Сocтoяние электрoэнергетичеcкoй oтраcли Рoccии вызывает oпаcение не тoлькo у cпециалиcтoв, нo и в Правительcтве Рoccии. Оcнoвные фoнды изнoшены на 50–70%. Как виднo из приведенных данных Миниcтерcтва энергетики Рoccии, cредний вoзраcт генерирующих пoдcтанций в cтране перевалил 30 летний рубеж. Не в лучшем сoстоянии, по данным Минэнерго, сегодня находятся и электрические сети, износ приближается также к 70%. Техническое развитие и модернизация отрасли движется очень медленно. и связано это в первую очередь с отсутствием необходимых средств. По оценкам экспертов Минэнерго, на модернизацию отрасли в ближайшие 20 лет потребуется более 330 млрд долл.
Необходимость срочно модернизировать российскую электроэнергетику стала особенно очевидна после декабрьского ледяного дождя в Москве и Подмосковье, когда без электричества на несколько дней остались десятки тысяч человек. Именно тогда правительство дало Минэнерго поручение разработать до конца марта программу модернизации электроэнергетики до 2030 г.
По словам генерального директора консалтинговой компании INFOLine Ивана Федякова, «разработать программу модернизации действующего оборудования электроэнергетики планировалось еще в 2010 году, хотя острая необходимость решения этой проблемы стала очевидна намного раньше.
Предполагалось, что программа будет ориентирована на ежегодное выведение из эксплуатации около 4 ГВт мощностей и модернизацию значительной части из выведенного оборудования на базе типовых проектов. Тот факт, что разработка программы началась только после новогоднего блэк-аута в Московской области, очень показателен и говорит о невысоком организационном уровне работы властных структур, которые приступают к решению проблем, только когда ситуация выходит из под контроля. Очевидно, что программа, разработанная в максимально сжатые сроки, в ходе реализации столкнется с многочисленными трудностями и может впоследствии претерпеть ряд изменений».
Программа будет готова через месяц, но ее ключевые направления уже можно озвучить. Главной задачей модернизации электроэнергетической отрасли должна стать замена устаревших генераторов на новые парогазовые установки (ПГУ) с КПД до 52% (сейчас он не превышает 40%). При этом расход условного топлива на 1 кВт•ч должен снизиться к 2020 г. с нынешних 332,7 до 300 г. Энергокомпании уже давно говорят об острой необходимости модернизации старой мощности. Новые энергоблоки, вводимые по договорам предоставления мощности, составляют всего 10% от установленного объема мощности всей российской генерации. Но где найти такие колоссальные средства, ведь для реализации этой программы модернизации в год потребуется расходовать более 33 млрд долл. При этом, по расчетам ученых энергетического института им. Г.М. Кржижановского, которые принимают активное участие в разработке схемы модернизации, 180 млрд долл. необходимо направить на замену генерирующего оборудования, еще 150 млрд долл. - на сетевое хозяйство.
А вот генеральный директор компании «Р.В.С.» Александр Буйдов категорически не согласен с таким подходом к модернизации. «Дежавю. Ровно так же стояла задача и 10 лет назад. И цифры по возрастной структуре оборудования были практическ и такие же. Надо понять, где эффект от вложений в энергетику за последние 10 лет. Изложенный подход однобок и примитивен. Повышение эффективности отрасли - это не только замена старого оборудования на новое. Это и перестройка механизмов нормативного регулирования, диспетчерского управления, операционного менеджмента.
В отрасли сейчас, где ни копни, - есть резервы для повышения эффективности. И заниженные пропускные способности сетей из-за отсутствия наблюдаемости, неэффективное управление активами в целом, огромные объемы резервируемых мощностей в генерации, превышение нормативов по реактивной мощности. Интеллектуализация управления генерацией и сетями, внедрение которой стоит сотни миллионов, может снизить затраты на новые стройки на миллиарды. Необходимо понять, что предусматривается сделать в этом направлении. Переход на RAB-регулирование в сетях - это, несомненно, прогресс, но и в генерации надо отходить от тарифного регулирования. Стимулировать модернизацию в генерации надо экономическими методами и тогда собственник сам выберет те технологии, которые дадут наибольший эффект на конкретной станции».
Финансирование программы, по мнению разработчиков из Минэнерго, должно осуществляться из нескольких источников. Модернизация сетевого комплекса будет осуществляться через RAB-регулирование. Атомная энергетика должна быть поддержана Правительством, а вот финансирование генерирующих компаний предполагается осуществлять через тариф.
Впрочем, как уверяет директор Фонда энергетического развития России Сергей Пикин, с таким подходом модернизация изначально обречена на провал.
