Стратегия и перспективы развития энергосистемы России

РЕГИОНАЛЬНОЕ И ОТРАСЛЕВОЕ РАЗВИТИЕ

Н.П. ЛУКЬЯНЧИКОВА

зав. кафедрой экономической теории, доктор экономических наук,профессор

СТРАТЕГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РОССИИ

Богатый энергетический потенциал обеспечивает России выгодное положение: это единственная в мире страна, полностью удовлетворяющая свои энергетические потребности за счет собственных ресурсов. Торговля энергоносителями и минеральным сырьем в настоящее время выступает основой специализации России в международном разделении труда, что является важным стратегическим преимуществом с национальной и глобальной позиций. По экспертным оценкам, объем мирового производства и потребления первичных энергоносителей в начале текущего столетия превысит 10 млрд усл. т. Более 75% мирового потребления энергоресурсов будет приходиться на развитые страны, которые, несмотря на интенсивное внедрение энергосберегающих технологий, будут наращивать объемы потребления энергоресурсов ввиду роста темпов экономического развития.

В период рыночных реформ в России электроэнергетика выступала фактором, сдерживающим экономический кризис. Из всех отраслей реального сектора экономики падение производства в энергетике было минимальным и сыграло роль тормоза в развертывании инфляции издержек. Российские природные ресурсы и высокий энергопроизводственный потенциал позволили остановить энергетический кризис в России. Российское акционерное общество «ЕЭС России» было учреждено указами Президента Российской Федерации от 15 августа 1992 г. № 923 и от

5 ноября 1992 г. № 1334 с целью повышения управляемости Единой энергетической системы и сохранения электроэнергетики как единого комплекса в условиях акционирования отраслевых предприятий и организаций. В настоящее время РАО «ЕЭС России» владеет имуществом магистральных линий электропередач и электрических подстанций, формирующих Единую энергетическую систему

России, акциями электростанций федерального уровня, региональных энергоснабжающих организаций, Центрального диспетчерского управления и других организаций, обслуживающих Единую энергетическую систему.

Компания обеспечивает надежное функционирование и развитие ЕЭС России, контролирует использование свыше 70% электрической мощности и выработку более 75% электроэнергии страны, организует работу по надежному энергоснабжению национальной экономики. После принятия политики либерализации цен (1992 г.) тарифы на электроэнергию регулировались государством, в результате чего за период с 1992 по 2001 г. они выросли в 3 раза меньше по сравнению с топливной промышленностью и в 2 раза меньше по сравнению с оптовыми ценами на промышленную продукцию. Роль электроэнергетики усилилась после кризиса 1998 г.: с 1998 по 2001 г. цены на тепло и электроэнергию выросли на 102,2 и 125,9% соответственно, в то время как средняя цена на промышленную продукцию возросла в 3 раза, цены в топливной промышленности — в 4,3 раза. Ситуация осложнялась тем, что за электроэнергию и тепло в конце 90-х гг. многие не платили даже по заниженным ценам: в 1997 г. было оплачено только 88% отпущенной электроэнергии, из них лишь 19% — денежными средствами, а остальное — по бартеру и взаимозачетам.

Причиной этого в значительной мере выступало то обстоятельство, что РАО «ЕЭС России», будучи по форме акционерным обществом, по существу функционировало как министерство энергетики, в деятельности которого преобладали административные методы управления, а электроэнергия и тепло не продавались, а поставлялись потребителям. По сути, энергетика оставалась централизованно управляемой отраслью экономики в системе рыночных отношений. В РАО

© Н.П. Лукьянчикова, 2006

практически отсутствовали корпоративные механизмы координации дочерних обществ холдинга, процветали бартер и взаимозачеты, хозяйственные отношения и финансовые потоки оставались непрозрачными (теневой оборот в компании оценивался экспертами в 8—9 млрд дол.). В результате этого в 1998 г. обанкротилось более 20 дочерних энергокомпаний РАО («Рязаньэнерго», «Дальэнерго», «Кузбассэнерго», Ставропольская ГРЭС, Псковская ГРЭС и др.).

