Долгосрочные перспективы развития электроэнергетики Российской Федерации в обеспечении экономической безопасности

Введение. Россия является страной, концентрирующей для себя значительный электроэнергетический потенциал, который выражен не только в масштабах потребления электроэнергии, но и в существующей развитой инфраструктуре, которая обеспечивает потребителей электроснабжением при прогнозируемом и возможном росте спроса на электроэнергию. Основными задачами экономического развития России в ее новых территориальных границах на ближайшие три года должны стать разработка и внедрение новых технологий, способных минимизировать влияние санкционных угроз на развитие национальной экономики в обеспечении энергетической безопасности [10; 13].

Кроме этого, в нашей стране производство электроэнергии из природного газа указывает на полную обеспеченность ресурсами из собственных источников, это позволяет реализовывать электроэнергию своим внутренним потребителям по более низким ценам, что преимущественно выгодно промышленному сектору [8]. С одной стороны, невысокие показатели объёма потребления электроэнергии на душу населения страны являются причинами, сдерживающими экономический рост экономики России, но, с другой стороны они же являются позитивными моментами, указывающими на высокий потенциал с повышенным уровнем конкурентоспособности и соответственно повышения уровня развития энергоемких отраслей промышленности и страны в целом.

Следовательно, в масштабах экономики России осуществление мер в области увеличения эффективности работы энергетической отрасли в первоочередном порядке должно быть направлено на реализацию намеченных мероприятий в секторе промышленности, который обеспечивает наибольшую долю спроса на потребление и производит основную часть ВВП государства.

Цель исследования: изучить долгосрочные перспективы развития электроэнергетики Российской Федерации как основы экономической безопасности.

Задача исследования: выявить особенности энергетической стратегии России в современных условиях.

Методы исследования: финансовый, экономический и статистический анализ, стратегический и системный подход.

Информационная база: нормативно-правовые акты России и ее субъектов, регулирующие деятельность представителей электроэнергетической и иных отраслей топливно-энергетического комплекса.

Практическая значимость исследования заключается в возможности использования предложенных направлений при разработке инвестиционных, инновационных программ и реализации уже существующих проектов развития энергетики, в том числе малой гидроэнергетики.

Основная часть. Россия предусматривает в стратегии развития до 2035 года внушительное наращивание объёмов ввода генерирующих мощностей, которые в полной мере должны воспользоваться новыми прогрессивными технологиями реализации электрической энергии [1; 11]. Тут же есть возможность рассмотреть два сценария развития электроэнергетики: консервативный и базовый. В первом сценарии предусматривается среднегодовой рост потребления электроэнергии на уровне -1%, а что касается базового сценария, там показатель составляет -1,3%. Для обеспечения надежного и бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией к 2035 году в базовом варианте реализация электрической энергии должна достигнуть до 1514 млрд кВт*ч, а что касается другого варианта, то в нем до 1352 млрд кВт*ч (рис. 1).

Рисунок 1. Производство электроэнергии энергии млрд кВт/ч,

по двум сценариям Энергетической стратегии

Источник: [3].

Рисунок 2. Динамика установленной мощности на электростанциях в России

по двум вариантам Энергетической стратегии до 2035 года

Источник: [2].

Чтобы построить новые тепловые, атомные и гидроэлектростанции, а также электрические сети различных уровней напряжения требуется огромное количество инвестиций в данной отрасли (рис. 3).

Рисунок 3. Прогноз потребности в капитальных вложениях для развития электроэнергетики на период до 2035 года (млрд $ США)

Источник: [3].

Условием строительства новых тепловых электростанций и их техническое перевооружение, работающих на газе согласно энергетической стратегии, является обязательное использование парогазовых и газотурбинных установок. При этом, рост мощности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) будет опережать развитие конденсационных электростанций (КЭС), так как их способ производства энергии более эффективен. Доля электрической мощности ТЭЦ в балансе мощностей будет расти за счет сокращения мощности КЭС на газе.

Однако, следует отметить, что дальнейшее развитие более эффективных и менее капиталоемких парогазовых технологий будет сдерживаться требованиями диверсификации топливного баланса, особенно в Центральных районах страны. Основными угольными технологиями должны стать экологически чистые блоки с суперсверхкритическими параметрами пара. Вероятнее всего, после 2025 года паротурбинные блоки, оснащенные котлами, с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) будут переведены на парогазовые установки (ПГУ) с газификацией угля, которые позволят резко повысить эффективность использования твердого топлива.

