Состояние угольной отрасли

Россия по запасам каменного и бурого углей занимает второе место в мире (рис. 2.6) . Угольный потенциал страны, по данным МЭА, составляет 162 млрд т (доказанные извлекаемые запасы), что определяет обеспечен-

250 000 200 000 150 000 100 000 50 000

 

 

Рис. 2.6. Доказанные извлекаемые запасы угля в 10 ведущих странах мира по данным Мирового энергетического совета (МЭС).

ность добычи угля в стране при существую­щих объемах его добычи (326 млн т в 2008 г.) почти на 500 лет.

В соответствии с концепцией развития отечественной энергети­ки, определенной ЭСР-2030, добычу угля в России предполагается увеличить до 425–470 млн. т [19], что позволит усилить роль уголь­ной промышленности в обеспечении энергетической безопасности не только страны, но и глобальной энергетической безопасности в целом, поскольку роль угля в энергопотреблении многих стран мира, особенно развивающихся, постоянно растет (табл. 2.7 и 2.8).

Таблица 2.7

Страны – крупнейшие производители каменного угля (2006 г.), млн. т

Страна	Объем производства угля, млн. т в год
Китай
США
Индия
Австралия
ЮАР
Россия
Индонезия
Польша
Казахстан
Колумбия

 

Таблица 2.8

Динамика потребления каменного угля по регионам мира, %

Регион	1986 г.	1996 г.	2006 г.
Азия
Северная Америка
Европа
Бывший СССР

 

Угольная отрасль ТЭК в стране длительное время была убыточ­ной, проблемы которой резко усилились в период рыночной ее трансформации. В настоящее время завершается закрытие убыточ­ных и неперспективных угольных предприятий, осуществляется строительство новых современных угольных производств, что при­водит к повышению производительности труда в отрасли и сниже­нию издержек угольного производства. Возобновился после дли­тельного перерыва и ввод новых добычных мощностей, главным образом, в Кузнецком и Канско-Ачинском угольных бассейнах, а также на шахтах Восточной Сибири, на которых добывается свы­ше 80 % всего угля, производимого в стране.

Существенно увеличился и экспорт угля из России на зарубеж­ные рынки: с 23 млн т в 1980-х г. до 100 млн т к 2007 г. [20]. Около 80 % российского угля экспортируется в восточном направлении че­рез порты Дальнего Востока и 42 % – в западном через порты Бал­тийского моря. При этом средняя дальность перевозок угля, идуще­го на экспорт в пределах России, превышает 4000 км, что увеличивает стоимость угля на 45 %. При этом на мировых рынках цена угля в 1987–2005 гг. была существенно меньше, чем цена нефти и природ­ного газа (рис. 2.7), что являлось одним из важных факторов устой­чивого спроса на уголь на мировых и отечественных рынках. Однако из-за экономического кризиса спрос на уголь, как и на другие виды ископаемых видов топлива, в мировой экономике снизился. Это ска­залось и на востребованности российского угля, которая была ста­бильной до 2006–2007 гг., что усугубило экономическое положение в отрасли, которое постепенно стало улучшаться в последние годы.

 

Рис. 2.7. Динамика изменения цен на основные энергоресурсы на мировых рынках в 1987–2005 гг.

В настоящее время основными проблемами, препятствующими эф­фективному развитию угольной отрасли в стране, являются:

– сокращение внутреннего спроса на уголь вследствие чрезмер­ной зависимости развития отечественного ТЭК от природного газа и нефти, что отразилось на искажении стратегии развития уголь­ных электростанций России по сравнению со странами мира, име­ющими наибольшие запасы угля (рис. 2.8);

– исчерпание потенциала развития действующих угольных бассейнов, особенно в европейской части страны и на Урале, и не­достаточность инвестиций для реализации новых проектов по раз­витию ресурсно-производственного потенциала угольной промыш­ленности;

– высокий уровень износа оборудования угледобычи и недо­статочность инвестиционных средств на его модернизацию и вос­производство как следствие неэффективной приватизации уголь­ных предприятий и отсутствия современных стратегий управления ими у собственников и менеджеров предприятий; уголь является ценнейшим химическим продуктом, из которого уже производятся многие жидкие и газообразные продукты в ЮАР, Китае, США и др., получение которых на предприятиях угольной отрасли на­шей страны отсутствует;

– низкое относительно мирового уровня качество продукции угольных предприятий, которое может быть повышено в том числе и внедрением комплексной энергохимической переработки угля, техноло­гии которой известны и уже приметаются в мире [21];

 

Рис. 2.8. Рост установленной мощности угольных электростанций в ряде стран мира с существующими запасами угля [20]

– недостаточный инновационный потенциал угольной промышленности, в том числе и вследствие слабого развития в стране угольной отрасли;

– высокий уровень травматизма в угольной отрасли, вызван­ный отсутствием на многих угольных предприятиях стратегий и про­грамм социальной корпоративной ответственности и фундаменталь­ных технологических знаний у собственников и менеджеров предприятий:

– рост затрат на добычу угля в связи с переходом на пласты с большими объемами вскрышных работ и ростом глубин залегания при добыче угля соответственно открытым и шахтным способом;

– ослабление роли государства в управлении угольной отрас­лью и регулировании экономических отношений между ее хозяй­ствующими субъектами.

Своевременное и эффективное решение этих проблем позво­лит обеспечить надежное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на высококачественное угольное топливо и продукты его переработки, а также повысить уровень безопасности функциони­рования предприятий угольной промышленности.

 

2.5. Состояние электроэнергетической отрасли и ее технологического потенциала

 

Электроэнергетика является основной системообразующей от­раслью национального хозяйства, обеспечивающей его экономи­ческую безопасность вследствие существенных потребительских преимуществ ее продукции (прежде всего электрической энергии) перед другими видами энергоносителей.

В общем балансе используемых энергоресурсов за 2006 г. (1635,1 млн т у. т.) электроэнергия занимает 20,1 %, но в общем объеме их конечного потребления (981,5 млн ту.т.) – 34,4 %, т. е., находится на первом месте, опережая другие энергоресурсы [1], что соответ­ствует общей тенденции развития мирового ТЭК. Однако удельное потребление электроэнергии на душу населения (6970 кВтžч/чел. в 2008 г.) еще значительно меньше, чем в развитых странах мира (13 350 кВтžч/чел. в США и 19 960 кВтžч/чел. в Канаде в 2008 г.). Более того, прогнозируемое в ЭСР-2030 удельное электропотребле­ние на душу населения в России (12 430–15 460 кВтžч в 2030 г.)^[2] толь­ко выводит уровень электровооруженности среднего российского гражданина на уровень электровооруженности среднего граждани­на США, достигнутый им в 2008 г., и будет существенно меньше уровня электровооруженности 2008 г. средних граждан Канады (19 960 кВтžч/чел. в год) и Финляндии (15 420 кВтžч/чел. в год), – стран, близких России по климатическим условиям.

Суммарная установленная мощность электростанций страны за почти 20-летний период (1991–2008 гг.) изменилась незначительно и составила к началу 2009 г. 224,9 млн кВт (табл. 2.9), однако в свя­зи с аварией на Саяно-Шушенской ГЭС она 17 августа 2009 г. умень­шилась на 6,4 млн кВт. Средний ввод мощностей за 1995–2005 гг. в России составил всего 0,33 млн. кВт в год, в то время как в других странах мира, имеющих самый большой электроэнергетический по­тенциал (табл. 2.10), он составлял от 0,67 млн кВт в год в Канаде до 24,25 млн. кВт в год в Китае, а среднее значение ввода новых энерге­тических мощностей в мире в 1995–2005 гг. составляло 9,47 млн кВт в год., т. е., в 28,7раз больше, чем вводилось в России!

