Анализ энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России

Анализ  энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России

В России функционирует  около 500 крупных  электростанций общего пользования, причем около 400 электростанций принадлежат РАО  «ЕЭС России».

На РАО «ЕЭС России» в 2005 г. приходилось 72% установленной  мощности электростанций и 70% производства электроэнергии. Другой крупной компанией  в электроэнергетике России является ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», который управляет 10 атомными электростанциями. Россия является четвертым по величине производителем электроэнергии в мире после США, Китая и Японии. По величине генерирующих мощностей Россия также находится на четвертом месте в мире (рис. 1).

Следует отметить, что большинство стран мира с 1990 г. значительно нарастили генерирующие мощности, в то время как генерирующие мощности электростанций России остались практически неизменными. В соответствии с прогнозом Международного энергетического  агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн кВтч по сравнению с 14,8 трлн кВтч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

В структуре  производства электро-энергии и генерирующих мощностей в России наибольшая доля приходится на тепловые электростанции (рис. 2). На нетрадиционные источники электроэнергии (приливные электростанции, солнечные и ветроэлектростанции) приходится крайне незначительная доля в производстве электроэнергии и генерирующих мощностей (менее 0,1%).

Атомные электростанции в России сосредоточены в энергосистемах Центра, Северо-Запада и Юга, а гидроэлектростанции - Юга, Сибири и Дальнего Востока. Отметим, что потенциал развития гидроэнергетики в России используется не более чем на 20%, а долю атомных электростанций в производстве электроэнергии в соответствии с планами правительства планируется нарастить до 25%.

Основными проблемами в генерирующем секторе электроэнергетики  России являются высокий уровень  износа генерирующих мощностей, низкий КПД тепловых электростанций, чрезмерно  высокая доля газа и непропорционально  низкая доля угля в топливном балансе, низкий уровень капитализации генерирующих компаний России (ОГК, ТГК) по сравнению  с мировыми аналогами, низкая производительность труда, обусловленная наличием избыточного  персонала, а также моральным  и физическим износом оборудования.

В структуре  потребления электроэнергии в России, без учета потерь в сетях общего пользования, более 60% приходится на промышленность и около 10% - на транспорт (рис. 3). Энергоэффективность промышленности и транспорта России по мировым меркам крайне низкая, что обусловлено превалированием в структуре промышленности энергоемких отраслей, отсутствием действенных стимулов к энергосбережению в условиях регулируемых цен на энергоресурсы (газ и электроэнергию), отсутствием государственной поддержки внедрения энергосберегающих технологий, а также высоким уровнем физического и морального износа оборудования в промышленности и подвижном составе железнодорожного транспорта. По мнению экспертов, резервы энергосбережения в российской экономике оцениваются в десятки процентов.

С 2000 г. электроэнергетика  России (в первую очередь ОАО «РАО «ЕЭС России») находится в состоянии  реформирования, в ходе которого осуществляется формирование ряда новых компаний, разделенных по видам деятельности (производство, распределение, оперативно-диспетчерское  управление, сбыт электроэнергии, а  также ремонт и сервисное обслуживание), изменение системы государственного регулирования отрасли, а также  формирование конкурентного рынка  электроэнергии.

В настоящее  время на стадии завершения находится  процесс разделения функций в  электроэнергетике на естественно  монопольные (распределение, оперативно-диспетчерское  управление) и потенциально конкурентные (производство, сбыт электроэнергии, ремонт и сервисное обслуживание) и создания структур, специализирующихся на отдельных видах деятельности. Завершено формирование основных инфра-

структурных организаций, обеспечивающих функционирование рынка  электроэнергии. С 1 ноября 2003 г. в России функционирует сектор свободной  торговли оптового рынка электроэнергии.