Вместе с тем, для реализации планов развития электроэнергетики, имеющихся в Энергетической стратегии России на период до 2035 года, необходимо реализовать вопросы формирования инфраструктуры: научный, проектный, строительно-монтажный, пуско-наладочный и энергомашиностроительный комплексы. Для чего инжиниринговым компаниям, работающим на рынке электроэнергетики необходимо будет пересмотреть подходы к комплексной организации и управлению этим видом бизнеса.

Также Энергетическая стратегия предусматривает основные количественные и качественные показатели развития энергетики страны на период до 2035 года и основные цели инновационной политики [3]:

– создание современного высокоэффективного электроэнергетического комплекса, в том числе на основе использования передовых технических решений и технологий с целью надежного и экономичного энергоснабжения предприятий и населения страны электроэнергией и теплом;

– диверсификация ресурсной базы электроэнергетики с широким использованием ядерного топлива, увеличением доли угля и доли возобновляемых источников энергии.

При этом, одним из основных целей в развитии генерирующих мощностей в электроэнергетике является оптимизация его структуры для обеспечения надежного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией на всей территории страны. Для этого, основными производителями электрической энергии являются тепловые электрические станции (ТЭС), которые вырабатывают ежегодно около 70% электроэнергии [4].

Однако тут также следует отметить, что более чем 90% ТЭС используют при производстве электроэнергии и тепла самые устаревшие паросиловые технологии. А основное и вспомогательное оборудование на тепловых электростанциях морально и физически устарело. На ТЭС свыше 60% оборудования находится в эксплуатации с выработанным ресурсом и имеют срок службы 40 и более лет и конечно их технико-экономическая характеристика далеко отстаёт от уровня современных энергоэффективных экологически чистых технологий.

В перспективе до 2035 года прогнозируется рассматривать повышение начальных параметров пара до суперсверхкритических значений Ро = 26-32 МПа, То = 585 - 620 С° с выходом на новый ряд типовых энергоблоков мощностью свыше 600 МВт. Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2035 года определён ввод в эксплуатацию на территории Российской Федерации более 20 угольных энергоблоков на суперсверхкритические параметры (ССКП-параметры) мощностью 660 МВт по базовому сценарию, что в современных условиях определяет необходимость разработки подобного отечественного энергооборудования с организацией его серийного выпуска [16].

Прогнозируемые удельные капиталовложения и КПД различных технологий производства электроэнергии на ТЭС, использующих уголь и газ, приведены в таблице 1.

Таблица 1. Экономичность и капиталоемкость традиционных и прогрессивных технологий производства электроэнергии

Уже на первоначальном этапе многие моменты инвестиционной программы связаны с такими не стыкующими вопросами, как низкое качество конкурсной документации и самих инвестиционных проектов, представленных к утверждению, неподготовленность специалистов заказчика к контролю за ходом реализации проекта от идеи до пуско-наладочных работ.

Необходимо решить ряд организационных моментов, которые появляются еще до начала строительства объектов. Главные из них, определение заказчика, который должен будет решать вопросы с заключением договоров со всеми участниками создания проекта или генподрядчика, принимающего на себя все функции по выполнению всего комплекса работ «под ключ». И тут также появляется большое количество и разных по существу мнений [5; 12; 14].

Например, первое мнение, когда заказчик для исполнения своих функций должен образовать у себя самостоятельную Дирекцию по строительству. Однако, как обычно это бывает, минимум контроля за сроками строительства, за осуществляющимися расходами, и как результат увеличение стоимости энергетических объектов еще на стадии строительства.

Второе мнение, когда все стадии должна выполнять одна компания –генподрядчик, в том числе и самостоятельно, при этом, заинтересованность в данном вопросе мотивируется сокращением сроков и затрат строительства [6]. Этот вариант прост в порядке управления им, так как собственник имеет только одного квалифицированного подрядчика, умеющего выполнять каждый этап проекта.

И третье мнение, каждый привлекаемый субподрядчик создаст дополнительный этап взаимодействия, появятся новые незапланированные операционные расходы и соответственно увеличится вероятность возникновения перерасходов финансовых средств на капитальное строительство, нарушатся сроки реализации проекта и т.п. [7].

В настоящее время российские электроэнергетические компании используют разные контрактные направления от прямого проектного управления со стороны энергокомпании до привлечения подрядчика на выполнение проекта «под ключ», когда технические и коммерческие спецификации проекта четко прописаны и определены, для достижения запланированного результата. Примерами заключения договоров «под ключ» является договорная схема создания Юго-Восточной ТЭЦ (подрядчик – ОАО «Стройтрансгаз»), ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго» (консорциум «ЭМАльянс и «Альстом»).