Однако более показательными в худшую для России сторону выглядят результаты развития технологической базы электроэнер­гетики, полученные на основе сравнения производства и потреб­ления электрической энергии указанными странами (табл. 2.11), из которых следует, что по среднему приросту производства элек­троэнергии за 1995–2008 гг. Россия отстает от среднего мирового ее производства в 43 раза! Заметим, что наименьшие темпы при­роста производства электроэнергии за этот период имеют Герма­ния, Франция и Великобритания (от 7,30 млрд до 9,09 млрд кВтžч в год), однако, в отличие от России, эти страны имеют 100 %-й уровень электрификации своей территории, проводят активную энергосберегающую политику и быстрыми темпами увеличивают использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии. О неудовлетворительном состоянии технологического потенциала российской электроэнергетики свидетельствуют так­же и данные табл. 2.12, из которой следует, что практически все основные технологические параметры, характеризующие и техно­логический, и экономический потенциал электроэнергетики, из­менились с 1990 г. в худшую сторону, что существенно снизило технический уровень отечественной электроэнергетики по срав­нению с мировым уровнем (табл. 2.13).

Суммарный электроэнергетический потенциал российской энергетики в настоящее время составляет 218,5 ГВт с потенциальной выработкой около 1 000 млрд кВт∙ч электроэнергии в год. При этом его 70 % приходится на долю ТЭС, оборудованных в основном агрегатами критических параметров пара и установленных преимущественно до 1990 г.

За последние 10 лет в стране вводы новых энергетических мощностей были ниже 1 % установленной мощности электростанций.

В течение последних 20 лет не вводились мощности новых АЭС, а только модернизировались старые их типы, построенные в 1970–1980 гг.; не строились новые ГЭС за исключением ввода двух гидро­агрегатов мощностью 350 МВт на Богучанской ГЭС; на ТЭС не по­явилось ни одного блока на сверх- и ультракритические параметры, которые в массовом масштабе вводятся на электростанциях Китая, США и стран Европы, а также крупномасштабных парогазовых и газопаровых блоков, за исключением двух блоков на Южной ТЭЦ и Северо-западной станции ТГК-1, следствием чего является уста­ревшая структура существующих мощностей ТЭС России (табл. 2.14), технико-экономические параметры которых не соответствуют совре­менным стандартам по энергетической и экологической эффектив­ности, а также по гибкости регулирования их нагрузки.

Следствием этого явилось появление в стране целого ряда стратегических проблем, сдерживающих развитие национальной экономики, основные из которых следующие:

1. Несоответствие темпов ввода генерирующих мощностей темпам роста спроса на энергию, что привело к появлению энергодефицитных регионов и снижению темпов роста их ВВП и страны в целом (по оценке экспертов, снижение ВВП из-за дефицита мощности в 2006–2008 гг. оценивалось суммой 1,5 трлн рублей ежегодно).

2. Нарастание физического и морального износа основного технологического оборудования производства, транспорта, передачи и распределения энергии, что снижает технологический и экономический потенциалы электроэнергетики; уровень износа достигает на ТЭС 64 % (а на ряде ТЭЦ – и до 80 %), в сетях Феде­ральной сетевой компании – до 45 % и на подстанционном обору­довании МРСК – до 65 % [22]. Однако более удручающие данные относительно износа оборудования отечественной электроэнерге­тики показывает исследование, выполненное осенью 2009 г. по при­нятой в мировом сообществе методике оценки его физического из­носа (табл. 2.15). По этой методике обследовано техническое состояние основного энергетического оборудования тепловых и гидроэлектростанций. В общей сложности были исследованы дос­тупные данные годовых отчетов генерирующих компаний по 1523 турбинам, установленным на 310 ТЭС; 2140 котлам, работающим на 295 ТЭС; и 1763 трансформаторам, установленным на 266 ТЭС; по ГЭС исследовались доступные данные об износе 502 гидротур­бин, действующих на 110 ГЭС; 435 генераторов, установленных на 105 ГЭС; и 387 трансформаторов, работающих на 87 ГЭС [23].

