Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

 

Перспективы российской энергетики

А. С. Некрасов

Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН
 

 

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) занимает ведущее положение в современной экономике России, полностью удовлетворяя нужды страны в энергетических ресурсах, обеспечивая основную часть валютных поступлений и наполняя созданный в январе 2004 г. Стабилизационный фонд. Эти особенности российского ТЭК, обусловленные уникальностью ресурсной базы, определяют его место и роль в современной экономике страны. Доля основных энергетических ресурсов России в структуре энергетики мира составила по добыче, %: нефти — 8,8; газа —25,1; угля — 5,4; урана — 7,0. Это позволяет уверенно считать, что страна будет и в перспективе иметь все виды топлива и энергии в объёмах, которые необходимы для устойчивого развития экономики. Задача состоит в своевременном наращивании энергетических запасов, готовых к разработке в соответствии со спросом внутреннего рынка и экспорта.

Россия, единственная среди экономически развитых стран, одновременно является первым по газу и вторым по нефти экспортёром энергетических ресурсов (более половины добытой сырой нефти, около трети газа и четверти угля). Валютная выручка от товаров ТЭК в 2004 г. составила свыше половины стоимости экспорта страны. Темпы роста основных видов продукции ТЭК заметно выше темпов развития промышленного производства в стране.

Динамика добычи и производства основных видов энергетической продукции

Устойчивая положительная динамика развития обеспечила топливно-энергетическому комплексу ведущее место в макроэкономических пропорциях промышленности России: 1/4 объёма всей промышленной продукции и почти 2/5 всех налоговых поступлений. Трубопроводный транспорт природного газа, нефти и нефтепродуктов в 2003 г. почти в 1,4 раза превысил весь грузооборот железнодорожного транспорта (среднее расстояние доставки углеводородных топлив по трубопроводам было свыше 2300 км, что является существенным фактором энергоёмкости российской экономики и стоимости энергии у потребителей).

Доминирование ТЭК в экономике России означает, что страна с огромным природным, материальным и людским потенциалом стала прямо зависеть от успехов этого комплекса, в первую очередь — от финансовых поступлений за углеводородные топлива. Это положение одновременно свидетельствует об отставании роста других производительных секторов экономики, особенно отраслей последних технологических переделов с высокой добавленной стоимостью продукции. Однако достигнутый уровень развития ТЭК относительно мал для уверенного базирования экономики страны только на его успехах. Добыча и производство первичных энергетических ресурсов в расчёте на одного постоянного жителя России составляет всего 8,3 т нефтяного эквивалента (тнэ), в том числе нефти — 3,2 т/чел. (2004 г.). Эти показатели кратно ниже, чем в добывающих нефть и газ странах Персидского залива, Норвегии и др., где финансовые накопления от экспорта углеводородов позволяют иметь процветающую экономику и дают возможность масштабно направлять избыточные нефтедоллары в те сегменты мирового рынка, которые надёжно страхуют такую экономику.

Поэтому первоочередной задачей, стоящей перед Россией, является не сохранение ставки на экспорт углеводородов, а активная перестройка структуры экономики за счёт ускоренных темпов развития отраслей с высокой добавленной стоимостью продукции и относительно низкой энергоёмкостью. Она должна сопровождаться опережающим обновлением производственных технологий и мерами по экономии энергии, что позволит снизить её высокий расход.

Изучение основных направлений и пропорций развития энергетического комплекса России на долгосрочную перспективу было начато уже в первые годы перестройки российской экономики. В конце 90-х годов по инициативе Минэнерго РФ и при непосредственном участии ряда других министерств и ведомств, ведущих учёных и специалистов-энергетиков была разработана "Энергетическая стратегия России на период до 2020 года" , утверждённая Правительством РФ в 2003 г. В этом базовом документе на ближайшие два десятилетия были рассмотрены основные стороны энергетической деятельности и определены ведущие перспективные направления и первоочередные задачи развития ТЭК страны (как они виделись в начале XXI в.). Их разработали применительно к двум основным и двум промежуточным сценариям возможного развития экономики страны.

Однако даже за относительно короткий период со времени разработки "Энергетической стратегии—2020" уже произошли значимые изменения в оценках необходимых темпов экономического роста России, перспективах возможного развития её топливной базы, тенденциях на мировых рынках энергоресурсов, введении новых экологических ограничений и др. Следует также иметь в виду, что информация в стратегических работах макроэкономического уровня имеет потерю ценности примерно 20 % в год, что делает необходимым постоянно вести прогнозные разработки, учитывающие новые экономические и энергетические тенденции и факты.

Для прогнозирования развития энергетики России в долгосрочной перспективе в ИНП РАН был создан модельный комплекс, на котором ведут изучение этих вопросов до 2025 г., а в дальнейшем до 2055 г. Исследования проводят для трёх макрорегионов: Это Европейская часть, где сконцентрировано основное потребление энергии; Урал и Западная Сибирь, где находятся главные источники энергетических ресурсов; Восточная Сибирь и Дальний Восток — регион с большими перспективами развития топливно-энергетической базы, что позволяет определить масштабы и пропорции развития ТЭК в целом и особенности энергобалансов макрорегионов в условиях обмена топливом и энергией. Задачей прогноза является выявление новых тенденций и определение возможных направлений и пропорций развития отраслей энергетики в будущем страны.

Прогноз развития энергетического комплекса страны основан на двух разработанных в ИНП РАН сценариях долгосрочного прогноза социально-экономического развития России в 2006—2025 гг., определяющих границы экономического пространства, где могут произойти реальные экономические события. Инерционный сценарий предполагает сохранение внутренней инерции роста экономики, сложившейся в последние годы. Не предусмотрено серьёзных изменений в экономической политике, что приводит к постепенному затуханию темпов экономического роста в силу возрастания ресурсных ограничений и невозможности их компенсации усилиями по ресурсосбережению. В результате темпы роста ВВП снижаются с 4 % в год в начальном периоде до 2,8 % к 2025 г. Инновационно-инвестиционный сценарий основан на активизации внутреннего спроса и изменении приоритетов экономической политики для противодействия наметившемуся спаду экономической динамики. Вводятся меры замещения сырьевого экспорта продукцией с более высокой добавленной стоимостью, ускорения роста внутреннего спроса домашних хозяйств и накопления, снижения государственного потребления. Предполагается, что такие меры позволят обеспечить среднегодовой рост ВВП от 7,4 % в 2006-2010 гг. до 6,7 % в 2021-2025 гг.

В обоих сценариях принято, что ожидаемая численность населения России будет медленно уменьшаться примерно до 124,8 млн чел. к 2025 г. Одновременно ожидаются изменения и в структуре расселения: доли населения в крупных городах и мелких населённых пунктах будут медленно снижаться при росте доли городов с населением до 100 тыс. чел.

Анализ экономического положения страны и хода выполнения структурных реформ показывает, что ещё в течение длительной перспективы будет сохраняться ресурсная ориентация экспорта, пока Россия восстановит свой экономический потенциал и сумеет развить экспорт наукоёмкой продукции. Нефть и природный газ будут оставаться основными экспортируемыми энергоресурсами. Если удастся обеспечить высокий уровень добычи нефти в стране, то к 2025 г. можно ожидать почти трёхкратного роста экспорта нефти и нефтепродуктов. Но аргументированные оценки объёмов экспорта, которые необходимы для обеспечения финансовых потребностей страны и успешной работы нефтяных компаний, находятся за пределами собственно энергетического комплекса. Выполненные Международным энергетическим агентством оценки показывают, что извлечение нефти будет связано с постоянным ростом стоимости её добычи. В этих условиях политика регулирования объёмов экспорта нефти может дать стране заметный экономический выигрыш.

В итоге можно ожидать, что суммарный экспорт российских энергоресурсов возрастёт к 2025 г. до 450—470 млн тнэ (даже при умеренных масштабах добычи сырой нефти в стране). Характерной особенностью перспективного развития экономики России будет более медленное наращивание внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению с темпами её экономического роста. Можно ожидать, что к 2025 г. внутреннее потребление энергии возрастёт всего в 1,4—1,8 раза за счёт структурной перестройки экономики и энергосбережения, тогда как рост ВВП предусмотрен в сценариях, соответственно, в 2,4—4,6 раза; производство первичных энергоресурсов должно возрасти в 1,3—1,6 раза.

Произойдут заметные качественные изменения в структуре производства энергоресурсов, при этом органические топлива (нефть, газ, уголь) останутся основой энергетического баланса страны.

Регион Урала и Западной Сибири сохранит своё ведущее положение как основная топливная база страны. Добыча угля будет развиваться динамично, и прирост к 2025 гг. может составить не менее 60—135 млн тнэ. Добыча природного газа, вероятно, достигнет 690—910 млрд куб. м, при этом прирост добычи будет идти во всех макрорегионах страны (регион Урала и Западной Сибири снизит свой вклад с почти 90 % в настоящее время до 75-78 % к концу периода прогнозирования). Можно ожидать, что добыча нефти выйдет в 2015 г. на свой максимальный уровень в 475-485 млн т, после чего вполне возможен спад до 400—405 млн т к 2025 г. Причиной сокращения добычи будет исчерпание запасов дешёвой нефти. Если ресурсная база для экономически эффективной нефтедобычи всё же окажется больше, чем усреднённые оценки, принятые в расчётах, то добыча сырой нефти в стране может быть доведена к 2025 г. до 600 млн т в год и более. В этом случае извлекаемые запасы нефти должны быть не менее 30—35 млрд т, и можно ожидать, что весь прирост добычи нефти пойдёт на экспорт. В результате суммарный экспорт нефти и нефтепродуктов может вырасти до 450—470 млн т.

На основе прогноза располагаемых запасов и потребности страны в первичных энергоресурсах, экономики их добычи и транспорта были определены возможные минимальные и средневзвешенные расчётные цены нефти, природного газа и угля на внутреннем рынке. При этом в начале рассматриваемого периода соотношения цен во всех регионах устанавливаются на основе конкуренции газа и азута на тепловых электростанциях. К концу прогнозного периода тепловые электростанции остаются замыкающим потребителем для газа, а мазут перестанут использовать на электростанциях как основное топливо, он сохранится только как резервное топливо и для растопки угольных котлов. Светлые нефтепродукты остаются практически незаменимыми на транспорте и в сельском хозяйстве, но к 2025 г. с ними начинают конкурировать ранее дорогие нетрадиционные энергетические технологии, двигатели на водороде и электроэнергии от топливных элементов.

Возможные значения цен основных видов энергоресурсов на внутреннем рынке России

Ожидается, что к 2025 г. цена нефти увеличится минимум на 40—45 %. Заметное влияние могут начать оказывать синтетические нефть и нефтепродукты, производство которых становится рентабельным по сравнению с увеличением добычи дорогой природной нефти. Следует ожидать к концу рассматриваемого периода почти удвоения цены природного газа (если спрос с учётом экспорта западносибирского газа приблизится к пределу возможностей его добычи; в то же время при опережающей подготовке его запасов и развитии добычи природного газа в регионе Восточной Сибири и на Дальнем Востоке могут сохраниться относительно низкие цены). Цены на уголь в перспективе (и в настоящее время) будут определяться условиями его добычи в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах.

Внутренний конечный спрос на энергоносители к 2025 г. возрастёт по вариантам стратегий в 1,4 и 1,7 раза. При этом наибольших изменений следует ожидать в потреблении электроэнергии и тепла: доля электроэнергии, самого прогрессивного энергоносителя, возрастёт с 14,3 % в начале прогнозного периода до 18-19 %. Одновременно можно ожидать снижения доли теплоэнергии, что связано с повышением эффективности её использования. Рост затрат на добычу традиционной нефти становится фактором применения новых нетрадиционных видов топлива и возобновляемых источников энергии. К концу периода их необходимо вовлечь в энергобаланс России, в том числе водород как энергоноситель (потребность может составить от 4 до 6 млн тнэ).

Опережающий спрос на электроэнергию будет стимулировать увеличение её производства к 2025 г. в соответствии с рассматриваемыми стратегиями до 1510—1850 млрд кВтч. Тепловые электростанции конденсационного типа (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) сохранят своё доминирующее положение в производстве электроэнергии, хотя их доля несколько снизится (для ТЭЦ — с 1/3 до 1/4). Атомные электростанции должны увеличить выработку в 3,4—6,3 раза, что повысит их долю в суммарном производстве до 25—37 % в 2025 г. Будет расти и выработка гидроэнергии, но доля её сократится до 12—14 %. Суммарная установленная мощность электростанций должна вырасти с сегодняшних 216 до 320—400 млн кВт. Начнут играть заметную роль электростанции на новых источниках энергии: их суммарная мощность может достичь 20—35 млн кВт.

