proatom.ru - сайт агентства ПРоАтом
Журналы Атомная стратегия 2021 год
  Агентство  ПРоАтом. 24 года с атомной отраслью!              
Навигация
· Главная
· Все темы сайта
· Каталог поставщиков
· Контакты
· Наш архив
· Обратная связь
· Опросы
· Поиск по сайту
· Продукты и расценки
· Самое популярное
· Ссылки
· Форум
Журнал
Журнал Атомная стратегия
Подписка на электронную версию
Журнал Атомная стратегия
Атомные Блоги





Обсудим?!
Способствует ли безопасности атомной отрасли закрытость (усиление режима)?
Да
Нет
Сильнее влияют другие факторы

Результаты
Другие опросы
Подписка
Подписку остановить невозможно! Подробнее...
Задать вопрос
Наши партнеры
PRo-движение
АНОНС
Вышло в свет второе издание двухтомника Б.И.Нигматулина. Подробнее
PRo Погоду

Сотрудничество
Редакция приглашает региональных представителей журнала «Атомная стратегия» и сайта proatom.ru. Информация: (812) 438-32-77, E-mail: pr@proatom.ru Савичев Владимир.
Время и Судьбы

[16/05/2011]     Электроэнергетика России. Мифы и реальность

Б.И.Нигматулин, д.т.н., первый заместитель директора ИПЕМ

Необходимо объективно-беспощадное понимание сложившейся реальности. Желаю моим соотечественникам стремиться к этому пониманию, каким бы ужасающим оно ни было.
Иначе нас просто исключат из истории.
                Александр Зиновьев, советский и российский философ (1922 – 2006)

11 марта в Хакасии состоялось заседание президиума Госсовета. Обсуждалось повышение устойчивости функционирования электроэнергетического комплекса РФ. В ходе заседания Президент России Дмитрий Медведев сказал, что если темп роста цены на электроэнергию сохранится, к 2014 году она в России будет выше, чем в США, Финляндии и ряде других стран.


«Больше того - эта цена достигнет такого уровня, при котором строительство собственной генерации становится выгоднее, чем покупка энергоресурса из сети», - заявил Президент. К сожалению, заседание не прояснило для главы государства вопрос о причинах роста тарифов на электроэнергию. Можно назвать несколько причин, но главную из них можно сформулировать в виде теоремы:

Если за основу при разработке Стратегических программ развития принимаются мифы, а на их реализацию расходуются реальные средства госбюджета и потребителя и нет ни контроля за издержками, ни конкурентного рынка, то стоимость товара или услуг неизбежно возрастет в несколько  раз.

В настоящей работе электроэнергетика рассматривается как отрасль, встроенная во всю экономику страны, темпы изменения которой однозначно зависят от темпов изменения ВВП, а обратная связь осуществляется через стоимость электроэнергии и заказы на оборудование, строительство и услуги смежным организациям. С другой стороны показывается, что состояние и темпы развития отрасли однозначно зависят от баланса взаимодействия между собой отдельных ее частей: генерации (ТЭС, АЭС, ГЭС), сетей и сбыта, а также от возможностей смежных топливных, технологических, проектных, научных, финансовых организаций и состояния и развития транспортной инфраструктуры страны.

Электроэнергетика как инфраструктурная отрасль, характеризуется большой инерционностью и огромными инвестициями, как в поддержание технологического уровня эксплуатации, так и  в свое развитие. Поэтому она должна иметь программу развития минимум на 10 лет (до 2020г.) с перспективой до 2030г.

В последние 3 года Правительством были одобрены две программы развития отрасли: «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020г.» (А. Чубайс, РАО ЕЭС, С. Кириенко,  Росатом, февраль 2008г.)  и раздел «электроэнергетика» в Энергетической стратегии России до 2030г. (С. Шматко, Минэнерго, ноябрь 2009г.) – ниже «Энергостратегия» 2009г. Причем, за 1,5 года основные параметры этих программ сократились в 2 раза, а размер стоимости программ до 2020г.  уменьшился с 20,5 до 11 трлн. руб.

Это показывает огромную важность достоверного прогноза потребления электроэнергии минимум на 10 лет.