Вместе с тем многие энергокомпании, понимают, что такие договора «под ключ» балансируют риски выплатой премии, которая может составлять до 20% от стоимости проекта. Также не маловажно для них, снижение до минимума количества персонала по контролю реализации проекта, и снижение полной ответственности подрядчика за все интерфейсы. При этом, следует отметить, что российские инжиниринговые компании имеют слабый опыт выполнения функций агента собственника – «Управляющего проектом». Таким практическим опытом владеют лишь ОАО «Инженерный центр ЕЭС», ОАО «ВО Технопромэкспорт» и предприятия группы «Союзинжиниринг». По оценкам специалистов производственного потенциала в России недостаточно отечественных инжиниринговых компаний для удовлетворения потенциального спроса собственников энергетических компаний на генподрядчиков и подрядчиков «под ключ». В этой связи возникает необходимость обращения собственников к международному рынку, где представлены зарубежные инжиниринговые компании, имеющие опыт и ресурсы. Малые ГЭС могут работать совершенно самостоятельно, также могут входить в единую государственную энергосистему. Поэтому управлять активами МГЭС могут любые крупные энергокомпании, платежеспособные государственные, региональные и муниципальные организации. По данным компании «РусГидро» в настоящее время наиболее крупными собственниками малых ГЭС являются «ПАО РусГидро» и его дочерние компании, их у них – 30, в основном на Северном Кавказе и Камчатке, ОАО «ТГК-1» – 15, ГУП «Мосводоканал» – 10, ОАО «Башкирэнерго» – 8, ФГУП «Канал имени Москвы» – 5 [16].

Также необходимо рассмотреть роль малых гидроэлектростанций в электроэнергетике нашей страны. В настоящее время в России около ста малых ГЭС, а в Европейских государствах их численность достигает от 2,5 до 6 тысяч, что указывает на то, что на нашей огромной по территории стране существуют отставания в развитии отечественной малой гидроэнергетики и их надо изучать, анализировать, исследовать, выработать необходимые законодательно-нормативные акты, обеспечить полную поддержку со стороны государства. Необходимо использовать имеющийся опыт, так как в СССР в 1950-1960-х годах действовало около 8000 малых ГЭС, сегодня их численность на всем постсоветском пространстве доходит лишь до нескольких сотен [15].

СССР к началу 60-х годов XX столетия имел около 11,4% всех энергетических ресурсов мира, из них более 74% были расположены по территории России, среднегодовая мощность которых составляла 320,0 млн квт. [15]. По технико-экономическим характеристикам было возможно получать практически до 1,700 млрд. кВ*ч электроэнергии, что в 5 раз было больше выработки.

Однако, в конце 60-х годов произошла массовая ликвидация малых ГЭС, советское правительство решило строить стройки-гиганты. Большинство станций были уничтожены, разрушены плотины, площадки, освобождены водохранилища.

Сегодня, как и раньше, энергией могут снабжать небольшие реки, особенно горные, перепады высот трубопроводов и систем водоподготовки, водосбросы озер и другие водостоки. В России численность малых рек достигает 2500,0 тыс., их суммарный сток за год составляет 1000 км³. При их освоении и государственной поддержке – малые ГЭС могут производить за год не менее 350 млрд. кВт*ч электроэнергии.

В настоящее время гидропотенциал России в мировом рейтинге находится на втором месте после Китая, но освоен лишь на 20% [9], потому что находятся в труднопроходимых, малодоступных территориях Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

По необходимости и значению малые ГЭС нужны в основном отдаленным поселениям, которые являются энергодефицитными и занимают примерно 40% территории нашей страны. Отметим, что, именно развитие малых гидроэлектростанций поможет этим районам получать качественную, дешевую электроэнергию, иметь собственную станцию и соответственно снизить его дефицит.

В этих труднодоступных территориях – социальная-экономическая стабильность может быть достигнута за счет:

– развития инфраструктурной сети;

– улучшения экологической обстановки, использования лояльных технологических решений по отношению к окружающей среде;

– некоторого улучшения финансового состояния, так как появятся новые дополнительные востребованные рабочие места;

– улучшения уровня жизни и благосостояния населения.

Однако, самым главным барьером на пути к развитию МГЭС лежат высокие капитальные затраты и их не быстрый срок окупаемости. МГЭС считают финансово-устойчивыми предприятиями по продолжительности – более 70 лет срока службы и невысоких расходов на их техническое состояние.

При рассмотрении преимуществ и недостатков МГЭС важно отметить, что данные станции являются экологически чистыми и наносят экологии гораздо меньше вреда, чем крупные станции, так как они работают по водотоку, то есть не имеют водохранилищ [9]. Также к преимуществам можно отнести экономию органического топлива тепловых электростанций и положительное влияние малых гидроэлектростанций на развитие региона и бизнес рынка малой гидроэнергетики.