Намечаемые уровни производства электроэнергии (с учётом замены старого оборудования) потребуют в период 2006—2025 гг. ежегодного ввода 8—9 млн кВт новых генерирующих мощностей в инерционном сценарии или 13—15 млн кВт в инновационно-инвестиционном. Сегодня нет ясности, сможет ли российское энергомашиностроение обеспечить выпуск оборудования в объёмах, необходимых для отечественной электроэнергетики (суммарная мощность произведённых в 2000 г. в России турбин составила 2 млн кВт, а электрогенераторов — 1,4 млн кВт). Альтернатива состоит в его закупке за рубежом.

Следует ожидать, что потребление энергоресурсов в электроэнергетике России возрастёт к 2025 г. в 1,5—1,7 раза. При этом природный газ останется наиболее востребованным энергоресурсом для выработки электроэнергии. Существенно увеличится доля ядерной энергетики, что потребует развития её топливной базы. По имеющимся оценкам, в баланс урана к 2025 г. должны быть включены запасы со стоимостью его производства до 78—130 долл./кг (против менее 40 долл./кг в настоящее время), что существенно увеличит стоимость электроэнергии на АЭС.

В мировой практике обострено внимание к проблеме выбросов "тепличных" газов в атмосферу. Международное соглашение (Киотский протокол) рекомендует странам начать их сокращение, в первую очередь — выбросов СО2. Россия, подписав этот протокол, обязалась в среднесрочной перспективе не превышать уровень, достигнутый страной в 1990 г. (2,2-2,4 млрд т СО2). В инерционном сценарии этот уровень не будет достигнут на протяжении всего периода прогнозирования; в инновационно-инвестиционном — установленный порог может быть превзойдён к 2015 г. Это позволяет России достаточно спокойно реформировать свою экономику (по крайней мере, в ближайшее десятилетие). Но необходимость введения в дальнейшем ограничений на выбросы СО2 будет, в конечном итоге, вести к сокращению использования органических топлив. В инновационно-инвестиционном сценарии — за пределами 2015 г., а в инерционном — после 2025 г., возможно, потребуются специальные меры по регулированию выбросов. Здесь возникает сложный узел разнонаправленных требований и возможностей, для которого необходимо ещё найти решения.

В соответствии с рассмотренными сценариями инвестиционный спрос энергетического комплекса составит в целом по десятилетиям: 2006-2015 гг. - 475-495 млрд долл.; 2016-2025 гг. — 525—750 млрд долл. При этом ежегодные инвестиции в электроэнергетику и централизованное теплоснабжение должны составить не менее 10—15 млрд долл. В период до 2015 г. и возрасти до 15—35 млрд долл. к 2025 г.

Важным фактором в процессе формирования перспективного энергетического баланса является энергосбережение. Можно ожидать, что энергоёмкость ВВП к 2025 г. сократится до 40—58 %, что соответствует среднему темпу снижения энергоёмкости в инерционном сценарии примерно на 2,0 % в год, в инновационно-инвестиционном — 3,75 % в год. Это позволит к концу прогнозного периода уменьшить разрыв по энергоёмкости ВВП в сравнении с развитыми странами до 2,5—3,0- кратного против 4—5-кратного в его начале. При этом будет продолжаться рост среднедушевого потребления первичных энергоресурсов примерно с 4,2 тнэ/чел. в настоящее время до 7 и 9 тнэ/чел. к 2025 г. Не менее интенсивным будет рост среднедушевого потребления электроэнергии, которое возрастёт к концу прогнозного периода в 2,0—2,4 раза и достигнет 12—15 тыс. кВтч/чел

Надёжность оценки перспектив развития ТЭК существенно повышается, если она получена на основе разных сценарных подходов, информационных баз и систем моделей долгосрочного прогнозирования. В этой связи сопоставим основные результаты прогнозов по развитию энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе, полученных в "Энергетической стратегии России на период до 2020 года" и в работах ИНП РАН. Все оценки показывают, что в перспективе в ТЭК следует ожидать появления новых задач по надёжному обеспечению страны энергетическими ресурсами. Развитие энергетического комплекса однозначно должно идти по траектории максимально экономного использования энергии. Эта центральная задача энергетики в России имеет ряд специфических особенностей.