С 1 января 2006 г. на оптовом рынке электрической  энергии (мощности) приступили к работе генерирующие компании, которым присвоен статус самостоятельных участников оптового рынка. Федеральной службой по тарифам для новых поставщиков оптового рынка установлены постанционные тарифы на поставку электрической энергии и мощности. Кроме того, ведется работа по подготовке к запуску новой модели оптового рынка, основанной на заключении двусторонних регулируемых договоров. С 15 марта 2006 года уже идут имитационные торги по новой модели оптового рынка. Принципиальное отличие новой модели оптового рынка состоит в том, что обязательства производителей электроэнергии оформляются гражданско-правовыми договорами, в которых цена определена на уровне тарифа, установленного Федеральной службой по тарифам на 2007 г., объем их ежегодно снижается на 5-15% от объемов баланса 2007 г.

Потребитель может  приобрести электроэнергии больше, чем  установлено контрактом, - в этом случае электроэнергия приобретается  на свободном рынке. Правительство  РФ планирует постепенное снижение регулируемой доли рынка электроэнергии и рост свободной. Запуск новой модели оптового рынка произошел 1 августа 2006 года.

К этому же времени  были приняты правила розничного рынка, которые, по мнению правительства  РФ, обеспечат предсказуемость тарифов  для сетевых компаний на основании  нормы доходности и позволят сформировать стимулы к снижению издержек. Таким  образом, либерализация оптового рынка  приведет к формированию розничных  тарифов как суммы составляющих (стоимость электроэнергии на оптовом  рынке + услуги по передаче + инфраструктурные платежи + сбытовая надбавка).

В настоящее  время тарифы на электроэнергию в  России, несмотря на сравнительно быстрый  рост в 2000- 2006 гг., существенно ниже, чем в большинстве стран Европы и США (рис. 4). Однако тарифы в странах  Западной Европы и США в последние  годы в реальном выражении снижаются.

Серьезной проблемой  являются перекрестное субсидирование между промышленностью и населением (тарифы для населения устанавливаются  ниже, тарифы для промышленных предприятий - выше экономически обоснованных) и  межрегиональное перекрестное субсидирование (покупной тариф с оптового рынка  в одном регионе завышен, а  в другом занижен).

По оценкам  ОАО «РАО «ЕЭС России», в 2005 году потери РАО «ЕЭС России» от перекрестного  субсидирования составили более 65 млрд руб., что практически соответствует консолидированной прибыли холдинга РАО «ЕЭС России» до налогообложения - 67,6 млрд руб. В целом по предприятиям электроэнергетики потери от перекрестного субсидирования между промышленностью и населением оцениваются в 92 млрд руб., а от межрегионального перекрестного субсидирования - 14 млрд руб. Суммарные потери предприятий электроэнергетики от перекрестного субсидирования на 26% превосходят сальдированный финансовый результат по виду деятельности «производство и распределение электроэнергии».

Либерализация оптового и розничного рынков электроэнергии должна обеспечить ликвидацию перекрестного  субсидирования и формирование экономически обоснованных тарифов на электроэнергию, которые позволят частным инвесторам и государственным компаниям  получить приемлемую доходность при  реализации проектов строительства  и реконструкции генерирующих мощностей  и электрических сетей высокого и низкого напряжения. Кроме того, рост цен на электроэнергию, который, по мнению аналитиков ИА INFOLine, произойдет в первые годы либерализации, обусловит необходимость внедрения энергосберегающих мероприятий и таким образом будет способствовать повышению энергоэффективности и конкурентоспособности российской экономики.

Важным показателем  эффективности российской электроэнергетики  является капитализация энергетических компаний. По состоянию на 1 мая 2006 года капитализация ОАО «РАО «ЕЭС России»  составила 32,2 млрд долл. (200 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ОГК-5» - 2,4 млрд долл. (280 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ОГК-3» - 2,1 млрд долл. (250 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ТГК-3» (ОАО «Мосэнерго») - 5,2 млрд долл. (500 долл. за 1 кВт установленной мощности).

