Тепловая энергетика Украины (стр. 6 из 7)

В силу этого становится вполне очевидно, что поэтапная частичная приватизация тепловой генерации — это инструмент, применив который, можно избежать структурной деформации отечественной энергетики вследствие сокращения доли ТЭС в связи с их критической физической деграда-

цией. Ведь подобное сокращение вполне вероятно (общеизвестна ценовая неконкурентоспособность ТЭС по сравнению с атомными и гидравлическими станциями) и в конечном итоге может привести к таким отрицательным последствиям, как потеря основных фондов, запаса маневровых и регулирующих мощностей, профессиональных ресурсов отрасли.

Для Украины, энергетическая и экономическая политика которой до сих пор не обеспечила необходимый эффект для усиления энергетической составляющей национальной конкурентоспособности, крайне важно разумно (с учетом внутренней специфики) адаптировать положительный иностранный опыт, в частности в сфере демонополизации энергосектора.

2.4. Энергогенерирующие мощности России.

Государство в ближайшее время должно дать участникам рынка четкие сигналы об основных направлениях государственной энергетической политики. В такой сфере, как энергетика, всем сторонам, заинтересованным в новой генерации, для принятия решений необходимо видеть достаточно отдаленную перспективу.

Поэтому сейчас разрабатываются следующие документы: Инвестиционная программа РАО ЕЭС до 2010-2015 гг., Генеральная схема размещения объектов и программа развития электроэнергетики до 2020 г. и Целевое видение развития энергетики России до 2030 г. Главное, что должно быть в этих документах - обоснованный прогноз потребления электроэнергии с учетом энергосбережения (включая анализ потребления на региональных уровнях), прогноз обеспечения электроэнергетики топливными ресурсами и аргументированная политика ценообразования на эти ресурсы и на электроэнергию.

Наблюдающийся сейчас рост спроса на электроэнергию не должен привести к росту электроемкости ВВП, поэтому нужны срочные меры по повышению энергоэффективности экономики - введение программ управления спросом и нормативов потребления газа и электроэнергии по льготным тарифам для интенсификации энергосбережения у потребителей, а также активное внедрение энергосберегающих технологий.

Стартовым импульсом для развития новой генерации должно стать проведение ценовой политики, отражающей потребительские свойства газа и стоимость производства электроэнергии. Наиболее важным должно стать повышение цен на электроэнергию до уровня, покрывающего инвестиции электроэнергетических компаний. Повышение цен на газ также давно назрело, при этом важно, чтобы оно шло опережающими темпами по сравнению с ценами на уголь. Само повышение цен на газ должно идти заранее оговоренными темпами. Для этого нужен четкий, утвержденный Правительством график повышения цен на несколько лет, чтобы потребители могли заранее подготовиться к более высоким ценам за счет проведения энергосберегающих мероприятий. Целевой уровень повышения цен - это достижение равновесия между ценами внутреннего рынка и мировыми ценами за вычетом транспортных и прочих затрат.

Это должно обеспечить нормализацию соотношения цен на различные виды топлива и развитие межтопливной конкуренции. Для этого потребуется ускоренный запуск внутренних конкурентных рынков газа и электроэнергии - увеличение доли энергоресурсов, цены на которые не регулируются государством, путем развития биржевой торговли и заключения долгосрочных договоров.

Сегодня в условиях нарастающих региональных дефицитов электроэнергии главная задача - максимальное приближение сроков ввода всех генерирующих мощностей (особенно при расширении существующих станций). Потребуется опережающий ввод новых более эффективных мощностей на действующих электростанциях с последующим или отложенным на несколько лет демонтажем действующего оборудования.

Для определения путей развития новой генерации отправной точкой является прогноз топливного баланса электростанций с учетом ограничений по газу. Очевидно, что в перспективе доля газа в тепловой генерации должна снижаться, важно определить скорость этого снижения. Ситуация, сложившаяся с газообеспечением теплоэнергетики, диктует необходимость ускоренного развития угольной генерации, что включает:

· ограничение использования газа угольными станциями;

· отказ от перевода угольных станций на газ и строительства газовых блоков на угольных станциях (как это предполагалось сделать на Серовской ГРЭС в Свердловской области);

· отказ от строительства газовых КЭС в угольных регионах (например, в Кемеровской области);

· дозагрузка действующих угольных станций, по которым нет сетевых ограничений по переброске этих мощностей в энергодефицитные районы (Черепецкая, Рязанская, Каширская ГРЭС);

· перевод обратно на уголь тех КЭС, которые изначально были запроектированы на уголь, а сейчас используют газ;

· дополнительное развитие угольных ТЭС до предельно допустимой по возможностям существующих площадок мощности и начало разработки проектов новых площадок угольных станций, замещающих проекты новых крупных газовых станций на Урале и в ОЭС Центра

Для снятия угрозы дефицита в предстоящие годы придется увеличить использование мазута на газомазутных ТЭС, а также осуществлять импорт электроэнергии с атомных станций Украины, хотя бы в летний период, для экономии газа.

