11:4616.12.11

Программа модернизации электроэнергетики на 2011-2020 гг., подготовленная по заказу Минэнерго, обойдется отрасли в 11,2 трлн рублей

Программа модернизации электроэнергетики на 2011-2020 гг., подготовленная по заказу Минэнерго, обойдется отрасли в 11,2 трлн рублей

Государственный Энергетический институт имени Кржижановского по заказу Минэнерго РФ подготовил проект программы модернизации электроэнергетики России до 2020 года.
По расчётам разработчиков программы, к 2020 году из эксплуатации должно быть выведено более 27 ГВт, а введено новых мощностей более 82 ГВт. 4,7 трлн рублей предлагается вложить в сети, остальное - 6,5 трлн рублей - в развитие генмощностей. При этом 4,5 трлн рублей должно быть направлено на ТЭС, а мощности газовых ТЭС увеличены в 7,4 раз - до 49 ГВт. Генераторы и потребители заявляют о противоречивости расчетов и призывают Минэнерго доработать документ.
В программе, с текстом которой ИА «BigpowerNews» удалось ознакомиться, указывается, что «актуальность разработки программы обусловлена тем, что с 1991 года более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери электроэнергии в электросетях на ее передачу и распределение; более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли; более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капвложений. В 5 раз сократился средний ежегодный ввод генмощностей по сравнению с вводами 60-80-х годов прошлого столетия». Разработчики, отмечая существенный рост в последние годы тарифов на электроэнергию, констатируют, «что после распада СССР существенно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития электроэнергетики в России».
Среди причин снижения эффективности электроэнергетики в программе называются: использование отсталых технологий, морально и физически устаревшего энергооборудования, а также отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов.
Целью Программы называется «кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию».
Как следует из документа, для решения проблем отрасли энергетикам предлагается вложить в модернизацию своих мощностей в последующие 9 лет более 11,2 трлн рублей (в номинальном выражении), в том числе: в генерирующие мощности должно быть инвестировано 6,5 трлн рублей, включая: 4 трлн рублей - в ТЭС, 2,5 трлн рублей - в АЭС, ГЭС, ГАЭС и ВИЭ; электрические сети - 4,7 трлн рублей, включая: 2 трлн рублей - в ЕНЭС, 2,7 трлн рублей - в распределительные сети.
Среди ожидаемых результатов реализации программы называются: повышение проектного показателя балансовой надежности - с 0,996 до 0,9991; вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и морально устаревшего оборудования - 27 033 МВт, в том числе: ТЭС - 23283 МВт; АЭС - 3 750 МВт; новые вводы мощности на электростанциях - 82 434 МВт, в том числе: ТЭС - 61 496 МВт; АЭС - 9 952 МВт; ГЭС - 7 924 МВт; ВИЭ - 3 062 МВт; увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением передовых технологий на основе ГТУ в 7,4 раза - с 6600 до 49 000 МВт; КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) - не менее 50%; КПД новых угольных ТЭС - не менее 38%; КПД новых и модернизированных АЭС - не менее 34%; снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до 300 г у.т./кВт·ч; снижение потерь в ЕНЭС с 4,6 до 3,5%, в распределительных сетях - с 8,9 до 6,5%; снижение процента износа электросетевого оборудования в ЕНЭС до 30%; снижение процента износа электросетевого оборудования в распределительной сети до 50%.
Разработчики программы к механизмам ее реализации относят следующие: внутренние финансовые ресурсы компаний, включая амортизационные отчисления, а также целевые инвестиционные средства, исключаемые из состава налогооблагаемой прибыли (как минимум - для атомной энергетики); объемы и стоимость капитала, привлекаемого на условиях гарантирования доходности в сетевые компании (RAB-регулирование) и в сектор генерации (вводы в рамках ДПМ и МГИ); объёмов конкурентного ценообразования на долгосрочном рынке мощности (ДРМ) и экономически обоснованного уровня предельных цен на мощность (price-cap), которые определяют долю ДРМ в средневзвешенной цене мощности для потребителей на оптовом рынке.
За счёт этих механизмов планируется обеспечить снижение темпов роста тарифов на электроэнергию на уровне 2015 года в среднем на 5% , а на уровне 2020 года - на 8,4% по сравнению с использованием базовых параметров регулирования.

Поделиться: