СУМЕРКИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

Author: Нина Александровская
СУМЕРКИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА
42(307)
Date: 19-10-99
КОГДА-ТО ГЕРБЕРТ УЭЛЛС издал книгу "Россия во мгле". Андрей Платонов ответил ему "Родиной электричества". Сегодня стремительное старение электростанций России и неспособность государства справиться с назревшей модернизацией нашей энергосистемы ставят под угрозу перспективы развития страны в целом.
Отечественная электроэнергетика стареет на глазах. Идет технологическое старение — потому что электростанции, построенные по новым экономичным схемам, дают ничтожно малую часть вырабатываемой энергии. Идет и техническое старение — потому что доля оборудования, которое необходимо демонтировать по физическому износу, стала критичной и грозит обрушить в прямом смысле слова предмет былой российской гордости — Единую электроэнергетическую систему страны.
Не нужно обладать большой фантазией, чтобы представить метастазы камчатской ситуации с полным отключением электроэнергии по всему пространству нашей все еще необъятной Родины. Тем более, что в усеченном варианте — в виде так называемых "веерных" отключений от сети потребителей, в том числе и платежеспособных,— эта ситуация имеет место в значительном числе энергодефицитных регионов.
Положение о том, что электроэнергетике России нужны срочная реконструкция и модернизация, давно стало общим местом. Однако уже с начала 90-х годов разговоры на эту тему, равно как и академические разработки, приобрели прямо-таки мазохистский характер. Нынешним разработчикам программ ясно, что денег у государства на требуемую масштабную реконструкцию нет, а равно нет ни политической, ни экономической власти подвигнуть на это частный капитал. Слишком отдаленными являются перспективы заработка в этих долгосрочных и дорогостоящих проектах с большими начальными капиталовложениями (порядка 300-500 млн. долл. на энергоблок) и сроками возврата капитала (8-10 лет). Даже в благополучных странах государство вынуждено привлекать частный капитал в строительство электростанций солидными приманками: долевым участием, правительственными гарантиями, существенными налоговыми каникулами и т.д..
При этом и специалистам, и деловым людям совершенно очевидно, что если задача снабжения хозяйства страны электроэнергией по приемлемой цене не будет решена, можно забыть об экономическом росте.
Что представляет собой сегодня отечественная электроэнергетика? В 1992 году в результате реформ эта отрасль разделилась на три уровня: федеральный, представленный РАО "ЕЭС России"; региональный, образованный 72 региональными АО-энерго; и государственный, объединивший АЭС России в концерне "Росэнергоатом". Управление техническим перевооружением и развитием электроэнергетики страны оказалось в руках трех практически никем не координируемых и не контролируемых собственников, чувствующих себя "калифами на час" и потому менее всего озабоченными будущим своих предприятий. Стратегические интересы отрасли волновали только ученых и специалистов.
ПОД СВОИМ УПРАВЛЕНИЕМ РАО "ЕЭС России" сосредоточило большинство объектов межсистемного значения: большую часть крупных тепловых электростанций (ТЭС), гидроэлектростанций (ГЭС), системообразующую высоковольтную сеть (напряжением 300 кВ и выше), центральное и объединенные диспетчерские управления и проч. Суммарная мощность электростанций — дочерних АО РАО "ЕЭС России" и филиалов — равна 57,6 млн. кВт, т.е. примерно двум третям установленной мощности всех ТЭС и ГЭС России. Почти одновременно был создан федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), на который выдают свою электроэнергию большинство электростанций РАО "ЕЭС России".
Однако значительная часть генерирующего оборудования электростанций РАО либо выработала, либо находится на грани выработки своего ресурса. Так, к 2000 году выработают ресурс 35 млн. кВт (25%) установленной мощности ТЭС, а к 2005 году эта величина вырастет до 55 млн. кВт (39%). К этому же году на ГЭС предельного срока службы достигнут 50% генерирующего оборудования. Износ основных фондов линий электропередач (ЛЭП) РАО превысил 25%, подстанций — 45%. Состояние оборудования и качество диспетчерского управления ЕЭС России таковы, что в 1996 году она 20% календарного времени проработала со сниженной частотой электрического тока 49,8 Гц, что приводит к огромному ущербу у потребителя электроэнергии.