Важнейшим результатом данной работы является обнаружение однозначной зависимости между среднегодовыми темпами изменения ВВП и внутреннего потребления электроэнергии и газа. На основании полученной зависимости был рассчитан прогноз  и обоснована достоверность этого прогноза. Кроме того, показано, что темп роста финансового объема рынка электроэнергии и мощности, который ограничен платежеспособностью потребителя, а также мощность строительно-монтажного комплекса электроэнергетики не могут обеспечить уровень развития отрасли выше прогнозного.

В результате программа развития электроэнергии до 2020г.  сократилась еще в 2 раза с 11 до 5,5 трлн. руб. в ценах 2010г.

Кроме того, такая однозначная  зависимость показывает, что международное сопоставление стоимости электроэнергии и газа необходимо проводить с использованием не среднегодового курса доллара ЦБ (1$ ЦБ = 30,5 руб., 2010г.), а с применением значения паритета покупательской способности доллара (ППС$), рассчитанного по всему ВВП (1ППС$ = 16 руб., 2010г.)

Пересчет внутренних цен на электроэнергию и газа по величине ППС$  показывает, что в 2011г.:

- цена на электроэнергию для различных потребителей в России по сравнению с США, ЕС и другими развитыми странами дороже в 1,5-5 раз.

- цена на газ достигла равновесной стоимости (net-back) c ЕС, а именно, при стоимости 2900-3900 руб. 1000куб.м.  получается 180-240 ППС$.

Для потребителей качество функционирования электроэнергетики определяется тремя основными характеристиками: надежностью и безаварийностью электроснабжения, доступностью подключения к энергосистеме  и стоимостью электроэнергии для потребителей.

В результате проведенной реформы (завершена в июне 2008г.) получено резкое ухудшение всех этих характеристик.

Нарушился баланс взаимодействия между отдельными ее частями.

Не образовались действенные механизмы ограничения роста стоимости электроэнергии и отдельных ее составляющих.

Технологическое состояние отрасли не соответствует современным требованиям.

Ухудшился уровень регулирования отрасли со стороны органов исполнительной власти.

Глава 1. МИФЫ

·      дефицит электроэнергии в ближайшее время будет сдерживать рост экономики страны;

·      степень изношенности объектов электроэнергетики близка к их полному разрушению;

·      экономика страны будет бурно расти в ближайшие 20 лет (до 2030г.), следовательно:

·      темп роста потребления (производства) электроэнергии  составит 3,2 - 4,9 % в год или в 1,7 раз более высокий, чем 1999-2008г. И это несмотря на прогнозируемый значительный  более высокий уровень электросбережения, чем в этот период (Энергостратегия 2009г.);

·      необходимо резко увеличить строительство новых генерирующих и сетевых мощностей - к  2020г. 70-100ГВт или 30-50% от существующих, к 2030г. 160-200ГВт или 60-100% (Энергостратегия 2009г..);

·      внутренние цены на электроэнергию и газ одни из самых дешевых в мире. По сравнению с США, ЕС и др. развитыми странами меньше в 1,2-2,5 раза для промышленности и в 1,5-3 раза для населения. Поэтому программы энерго и электросбережения не работают.

·      цена газа внутри страны  должна соответствовать равновесной цене газа при продаже его в страны ЕС (50% от внутреннего потребления газа приходится на электроэнергетику). Это значит, она должна увеличиться в 2 раза к 2014г. (6600 - 7000 руб. или 220-240$ по курсу ЦБ вместо 2900 - 3900руб. или 100-130 $ по курсу ЦБ за 1000 куб/м. в ценах 2011г.);

·      приватизация генерирующих мощностей ТЭС и ГЭС принесет дешевые частные инвестиции в обновление и новое строительство объектов электроэнергетики. Для этого, покупка генерирующей компании сопровождалась подписанием договоров на поставку мощности (ДПМ) в объеме 28 ГВт до 2018г.

·      оптовый рынок электроэнергии и мощности должен определять первоочередность строительства и (или) реконструкцию генерирующих мощностей, их тип и мощность;

·      конкуренция между частными генерирующими компаниями на открытом оптовом рынке электроэнергии и мощности и сбытовыми компаниями, при поставке электроэнергии потребителям позволит сдерживать цены на электроэнергию. Декларировался самый умеренный рост стоимости электроэнергии так же и за счет более высокого качества управления частными энергетическими компаниями, по сравнению с РАО ЕЭС. 
 