Капитализация российских энергетических компаний пока существенно ниже среднемировых  показателей (более 600 долл. за 1 кВт  установленной мощности), и одна из целей реформы электроэнергетики - повышение привлекательности энергетических компаний (в первую очередь генерирующих и сбытовых), которое должно обеспечить рост капитализации и, таким образом, расширение спектра инструментов привлечения финансирования для реализации инвестиционных проектов.

1.1. Анализ энергоэффективности экономики России

Анализ электроэнергетики  России и перспектив ее развития не может осуществляться в отрыве от показателей энергоэффективности российской экономики в целом. На рисунке 5 и в таблице 1 представлено соотношение потребления первичной энергии и электроэнергии в России и других странах. 

Оценки несколько  отличаются ввиду различной методологии  сопоставления ВВП, однако соотношение  показателей достаточно стабильно  и подтверждает отставание России по показателю энергоэффективности от других стран. По показателю энергоэффективности экономика России уступает не только развитым странам, но и наиболее динамично развивающимся странам АТР: Китаю и Индии.

Многие эксперты объясняют это климатическим  фактором, однако структура конечного  потребления энергии, не связанного с дальнейшей выработкой других видов  энергии, а также показатели Норвегии, Финляндии и Канады с одной  стороны, Украины и Казахстана - с  другой позволяют сделать вывод, что в большей степени энергоэффективность определяется структурой экономики, а не климатом (рис. 6 и 7). Кроме того, в России в настоящее время не только отсутствует дефицит тепловых мощностей, но и снижается доля времени работы ТЭЦ в теплофикационном режиме.

Таким образом, сохранение низких внутренних цен на энергоносители (в первую очередь  природный газ) в среднесрочной  перспективе (пока не будут предприняты  существенные действия по повышению  энергоэффективности экономики) является необходимой мерой, так как опережающий рост цен на газ приведет к резкому снижению конкурентоспособности целого ряда отраслей российской экономики, характеризующихся низкой энергоэффективностью (в первую очередь это относится к энергоемким отраслям промышленности и ЖКХ).

В последние  годы структурная перестройка экономики  России - рост доли отраслей промышленности с низким энергопотреблением (ТЭК, пищевая  промышленность) и сферы услуг, а  также модернизация произ-водства в энергоемких отраслях промышленности (черная металлургия, химическая промышленность) - обеспечивают повышение энергоэффективности экономики на 2-3% в год. Однако этого недостаточно для преодоления проблемы избыточного энергопотребления, что приводит к увеличению разрыва между большинством развитых стран, активно внедряющих энергосберегающие технологии, и Россией.

Анализ динамики и структуры потребления первичной  энергии в России по видам топлива и основные макро-экономические показатели в 2002- 2005 гг. показывают, что коэффициент эластичности ВВП по потреблению первичной энергии колебался в диапазоне 0,22-0,27 (табл. 2). Отметим, что 2003 и 2004 гг. были очень удачными для российской экономики по динамике основных макроэкономических показателей, а уже в 2005 и 2006 гг. темп роста ВВП снизился до 6,4% и 6,1% (прогноз МЭРТ) соответственно, а объем промышленного производства - до 4,0% и 4,4% (прогноз МЭРТ) соответственно. При этом потребление электроэнергии в 2005 г. выросло на 1,6% (с учетом того, что 2004 г. был високосным, - на 1,9%), а на 2006 г. Минпромэнерго прогнозирует рост в 2%. Поэтому если рассматривать 2005 - 2006 гг., коэффициент эластичности ВВП и промышленного производства по потреблению электроэнергии составляет уже 0,3-0,45%.

Текущий уровень  эластичности ВВП и промышленного  производства по потреблению первичной  энергии позволяет сделать вывод, что экономический рост в России потребует значительных инвестиций в сферы добычи нефти, газа и угля, а также производства электроэнергии. При этом не учитываются масштабные планы наращивания экспорта нефти (нефтепровод ВСТО и Харьяга-Индига), газа (СЕГ и проект строительства газопровода в Китай) и электроэнергии (энергомост между Ленинградской областью и Финляндией и планы по экспорту энергии дальневосточных ГЭС в Китай).