В целом энергохолдинг стал убыточным даже по российским стандартам бухгалтерского учета: платежи поставщикам денежными средствами за газ, уголь, мазут составляли соответственно 27, 16, 13%; объем кредиторской задолженности РАО был равен 217,6 млрд р. при выручке от продаж 220,6 млрд р. (в 1998 г.). Неизбежно в разных субъектах Федерации стали возникать кризисы энергоснабжения, некоторые регионы превратились в критические по энергоснабжению (Дальний Восток, Камчатка, Архангельская область и др.). Во многих регионах систематически наблюдались отклонения частоты электрического тока от госстандарта (50 Гц). В 1996 г. лишь 78,6% календарного времени энергосистема России работала с нормативной частотой, отклонения от стандарта обусловили опасность выхода из строя оборудования, электромашин и пр. Многие связи в электроэнергетике между отдельными регионами европейской части страны, Уралом и Сибирью были прерваны или оказались неустойчивыми; ухудшилась система параллельной работы ЕЭС России и энергосистем государств СНГ и Прибалтики.

Рыночные реформы в энергетике стали неизбежными. В 1998 г. была принята программа действий, которая предусматривала:

— на первом этапе (1998—2000 гг.): формирование устойчивого организационного механизма в рамках холдинговой компании, финансовое оздоровление, повышение экономической эффективности и управляемости холдинга;

— на втором этапе (2000—2003 гг.): создание на базе холдинга общероссийской сетевой компании, обеспечивающей надежное функционирование и саморегуляцию рынка электроэнергии.

Для исполнения этой программы в 19992001 гг. были внесены изменения в устав и расширена компетенция совета директоров

РАО, определен круг дочерних энергетических обществ, установлен перечень сделок, по которым требуется одобрение акционеров, перечень корпоративных событий, подлежащих обязательному раскрытию, создан ряд комитетов (по реформированию, по оценочной деятельности) при совете директоров, в которые вошли представители государства и миноритарных акционеров. Посредством корпоративных механизмов упорядочена дивидендная политика (выплачено дивидендов в 1999 г. 470 млн р., в 2000 г. — 880 млн р., в 2001 г. — 1313 млн р.), обеспечен контроль за расходованием прибыли дочерних и зависимых обществ, налажена контрольноревизионная работа, осуществлен переход на международные стандарты бухгалтерской отчетности, внедрены общесистемные стандарты бизнес-планирования, управления издержками, бюджетирования и казначейского исполнения бюджетов головной компании и дочерних обществ холдинга.

В результате этого в 2000 г. компания вышла на 100%-ную оплату потребителями электроэнергии и тепла денежными средствами, в 2001 г. начался возврат задолженности. Этому способствовало принятие важных организационно-экономических решений на общегосударственном уровне и уровне субъектов Федерации: включение в бюджетную систему страны механизма формирования средств, выделяемых на оплату электроэнергии и тепла, и контроля за их расходованием; принятие правительственных постановлений

об устранении перекрестного субсидирования населения промышленностью; упорядочение системы государственного регулирования энерготарифов и др. В настоящее время проблема неплатежей за энергию и тепло решена практически повсеместно, что позволило стабилизировать работу угольной промышленности: если в 1998 г. энергокомпании оплатили только 13% стоимости закупленного угля, то в 2000 г. — 70%, а в 2001 г. — 99%; расчеты за газ выросли с 27% в 1998 г. до 149% в 2001 г., а соответствующие цифры по платежам энергетиков за мазут составили 16 и 99%. В 1998 г. РАО перечислило в бюджет Федерации и регионов 23,5 млрд р.

Вместе с тем энергокомпания, не получая в полном объеме денег за свою продукцию от бюджетных организаций (военных частей, школ, больниц), не имела возможности рассчитаться с бюджетом. РАО заплатило

в 1998 г. налоги в сумме 73,1 млрд р., в 2001 г. — 45,9 млрд р. Наладив управление финансовыми потоками в холдинге, РАО увеличило объемы производства в соответствии с возросшим спросом на электроэнергию в российской экономике. В 1999-2001 гг. выработка электроэнергии повысилась с 603,8 до

626.8 млрд кВт • ч.; в эти же годы численность персонала в холдинге сократилась с 671,6 до

664.8 тыс. чел., а производительность труда выросла с 899 до 943 тыс. кВт • ч на 1 чел. в год. Электрические связи внутри страны были полностью восстановлены уже в 2000 г., а в 2001 г. была обеспечена синхронная работа РАО с 13 странами ближнего зарубежья и все 100% календарного времени поддерживалась нормативная частота 50 Гц.