«Для реализации такой программы через тариф потребуется его рост более чем на 20%, что невозможно в ситуации ограничения стоимости энергии для конечных потребителей. Для осуществления модернизационной программы необходимо распространить механизм договора предоставления мощности на модернизацию, чтобы обеспечить возврат средств. Благо модернизация электростанции занимает год-два в отличие от строительства новой (от полутора до пяти лет)».
Остается напомнить, что 3 июня 2010 г. Правительство России одобрило Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2030 г. По представленному в этом документе прогнозу, потребление электроэнергии в России в 2030 г. составит 1 553 млрд кВт•ч в базовом варианте, т.е. рост составит почти 300 млрд кВт•ч. При этом для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию планируется к 2030 г. ввести 173 ГВт новых генерирующих мощностей (в базовом варианте). В том числе 43,4 ГВт на АЭС; 11,8 ГВт на ГЭС; 112,1 ГВт на ТЭС; 6,1 с использованием ВИЭ.
В свою очередь, планируемая к реализации модернизация электросетевого комплекса позволит снизить показатели потерь электроэнергии в сетях с 12% в 2010 г. до 8% в 2030 г. Всего же для реализации генеральной схемы (включая модернизацию), по данным министерства энергетики России, потребуется 660 млрд долл. (в ценах 2009 г.). Впрочем, по мнению начальника отдела электроэнергетики ОАО «Газпромбанк» Павла Шевченко,
«Объем необходимых для этого в ближайшие 20 лет средств более 660 млрд долл. США (по оценке экспертов Минэнерго) – очень велик. Тем не менее, данная задача вполне может решаться поэтапно. Уже сейчас очевидно, что ряд мероприятий требуют относительно умеренных капиталовложения и окупаются в срок до 5 лет. Это коммерчески эффективные инвестиционные проекты, которые могут быть профинансированы как «с балансов» генерирующих и сетевых компаний, так и с привлечением банковского финансирования.
Следующая очередь проектов – проекты замены основного тепломеханического, механического и электрического оборудования. Это уже более капиталоемкая группа проектов со сроком окупаемости 5–7 лет. Данные проекты могут финансироваться как с привлечением банковского финансирования, так и с привлечением специализированных энергосервисных компаний. Данные узкоспециализированные ЭСКО должны быть созданы с привлечением ведущих мировых энергоинжиниринговых компаний и компаний – генераторов/транспортеров электроэнергии (имеющих релевантный опыт). Несомненно, что развитие подобного бизнеса в России на данный момент может пугать часть их них.
Для того, чтобы улучшить ситуацию, необходима поддержка государства, которая может заключаться в т.ч. в принятии на себя риска изменения законодательства и части валютного риска. Это позволило бы существенным образом повысить глобальную привлекательность данного вида бизнеса и создать линейку «продуктов» по повышению энергоэффективности в отрасли. Как пример реализации усилий в данном направлении можно выделить переговоры между Всемирным банком и системообразующими банками о привлечении средств на повышение энергоэффективности и ресурсосбережение под государственные гарантии России».
Как будет реализовываться программа модернизации электроэнергетики в России, станет известно в конце марта, когда программа будет представлена на утверждение в правительство. Одно можно сказать уже сейчас: модернизация энергетической отрасли – одна из наиболее актуальных задач, стоящих сейчас перед Россией. Высокий износ оборудования в отрасли приводит к росту аварийных случаев, создает риск возникновения техногенных катастроф и ставит под угрозу стабильность энергообеспечения целых регионов страны. Так, только по итогам января–августа 2010 г. количество аварий на электростанциях мощностью свыше 25 МВт выросло на 13% по сравнению с аналогичным периодом 2009 г. – с 2 075 до 2 357 случаев. Наибольший процент аварий приходится на котельное оборудование – 42%, а также на турбинное оборудование – 15%.
Возрастная структура электросетевого оборудования ЕНЭС и распределительных сетей
Высокая степень изношенности электросетевого оборудования приводит к снижению:
- надежности работы оборудования;
- надежности энергоснабжения потребителей;
- энергоэффективности:
> потери электроэнергии в ЕНЭС России ~5%, за рубежом ~3,7%;
> потери электроэнергии в распределительных сетях 8,68 %.
- качества передаваемой электроэнергии.
Максимальный вариант (среднегодовой темп прироста ЭП за период 2010-2030 гг. - 3,1%).
Соответствует инновационному сценарию развития экономики при благоприятных внешних условиях, принятому в Энергостратегии, учитывает масштабные меры по снижению энергоемкости экономики и повышению ее энергоэффективности.
Юрий Коваленко