В таблице 3 представлены сценарии потребности в первичной  энергии по видам топлива и  электроэнергии в зависимости от показателя эластичности потребления  энергии по ВВП. Наиболее оптимистичный  сценарий (к. э. = 0,2 и прирост ВВП - 6%) предполагает, что для обеспечения  экономического роста России потребуется при сохранении существующих объемов экспорта углеводородов нарастить добычу нефти почти на 80 млн тонн в год или газа на 100 млрд куб. м в год. Кроме того, почти на 13% вырастет потребление электроэнергии, что потребует, по оценкам ИА INFOLine, без учета замещения выбывающих изношенных мощностей, строительства дополнительно не менее 25 ГВт генерирующих мощностей (почти 8% генерирующих мощностей России на конец 2005 г.). Расчеты для сценария (к. э. = 0,3 и прирост ВВП - 6%) совпадают с верхней границей оценки, приведенной в проекте долгосрочного прогноза роста российской экономики, разработанного МЭРТ, в соответствии с которым производство электроэнергии в России возрастет к 2015 году до 1111-1158 млрд кВтч.

1.2. Макроэкономические  показатели электроэнергетики  России 

В структуре  потребления электроэнергии в России более 50% приходится на промышленность, причем это соотношение не изменяется со второй половины XX века. При этом более 60% прироста спроса на электроэнергию в 2000-2005 гг. приходится на промышленность и транспортный комплекс (рис. 8). В  промышленности высокие показатели потребления электроэнергии обусловлены особенностями ее структуры, в которой превалируют энергоемкие производства: черная и цветная металлургия, химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, а также низкой энергоэффективностью и высоким уровнем износа основных фондов. Значительное потребление электроэнергии в транспортном комплексе обусловлено огромной площадью территории России и низкими эксплуатационными характеристиками подвижного состава железнодорожного транспорта.

Электроэнергетика является базовой инфраструктурной отраслью, и соответственно, реагирует  на изменение потребностей экономики  в электро-энергии с некоторым запаздыванием. Так, сокращение ВВП России в 1992- 1998 гг. примерно на 40% и промышленного производства - на 50% привело к сокращению производства электроэнергии менее чем на 20%, что стало причиной повышения электроемкости ВВП и промышленности. Рост ВВП и промышленного производства в 2000- 2005 гг. обусловил формирование тенденции снижения электроемкости: так, прирост производства электроэнергии составил около 10% при увеличении ВВП и промышленного производства более чем на 40% (рис. 9).

По оценкам  ИА INFOLine, основными причинами повышения эффективности использования электроэнергии в промышленности Росси в 2000-2005 гг. стали повышение уровня загрузки оборудования в большинстве отраслей промышленности, обусловившее общий рост энергоэффективности промышленного производства, а также реализация инвестиций в энергоемких отраслях (черная металлургия и химическая промышленность) (рис. 10).

В результате изменения  структуры промышленного производства в 2000- 2004 гг. доля электроэнергетики  в общем объеме промышленного  производства по ОКОНХ сократилась на 1,6 процентных пункта (рис. 11).

В 2005 г. ФСГС перешла  к оценке показателей промышленного  производства по ОКВЭД, в соответствии с которым показатели предприятий  электро-энергетики учитываются по видам деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии» и «Производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)» (табл. 4 и 5).

Важной проблемой  развития электроэнергетики служит ее низкая привлекательность для  инвесторов ввиду жесткого тарифного  регулирования. Так, удельный вес убыточных  организаций в электроэнергетике  в 2000-2004 гг. превосходил показатель по промышленности в целом, а рентабельность была существенно ниже, причем ввиду  отставания темпов роста тарифов  на электроэнергию от индекса цен  производителей промышленной продукции  и поставщиков топлива разрыв между долей убыточных организаций  по промышленности в целом и в  электроэнергетике вырос с 1,5 процентных пунктов в 2000 г. до 9,9 процентных пунктов  в 2004 г. (40,9% - в промышленности и 50,8% - в электроэнергетике).