Глава 2. РЕАЛЬНОСТЬ 2011г.

·      в 2008 году было произведено 1037 млрд. КВтч, в 2009 – 992 млрд. КВтч, падение в 4,4%, в 2010 – 1037 млрд. КВтч, ростy на 4.7% 

в России на душу населения производится на 10% больше электроэнергии, чем в «старых» странах ЕС и на 35% больше чем в «новых»;

·       в 2009г. общая установленная мощность электростанций России составляла 226,1ГВт, из них ТЭС – 155,4ГВт, АЭС – 23,3ГВт; ГЭС – 47,3ГВт.

·       В 2010г. в структуре производства электроэнергии ТЭС – 699 млрд. КВт/ч, (доля на рынке 67,3%), АЭС – 170 млрд. КВт/ч, (16,4%), ГЭС – 168 млрд. КВт/ч, (16,2%). В доле производства электроэнергии   доминируют газовые ТЭС (518 млрд. КВт/ч)- доля на рынке - 50%. (в Европейской части и Урале их доля - 60%), угольные ТЭС (181 млрд. КВт/ч) – 17,5%.

·       в 2010г. финансовый объем рынкаэлектроэнергетики оценивается в 1930 млрд. руб. из них генерация – 1050 млрд. руб., сети – 800 млрд. руб., сбыт – 80 млрд. руб., неплатежи – 180 млрд. руб. (около 10% рынка), перекрестное субсидирование населения за счет промышленности – 200 млрд. руб.  Декларируется, что такое субсидирование сохранится минимум до 2014 года.

·      в 2010г. объем инвестиций в электроэнергетику составил 704 млрд. руб., из них в сети - 49% (350 млрд. руб.) и в генерацию - 51% (354 млрд. руб.), в том числе  частные генерирующие компании ТЭС – 130 млрд. руб., государственные АЭС – 180 млрд. руб., ГЭС – 44 млрд. руб.

·       суммарные затраты генерирующих компаний ТЭС на органическое топливо составили 450 млрд. руб.(320 млрд. руб. на газ), затраты на эксплуатацию и ремонт были равны не менее 300 млрд. руб. Затраты на инвестиции в новое строительство должны составить 300 млрд. руб., но с учетом неплатежей на рынке – около 200 млрд. руб. Недостающие 150 млрд. руб. инвестиций должны покрываться за счет заемных средств.


·      в апреле 2011 года Премьер-министр В.В. Путин объявил решение об ограничении роста стоимости электроэнергии уровнем инфляции (6-7% в год) при сохранении 15% роста стоимости на газ (что приведет к минимум росту стоимости органического топлива для ТЭС на 70 млрд. руб.). Отсюда следует, что в ближайшие годы рост объема инвестиций в генерацию свыше 250 млрд. руб. за счет роста стоимости электроэнергии невозможен. Использование RAB технологий для организаций инвестиций ограничено высоким процентом ставки на кредиты (15% годовых) и сроком возврата средств (10 лет).

·     в объеме инвестиций в генерацию, непропорционально большую долю занимают государственные АЭС – 50,8% (180 млрд. руб.), при их доле производства всего 16%, в ущерб частных ТЭС - 36,7% (130 млрд. руб.), при их доле производства 68%.

·     на 1% производства электроэнергии на ТЭС приходится всего 0,54% инвестиций в генерации. Тогда как на 1% производства на АЭС уже 3,2% или в 5,9 раз больше. При этом, реальная  стоимость строительства установленного киловатт мощности АЭС дороже ТЭС только в 2 раза.

·      на оптовом рынке электроэнергии имеет место дискриминация генерирующих компаний ТЭС по сравнению с Росэнергоатомом и Русгидро, у которых в себестоимость включена  инвестиционная составляющая (около 50 млрд. руб. в год); 

    Для справки:
- рентабельность по EBITDA:           Русгидро              более 60%
                                                   Росэнергоатом    около 50%
- доля EBITDA в 2010г.                   ТЭС                      32%
                                                   Росэнергоатом    42%
                                                   Русгидро              22%
- доля выработки в 2010г.:             ТЭС                     66%  
                                                   Росэнергоатом   18%  
                                                   Русгидро              7%

На 1% выработки -  %  EBITDA:      ТЭС                       0,5%
                                                  Росэнергоатом    2,3%
                                                  Русгидро              3,1%

Видно, что на 1% выработки размер EBITDA  для тепловой генерации по сравнению с Росэнергоатомом и Русгидро меньше соответственно в 4,5 и в 6,2 раза.