Энергосбережение должно быть сильным фактором снижения спроса на топливо и энергию. Но его основной потенциал содержится в существующих энергетически расточительных зданиях, сооружениях, технологиях, которые трудно реконструировать в короткие сроки. Во многом это наследство бывшего СССР, экономика которого была подчинена интересам военно-промышленного комплекса, а другие её сектора получали ресурсы по остаточному принципу. Несоответствие их качества компенсировалось массовым перерасходом имевшейся дешёвой энергии и интенсивной нерациональной эксплуатацией энергетических запасов.

Продолжение использования устаревших технологий и изношенного оборудования требует высоких затрат на их энергоснабжение, обслуживание и поддержание в рабочем состоянии. Однако в течение всего периода перестройки экономики главной задачей российских компаний было выживание их производств и сохранение своих ниш на рынке производимых товаров и услуг. В таких условиях инвестиции в энергетически экономные технологии и энергосбережение не имеют приоритета, откладываются на будущее. Замены начинаются, когда наступает физическое разрушение оборудования, и то с опозданием.

Приведём несколько примеров. Более 80 % жилищного фонда страны составляют теплорасточительные здания; потенциал экономии энергии в них оценивается не менее чем в 70 млн тнэ. Производство первичного алюминия в России в 2004 г. достигло около 3,6 млн т, и только 13 % произведено по современной технологии, остальная часть алюминия получена с перерасходом электроэнергии, доходящим до 15 тыс. кВтч/т и более (по сравнению с показателями лучших алюминиевых заводов мира). На 50 кВтч/т больше по сравнению с зарубежными аналогами расходуют дуговые сталеплавильные печи производительностью 300 тыс. т в год из-за энергорасточительной геометрии ванны (печи были спроектированы такими в связи с плохой подготовкой металлического лома заготовительными цехами металлургических заводов).

Сохраняющийся существенный дефицит инвестиционных ресурсов, необходимых для развития и модернизации секторов национальной экономики и ряда отраслей ТЭК, означает, что ещё в течение длительного времени в стране будут оставаться энергорасточительные структуры производства и технико-технологический (технетический) состав их оборудования, которые сформировались в другой экономической среде. Поэтому не реалистично считать, что только за счёт перехода к рынку и повышения цен и тарифов на топливо и энергию можно добиться большой экономии энергоресурсов. Необходимо проведение взвешенной долгосрочной государственной политики по регулированию процессов энергосбережения, для чего, в дополнение к существующим рамочным законам, следует иметь законодательные акты направленного действия, которые позволят инициировать и управлять развитием энергосберегающих процессов в разнообразных условиях российской экономики

Надёжное и экономичное обеспечение страны электроэнергией и теплом остаётся первоочередным в системе мер по совершенствованию развития и управления энергетическим комплексом России. При этом следует иметь в виду, что электроэнергетика и системы централизованного теплоснабжения были созданы в советское время на основе нерыночных принципов и критериев, поэтому их технико-технологическое устройство не соответствует условиям рыночного функционирования. Попытки превратить эти жёстко сформированные инфраструктурные системы в рыночные (в основном за счёт организационно-административных мер, при слабой инвестиционной поддержке и неразвитой законодательной базе) вызывают ответные реакции, довольно болезненные для экономики. В таких условиях, если государство ослабит контроль за снабжением национальной экономики электроэнергией и теплом, это может обернуться невосполнимыми потерями.

Основой российской электроэнергетики является Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) — пространственная система, уникальная по своим параметрам и территории обслуживания. Все её технико-технологические части не ориентированы на требования, предъявляемые рыночными отношениями. Это является весьма жёстким ограничением при проведении любых реформ и преобразований: электроэнергетика в наименьшей степени, чем другие отрасли промышленности, могла быть безболезненно адаптирована к рыночным условиям, но в наибольшей степени, чем другие инфраструктурные отрасли, она подвергается рыночному реформированию.

Основой реформирования электроэнергетики страны стала радикальная концепция реструктуризации, которая предусматривает разделение процессов производства, передачи, распределения и сбыта электроэнергии с образованием соответствующих коммерческих структур. У государства останутся только электрические сети напряжением 220 кВ и выше, гидро- и атомные электростанции и Системный оператор, осуществляющий диспетчерское управление регионами. Таким образом, должно произойти полное горизонтальное расчленение и дробление единого электроэнергетического комплекса России.