В 2005 г. финансовое положение предприятий электроэнергетики  продолжило ухудшаться (табл. 6), рентабельность снизилась (рис. 12), что было обусловлено  сохранением отставания темпов роста  тарифов на электроэнергию от цен на топливо и по промышленности в целом (рис. 13).

Объем иностранных  инвестиций по видам деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии»  и «Производство, передача и распределение  пара и горячей воды (тепловой энергии)»  незначителен, представлен не прямыми, а в основном портфельными и прочими  инвестициями, и не играет существенной роли ни в инвестиционной, ни в производственной деятельности энергетических компаний. Кроме того, темп прироста накопленных иностранных инвестиций в электроэнергетику России в 2005 г. снизился по сравнению с 2004 г. на 27%.

Характеристика  электроэнергетики  России

2.1. Основные тенденции  производства и  потребления электроэнергии  в России

Как уже отмечалось ранее, потребление электроэнергии в России после спада 1990-1998 гг. в 2000-2005 гг. неуклонно росло и в 2005 г. достигло уровня 1993 г. (рис. 14). При этом пиковая нагрузка в единой энергетической системе России зимой 2006 г. превысила показатели 1993 г. и составила 153,1 ГВт (рис. 15), в том числе 146,45 ГВт в ЕЭС без ОЭС Востока (табл. 7).

Отметим, что  состояние генерирующих мощностей  в 2005 г. по сравнению с 1991 г. значительно  ухудшилось, что обусловлено резким снижением инвестиций в строительство  и реконструкцию генерирующих мощностей  в 90-е годы и сохранением их на недостаточном для массового  замещения выбывающих мощностей  уровне в 2000-2005 гг.

Таким образом, в настоящее время генерирующие мощности России не могут в полной мере обеспечить потребности экономики  во время пиков энергопотребления.

Неравномерный рост энергопотребления в различных  регионах России в 1999-2005 гг. и прогнозируемое Минпромэнерго сохранение неравномерности прироста в 2006 - 2010 гг. (рис. 16 и 17) при практически неизменной структуре генерирующих мощностей, характерной для СССР (вводы генерирующих мощностей в 1991-2005 гг. недостаточны для качественного изменения ситуации, причем строительство новых мощностей в основном осуществлялось по объектам незавершенного строительства, размещение которых определялось еще во времена СССР), усугубляет дефицит мощностей во время пиков энергопотребления.

По оценкам  ОАО «РАО «ЕЭС России», к 2010 г. будет  превышен уровень энергопотребления 1990 г. еще в 6 энергосистемах (Иркутской, Томской, Амурской, Дальневосточной, Камчатской, Хабаровской).

Таким образом, хотя производство электроэнергии по России в целом превосходит потребление (табл. 8), а потребность в генерирующих мощностях в России оценивается  в 196 ГВт, что меньше существующих мощностей  энергосистемы России, в случае сохранения уровня инвестиционной активности и  динамики обновления генерирующих мощностей  уже к 2010 г. возможно возникновение  системного дефицита электроэнергии в  большинстве регионов России, а не в отдельных регионах в период пикового энергопотребления, как в 2006 г.

Подтверждением  неспособности электроэнергетики  России обеспечить потребности экономики  является значительный объем неудовлетворенных  заявок на техническое присоединение  к электрическим сетям, который  оценивается в 10 ГВт (рис. 18). Доля удовлетворенных  заявок на техническое присоединение  к сетям постоянно снижается: 32% в 2004 г., 21% - в 2005 г., 16% (по оценкам Минпромэнерго) - в 2006 г.