2.1 Технологическое состояние отрасли

·     Существенно снижена надежность и безаварийность электроснабжения потребителей.
В последние 10 лет – беспрецедентная череда крупных аварий. Главная причина – человеческий фактор, а так же низкий уровень управления электроэнергетическими компаниями.
 
·      Качественные показатели работы электроэнергетики в сравнении с советским периодом соответствуют уровню 1946-1976гг., вследствие:

- неоптимального режима работы электростанций;

- высокого удельного расхода топлива, на 7 % выше, чем в 1990г.;

- роста потерь электроэнергии в электрических сетях, до 14 %  (вместо 8 % по нормативам);

- увеличения численности эксплуатационного персонала;

-   резкого сокращения специализированного ремонта (не   ремонтируются 8ГВт мощностей в год, нет готовности к аварийным    ремонтам);
 
- избытка установленных мощностей и оплаты их потребителями    (диспетчерские и технологические ограничения мощности   электростанции достигают 14%);

- низкого коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ТЭС и АЭС;

·      КПД энергоблоков российских газовых ГРЭС в 1,5 раза ниже, чем на современных парогазовых блоках – варварское сжигание газа;

·      Государственное финансирование НИОКР в электроэнергетике (кроме атомной) по сравнению с 1990г. сократилось в 15 раз: с 150 млн. $ до 10 млн. $;

·      Доля отечественного оборудования в новых проектах упала в 3 раза99% до 35%);

·      Оплата труда топ–менеджеров превышает среднеотраслевой уровень в 70-100 раз, (в советское время 3-5 раз);

2.2 Потенциал дополнительного производства и снижение потребления электроэнергии

·      суммарная мощность газовых ГРЭС, первоочередных для реконструкции их с паротурбинного на парогазовый цикл, (серийные блоки единичной мощностью 150 МВт, 200 МВт и 300 МВт) составляет 44 ГВт или почти в 2 раза больше, чем мощность АЭС (24 ГВт);

·      реконструкция газовых ГРЭС до парогазовых в 3 раза дешевле, а продолжительность работ в 3 раза короче, чем строительство новых энергоблоков АЭС;

·      на 30% или (на 15ГВт)  можно увеличить суммарную мощность реконструированных газовых блоков, расположенных там же где АЭС (Европейская часть России и Урал). Это даст дополнительную выработку 100 млрд. КВт/ч.;

·      рост КИУМа российских ТЭС и АЭС до среднеевропейских (на 15-20%) можно обеспечить дополнительную выработку, соответственно 180 и 20 млрд. КВт/ч. в год; 
           
·      введение частотного регулирования электроприводов, а так же замена старых электродвигателей и другого электроемкого оборудования снизит электропотребление в стране к 2020г. на 100 млрд. КВт/ч.;

·      снижение потерь электроэнергии в электросетях с 14% (112 млрд. КВт/ч.) до нормативных 8% (82 млрд. КВт/ч.), обеспечит экономию 30 млрд. КВт/ч.

Таким образом, суммарные возможности как на действующих (реконструированных) мощностях, так и со стороны потребителя составляют более 400 млрд. КВт/ч. (более 40% производство электроэнергии в 2010г.).

2.3 Прогноз внутреннего потребления электроэнергии и газа

На рисунках 1 и 2 показано изменение индекса изменения национального дохода (ВВП) и индекс производства (потребления) в РФ (РСФСР) в период 1950-2010гг. Весь этот период можно разделить на 6 отрезков времени, в которых соотношение темпов изменения ВВП и темпов потребления (производства) электроэнергии – различны.


Рис. 1 Индексы изменения ВВП и потребление (производство) электроэнергии в РФ (РСФСР) к 1950 году.


Рис. 2 Индексы  потребления (производство) электроэнергии и ВВП.
I) к 1950г. ; II) к 1965г.; III) к 1990г.; IV) к 1999 г.