Одним из приоритетных направлений менеджмента в энергохолдинге стала программа управления издержками, которая была принята во всех 72 региональных энергосистемах и на 29 федеральных электростанциях, что позволило сократить издержки на 12,3 млрд р. (или на 4,1% подлежащих снижению затрат). Дальнейший подъем экономики ведет к росту энергопотребления, что требует существенного обновления и расширения основного капитала энергокомпаний, входящих в РАО. Проблема связана с тем, что в последнее десятилетие инвестиции в российскую электроэнергетику снижались, в результате чего возникли недостаток генерирующих мощностей, перерасход технологического топлива, высокие издержки ремонтных работ, низкий КПД (при производстве электроэнергии он равен 38-39%, а при совместной генерации электроэнергии и тепла — 42-46%, в то время как современные технологии на основе парогазового цикла позволяют обеспечить КПД соответственно 53-55 и 65-75%).

Без серьезных инвестиций в электроэнергетику Россия уже к 2006 г. может превратиться из энергоизбыточной в энергодефицитную страну. Следует аккумулировать собственные средства энергокомпаний. Равновесная цена электроэнергии включает не только текущие расходы, но и расходы на возврат ранее инвестированных средств. Такая цена в разы будет превышать сегодняшний энерготариф, поэтому за счет собственных средств РАО сможет обеспечить не более 30% необходимых капитальных вложений. Важным источником инвестиций выступает отечественный и иностранный капитал. Инфраструктурными

сетями в отрасли владеет доминирующий на рынке производитель, поэтому целесообразно продолжить работы по демонополизации и либерализации энергетики как системообразующей отрасли. Известно, что не вся электроэнергетика является естественной монополией, в ней есть различные виды деятельности: непосредственно генерация электроэнергии, ее диспетчеризация на местах, транспортировка электроэнергии, сбыт, строительство электростанций и сетевых объектов, НИОКР и т.д. Среди них естественно-монопольными являются только диспетчеризация и транспортировка электроэнергии, так как здесь конкуренция не выгодна ни потребителю, ни производителю.

Другие виды деятельности не относятся к естественно-монопольным: станции могут конкурировать между собой, бороться за потребителя, что заставит их снижать издержки и цены на продукцию (электроэнергию и тепло); ремонтные предприятия могут конкурировать за заказ на ремонт оборудования от электростанций или сетевых объектов; сбытовые компании должны бороться за розничных потребителей, предоставляя им лучшие возможности покупать электроэнергию и тепло по конкурентным ценам. В ходе реформирования электроэнергетики будут выделены естественно-монопольные виды деятельности — диспетчеризация и транспортировка, они будут обособлены в акционерных обществах «Системный оператор» и «Федеральная сетевая компания», контрольный пакет которых закрепится за государством. Целесообразно создать прозрачную структуру этих компаний, чтобы их регулирование государством было эффективным. Другие энергопредприятия (электростанции, ремонтные и строительные компании, научно-исследовательские и проектные институты, сбытовые компании) могут иметь различную структуру собственности с участием или без участия государства, работать на свободном рынке.

С этой целью необходимо произвести сложные организационные, технологические и правовые изменения. Постановление Правительства РФ от 1 1 июля 2001 г. № 526 предусматривает меры по преобразованию организационных форм и трансформации собственности в энергетическом секторе российской экономики; сохранение технологического единства энергосистемы

страны, обеспечение ее надежной работы; совершенствование государственного регулирования в естественно-монопольных видах деятельности, демонополизацию и развитие конкуренции в других секторах энергетики; формирование инфраструктуры рынка электроэнергии и законодательное обеспечение недискриминационного доступа к ней; государственное регулирование цен на услуги естественно-монопольного сектора (транспортно-сетевой тариф, абонентская плата за диспетчеризацию) и свободное ценообразование в секторах генерации, сбыта и др.; обеспечение финансовой прозрачности всех участников рынка электроэнергии; гарантии защиты прав инвесторов, кредиторов и акционеров.