Региональные акционерные общества энергетики и электрификации (АО-энерго) включают в себя городские теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и оставшиеся от РАО ТЭС и ГЭС и сетевые объекты. Предполагалось, что 49% акций каждого АО-энерго передается в уставной капитал РАО "ЕЭС России". Однако в реальности картина оказалась более сложной: количество акций АО-энерго в уставном капитале РАО "ЕЭС России" колеблется от нуля для независимого АО "Иркутскэнерго", включившего в себя три мощные ГЭС Ангарского каскада, до 100% для девяти АО-энерго. Таким образом, разные АО-энерго обладают разной степенью зависимости от РАО "ЕЭС России".
Оборудование электростанций различных АО-энерго весьма пестро: от мощных достаточно современных теплофикационных турбин на некоторых столичных ТЭЦ до почти музейных образцов энергетического оборудования в не слишком дальней глубинке. В среднем степень износа генерирующего оборудования существенно выше, чем в РАО "ЕЭС России". Низковольтные сети и подстанции местных энергосистем также находятся в худшем состоянии.
Наконец, энергоблоки АЭС России зарекомендовали себя как надежное и экономичное оборудование. Год ввода каждого из них известен. Начиная с 2005 года ресурс многих энергоблоков будет исчерпываться.
ПРИШЕДШИЙ НА ДОЛЖНОСТЬ председателя правления РАО "ЕЭС России" А.Чубайс прежде всего решил разобраться в положении дел в своей компании и в электроэнергетике в целом. Итогом исследования ситуации стало признание, что единственным результатом реформирования отечественной электроэнергетики в 1992-97 годах явилось сохранение в переходный период работы дочерних и зависимых компаний РАО по принципам и методам ЕЭС России. Это позволило поддержать сравнительно надежное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией при отсутствии государственного финансирования. Надежность электроснабжения стала следствием самоотверженной работы персонала и образовавшегося в связи с падением производства в стране избытка генерирующих мощностей. Затраты же на производство и передачу электроэнергии возросли, технические показатели действующих электростанций: удельный расход топлива, штатный коэффициент и прочие,— ухудшились.
Оценки средств, необходимых для реконструкции электроэнергетики, проводились как отраслевыми научно-исследовательскими институтами, так и академическими. Согласно оценкам, выполненным в рамках комиссии Гора-Черномырдина, реконструкция отрасли обойдется в 12-16 млрд. долл. Однако, как выяснил при знакомстве с делами г-н Чубайс, в течение 1993-95 годов РАО "ЕЭС России" и АО-энерго собрали в инвестиционных фондах, формируемых за счет включения инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию и тепло, абонентную плату за услуги, средства, равные 5,3 млрд. долл., т.е. почти треть необходимой суммы. А что же построили за это время? Оказывается, ввели за этот период менее 3 млн. кВт, но уже не по 750 долл. за кВт установленной мощности, как при "расточительной" советской власти, а по 1750 долл. при "рачительном" капиталистическом хозяине. В результате г-н Чубайс был вынужден признать: "Используемые механизмы сбора (а не привлечения) инвестиционного капитала не позволили переломить тенденцию старения мощностей и передающих сетей, привели к повышению затратности отрасли, ухудшению технико-экономических показателей и отставанию технического и технологического уровня российской электроэнергетики от мирового уровня".
ПОСКОЛЬКУ ВОПРОС о необходимом количестве средств для возрождения отечественной электроэнергетики остается пока без вразумительного ответа, руководство РАО "ЕЭС России" направило силы на восстановление организационных и управленческих механизмов в холдинговой компании, дочерних и тех компаниях, на которые сохранило влияние. Тотальный объезд АО-энерго, попытки договориться о взаимодействии на местах привели г-на Чубайса к убеждению о необходимости консолидировать финансовые потоки региональных АО-энерго в холдинге РАО "ЕЭС России", ввести единые стандарты расчетов, проводить жесткую тарифную политику, максимизировать экспорт электроэнергии в дальнее зарубежье.