В стратегическом плане, как показано в данном исследовании, необходимо развитие одновременно и угольной, и атомной, и гидроэнергетики с постепенным снижением роли газа. Согласно 1 этапу "Генеральной схемы", общим принципом выбора структуры генерирующих мощностей после 2010 г., когда снимаются временные ограничения на строительство электростанций, является максимальная диверсификация структуры генерирующих мощностей в основных энергообъединениях страны. В "Генсхеме" предусматривается, что в перспективе до 2020 г.

основой электроэнергетики России по- прежнему будут тепловые электростанции, однако в структуре потребления топлива на ТЭС доля угля должна постепенно увеличиться с 25% до 36-37% при сокращении доли газа с 68% до 58% (рис.2).

Рис.2. Прогноз потребления в топливе теплоэлектростанций

При этом мощности угольных станций должны возрасти с 40% от всех мощностей ТЭС в настоящее время до 47% в 2020 г. при соответствующем снижении доли мощностей газомазутных станций.

В долгосрочной перспективе в европейской части страны главным конкурентом тепловой генерации станут АЭС, размещаемые практически только в этом регионе страны. Здесь АЭС и новые угольные станции должны сочетаться с электропередачами постоянного тока из Сибири (от сибирских ГЭС и канско-ачинского угольно-энергетического комплекса). В ОЭС Урала парогазовые станции нужно дополнять генерацией на привозных углях и сибирскими электропередачами. В Сибири и на Дальнем Востоке должны рационально сочетаться станции, работающие на местных углях и ГЭС.

Выводы по 2 разделу.

Профессиональная разработка программы демонополизации отечественной тепловой энергетики, которая, безусловно должна корреспондироваться с уже указанными документами, а также с планом внедрения новой модели ОРЭ, базовыми положениями Энергетической стратегии государства и долгосрочными программами ее социально-экономического развития. Акцентируем внимание на том, что демонополизация отечественной теплоэнергетики не означает ее полномасштабной приватизации (часть генерирующих активов, которые государство может технологически модернизировать, инвестиционно поддерживать и обеспечивать их конкурентную энергоэффективность, должна остаться в государственной собственности). Поэтому все действующие ТЭС Украины (кроме трех частных) следует оценить как потенциальные объекты программы демонополизации. Для объективности такую оценку целесообразно осуществлять по следующим критериям:

—используемая технология энергогенерации (вид, количество, мощность турбогенераторов);

—установленная суммарная мощность;

—объем производства электрической, тепловой энергии;

—коэффициент использования установленной мощности;

—резерв установленной мощности;

—удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии;

—степень износа основных фондов в целом, а также основного производственного оборудования (по объектам) в частности;

—параметры износа расчетного ресурса работы оборудования;

—основные отраслевые потребители (промышленные объекты); прогнозная оценка величины их спроса на товарную продукцию ТЭС; наличие
долгосрочных контрактов на поставку электроэнергии;

—экологическая нагрузка деятельности ТЭС (карбоновые выбросы,
золошлаковые отходы и др.);

—топливная база, объемы потребления и основные поставщики топлива, наличие альтернативных источников поставки;

—результаты финансово-экономической деятельности (рентабельность,
ликвидность активов, кредитореко-дебиторская задолженность и т д.).

На базе оценки отечественных ТЭС по предлагаемым критериям и с учетом перечня стратегически необходимых технологий для теплоэнергетики Украины специалистами и экспертами объективно определяется перспективная и экономически и экологически приемлемая технология производства (например, энергогенерации на основе комбинированного цикла сгорания природного газа) определенной ТЭС или же основные объекты ее частичной технической модернизации. Результаты такого определения, его технические и финансовые параметры могут рассматриваться как главный пункт потенциальных инвестиционных обязательств, которые будут выдвигаться среди прочих условий приватизационных конкурсов.