Радикальные преобразования в электроэнергетике следует проводить поэтапно. В настоящее время реформирование энергосистем направлено на переход к раздельному учету по видам деятельности (генерация, транспорт, сбыт и др.), выделение имущественных комплексов и регистрацию собственности, составление разделительных балансов, проработку индивидуальных проектов реформирования энергостанций. На базе магистральных сетей создается «Федеральная сетевая компания» (ФСК), на базе центральных и областных диспетчерских управлений — «Системный оператор» (СО) как стопроцентно дочерние компании РАО; идет подготовка к формированию на федеральном уровне из тепло- и гидроэлектростанций десяти оптовых генерирующих компаний (ОГК). Начинает работу некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (АТС), учреждаемое производителями и потребителями электроэнергии как будущими участниками ее свободного рынка.

В Государственной думе РФ рассматривается пакет из пяти законопроектов по реформированию энергетики, которые в 2003-2006 гг. предусматривают следующие направления:

1. ФСК наряду с межсистемными сетями РАО получает в собственность магистральные сети АО-энерго, эксплуатирует, поддерживает в рабочем состоянии и развивает сетевое хозяйство, оказывает услуги по подключению оптовых потребителей к производителям электроэнергии, гарантирует недискриминационный доступ к единой национальной электрической сети. Кроме ФСК

будут образованы межрегиональные сетевые компании, которые включат в себя распределительные сети субъектов Федерации в пределах крупных энергозон (сегодняшних объединенных энергосистем — ОЭС). Всего планируется создать семь распределительных сетевых компаний (РСК). Деятельность ФСК и РСК является естественно-монопольной, регулируется государством и оплачивается по государственным тарифам.

2. СО обеспечивает единое диспетчерское управление в ЕЭС России; его деятельность по оказанию системных услуг субъектам оптового рынка электроэнергии регулируется государством, а сами эти услуги (планирование режимов нагрузки, управление ими посредством диспетчерских команд, поддержание и развитие программно-аппаратного комплекса и телекоммуникационных средств диспетчеризации) оплачиваются пользователями в соответствии с устанавливаемыми государством тарифами.

3. ОГК, образованные на базе федеральных и наиболее крупных региональных электростанций, вместе с атомными электростанциями, объединенными в общероссийскую генерирующую компанию, станут основными поставщиками оптового рынка электроэнергии. Десять ОГК будут созданы по экстерриториальному принципу, каждая из ОГК включит в себя от четырех до восьми крупных электростанций (чтобы отдельная ОГК покрывала не более 60% спроса на локальных рынках электроэнергии), а все они должны быть сопоставимы друг с другом по суммарной мощности и средней рентабельности. Меньшими по мощности и ориентированными на конкретные региональные рынки электроэнергии станут территориальные генерирующие компании (ТГК), которые формируются из электростанций АО-энерго нескольких (от двух до семи) соседних субъектов Федерации; всего таких компаний в стране будет 35.

4. АТС сформирует биржу электроэнергии со свободным доступом к ней продавцов и покупателей. Основные функции АТС: сбор заявок, определение равновесных цен, заключение договоров и осуществление расчетов, обеспечение финансовых гарантий на рынке электроэнергии с целью замены административного механизма Федеральным оптовым рынком электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Через АТС планируется продавать от 5 до 15% суммарно потребляемой в стране

электроэнергии, в 2004-2006 гг. — до 50%. К 2007 г., по экспертным прогнозам, уже около 80% российского рынка электроэнергии будет составлять конкурентный сектор.

5. Сбытовые компании создаются на базе сбытовых подразделений АО-энерго и крупных потребителей электроэнергии или учреждаются независимыми участниками рынка для обеспечения конкуренции в розничном сегменте. В каждом субъекте Федерации функционирует гарантирующий поставщик, который обязан заключать договора и поставлять электроэнергию любому платежеспособному потребителю.

6. Из материнской и дочерних компаний РАО в период 2003-2006 гг. выделятся самостоятельные бизнес-единицы (ремонтные и автотранспортные предприятия, учебно-производственные комбинаты, научно-проектные институты). Следовательно, энергетическая отрасль России находится в начале сложного этапа реформирования российской экономики, что позволит заложить основы цивилизованного рынка электроэнергии в нашей стране. Российское акционерное общество энергетики и электрификации — одна из крупнейших и динамично развивающихся энергетических компаний мира. РАО «ЕЭС России» является важнейшей составной частью электроэнергетики России, в составе которой выделяются:

- общество — головная (материнская) компания РАО «ЕЭС России», включая филиалы и представительства;

- холдинг — общество и его дочерние и зависимые общества АО-энерго и АО-элек-тростанции;

- группа — холдинг и другие дочерние и зависимые общества, включая научно-исследовательские, проектно-конструкторские, строительные, обслуживающие и непрофильные организации.