 

Таблица 2.9

Динамика основных производственных показателей электроэнергетики России за 1991–2008 гг.

Показатель	Годы
Электропотребление, млрд кВтžч	1056,1	937,9	840,4	814,4	809,1	833,2	862,4	868,2	941,0	972,0	1021,0
Производство электроэнергии, млрд кВтžч,­ в том числе:	1068,2	956,6	860,0	834,0	827,1	847,2	878,2	889,7	953,0	990,0	1037,0	1068,2
ГЭС	168,1	175,2	177,3	158,4	159,5	161,5	164,4	164,1	175,0	175,0	167,5
АЭС	120,0	119,1	99,3	108,5	103,7	120,0	128,8	141,8	149,0	156,0	163,0
ТЭС	780,1	662,3	583,4	567,1	563,9	565,5	585,0	583,5	629,0	659,0	707,0
Установленная мощность, млн кВт, в том числе:	213,0	214,1	214,9	214,6	214,5	214,8	214,9	215,2	216,3		224,9	-6,4
ГЭС	43,3	43,4	44,0	43,9	44,1	44,2	44,3	44,6	46,2		47,2	-6,4
АЭС	20,2	21,2	21,3	21,3	21,3	21,3	21,3	21,2	23,7		23,8
ТЭС	149,5	149,5	149,6	149,4	149,1	149,3	149,3	149,4	146,4		153,9
Ввод мощности, Млн кВт, в том числе:	2,1	2,7	1,0	0,66	0,83	0,84	0,67	0,80	н. д.	1,65	1,98	2,1
ГЭС	0,1	–	–	–	0,17	0,25	0,32	0,30	н. д.	–	0,43
АЭС	–	1,0	–	–	–	–	–	–	н. д.	–	–
ТЭС	2,0	1,7	1,0	0,64	0,66	0,57	0,35	0,50	н. д.	1,65	1,55
Демонтаж мощности, млн кВт	0,8	1,25	1,05	0,8	0,82	0,76	0,45	0,69	н. д.	н. д.	1,68

 

 

Примечание : с1991 по 2002 г. использовались данные официальной статистики; за 2005 и 2008 гг. приведены дан­ные проекта ЭСР-2030; в 2009 г. произошло уменьшение мощности из-за аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, по данным [1] – она приблизительно равнялась 217,2 млн кВт; в 2008 г. приведены данные по демонтажу мощности за 2006–2008 гг.; «н. д.» – нет данных.

Таблица 2.10

Установленная мощность крупнейших национальных энергосистем мира по годам

 

Страна	1995 г.	2000 г.	2005 г.	1995-2005 гг.
	млн кВт	%	млн кВт	%	млн кВт	%	млн кВт в год
США	748,1	25,5	792,2	24,2	956,7	24,7	20,86
Китай	199,9	6,8	298,8	9,1	442,4	11,4	24,25
Япония	200,0	6,8	229,2	7,0	247,9	6,4	4,79
Россия	214,9	7,3	214,9	6,2	217,2	5,6	0,33
Индия	92,4	3,2	108,1	3,3	137,6	3,6	4,52
Германия	110,2	3,8	109,3	3,3	120,4	3,1	1,02
Канада	113,6	3,9	110,8	3,4	120,3	3,1	0,67
Франция	102,9	3,5	110,5	3,4	112,7	2,9	0,98
Бразилия	57,6	2,0	68,2	2,1	90,7	2,3	4,00
Великобритания	66,2	2,3	72,7	2,2	78,1	2,0	1,19
Остальной мир	1023,5	34,9	1176,0	35,9	1348,0	34,8	32,45
Весь мир	2929,3		3279,3		3871,95		9,47

 

Таблица 2.11

Производство электроэнергии крупнейшими национальными энергосистемами мира по годам