Однако дело это непростое и нескорое. За годы функционирования электроэнергетики по принципу слоеного пирога региональная администрация оценила преимущества возможности контролировать снабжение своего региона электроэнергией и влиять на величину тарифов на нее. При этом принцип минимизации затрат на производство электроэнергии в стране приносился в жертву интересам региона. По мнению руководства РАО, именно региональные интересы привели к тому, что "до настоящего времени более эффективные электростанции РАО имеют в среднем меньшую нагрузку (40-43%), чем станции региональных энергосистем (48-50%)". Между администрацией, руководителями АО-энерго, крупными потребителями электроэнергии и торговыми посредниками в каждом регионе сложился некий консенсус, за сохранение которого местные власти постоят. Можно сказать, что перед главой РАО "ЕЭС России" открываются большие возможности совершенствовать свою способность убеждать и договариваться.
Если верить его словам, то г-н Чубайс прежде всего намерен увеличить экспорт электроэнергии в дальние страны. Продавать ее будут тем, кто за нее в состоянии платить, желательно валютой. Валютными покупателями на первых порах могут стать бывшие "клиенты" ЕЭС СССР: Финляндия, прибалтийские страны, Монголия, так как они связаны с Россией системой ЛЭП, в дальнейшем — Китай и Япония. Однако валютному покупателю не всучишь электроэнергию с частотой 49,8 Гц (разорят штрафами), да и цена, а следовательно, и себестоимость ее производства,— должны соответствовать мировым стандартам. Стало быть, необходима реконструкция и даже новое строительство современных электростанций?
СРЕДСТВА НА ЭТИ ЦЕЛИ, по крайней мере на первых порах, придется взять все с того же генерирующего оборудования электростанций РАО "ЕЭС России", энергоблоков АЭС и станций некоторых АО-энерго, расположенных по периметру страны,— посредством усиления нагрузки на оборудование и ужесточения режима его эксплуатации при снижении надежности работы. Помимо платы за экспортируемую электроэнергию, руководство РАО "ЕЭС России", успешно преодолев свое отвращение к сбору средств через тариф, предусматривает создание трех инвестиционных фондов для финансирования развития и строительства сетевых объектов: инвестиционного фонда инноваций (ИФИ), инвестиционного фонда переходного периода (ИФПП) и резервного инвестиционного фонда (РФИ). Правда, над всеми фондами обещан общественный контроль и постепенная замена инвестиционной составляющей в абонентной плате долей прибыли. Далее в планах г-на Чубайса — широкое привлечение иностранных инвестиций под проекты типа строительства на Сахалине мощной ТЭС с прокладкой подводного кабеля в Японию. Вот только под какие гарантии? Под контрольный пакет акций новой электростанции или под уже построенную мощную ГЭС? Тогда какова будет доля иностранного капитала в стратегической отрасли? Перед глазами — впечатляющий пример Казахстана, значительная часть электроэнергетики которого скуплена иностранцами.
КОЕ-ЧТО ПРОЯСНИЛОСЬ и для дома, для семьи. Строго сказано, что с крупными потребителями электроэнергии необходима индивидуальная работа. Относительно всех прочих, т.е. средних, мелких потребителей и населения, заявлено, что ответственность за надежность и эффективность их электроснабжения возлагается на территориальные АО-энерго. РАО "ЕЭС России" будет выступать гарантом системообразующей сети и достаточности резерва мощности. Что касается реконструкции электростанций и сетей, то провозглашена необходимость мониторинга и жесткой экспертизы всех инвестиционных проектов, выделения минимального набора генерирующих объектов, финансируемых за счет инвестиционной составляющей, продажи части недостроенных объектов и прекращения финансирования объектов, имеющих узкорегиональное значение.
Заявлено также, что с 01.11.99 население (категория, потребляющая 23% всей электроэнергии) будет оплачивать не менее 75% ее реальной стоимости. Чтобы понимать, что это означает для жителя России, поясним: если в нормальной рыночной экономике электроэнергия на шинах электростанции стоит, например, 1 коп/кВт-час, то на подстанции крупного потребителя (алюминиевого или металлургического комбината) она будет стоить 1,5-2 коп/кВт-ч (в зависимости от удаления), на входе в городскую распределительную сеть — 2-2,5 коп/кВт-ч, а в розетке у телевизора в часы пик — 5-5,5 коп/кВт-ч. В таком тарифе учтены все реальные затраты на производство и доставку электроэнергии и "респектабельная" прибыль всех участников в размере 8-12%.