В холдинг входит 73 вертикально-интегрированных компании, сетевой бизнес в лице Федеральной сетевой компании, оперативно-диспетчерское управление в лице системного оператора, 31 федеральная электростанция и 9 электростанций, находящихся в стадии строительства. Кроме того, в холдинг входят научно-исследовательские и проектно-конструкторские организации, а также энергостроительные организации и целый ряд вспомогательных и непрофильных бизнесов. В производственные мощности РАО «ЕЭС России» входит 400 тепловых и

гидравлических станций, установленная мощность которых составляет 156 тыс. МВт, или около 72% общей установленной мощности предприятий российской энергетики. Общая протяженность линий магистральных электропередач составляет 2,7 млн км, или 96% их общероссийской протяженности. Износ производственных мощностей превышает 50%, в том числе износ силовых трансформаторов — 30%, электродвигателей — 70%, электрических сетей — 40%, оборудования подстанций — 60%. Снижение доли рынка тепловой энергии происходит преимущественно за счет строительства независимых от РАО «ЕЭС России» котельных, в том числе самими крупными промышленными потребителями, что обусловлено экономическими причинами (например, завышением тарифов для промышленных потребителей из-за перекрестного субсидирования).

К сервисным видам бизнеса относятся энергоремонт, научно-исследовательские разработки, строительство и модернизация энергообъектов. К непрофильным видам деятельности относятся организация отдыха, авиа- и автоперевозки, услуги связи, типографская деятельность, страховая деятельность, банковские услуги, обслуживание оргтехники и др. Основными направлениями повышения эффективности холдинга РАО «ЕЭС России» в период с 2003 по 2006 г. являются: совершенствование политики РАО «ЕЭС России» на рынках тепло- и электроэнергии, повышение эффективности внутренней политики и процессов на предприятиях холдинга. Основными тенденциями, характеризующими положение компаний холдинга РАО «ЕЭС России» на рынках тепло- и электроэнергии, являются:

- снижение доли РАО «ЕЭС России» в балансе производства электроэнергии ввиду усиления позиций «независимых» производителей электроэнергии;

- уменьшение доли РАО в сбыте электроэнергии крупным потребителям ввиду выхода крупных промышленных потребителей на ФОРЭМ по причине завышенных региональными властями тарифов из-за значительного перекрестного субсидирования;

- снижение объемов производства тепловой энергии на предприятиях РАО, что вызвано уменьшением объемов промышленного производства в стране, вводимой политикой энергосбережения, массовым строитель-

ством потребителями собственных источников тепловой энергии ввиду неконкурентоспособ-ности тарифов РАО и политики региональных регуляторов, направленной на сохранение перекрестного субсидирования;

- поглощение предприятиями холдинга РАО муниципальных предприятий-перепродав-цов тепло- и электроэнергии в виде перехвата функций сбыта, а также физического присоединения компаний (в счет погашения задолженностей муниципальных предприятий).

Политика РАО в ближайшее время будет направлена на укрепление позиций холдинга и увеличение его рыночной доли, на повышение прибыльности, на ликвидацию перекрестного субсидирования. Важной задачей АО-энерго является создание привлекательных условий поставки тепло- и электроэнергии для крупных промышленных потребителей посредством оптимизации тарифного регулирования, повышения текущей эффективности компаний. Увеличение своей рыночной доли и повышение рентабельности выработки электрической и тепловой энергии будут осуществляться компаниями холдинга РАО «ЕЭС России» на базе двух бизнес-целей: во-первых, хеджирование рисков работы станций (обеспечение нагрузки станций); во-вторых, расширение бизнеса путем поглощения тепловых компаний. Расширение розничного рынка сбыта электроэнергии путем использования законодательных и конкурентных возможностей осуществляется для выхода на единую систему энергораспределительной инфраструктуры. Важными направлениями увеличения рыночной доли и бизнеса компаний холдинга РАО является использование предприятий малой энергетики, реализация международных и межгосударственных проектов в рамках интеграционных процессов.