Страна	1995 г.	2000 г.	2005 г.	2008 г.	1995-2005 гг.
	млрд кВтžч	%	млрд кВтžч	%	млрд кВтžч	%	млрд кВтžч	млрд кВтžч в год
США	3356,2	26,6	3807,6	26,1	4062,0	25,6	4316,0	21,4	73,83
Китай	956,1	7,6	1300,4	8,9	2371,8	15,0	3433,4	17,0	190,56
Япония	942,2	7,5	993,2	6,8	1034,6	6,5	1154,3	5,7	16,32
Россия	860,0	6,8	878,0	6,0	952,0	6,0	1036,2	5,1	13,55
Индия	503,9	4,0	536,1	3,7	579,4	3,7	834,3	4,1	25,42
Германия	544,2	4,3	587,9	4,0	609,6	3,8	639,1	3,2	7,30
Канада	396,0	3,1	529,1	3,6	661,6	4,2	598,9	3,0	15,61
Франция	469,0	3,7	511,8	3,5	543,6	3,4	574,4	2,8	8,11
Бразилия	308,2	2,4	353,1	2,4	372,6	2,4	454,5	2,2	11,25
Великобритания	271,8	2,2	342,5	2,3	396.4	2,5	390,0	1,9	9,09
Весь мир	12624,6		4612,9		15852,4		20201,8		582,86

 

 

Таблица 2.12

Сравнение основных технико-экономических параметров отечественной энергетики в 1990 и 2007 гг.

Параметр	Единица измерения	1990 г.	2007 г.	Год, когда показа­тели были анало­гичны показателям за 2007 г.	Экономические выводы
Коэффициент использо­вания мощности	%	57,2	51,9	Не было в 1946–1990 гг.	Равнозначно потере 15 млн кВт мощности (больше вводов мощности за 10 лет)
Тариф для промышленных потребителей	цент/(кВтžч)	1,2	5,7	Не было в 1946–1990 гг.	Не обеспечивает конкуренто­способность отечественных товаров
Финансирование НИОКР	млн дол­ларов США				Потеряно 10 лет для развития передовых технологий
Доля отечественного обо­рудования в новых проек­тах	%	99,0	35,0		Подрыв энергетической безопасности
Оплата топ-менеджеров в сравнении со средними показателями в народном хозяйстве	Превышение, раз	3–5	70–100	Не было в 1946–1990 гг.	Десятикратный рост расходов на управление
Технологические ограни­чения мощности электро­станций	млн кВт	12,0	28,0	Не было в 1946–1990 гг.	16,0 млн. кВт – это больше, чем вводы мощности за 5 лет (на 20 млрд. долларов США)
Вводы новых энергомощ­ностей (энергостроитель­ный потенциал)	млн кВт/ год	4,9	2,2		Не позволяет выполнить программу 2006–2010 гг. (ввод 31,5 млн кВт)
Специализированный от­раслевой ремонт (энерго­ремонтный потенциал)	Численность специал­истов	40 000	7 000		Не ремонтируется 8,0 млн кВт/год. Нет готовности к аварийным ремонтам.
Износ основных фондов	%	40,6	56,4		Снижается надежность энерго­снабжения, вплоть до системных аварий (Москва, 2005 г.)
Потери электроэнергии в сетях	% млрд кВтžч	8,2 82,0	14,0 112,0		Потеряно 30 млрд кВтžч – годовая потребность новых потребителей. Обеспечивает рост ВВП на 1500 млрд руб./ год
Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии	г у.т/(кВтžч)	311,9	333,5		Уменьшен отпуск тепла от ТЭЦ на 20 %, перерасход 5 млрд м³ газа

 

Таблица 2.13

 

Сравнение технического уровня электроэнергетики России и мира

 