Предполагалось, что в новой системе имущественных прав и рыночных отношений в ЕЭС России сохранятся необходимые надёжность и экономичность электроэнергетики при определённой коммерческой свободе её участников. Однако экономический эффект этого решения не очевиден и предварительно не оценен. Все эти преобразования проводятся вопреки большому негативному мировому опыту по превращению электроэнергетики в радикальные рыночные структуры, который уже накоплен в Калифорнии (США), Норвегии, Швеции, Канаде, Уругвае, Колумбии, Аргентине, Бразилии. Российские специалисты при обсуждении реформы электроэнергетики также активно высказывали свои возражения и замечания по модели реформирования.

Так, в феврале 2001 г. на объединённом заседании трёх Отделений РАН акад. Н. П. Лаверовым были представлены развернутые "Предложения", основные выводы которых состояли в следующем: "Система мер, предложенная Минэкономразвития России и РАО "ЕЭС России", не гарантирует устойчивой, надёжной и эффективной работы системы электро- и теплоснабжения страны. Она не решает проблему инвестиционного обеспечения технического перевооружения и развития отрасли. Создаётся угроза масштабного увеличения тарифов на электроэнергию и тепло, что станет серьёзным барьером на пути экономического роста страны". Все рекомендации РАН были проигнорированы.

Основные доводы разработчиков (МЭРТ РФ и РАО "ЕЭС России") в пользу реформы состояли в том, что разгосударствление и приватизация основной части электроэнергетики и её дробление на отдельные элементы позволят: привлечь финансовые средства независимых инвесторов в генерацию, распределение и сбыт электроэнергии, уменьшить затраты в электроэнергетике, снизить тарифы на электроэнергию за счёт ожидаемой конкуренции между независимыми производителями электроэнергии. Однако эти принципиальные положения на уже реализованном этапе реформы не выполняются.

Высокая заинтересованность инвесторов в приобретении активов по генерации электроэнергии не означает, что они готовы к большим инвестициям в создание новых объектов электроэнергетики с длительными сроками возврата капитала. Есть опасность, что после исчерпания срока службы действующего оборудования частный собственник откажется от эксплуатируемого энергетического объекта и не будет инвестировать в его поддержание и развитие. Возникающий в таком случае дефицит мощности и электроэнергии не сможет быть быстро устранён. Другой вариант поведения инвесторов, ответ на который не предусмотрен в документах реформы, состоит в возможности возникновения требований частных инвесторов значительно повысить тарифы на электроэнергию для ускорения возврата вложенного ими капитала. Это особенно тревожно, так как произошло ослабление рычагов централизованного контроля, которые не были адекватно заменены необходимой и достаточной системой эффективных механизмов законодательного и экономического управления.

Декларированное в реформе электроэнергетики утверждение, что переход к частной собственности и рыночной конкуренции позволит снизить издержки и, как следствие, тарифы на электроэнергию, не подтверждается ходом процесса реформирования. Потери в электрических сетях начали с 1994 г. ежегодно нарастать. За 1994—2003 гг. они выросли на 39,8 % при росте производства электроэнергии только на 3,8 %. Если исходить из равной выработки электроэнергии в 2003 г. и предшествующем периоде, то потери в электрических сетях в 2003 г. должны были быть примерно на 31 млрд. кВтч меньше, т. е. потребители переплатили за электроэнергию 760 млн. долл.

Одна из причин такого роста потерь — несоответствие конфигурации и пропускных способностей электрических сетей, построенных в бывшем Советском Союзе, современным условиям рыночной экономики. Жёсткие ограничения сети являются факторами повышения стоимости электроэнергии. Неучёт этой особенности инфраструктурной отрасли в конечном счёте ложится на потребителя в качестве дополнительной платы за электроэнергию.

Основная задача реформы должна состоять в обеспечении условий, позволяющих сдерживать и снижать стоимость электроэнергии у потребителей. Однако в течение всех лет перестройки наблюдается тенденция постоянного удорожания электроэнергии для экономики страны в целом и населения.