I. В период 1950-1964гг. – послевоенное восстановление и ускоренная индустриализация. Рост национального дохода (ВВП) РСФСР изменился в 3  раза, а рост потребления (производства) электроэнергии – в 5 раз. То есть в среднем, на 1% роста национального дохода (ВВП) приходилось 1,7% роста потребления (производства) электроэнергии.

II. В период 1965-1989гг. – экономические реформы А.Н. Косыгина, сбалансированный рост потребления (производство) электроэнергии, в соответствии с государственными пятилетними планами экономического развития СССР в целом и союзных республик в отдельности. Национальный доход ВВП РСФСР увеличился в 3,23 раза, а рост потребления (производства) в 3,24 раза. То есть в среднем, на 1 % роста национального дохода (ВВП) приходилось 1% роста потребления (производства) электроэнергии.

III. В период 1990-1998гг. – распад СССР, глубокий экономический кризис, перестройка экономики на рыночные или квазирыночные механизмы. ВВП РФ упало на 42% до 58%, а потребление (производство) электроэнергии на 23% до 77%. То есть на 1% падения ВВП приходилось в среднем 0,55% падения потребления электроэнергии.

IV. В период 1999-2008гг. – восстановление экономики страны, стабильный рост стоимости нефти и газа на мировых рынках, деиндустриализация экономики, изменение структуры ВВП (доля услуг – 60%, доля производства - 40%). ВВП увеличилось в 1,86 раза или на 86%, а рост потребления (производства) электроэнергии в 1,25 раза или на 25%. То есть на 1% роста ВВП приходилось 0,3% роста потребления (производства) электроэнергии.

V. В период 2008-2009гг. – мировой экономический кризис. В 2009г. к 2008г. ВВП упало на 7,9%, а потребление (производство) на 4,3%. То есть на 1% падение ВВП потребление (производство) электроэнергии упало на 0,55%, ровно столько же, как в среднем, в период падения ВВП в 1990-1998гг.

VI
В 2010г. – восстановление экономики после кризиса. Рост ВВП составил 4%, а рост потребления (производства) электроэнергии 4,7%. То есть на 1% роста ВВП пришлось 1,17% роста потребления (производства) электроэнергии. Такой опережающий рост потребления (производства) электроэнергии, с одной стороны связан с ростом экономики страны сразу после кризиса (как это было в 1999-2000гг. сразу после дефолта 1998г.), так и с аномально холодной зимой и с аномально жарким летом 2010г. – вызвавшие дополнительный рост потребления (производства) электроэнергии около 2%.


На рис. 3 показаны индексы изменения ВВП и потребление (производство) электроэнергии и индексы внутреннего  потребление газа к 1990 в период 1990 - 2010гг.

 

Рис. 3 Индексы изменения ВВП, потребления (производства) электроэнергии и  внутреннего потребления газа к 1990г.

·      По данным годовых изменений ВВП в фиксированных ценах и годовых изменений потребления (производства) электроэнергии и внутреннего потребления газа можно рассчитать коэффициенты эластичности  потребление (производство) электроэнергии и внутреннего потребления газа к ВВП.

·       Эти коэффициенты являются отношением темпов годового изменения потребления (производства) электроэнергии или темпов годового изменения внутреннего потребления газа к темпам годового изменения ВВП в фиксированных ценах.

На рис. 4 показан коэффициент эластичности потребления (производства) электроэнергии к ВВП в диапазоне 1950-2010гг. Весь этот диапазон можно разделить на те же самые 6 периодов. По каждому их этих периодов можно рассчитать среднее значение коэффициента эластичности, значения которых совпадают с величинами, полученными по данным  рис. 2.

Рис. 4 Коэффициент эластичности потребления (производства) электроэнергии к ВВП
I. 1950 – 1965 гг. на 1% рост ВВП - в среднем 1,7 % роста потребления э/э;
II. 1965 – 1990 гг. на 1% рост ВВП – в среднем 1 % рост потребления э/э;
III. 1990 – 1998 гг. на 1 % падения ВВП – в среднем  0,55 % падения потребления  э/э;
IV. 1999 – 2008 гг. на 1% роста ВВП – в среднем 0,3 % роста потребления э/э.
V. 2008-2009 гг. на 1% падения ВВП – 0,55% падения потребления (производство) э/э
VI. 2010 гг. на 1% ВВП – 1,18 рост потребления э/э.