Параметры	Россия	Мировой уровень
	Среднее значение	Передовые образцы	Среднее значение	Передовые образцы
КПД ТЭС на газе, %	38,5	51-52	44–45	58–60
КПД ТЭС на угле, %	34,2	38–44	37–40	45–47
Потери в электросетях, %	12,7	–	5,5–6,5	–

 

Таблица 2.14

Структура генерирующих мощностей ТЭС России

Группа оборудования		Установленная мощность
Число	электрическая, тыс. кВт	тепловая
Конденсационные Энергоблоки 1200 МВт
Энергоблоки 800 МВт
Энергоблоки 500 МВт
Энергоблоки 300 МВт
Энергоблоки 200 МВт
Энергоблоки 150 МВт
КЭС 9,0 МПа
Теплофикационные ТЭЦ 24,0 МПа
ТЭЦ 13,0 МПа
ТЭЦ 9,0 МПа	–
Несерийное оборудование	–		–
Парогазовые установки	–
Газотурбинные установки	–
Прочие	–

 

Итоговые данные исследования^[3] приведены в табл. 2.16, из которой следует, что в соответствии с методологией табл. 2.15 оборудование отечественной электроэнергетики «может быть оха­рактеризовано преимущественно либо как непригодное к приме­нению, либо как лом» [23].

Из табл. 2.16 следует, что и на ТЭС, и на ГЭС физический из­нос основного оборудования достиг практически предела, его даль­нейшая эксплуатация будет сопряжена с серьезными угрозами. Списки крупных ТЭС и ГЭС с наиболее изношенным оборудова­нием приведены в табл. 2.17 и 2.18.

 

Таблица 2.15

 

Методика оценки физического износа оборудования по методологии компании Делойт и Туш (Deloitte and Touche)

 

Степень износа, %	Группа	Состояние оборудования	Характеристика состояния оборудования
0–5%	А	Новое	Новое, установленное и еще не экс­плуатировавшееся оборудование в от­личном состоянии
5–17%	Б	Очень хорошее	Бывшее в эксплуатации оборудование, полностью отремонтированное или реконструированное, в хорошем со­стоянии
17–33 %	В	Хорошее	Тоже
33–50 %	Г	Удовлетвори­ тельное	Бывшее в эксплуатации оборудование, требующее некоторого ремонта или замены отдельных мелких частей, та­ких как подшипники, вкладыши и др.
50–67 %	д	Условно пригодное	Бывшее в эксплуатации оборудование в состоянии, пригодном для дальней­шей эксплуатации, но требующее зна­чительного ремонта или замены глав­ных частей, таких как двигатель, и дру­гих ответственных узлов
67–83 %	Е	Неудовлетво­рительное	Бывшее в эксплуатации оборудование, требующее капитального ремонта, та­кого как замена рабочих органов ос­новных агрегатов
83–95 %	Ж	Непригодное к примене­нию	Бывшее в эксплуатации оборудование, непригодное к дальнейшему использо­ванию
>95%		Лом	Оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных мате­риалов, которые можно из него извлечь

 

 

Анализ данных табл. 2.17 и 2.18 показывает, что на большин­стве крупных ТЭС и ГЭС вероятность технологических катастроф весьма велика, для этого достаточно наличие какого-либо фактора угроз, как это случилось с турбиной на Саяно-Шушенской ГЭС, на которой «не докрутили» гайки на крышке.

В табл. 2.19 и 2.20 приведены также оценки паркового ресурса турбин крупнейших оптовых (ОГК) и территориальных генерирую­щих компаний (ТГК), из которых следует, что необходимы срочные инвестиции в их модернизацию и технологическое перевооружение.