Причиной такого положения является полное игнорирование уровней доходов населения при регулировании тарифов на энергию федеральными и местными органами власти. Так, выполненный в ИНП РАН анализ тесноты связи между тарифами на электроэнергию для населения и среднедушевыми доходами в регионах России показал, что она полностью отсутствует (коэффициент детерминации R оказался равным 0,07). Аналогичное положение имеет место с тарифами на тепло и ценами на сетевой газ.

Динамика соотношения индексов I и II (к предыдущему году)

Нарастание технологических и экономических рисков является не столько результатом создания рыночных отношений в ТЭК, сколько следствием недооценки реальных последствий в социальной сфере и экономике в целом от непродуманных и поспешных реформаторских действий. Наиболее выразительно это проявилось в возникновении перекрёстного субсидирования, заключающегося в установлении более высоких тарифов на электроэнергию для промышленности, чем для населения. Технология же электроснабжения и связанные с ней затраты диктуют обратные соотношения тарифов, что и было до перестройки экономики. Обесценение доходов и сбережений у основной массы граждан страны, произошедшее в результате проведённых преобразований, не даёт возможности населению оплачивать электроэнергию по тарифу, превышающему промышленный (это привело бы к массовым неплатежам). В результате появилось компромиссное решение о соотношении тарифов. Оно может быть исправлено, когда доходы населения с низким и средним достатком вырастут до соответствующего уровня.

Один из ключевых вопросов экономичности электроэнергетики и теплоснабжения — успешная работа теплофикационных энергоблоков, которые осуществляют комбинированное производство электроэнергии и тепла (теплофикацию). Теоретически эта технология является самым эффективным энергетическим циклом, так как расходы топлива в нем меньше, чем при раздельном производстве электроэнергии на конденсационных тепловых электростанциях и тепла — в котельных. Однако в реальных условиях эта технология стала малоэффективной: спрос и производство электроэнергии и тепла по-разному сократились из-за спада в экономике страны, значительно увеличилась выработка электроэнергии по самому неэкономичному конденсационному режиму. Это резко ухудшило энергетические и экономические показатели работы ТЭЦ, стали существенно дороже отпускаемые электроэнергия и тепло. На локальных рынках тепла, где участвуют ТЭЦ (а они не больше, чем территория города или посёлка), затраты на тепло можно несколько снизить. Но увеличиваются затраты на производство электроэнергии, которую подают в общую сеть страны. Фактически производство тепла на ТЭЦ остаётся неэкономичным.

Неэффективность теплофикации связана также с колоссальными потерями тепла в трубопроводах и утечками теплоносителя в системах централизованного теплоснабжения (СЦТ) общего пользования (естественных монополиях). Они сооружены более чем в 3 тыс. городов и посёлков, где живет 73 % населения и находится основная часть социальных учрежденийстраны. Сеть трубопроводов СЦТ составляет несколько десятков тысяч километров в составе АО-энерго и около 190 тыс. км (в двухтрубном исчислении) у муниципальных коммунальных предприятий. Состояние этого огромного теплоснабжающего комплекса в самой холодной стране мира никто в целом не контролирует и не регулирует. На теплоснабжение в России сегодня расходуется свыше 2/5 всего внутреннего потребления энергоресурсов. При этом положение с производством и использованием тепла в России всё время остаётся на грани кризиса. Неблагополучная ситуация в СЦТ сформировалась ещё в годы плановой экономики и усложнялась всё последующее время из-за очевидного невнимания к этой проблеме. Показательно, что до сих порне принят закон о теплоснабжении, хотя он разрабатывается уже несколько лет.

К наиболее острым вопросам теплоснабжения относятся состояние и экономичность малых и средних котельных, работающих на угле, особенно тепловых сетей. Аварийность теплотрасс достигла, по осторожным оценкам, семи случаев в год в расчёте на 10 км. Из-за коррозионных воздействий и других причин срок эксплуатации трубопроводов в 2—4 раза меньше нормативного. Износ сети увеличивается быстрее, чем вводятся новые трубопроводы. Потери в тепловых сетях в среднем по стране по разным оценкам составляют 31— 40 % вместо 3—5 % в трубопроводах с современной теплоизоляцией. Потенциальный резерв экономии энергии за счёт устранения этих потерь в стоимостном выражении составляет свыше 1,5 млрд долл. в год.

