (АЭС) вырабатывают 15% общего объёма электроэнергии в стране. Основной конструктивный элемент первых АЭС — тепловой реактор на уране 235. Предполагалось, что по мере накопления тепловыми реакторами плутония для запуска и освоения быстрых реакторов может быть развита крупномасштабная атомная энергетика, постепенно замещающая традиционную. Развитие мирной атомной энергетики началось в СССР в 1954 с пуском первой атомной электростанции в г. Обнинск (Калужская обл.), электрической мощностью всего 5 МВт. К 2000 в 33 странах действовало 438 энергоблоков суммарной электрической мощностью 351 ГВт, вырабатывающих ок. 2450 млрд кВт/ч. В РФ эксплуатируется 30 энергоблоков "установленной электрической мощностью 22,24 ГВт. В их числе: 14 энергоблоков с водяными энергетическими реакторами (ВВЭР), 11 энергоблоков с реакторами большой мощности канальными (РБМК), 4 энергоблока Билибинской АЭС с электрическими графитовыми паровыми (ЭГП) реакторами и один энергоблок на быстрых нейтронах (БН-600). На стадии высокой степени достройки находятся 4 энергоблока: на Ростовской, Калининской, Балаковской АЭС с реакторами ВВЭР—1000 и на Курской АЭС с реактором РБМК—1000.

Помимо АЭС  тепловые реакторы нашли применение в судостроении. Начиная с 1950-х гг. ведётся строительство надводных кораблей, судов (в основном ледоколы) и подводных лодок, имеющих в качестве главного источника энергии ядерные силовые установки. Первое в мире судно гражданского назначения с ядерной силовой энергетической установкой — ледокол «Ленин», построенный в 1959, водоизмещением 17277 т. Атомные ледоколы входят в состав линейного ледокольного флота и являются федеральной собственностью. Функции оператора атомного ледокольного флота выполняет Мурманское морское пароходство (ММП), в управлении которого находятся восемь атомных ледоколов. В СССР, а 1 затем в РФ было построено также ок. 300 подводных лодок, использующих в качестве главного источника энергии ядерные установки.