Электроэнергетика является одной из ведущих отраслей современной экономики. В ВВП России на ее долю приходится более 20%. Однако состояние отечественного энергетического комплекса характеризуется высоким износом электроэнергетической инфраструктуры, технической отсталостью и несовершенством методов управления.
Выходом из сложившейся ситуации может стать модернизация основных фондов, внедрение технологических инноваций, цифровизация распределительных сетей, повышение инвестиционной привлекательности отрасли и, как следствие, рост энергоэффективности.
Одной из ключевых проблем электроэнергетики России остается неэффективность отрасли. Это связано с большой территорией страны, неравномерностью плотности населения и переизбытком традиционных источников генерации.
По данным Системного оператора ЕЭС России, по состоянию на 1 января 2018 года суммарная установленная мощность ТЭС составляла 162,8 ГВт или 68,24% от мощности всех энергогенерирующих объектов страны.
Также следует учесть, что большинство объектов отечественной энергетики были введены в эксплуатацию более 50 лет назад. На сегодняшний день их оборудование морально устарело и сильно изношено. Средний КПД тепловых электростанций составляет 40%, а объектов, работающих в парогазовом цикле, – 50–60%.
По данным, опубликованным на сайте Министерства энергетики РФ, 1,63% энергогенерирующих объектов электроэнергетического комплекса страны находятся в критическом состоянии. Состояние 29,41% признано неудовлетворительным, 31,7% – удовлетворительным.
По предварительным оценкам, в целом по Российской Федерации наиболее сильно изношены гидравлические турбины и генераторы. Коэффициент физического износа основного технологического оборудования в каждой из этих категорий составляет 0,32.
Техническое состояние таких объектов признано удовлетворительным. Согласно Методике ИТС оборудование требует усиленного контроля и нуждается в капитальном ремонте.
Постепенное старение основных фондов и ежегодное увеличение спроса на электрическую энергию создает предпосылки для старта в период 2022– 2025 гг. нового инвестиционного цикла в электроэнергетике России.
Эксперты из Минэнерго проанализировали ситуацию и пришли к выводу, что на реконструкцию энергогенерирующего оборудования и строительство новых объектов электроэнергетической инфраструктуры в период до 2035 года может потребоваться от 11,1 до 12,9 трлн руб.
Эти цифры приводятся в «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года», утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 года № 1209-р.
Заоблачные дали
В свою очередь, низкая эффективность электроэнергетического сектора становится основной причиной повышения стоимости 1 кВт электрической энергии для промышленных и коммерческих потребителей, которые сегодня стали более требовательными к доступности техприсоединения и качеству услуг по электроснабжению.
Эксперты утверждают, что отрасль, функционирующая с использованием традиционных технологий, не в состоянии значительно повысить свою энергоэффективность и полноценно удовлетворять новые требования конечных потребителей без увеличения стоимости электроэнергии.
Высокие цены электрической энергии объясняются схемой, согласно которой они формируются. Следует признать, российский принцип расчета кардинально отличается от структуры стоимости электроэнергии в странах Евросоюза.
В отечественной электроэнергетике ключевым элементом тарифа являются постоянные затраты на функционирование энергосистемы. По сути, это сумма, которая состоит из двух элементов:
• оплата генерирующей мощности;
• тариф за содержание электросетевой инфраструктуры, который не зависит от объемов энергопотребления.
На формирование цены мощности оказывают влияние:
1. Огромная территория и связанная с этим большая протяженность электросетей, а также низкая плотность нагрузки. Например, на 1 кВт потребления мощности в Российской Федерации требуется в 2–3 раза больше сетевых активов, чем в энергосистемах большинства стран Европы.
2. Высокая стоимость строительства новых энергогенерирующих объектов. По оценкам отраслевых экспертов в России такие затраты на 20–40% выше, чем в ЕС.
3. Низкая загрузка сетевых (средняя загрузка магистрального сетевого комплекса составляет 26%, а распределительного – 32%) и генерирующих мощностей (среднегодовой КИУМ не превышает 50%).
4. Невысокая производительность труда. Для сравнения: в Соединенных Штатах на 1 МВт установленной мощности приходится в 10 раз меньше работников, чем в России. Даже при условии увеличения комбинированной генерации, этот разрыв удастся сократить лишь незначительно. Он зафиксируется на уровне 5–7 раз.
Рост потребительских тарифов за счет модернизации сетевой инфраструктуры приводит к превышению стоимости мощности для отечественного бизнеса в 3–5 раз (по сравнению с потребителями в странах Евросоюза).
В период экономического кризиса появился новый вид оплаты – перекрестное субсидирование. По сути, это перераспределение тарифов по оплате электрической энергии между разными группами потребителей, когда одни (промышленные) компенсируют за счет собственных средств часть стоимости электроэнергии, потребленной другими (население и потребители из льготных категорий).
По мнению аналитиков, субсидирование препятствует дальнейшему развитию электроэнергетики и всей экономики России в целом. Такое же мнение прозвучало во время проведения круглого стола в комитете Госдумы по энергетике, который состоялся 25 мая этого года. Участники назвали перекрестку «пудовой гирей на ногах» и признали необходимость поиска выхода из сложившейся ситуации.
В числе возможных мер были названы:
• Детальная проработка дорожной карты с зафиксированным в ней максимально допустимым уровнем перекрестного субсидирования с ежегодным темпом снижения не менее чем на 15%;
• Сокращение темпов индексации тарифов на услуги по передаче электрической энергии потребителям из категории «прочие»;
• Пересмотр понижающего коэффициента для некоторых категорий потребителей;
• Включение показателей сокращения уровня перекрестки в перечень критериев оценки эффективности работы губернаторов. Поскольку многие из них не заинтересованы в минимизации сумм субсидий;
• Ужесточение требований, обеспечивающих возможность льготного техприсоединения;
• Ограничение срока действия нынешних схем перекрестки и предотвращение появления новых видов субсидирования на оптовом рынке.