Главная задача РАО «ЕЭС России» состоит в надежном и качественном энергоснабжении потребителей на основе эффективного функционирования Единой энергетической системы России, проведения единой научно-технической политики и внедрения прогрессивных видов техники и технологий, осуществления единой инвестиционной политики и наращивания привлеченного капитала (в том числе иностранного), организации и развития федерального конкурентного оптового рынка электрической энергии и мощности, централизованного оперативно-технологического управления, обеспечения стандартной часто-

ты электрического тока. Сложность решения этой задачи связана с функционированием многих собственников электроэнергетических объектов, работающих параллельно в составе ЕЭС России, и функционированием рынка электроэнергии в целом. Главные стратегические направления развития электроэнергетики России предусматривают:

- техническое перевооружение, модернизацию, продление срока службы и обеспечение работоспособности действующих электростанций и электрических сетей;

- сооружение новых энергоблоков с использованием новых высокоэффективных парогазовых и газотурбинных технологий для электростанций на газе, экологически чистых технологий сжигания угля;

- совершенствование структуры генерирующих мощностей с максимальным вовлечением в энергобаланс электростанций (ГЭС и АЭС), повышение эффективности конечного использования энергии;

- развитие основной системообразующей электросети, обеспечение целостности ЕЭС, устранение зависимости российских энергосистем от других стран, а также восстановление параллельной работы энергообъединений, обеспечение их эффективного функционирования и интеграции с другими энергообъединениями;

- участие в работе зарубежных рынков электроэнергии с непосредственным выходом на конечных потребителей, развитие взаимовыгодного внешнеэкономического сотрудничества с энергосистемами стран СНГ и Балтии, а также с энергосистемами европейских и других стран Евроазиатского континента;

- осуществление реструктуризации электроэнергетики для повышения привлечения инвестиций в отрасль.

Основной задачей РАО «ЕЭС России» является реализация государственной политики реформирования электроэнергетики, направленной на выделение естественно-монопольных составляющих отрасли в самостоятельные виды деятельности, регулируемые государством; демонополизацию и развитие конкуренции в секторах производства и сбыта; создание конкурентного оптового и розничного рынков электроэнергии; обеспечение недискриминационного доступа к инфраструктуре рынка всем производителям и потребителям электроэнергии; обеспечение финансовой прозрачности рынка электро-

энергии; создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии; создание привлекательного инвестиционного климата в электроэнергетике для модернизации и реконструкции отрасли. Помимо развития бизнеса компании холдинга планируют развивать смежные виды деятельности, обеспечивая себе значительную долю рынка.

В настоящее время децентрализованное электро- и теплоснабжение охватывает около 70% территории РФ, в России насчитывается около 50 тыс. малых электростанций суммарной мощностью 17 ГВт (8% совокупной установленной мощности России); 26% общего производства тепла в стране вырабатывается на малых и мелких котельных, индивидуальных отопительных установках (200 тыс. шт.); 80% мощностей морально и физически изношены. Потенциальный объем рынка малых энергоустановок, по экспертным оценкам, составляет 0,5 млрд дол. в год. Компании холдинга намерены увеличивать степень своего участия в бизнесе малой энергетики для предоставления услуг по обеспечению энергоснабжения на территории РФ. Компании РАО «ЕЭС России» используют альтернативные источники энергии, обеспечивающие экологическую чистоту и безопасность производственного процесса. Перспективными являются энергоустановки, использующие энергию ветра, геотермальную энергию, что в 2 раза превышает объем годовой добычи всех видов органического топлива.

Масштабы и темпы развития электроэнергетики страны в рыночных условиях в период до 2020 г. определяются Основными направлениями социально-экономического развития РФ на долгосрочную перспективу и Энергетической стратегией России на период до 2020 г. Согласно этим документам, развитие электроэнергетики России ориентировано на форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства ВВП 5-6% в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 3% в год. Предполагается, что максимальный уровень потребления электроэнергии 1990 г. будет превышен на 6% уже к 2010 г. Намеченные уровни электропотребления учитывают проведение активного энергосбережения за счет структурной перестройки экономики и осуществления организационных и техни-

ческих мероприятий в промышленности. В ближайшее десятилетие будет усиливаться старение основного энергетического оборудования. Так, к 2010 г. около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой ресурс, а к 2020 г. — около 70%.