 

Таблица 2.16

 

Средний удельный износ энергооборудования электроэнергетики России (%)

 

ТЭС	ГЭС
Всего оборудования	83,85	Всего оборудования	97,42
Число отдельных агрегатов па единицу установленной мощности:		В том числе отдельных агрегатов па единицу установленной мощности:
турбин	77,06	турбин	93,77
энергетических котлов	80,33	–
генераторов	103,49	генераторов	104,72
трансформаторов	108,70	трансформаторов	97,3

 

 

Таблица 2.17

 

Крупнейшие ТЭС (более 2000 МВт) с самым изношенным оборудованием (потенциально самые аварийные)

 

ТЭС	Установленная электрическая мощность, МВт	Удельный физический износ турбин, %	Группа износа
Заинская ГРЭС		111,7
Костромская ГРЭС		96,49
Сургутская ГРЭС-1		95,33
Ириклинская ГРЭС		93,53	Ж
Рефтинская ГРЭС		92,34	Ж
Ставропольская ГРЭС		92,27	Ж
Пермская ГРЭС		90,7	Ж
Сургутская ГРЭС-2		89,88	Ж
Рязанская ГРЭС		88,81	Ж
Киришская ГРЭС		83,89	Ж

 

3. Снижение надежности и безопасности внешнего энергоснабже­ния потребителей, в том числе крупных городов, из-за нарастаю­щего физического износа энергетического оборудования и несоб­людения технологических стандартов его текущего обслуживания и эксплуатации. В последние годы существенно возросло количе­ство аварийных отключений энергоснабжения не только в систе­мах электроснабжения, но и во всех системах ТЭК по многим при­чинам, однако первопричиной которых во всех случаях является превалирование экономического интереса в виде получения высокой при­были в краткосрочной перспективе над остальными требованиями технического и экологического характера – необходимостью иметь достаточные резервы мощности, эксплуатировать оборудование в технически допустимых режимах их нагрузки, в установленные сроки проводить текущие и капитальные ремонты оборудования и его обслуживание, осуществлять инновационные проекты по мо­дернизации и развитию систем энергоснабжения и т. п. Следстви­ем этого являются не только участившиеся системные аварии с убыт­ками, исчисляемые миллиардами рублей, но и с многочисленными человеческими потерями, компенсация которых, как правило, ло­жится на плечи государства и его обычных граждан [1, 24].

Таблица 2.18

 

Крупнейшие ГЭС (более 1000 МВт) с наибольшим физическим износом оборудования (потенциально самые аварийные)

 

ТЭС	Установленная электрическая мощность, МВт	Удельный физический износ на конец 2008 г., %	Группа износа
Красноярская		133,89
Братская		120,93
Усть-Илимская		110,21
Саратовская	1269.3	96,81
Нижнекамская		91,46	Ж
Чебоксарская		86,81	Ж
Саяно-Шушенская		86,33	Ж

 

Таблица 2.19

 

Остаток паркового ресурса турбин ОГК до продления или вывода турбин из эксплуатации

 

Компания	Установленная электрическая мощность, МВт	Остаток ресурса до продления или вывода турбин,%
ОГК-3	8 497,0	22,13
ОГК-4	8 630,0	20,66
ОГК-6	8 478,0	18,06
ОГК-1	9531,0	16,64
ОГК-2	8 695,0	9,32
ОГК-5	8 981,5	8,49

 

Таблица 2.20

 

Остаток паркового ресурса турбин ТГК до продления или вывода турбин из эксплуатации

 

Компания	Установленная электрическая мощность, МВт	Остаток ресурса до продления или вывода турбин, %
ТГК-11	2 026,0	40,94
ТГК-12	4 392,2	29,91
ТГК-10	3 265,0	26,86
ТГК-6	3 139,5	22,29
ТГК-13	2 562,0	22,09
ТГК-2	2 576,5	18,43
ТГК-5	2 467,3	17,50
ТГК-8	3 601,8	15,58
ТГК-14	643,4	14,97
ТГК-3	11 117,3	9,57
ТГК-4	3 389,8	8,34
ТГК-1	6 268,7	6,68
ТГК-9	3 329,5	6,15
ТГК-7	6 879,7	3,49

 

 

4. Рост удельных расходов топлива на производство электри­ческой и тепловой энергии и потерь в электрических и тепловых се­тях вследствие высокого износа оборудования и его эксплуата­ции в неоптимальных режимах, что приводит к необоснованному повышению тарифов на энергию, которые становятся обремени­тельными не только для бизнеса, особенно для малого и среднего, но и для обычных граждан, у которых оплата коммунальных услуг ста­новится основной статьей расходов, существенно сокращая уровень необходимых затрат на поддержание нормального физического со­стояния.