На рис. 5 показан коэффициент эластичности внутреннего потребления газа к ВВП в диапазоне 1990-2010гг. Этот диапазон можно поделить на 4 периода.


Рис. 5 Коэффициент эластичности внутреннего потребления газа к ВВП в 1990-2010гг.

III) 1990-1998гг. - период падения ВВП, где на 1%  падения ВВП, в среднем  падает потребления газа на 0,68%.

IV) 1999-2008гг. - период роста ВВП, где на 1% роста ВВП в среднем растет потребление газа на 0,31%.

V) 2009г. – падение ВВП (период мирового кризиса) где на 1% ВВП упало потребление газа на 0,51% (значение близкое к среднему в III периоде).

VI) 2010г. – восстановительный рост ВВП, где на 1% роста ВВП пришлось 1,5% роста потребления газа. Такой высокий рост потребления газа к темпу роста ВВП связан с одной стороны ускоренным темпом восстановления экономики страны, с другой стороны аномально жарким летом и аномально холодной зимой
    
Таким образом, в России темп изменения ВВП и темп внутреннего потребления электроэнергии и газа жестко связаны. В период роста ВВП (1999-2008гг.) на 1% роста  ВВП приходилось 0,3% роста потребления электроэнергии и газа (рис 1, 2, 3, 4, 5);

2.4 Строительство энергообъектов до 2020г. 

Средний коэффициент эластичности потребления электроэнергии к ВВП равный 0,3 означает, что при максимальном ежегодном росте ВВП 5% (прогноз Минэкономразвития на 2020г.) рост потребления (производства) электроэнергии составит не более 1,5% - эта оценка сверху, так как с учетом программы электросбережения этот рост будет еще меньше – порядка 1% в год.

Рост потребления  (производства) электроэнергии  1,5 % в год  соответствует в среднем росту потребления на 16,5 млрд. КВт/ч. в год до 2020г. или вводу  в год 3ГВт новых мощностей. С учетом энергосбережения – 2ГВт.

До 2020г. необходимо строительство максимум 3Х10=30ГВт. новых мощностей. При средней стоимости 1ГВт – 2,3 млрд. $ необходимо 70 млрд. $ или не менее 2,1 трлн. руб. до 2020г., или 210 млрд. руб. в год на новое строительство. Кроме того, реконструкции газовых ГРЭС даст дополнительно 15ГВт мощности, которые необходимы для покрытия снимаемых с эксплуатации 15ГВт мощностей старых ТЭС, построенных до 1960г. При средней стоимости реконструкции 1 ГВт  равной 1 млрд. $ необходимо 15 млрд. $, или 450 млрд. руб. до 2020 года, или 45 млрд. руб. в год (в ценах 2010г.).

Общая сумма инвестиций в генерацию до 2020г. должна составить не менее 2,5 трлн. руб. или минимум 250 млрд. руб. в год (в ценах 2010 года). В 2010 году генерирующие компании с рынка электроэнергии и мощности получили около 200 млрд. руб. инвестиций (см. раздел «Реальность 2010 – 2011гг»), то есть, имеет место дефицит инвестиций - минимум 50 млрд. руб. в год или не менее 500 млрд. руб. до 2020г. Это значит, что либо должна уменьшиться инвестиционная программа генерации, либо повыситься эффективность её реализации на 20%. Полученные результаты – это оценка снизу: реальная ситуация будет хуже, так как не учитывался целый ряд факторов, включая стоимость заемных денег, которые необходимы для обеспечения увеличенного объема инвестиций в первой половине этого десятилетия.
в последнюю пятилетку 1986 – 1990гг перед распадом СССР в РСФСР вводилось в среднем 5ГВт новых мощностей в год, Сегодняшний уровень управления электроэнергетическими компаниям, а также состояние проектных, строительно-монтажных, энергомашиностроительных и электротехнических предприятий, не может обеспечить ввод более 5ГВт мощностей в год с соответствующей сетевой инфраструктурой. Реально, в ближайшие 10 лет, возможно максимум – 3 - 4ГВт в год. Это является еще одним ограничителем программы развития электроэнергетики, как в части генерации, так и в строительстве и реконструкции сетей.