А как насчет инвестиций и инноваций?
В стоимости мощности, наряду с прочими элементами, также присутствует инвестиционная составляющая. По данным Системного оператора ЕЭС России, за счет маржи в конечной стоимости кВт электроэнергии ежегодно реконструируется около 500 МВт мощности. Однако этих средств недостаточно для проведения масштабной модернизации электроэнергетической инфраструктуры и остановки старения электрооборудования.
По оценкам экспертов, эффективность методов развития электроэнергетического комплекса, точно так же как и инвестиционная привлекательность отрасли, зависит от федеральной политики в сфере электроэнергетики.
Инвесторы оценивают долгосрочные ожидания государства и трансформацию этих ожиданий в ценовые механизмы, призванные стимулировать капитальные вложения. Как правило, приток частных инвестиций обеспечивается за счет снятия регуляторных барьеров, распределения экономического эффекта среди всех участников рынка, технологической перезагрузки, создания предпосылок к переходу на новый индустриальный уклад и внедрения инновационных технологий.
Действующая система регулирования электроэнергетики больше соответствует понятию «плановая», чем «рыночная». Она определяет пути распределения инвестиций, но при этом упускает из виду возможность внедрения инновационных технологий.
Сегодня «умный» учет электроэнергии и цифровизация сетевого комплекса рассматриваются с точки зрения приемлемой нагрузки на конечного потребителя. При этом за кадром остаются перспективы долгосрочной эффективности.
«Необходимо сделать так, чтобы государственная политика была ориентирована на рост эффективности, развитие разумной конкуренции и улучшение экономических показателей, а не фокусировалась на контроле тарифов и стремлении уравнять результаты деятельности различных по эффективности участников рынка», – комментирует ситуацию партнер VYGON Consulting Алексей Жихарев.
Рассматривая пути развития рынка электротехники, эксперты обращают внимание на то, что возможные перспективы роста напрямую зависят от стоимости газа на внутреннем рынке. В случае если цена будет увеличиваться, экономически выгодным окажется массовый переход на парогазовые технологии (при условии разработки эффективной газовой установки отечественного производства).
Если цена на энергоносители зафиксируется на нынешнем уровне, грамотным решением, с точки зрения экономики, станет продление ресурса действующих энергогенерирующих объектов за счет замены отдельных узлов и агрегатов.
«Структура генерации электроэнергии зависит от развития распределенных источников. Прежде всего, речь идет о газовой генерации. Но здесь необычайно важным становится обеспечение прозрачных условий регулирования с учетом сетевой составляющей. Крайне рискованно стимулировать развитие распределенной генерации методом перекладывания затрат на содержание и обслуживание сетевого комплекса на оставшихся потребителей», – говорит заместитель председателя правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий.
Создание благоприятных предпосылок и прочной базы для развития отрасли невозможно представить без координирования инвестиционной политики в сфере энергетики и ценовой политики в газовой отрасли.
Электростанции являются одними из самых крупных потребителей голубого топлива, поэтому его цена оказывает существенное влияние на формирование стоимости 1 кВт электроэнергии. В то же время она мотивирует энергетиков повышать энергоэффективность ТЭС и внедрять инновационные технологии использования газа.
В свою очередь, необходимость перехода на использование новых технических решений создает предпосылки для налаживания прочных деловых связей между энергогенерирующими компаниями и предприятиями энергетического машиностроения.
Тесное сотрудничество двух гигантов российской экономики обеспечит разработку и серийный выпуск конкурентоспособных по качеству и доступ ных по стоимости моделей электротехнического оборудования, необходимых для модернизации электроэнергетической инфраструктуры.
Основные тренды
Новый этап развития рынка электротехники отметился новыми вызовами. Наряду с реализацией программы импортозамещения, перед отраслью были поставлены новые задачи. Их специфика определяется следующими технологическими трендами:
• Цифровизация электросетевого комплекса. В рамках решения этой задачи создаются инновационные продукты для комплексной автоматизации распределительных сетей в условиях постоянно увеличивающегося количества потребителей и растущей нагрузки на объекты электроэнергетической инфраструктуры. Внедрение интеллектуальных систем призвано повысить качество работы оборудования и исключить возможность возникновения аварийных ситуаций, связанных с ошибками и недоработками персонала.
• Глубокая децентрализация генерации предполагает вовлечение в единую энергосистему России объектов распределенной энергетики, в том числе тех, что функционируют на основе возобновляемых источников энергии, а также баланс разных видов энергетики (большой, распределенной и автономной). Наряду с этим стоит задача разработки и внедрения эффективных систем хранения электроэнергии. При этом эксперты прогнозируют сокращение доли оборудования, которое генерирует энергию из угля и мазута, и пропорциональное увеличение доли объектов «зеленой» энергетики.
• Использование интеллектуального управления означает внедрение «умных» систем, применение методов управления технологическими процессами, основанных на возможностях искусственного интеллекта, который способен отслеживать, анализировать, распознавать отклонения, выводить результат и прогнозировать дальнейшее развитие событий.
Как показывает практика, рыночные предпосылки для развития на территории России высокотехнологичной энергетики уже сформированы. В связи с этим необходимо сфокусировать государственную политику в сфере электроэнергетики на методах воплощения в жизнь инновационного сценария, который позволит сдерживать рост тарифов, обеспечит приток инвестиций и создаст прочную научно-технологическую базу для модернизации электроэнергетической инфраструктуры.