Так что же делать среднему и мелкому предпринимателю, средним и мелким муниципальным образованиям, отдаленным или закрытым поселкам, фермам — всем тем, кого РАО "ЕЭС России" оставило один на один с местными АО-энерго с их неэффективным разваливающимся оборудованием и основанными на родо-племенных связях, как в АО "Ивэнерго", схемами закупки топлива для электростанций по ценам, в 6-8 раз превышающим отпускные? Похоже, не обойтись нам без стандартной формулы о спасении утопающих.
ИДЕЯ СТРОИТЕЛЬСТВА собственных энергоисточников (для производства электроэнергии и тепла) все больше овладевает массами руководителей среднего и малого производ- ства, администраторов средних и малых городов и поселков России, закрытых городов, гарнизонов, ферм и проч. К той же категории следует добавить практически весь север России с его промыслами и поселками, не охваченный сетями РАО "ЕЭС России" и ее "дочек".
На фоне тарифных ставок для промышленных потребителей в размере 27,3 коп/кВтч и 2 млн. руб. в год за 1 МВт присоединенной мощности (АО "Тюменьэнерго") заявления об экономической неэффективности маленьких автономных электростанций звучат неубедительно. Именно забота о снижении себестоимости своей продукции за счет ввода собственных энергоисточников и сокращения затрат на покупную электроэнергию побудили РАО "Газпром" принять в 1995 году программу на период до 2015 года сооружения электростанций небольшой мощности, способных обеспечить электроэнергией и теплом не только производственные объекты Газпрома, но и инфраструктуру и население целых районов.
Оценки показывают, что нефтепромыслам нередко экономически выгоднее отказаться от услуг РАО "ЕЭС России" и перейти к созданию собственных альтернативных вариантов энергообеспечения, несмотря на то, что использование собственного топлива: сырой нефти и попутного газа — задача более сложная и дорогая. Варианты строительства автономных электростанций просчитываются в НК "Лукойл" и "Сургутнефтегаз".
Очевидно, что реальной альтернативой решения проблем надежного и по доступным ценам электроснабжения являются технологии малой энергетики: паросиловые установки (ПСУ) малой мощности, газотурбинные, газомоторные и дизельные установки с водогрейными котлами-утилизаторами, парогазовые установки для промышленной и коммунальной энергетики. Потребность, пока слабо подкрепленная покупательной способностью, побудила авиамоторостроительную промышленность ("Пермские моторы", "Рыбинские моторы", Самарские, Казанские, Уфимские заводы, КБ авиадвигателестроения и др.) разработать достаточно широкую номенклатуру ГТУ мощностью от 2,5 до 25 МВт с хорошими технико- экономическими характеристиками.
На производстве паровых турбин малой мощности специализируется Калужский турбинный завод, Кировский и Пролетарский заводы Санкт-Петербурга, ЗАО "Независимая энергетика". С программой "Малая энергетика городов и поселков России" выступило ОАО "Электротехническая корпорация", представляющее новую технологию — энергоагрегат с паровым двигателем типа ПРОМ (паровая роторная объемная машина) электрической мощностью от 50 до 1000 кВт. Поле применения энергоагрегатов ПРОМ — практически все паровые котельные централизованного и децентрализованного теплоснабжения, т.к. паровой двигатель может работать от котельных установок любого типа в широком диапазоне параметров пара, а габариты его вместе с генератором таковы, что допускают установку в любой котельной. Таким образом, каждая котельная, в которой имеется один из 100 тыс. паровых котлов, установленных по всей России, может превратиться в мини-ТЭЦ, вырабатывающую электроэнергию как минимум для собственных нужд со всеми экономическими преимуществами совместного производства тепла и электроэнергии.
В нынешней ситуации кризиса "большой" электроэнергетики технологии малой энергетики, по-видимому, являются единственной реализуемой собственными силами альтернативой обеспечения страны электроэнергией по приемлемым ценам и, следовательно, создания условий для страстно ожидаемого экономического роста. Разумеется, их распространение создает для РАО "ЕЭС России" конкурентную среду, что, как оказалось, раздражает руководителей как холдинга, так и его дочек, и побуждает их заранее говорить о" ложных ориентирах внедрения в промышленность маломощных источников энергии" и их "будущем долгосрочном негативном эффекте" вместо того, чтобы определить области эффективного использования и условия мирного сосуществования или даже сотрудничества больших систем энергетики и систем индивидуального энергоснабжения.