5. Увеличение нагрузки на окружающую среду вследствие эксплу­атации устаревшего энергетического оборудования, что не позволя­ет России не только выполнять в ближайшие годы обязательства по Киотскому соглашению, но и обеспечить экологически безопасную среду обитания для своих граждан. Россия в течение последних лет имела меньшие объемы выбросов парниковых газов в окружающую среду, чем ее обязательства по Киотскому соглашению из-за суще­ственного спада промышленного производства в стране в период становления рыночной экономики и открытости внешнеэкономи­ческой деятельности организаций. Однако в связи с устойчивым экономическим ростом с 2000 г. объемы вредных выбросов в атмос­феру предприятиями промышленности и ТЭК России существен­но возросли (рис. 2.9). Преодолев временный спад из-за мирового экономического кризиса 2008–2009 гг. и выйдя на докризисные тем­пы экономического развития, Россия вновь может оказаться в си­туации неконтролируемого роста выбросов (сбросов) загрязняющих и вредных веществ, а также парниковых газов в окружающую среду с весьма серьезными социально-экономическими последствиями для экономики и общества страны.

 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Рис. 2.9. Объемы выбросов в атмосферу загрязняющих веществ в России за 2000–2009 гг. (о. е., по данным Росприроднадзора).

6. Неразвитость и асимметричность транспортной и распреде­лительной инфраструктуры отечественного ТЭК в целом и электро­энергетического его сектора в частности. Развитие транспортной и распределительной инфраструктуры отечественного ТЭК изначаль­но осуществлялось с первоочередной ориентацией на энергоснаб­жение крупных промышленных городов и центров, ориентирован­ных на экспорт ТЭР, оставляя без центрального энергоснабжения территории с низкой плотностью потенциального спроса на энер­гию. Результатом такого асимметричного развития является прак­тически полное исключение более 50 % территории страны из зоны централизованного энергоснабжения и соответственно из совре­менного экономического развития с громадными потенциальны­ми убытками и угрозами социального и политического характера.

7. Снижение энергетической безопасности страны из-за появле­ния новых угроз внешнего и внутреннего характера, подробно рассмот­ренных выше. Основными источниками внешних угроз для энер­гетической безопасности страны являются чрезмерно высокие объемы поставок отечественных энергоресурсов на зарубежные рынки в сыром виде, а не в виде конечных продуктов с высокой добавленной стоимостью, и неоправданно высокая доля контроля активов российских энергетических компаний со стороны зарубеж­ного капитала, что в условиях жесточайшей конкуренции на миро­вых рынках является источником «скрытых» и явных угроз. Основ­ными источниками внутренних угроз для энергетической безопасности страны являются неоправданно расточительное энер­гопотребление и асимметрия в потреблении первичных энергети­ческих ресурсов с преимущественной ориентацией на нефть и при­родный газ, запасы которых постепенно истощаются, исключение из потребления других их видов, экономический потенциал кото­рых вполне достаточен для устойчивого и безопасного развития эко­номики страны [1].

8. Слабость государственного нормативного и технологического управления и регулирования в электроэнергетике. С переходом на рыночные отношения в электроэнергетике страны практически перестала существовать отлаженная, централизовано управляемая система нормативного и технологического регулирования и управ­ления. Обязательные требования, регламентирующие условия экс­плуатации оборудования и его технического обслуживания, повсе­местно стали нарушаться в угоду выполнения одной цели – получения прибыли в самые кратчайшие сроки и в