К недостаткам относится низкий удельный вес в энергосистеме, у рынка малой гидроэнергетики нет возможностей аккумулировать энергию. Большой разрыв между установленной и гарантированной мощностью должен быть компенсирован системным резервом. Для малых гидроэлектростанций, по нашему мнению, надо пересмотреть законодательную, нормативно-правовые документы прежде всего на федеральном, затем на региональном уровне, чтобы собственники могли генерировать энергию и реализовывать избытки в общую сеть, чтобы проблемные регионы могли получать от государства субсидии, дотации.

Отдельно стоит рассмотреть проблемы научно-технического характера, а также проблемы, связанные с технологическими процессами малой гидроэнергетики (табл. 2).

Таблица 2. Проблемы развития МГЭС в России

Высокая стоимость оборудования МГЭС составляет 60% всех удельных затрат. В России серийное производство такого оборудования давно прекращено, в настоящее время оно выпускается только в одном экземпляре.

Можно выделить два варианта эффективного использования малых ГЭС в нашей стране. Первый вариант предусматривает подключение станций к единой энергосистеме, а второй предполагает автономное использование МГЭС. В обоих вариантах есть свои плюсы и минусы. Так как все генерирующие мощности рассчитаны на определенную нагрузку, причем оптимальную, то любые отклонения понижают КПД оборудования, что приводит к повышенному износу. Если в регионе централизованная энергосистема, то можно отдавать избыток энергии или наоборот дополучать недостающие мощности. Всегда очень сильные колебания имеет потребление энергии в локальных регионах, то есть автономная система находится без аккумулирования энергии. Также у нее отсутствует маневренность и возможность оперативного отключения турбоагрегатов. В этом случае энергоснабжение самостоятельными электростанциями менее надежно, чем объединенная система.

Но с другой стороны, при подключении к единой системе есть проблемы, как технические, так и организационно-экономические. Существующей электросетевой инфраструктурой в регионе определяется схема подключения МГЭС к сети. Так как на малых ГЭС отсутствуют водохранилища, то это приводит к колебаниям напора воды, то есть к переменам напряжения и частоты тока. Чтобы поддерживать выходные параметры используют выпрямитель и инвертор напряжения, что повышает стоимость энергии.

Часто малые ГЭС нельзя подключить к единой энергосистеме. Поэтому у малых станций узкий сектор использования, а именно питание отопительных или вентиляционных систем, насосных станций и иных объектов со стабильным энергопотреблением [12].

Другим решением может стать развитие передающей сети региона на постоянном токе, к которому проще подключить различные источники. Но для этого требуется системное планирование МГЭС на уровне региона и инвестиций в сфере инфраструктуры. В настоящее время проекты такого плана нигде не рассматриваются.

Помимо проблем с подключением и высокой стоимостью есть и административные барьеры. Для строительства МГЭС согласно требованиям закона, об использовании водных ресурсов необходимо разрешение, а эта процедура достаточно долгая. В нашей стране нет системы отбора проектов или механизма заключения договоров по результатам отбора. Другими словами, у инвестора нет гарантий в реализации энергии.

Федеральным законом «Об энергетике», определено, что региональный поставщик устанавливает все тарифы на энергию и условия перераспределения мощностей в сети, при этом он не заинтересован в конкуренции. Чтобы стать проекту участником розничного рынка, нужно пройти конкурсный отбор, а только потом его включат в программу региона по развитию электроэнергетики. Процедура конкурса закрытая, а значит не гарантирует никаких результатов инвестору.

В настоящее время все проекты по строительству и созданию сети МГЭС реализует ПАО «РусГидро» в регионах с наиболее благоприятными природными условиями, преимущественно на Северном Кавказе.

Заключение

Рассмотрев перспективы развития электроэнергетики России, можно отметить, что оптимизация строительства новых энергетических объектов необходима для обеспечения как энергетической, так и экономической безопасности. При этом, нужно учесть состояние финансового менеджмента генподрядчиков на внутреннем рынке и за рубежом, а также реальную оценку производственного потенциала всех компаний, предполагаемых работать над реализацией проекта.

Для этого, необходимы многоэтапные конкурсы, должен быть информационный банк о выполненных проектах, принятие решений о целесообразности перехода к типизации проектов, и соответственно пересмотрены все технические, закупочные, контрактные, типовые договора до сдачи объекта «под ключ».

Поддержка энергоснабжения отдаленных районов, его развитие обеспечит надежную доставку хорошего качества электроэнергии в труднодоступные районы нашей страны, снизят дефицит электроэнергии, и будет способствовать формированию собственных региональных мощностей, а также уменьшит объемы дотаций, связанных с покупкой и перевозкой топлива в отдаленные поселения.