В структуре  неудовлетворенных заявок на промышленных потребителей приходится 7,5 ГВт, в том  числе на цветную металлургию - 2,2 ГВт, на черную металлургию - 1,8 ГВт, на нефтяную промышленность - 0,5 ГВт, а  на прочих потребителей (транспорт, инфраструктура городов и сел) - 2,5 ГВт. В разрезе  энергосистем наиболее острая ситуация складывается в ОЭС Центра (особенно в Москве и Московской области), Северо-Запада, Урала и Волги. Помимо ограничений на техническое присоединение к сетям, целый ряд потребителей (в первую очередь промышленных) сталкиваются с ограничениями потребления, основными причинами которых являются:

• высокий уровень потребления при отсутствии надлежащих резервовмощности (например, ограничение потребления зимой 2006 г.);
• ремонт элементов генерирующего или сетевого оборудования, прикотором его работу невозможно заместить;
• ограничение поставок природного газа электростанциям со стороныОАО «Газпром».

Доля РАО «ЕЭС России» в произ-водстве электроэнергии в 2001-2005 гг. была достаточно стабильна и составляла около 70%. При этом в 2005 году электростанциями, входящими в ОГК, произведено 302,3 млрд кВтч электроэнергии (45,4% общей выработки электростанций РАО «ЕЭС России»), входящими в ТГК - 230,7 млрд кВтч (34,7%).

Установленная мощность электро-станций России в 2005 году в зоне централизованного электроснабжения составила 210,5 ГВт. Структура генерирующих мощностей в 2000-2005 гг. в России существенно не изменилась. Это обусловлено незначительными объемами ввода генерирующих мощностей - около 5% от общих мощностей (с учетом технического перевооружения) в 2001-2005 гг. и строительства новых генерирующих мощностей (без учета технического перевооружения) в ЕЭС России - около 3% от общих мощностей в 1995-2005 гг. (рис. 19).

В соответствии с основными параметрами Прогнозного  баланса электроэнергетики и  ОАО «РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 гг., энергопотребление в России к 2010 году вырастет до 1045 млрд кВтч по сравнению с показателем 2005 г. - 939 млрд кВтч. Соответственно, ежегодные темпы роста электропотребления прогнозируются на уровне 2,2%. Среднегодовые темпы увеличения зимнего максимума нагрузки прогнозируются на уровне 2,5%. В результате к 2010 г. этот показатель может вырасти на 18 ГВт - с 143,5 ГВт в 2005 году до 160 ГВт в 2010 году. В случае повторения температурного режима зимы 2005-2006 гг. дополнительный прирост нагрузки к 2010 г. составит 3,2 ГВт. Таким образом, по оценкам ОАО «РАО «ЕЭС России», общая потребность в установленной мощности электростанций в России к 2010 году возрастет на 24,9 ГВт до 221,2 ГВт. При этом увеличение потребности в резерве мощности в период с 2005 до 2010 гг. составит 3 ГВт, а потребность в мощности электростанций для обеспечения экспортных поставок в 2010 г. составит 5,6 ГВт, увеличившись по сравнению с 2005 г. на 3,4 ГВт.

В то же время  в связи с демонтажом оборудования установленная мощность электростанций России снизится за период 2006-2010 гг. на 4,2 ГВт, а общее снижение установленной мощности электростанций в зоне централизованного электроснабжения в 2005-2010 гг. прогнозируется на уровне 5,9 ГВт - с 210,5 ГВт до 204,6 ГВт. Дефицит электрической мощности в России может возникнуть уже в 2008 году, причем он составит 1,55 ГВт, а к 2009 году увеличится до 4,7 ГВт.

2.2 Состав генерирующих  мощностей в электроэнергетике  России

По мнению экспертов  ИА INFOLine, данные ФСГС, характеризующие износ производственных фондов предприятий электроэнергетики России, не позволяют адекватно оценить ситуацию в отрасли, так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются, например, плотины со сроком службы 100 лет. Более справедливой представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 65-75% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и более 20% оборудования тепловых электростанций выработало 100% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 50 ГВт генерирующих мощностей) - (рис. 20).

Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике  в целом (рис. 21).