Обновление мощностей и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможны за счет ввода новых мощностей, продления срока эксплуатации действующих ГЭС и ТЭС, замены основных узлов на новое, технически прогрессивное оборудование. В период 2001—2020 гг. масштабы ввода мощностей на электростанциях России оцениваются в 175 млн кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС — 35 млн кВт, на АЭС — 36 млн кВт, на ТЭС — 105 млн кВт. Объемы ввода оборудования взамен устаревшего должны составить около 56 млн кВт, в том числе на ТЭС — 30 млн кВт, на ГЭС — 22,5 млн кВт, ежегодные объемы ввода генерирующих мощностей в этом варианте изменяются от 4 млн кВт в год в 2001-2005 гг. до 14 млн кВт в год в период 2016-2020 г. Существуют особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов, которые будут определять структуру ввода мощностей: новые АЭС следует сооружать в европейских районах и частично на Урале и Дальнем Востоке; ГЭС целесообразно строить в Сибири и на Дальнем Востоке; угольные ТЭС придется вводить и в европейских районах страны; сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа и т.д.

Основным направлением развития гидроэнергетики в рассматриваемый период является завершение строительства уже начатых ГЭС: в период до 2010 г. должно быть завершено сооружение Бурей-ской ГЭС на Дальнем Востоке и начат ввод мощностей строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе. Необходимость радикального изменения условий топливо-обеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обусловливают потребность в скорейшем внедрении достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике. Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются па-

рогазовые и газотурбинные технологии; для электростанций, работающих на твердом топливе, — экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, газификация угля с использованием полученного газа в парогазовых установках.

Переход от паротурбинных ТЭС к парогазовым обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе — до 60% и более. Существующая энергетическая база страны при ее надлежащей работоспособности позволит обеспечить ожидаемую потребность в электроэнергии в целом по России на перспективу до 2020 г. и реализовать экспортный потенциал. На территории Российской Федерации сосредоточено свыше 38% разведанных мировых запасов газа, 13% — нефти, 12% — угля.

Развитие основной электрической сети ЕЭС России связано с решением следующих первоочередных задач: во-первых, усиление электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России, что позволит сократить завоз восточных углей в европейские районы страны, полнее использовать мощности ТЭС и ГЭС Сибири; во-вторых, усиление межсистем-ных связей между ОЭС на напряжении 750 и 500 кВ и обеспечение выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей; в-третьих, обеспечение энергетической независимости отдельных регионов России на ФОРЭМ.

Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет устойчивая и надежная параллельная работа электрических станций, энергосистем и энергообъединений в составе ЕЭС России. Соблюдение основных принципов функционирования ЕЭС России позволит снизить суммарную потребность в генерирующей мощности, обеспечит эффективное использование топливно-энергетических ресурсов разных регионов страны с учетом экологических требований и эффективное и надежное функционирование рынков энергии и мощности. Намечаемые масштабы развития электроэнергетики потребуют значительных инвестиций, которых до 2010 г. необходимо направить порядка 50 млрд дол. (без учета АЭС), в период с 2011 по 2020 г. — как минимум 80 млрд дол. (без учета АЭС) на решение проблем покрытия дефицита мощности и обеспечения надежного и качественного электроснабжения потребителей, реконструкцию распределительных электрических сетей, сокращение общих затрат на производство электроэнергии, улучшение экологической обстановки, внедрение нетрадиционных источников электроэнергии (ветроустановки, малая гидроэнергетика), повышение уровня автоматизации, внедрение системы сервисного обслуживания, создание дистанционной системы управления и др. Для России стабильное энергообеспечение отраслей национальной экономики является основой устойчивого экономического развития, обеспечения конкурентоспособности национальных энергетических компаний на мировом рынке.

К.В. ЛАПИНА

начальник Управления инспектирования кредитных организаций Банка России по Приморскому краю

РЕАЛЬНЫЙ сектор экономики как фактор регионального развития

Темпы экономического роста в России зависят от развития экономики в субъектах Федерации, от активности регионального бизнеса. На современном этапе главной проблемой отечественного хозяйства по-прежнему остается его нестабильность. В числе причин такой нестабильности, с одной стороны, отсутствие достаточно ясных дол-

госрочных ориентиров вложения капитала, с другой — отсутствие механизмов, позволяющих вкладывать значительные суммы, и инструментов, гарантирующих эти вложения. Мы считаем, что именно поэтому (несмотря на положительную динамику роста производства, некоторую стабилизацию инфляционных процессов, увеличение заработной платы и

© К.В. Лапина, 2006