Критическое положение с теплоснабжением явилось следствием политического и социального решения о массовом жилищном строительстве, которое было принято во второй половине 50-х годов и позволило переселить людей из подвалов и перенаселённых коммунальных квартир в не очень комфортабельное и теплорасточительное жильё. Эти дома до сих пор составляют большую часть жилищного фонда. Для быстроты строительства дома сооружали разреженно на городских пустырях, что растянуло теплотрассы из труб с плохой теплоизоляцией. Эти так называемые "чёрные трубы" и ныне являются основой систем теплоснабжения. Сегодня, когда требуется их массовая замена, финансовых средств для реконструкции тепловых сетей крайне мало: главными потребителями тепла в СЦТ общего пользования и, следовательно, основным источником их финансирования являются социальная сфера и население с относительно невысокими доходами. Их доля в теплопотреблении уже достигла 53 % и нарастает каждый год. При этом из-за высокой стоимости тепла из СЦТ уходят платёжеспособные, финансово устойчивые потребители, которые сооружают свои ко- тельные и мини-ТЭЦ. Этот процесс развивается достаточно быстро. Остаются население, социальные и другие потребители, которые по ряду причин не могут отказаться от СЦТ. В результате население, главный потребитель такого тепла, должно за счёт всё повышающихся тарифов обеспечивать их поддержание и развитие.

Однако платёжных возможностей населения и других пользователей явно недостаточно для стабильного финансирования нормальнойработы и развития СЦТ. Необходимо (по осторожной оценке) около 50 млрд. долл. до 2020 г. для замены подавляющей части трубопроводов, котельного и другого теплоснабжающего оборудования. Поэтому сегодня каждый отопительный сезон в России - это большой риск со многими неизвестными.

Если оценить все потери тепла, которые приходятся на население и социальную сферу в СЦТ, то реально доставляемое в дома тепло составляет только около 57 % от произведённого для этой цели. Но население вынуждено оплачивать всё произведённое тепло (из-за отсутствия приборов учёта и невозможности контролировать и регулировать его действительное поступление). В результате только за тепло, потерянное в теплопроводах, население ежегодно переплачивает примерно один доллар на 1 кв. м общей площади квартиры.

Проблемы теплоснабжения пока не имеют содержательных решений. В то же время теплоснабжение - это система жизнеобеспечения, и откладывать её решение на долгий срок нельзя. Для вывода теплоснабжения страны из кризисного состояния нужна новая парадигма, так как идти по пути простого восстановления изношенных СЦТ бесперспективно. Высокая централизация источников тепла и гипертрофированное развитие тепловых сетей привели к экономически неоправданным радиусам теплоснабжения от ТЭЦ и котельных. Трубы для теплотрасс с долговечной эффективной теплоизоляцией есть, но они крайне дороги и малодоступны для теплоснабжающих организаций (в тепловых сетях "Мосэнерго", протяжённость которых более 2 тыс. км, уложено только 100 км труб с такой изоляцией). Перекладка изношенных теплотрасс в центральной части крупных городов связана со сложными пересечениями подземных коммуникаций и кратным ростом затрат. Из-за несоответствия объёмов и режимов поставляемого тепла в жилые и общественные здания население, местные и федеральные органы переплачивают за ненужное им тепло или несут дополнительные расходы на электроэнергию для обогрева помещений.

Принятое в начале масштабного развития теплофикации несколько десятилетий тому назад теоретическое положение о выборе мощности ТЭЦ (исходя из объемов теплопотребления города, а не его электропотребления) привело к избыточному производству электроэнергии в городах. Как следствие: в города завозят лишнее топливо, что перегружает и удорожает транспортные коммуникации; сооружают ТЭЦ повышенной мощности, которые занимают большую площадь дорогой городской земли; ухудшается экология городов из-за дополнительных выбросов и отходов теплоснабжающих установок, что наносит социально-экономический ущерб населению и городским объектам. Необходимо, чтобы дальнейшее развитие теплоснабжения страны обеспечивалось путём рационального сочетания ТЭЦ с экономически оправданными радиусами теплоснабжения, современных районных котельных и автономных теплогенераторов, а в ряде конкретных случаев — за счёт использования электроэнергии. Такой подход должен быть нацелен на создание экономически доступного теплового комфорта у населения и в социальной сфере.

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Электрика.
Материал размещен на www.transform.ru 4.12.2006 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????