Следует отметить, что наиболее сложная ситуация складывается по износу гидроэлектростанций: так, износ  ряда ГЭС Волго-Камского каскада  превышает 75-80%, а оборудование не обновлялось  с 50-х годов XX века. Долгое время состоянию  Волго-Камского каскада не уделялось  достаточного внимания и только в 2005 г. ситуация несколько изменилась: ОАО  «ГидроОГК» принята программа технического перевооружения, которая позволила ввести замещающие мощности на Волжской, Жигулевской и Камской ГЭС, а также осуществить продление ресурса гидроагрегатов на Саратовской и Нижегородской ГЭС. В то же время для системного решения проблемы необходим значительно больший объем финансирования, порядок привлечения которого пока не определен. 

Показатели износа генерирующих мощностей в атомной  энергетике являются засекреченными, поэтому могут быть оценены только по косвенным признакам. По мнению экспертов  ИА «INFOLine», проблема износа генерирующих мощностей АЭС лежит в несколько другой плоскости, чем по тепловым и гидроэлектростанциям: реализация комплекса мероприятий по продлению ресурса существующих АЭС, реализуемая концерном «Росэнергоатом» с 90-х годов XX века, позволила не допустить вывода ряда энергоблоков из эксплуатации до 2012-2020 гг. Однако уже к 2015 г. необходимо обеспечить ввод замещающих мощностей на ряде АЭС и вывести из эксплуатации энергоблоки первых поколений, продление ресурса по которым уже недопустимо, что потребует несопоставимо большего объема инвестиций.

Самостоятельно  концерн «Росэнергоатом» обеспечить финансирование строительства замещающих мощностей неспособен, а перспективы использования других источников финансирования в настоящее время достаточно туманны. Рост уровня физического износа генерирующих мощностей в тепловой и гидроэнергетике России обусловлен следующими факторами:

• недостаточным финансированием электроэнергетики РоссийскойФедерацией как основным акционером ОАО «РАО «ЕЭС России»;
• неэффективной моделью инвестиционного финансирования предприятий электроэнергетики: привлечение частных инвестиций для строительства и модернизации генерирующих мощностей сопряжено со значительными ограничениями, а реализуемые за счет собственных средств энергетических компаний и финансирования РАО «ЕЭС России» инвестиционные проекты зачастую недостаточно чувствительны к соотношению перспективного спроса и предложения электроэнергии и характеризуются низкой экономической эффективностью. По оценкам экспертов, резерв экономии средств при реализации инвестиционных проектов составляет от 15 до 30%;
• ограниченностью собственных финансовых средств, невозможностью привлечения значительных кредитных ресурсов энергетическими компаниями в рамках существующей в настоящее время структуры отрасли и модели регулирования тарифов на электроэнергию;
• неконкурентоспособностью по показателям эффективности и надежности продукции ряда предприятий энергетического машиностроения иэлектротехнической промышленности, а также недостаточным уровнемконкуренции на рынке инжиниринговых услуг;
• сравнительно низким уровнем цен на энергоресурсы, в первую очередь природный газ, доля которого в структуре используемого тепловыми электростанциями топлива составляет более 70%, в результате чего техническое перевооружение генерирующих мощностей характеризуется меньшей привлекательностью по сравнению с продлением срока эксплуатации, способствующим увеличению затрат на топливо и ремонт.

Проблема физического  износа генерирующих мощностей усугубляется высоким уровнем их морального износа. Генерирующие мощности в России в основном представляют собой электростанции с паросиловым циклом, КПД которых на 40-45% ниже парогазовых или газотурбинных электростанций, используемых в большинстве развитых стран.

Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России составляет примерно 334 гр. условного топлива на кВт/ч (в  том числе на газомазутных КЭС - 327 гр. на кВтч, на пылеугольных КЭС - 360 гр. на кВт/ч, ТЭЦ - 330 гр. на кВт/ч) при аналогичном показателе на ПГУ или ГТУ Европы, равном 210-250 гр. условного топлива на кВтч, что приводит к дополнительному потреблению российскими энергетическими компаниями до 40 млрд куб. м природного газа в год. (рис. 22).