В прогнозе электропотребления так же важен прогноз пиковых и полупиковых нагрузок. На основании прогноза энергопотребления, пиковых и полупиковых нагрузок должен планироваться состав оборудования и соотношение базовых, пиковых и полупиковых нагрузок. Сегодня это не происходит.

По критерию замещения газа в электроэнергетике равновесная стоимость строительства АЭС, для покрытия базовой части нагрузок, по сравнению с реконструкцией газовых ТЭС равна 2500 $ за КВт установленной мощности при условии продолжительности строительства до ввода в промышленную эксплуатацию не более 5-ти лет (приложение 1). Сегодня цена строительства АЭС 4500-5000$ за КВт установленной мощности и время строительства 7-8 лет – разоряет Россию;

Строительство АЭС по проектам, которые могут работать в  полупиковой и пиковой части нагрузок,  приводит к дополнительному удорожанию стоимости их строительства и эксплуатации;

Отсутствует жесткая координация планирования электропотребления, развития генерирующих мощностей, электросетевого комплекса, газотранспортной системы, железных дорог, водных путей, автодорог.

Существенно снижена эффективность капитального строительства и инвестиционного процесса в целом за счет необоснованного включения завышенной инвестиционной составляющей в стоимость  электрической и тепловой энергии;

Инвестиционные риски перенесены на потребителей электроэнергии.

2.5 Стоимость электроэнергии и газа внутри страны. Международное сопоставление.

Сравнение стоимости электроэнергии и газа для внутреннего потребления в России с другими странами должно проводиться не по курсу доллара (евро) ЦБ, что экономически неграмотно, а по паритету покупательной способности доллара (ППС$) по всему ВВП, например: в 2010г.  вместо 1$ ЦБ = 30,5 руб., необходимо использовать значение 1 ППС$ = 16 руб.  (данные Росстата, см. приложение 2);

·      в 2011г. стоимость газа 2900 - 3900 руб. за тыс./куб соответствует 180-240 $ ППС,  то есть уже достигла с Евросоюзом равновесной цены - 220-240 $ за 1тыс./куб.;

·      дальнейший рост цены газа на 15% в год до 2014г., (программа доведения стоимости газа до равновесной с ЕС в соответствии c курсом $ ЦБ) – ОШИБОЧЕН. Но этот рост на открытом рынке автоматически приводит к росту стоимости электроэнергии на 15%, так как в себестоимости электроэнергии газовых ТЭС (без мощности) стоимость газа составляет порядка 95%.

·      в 2010г. на оптовом рынке электроэнергии стоимость электроэнергии от АЭС составляла 1,1 руб. или 0,069 ППС $. Для сравнения, цена электроэнергии от АЭС США равнялась 0,018 $ или в 3,8 раза меньше, чем в России.

·      в 2011г. стоимость электроэнергии в России составляет 2,8-5,2 руб. за КВт/ч. или 0,18 – 0,33 $ ППС в первой ценовой зоне (Европейская часть и Урал), и 1,8-3руб. за КВт/ч. или 0,1 – 0,19 $ ППС во второй ценовой зоне (Сибирь, Дальний Восток).
                 
В США в 2010г. стоимость 1 КВт/ч.: для промышленности –  0,067  $, для коммерческих предприятий – 0,1 $;, для населения – 0,11 $. Таким образом, в России по сравнению с США, ЕС и другими развитыми странами цена электроэнергии дороже для:

- промышленных потребителей в 1,5 - 5 раз

- для населения                                в  1 - 2 раза,

  • В России сбалансированная цена на электроэнергию для всех потребителей должна соответствовать средним ценам в США для различных потребителей, т.е. не выше 1,8 руб. за КВт.ч (в ценах 2010 года). Это объясняется тем Россия, также как США, имеет полностью собственное топливообеспечение для электростанций.
  • Ориентиром для предельно высокого уровня цены на электроэнергию для различных потребителей в России может стать средний уровень цен в ЕС. Это объясняется тем, что большинство стран ЕС импортируют энергоносители для электростанций, и поэтому имеют существенные дополнительные затраты на их транспортировку. Кроме того, у них цена  газа на 30% выше из-за акциза, облагаемого Россией на весь свой экспорт газа. Соответственно, для России самая высокая  цена для различных типов потребителей должна быть не выше 2,1 руб. за КВт/ч. (для промышленности) и не выше 3,6 руб. за КВт/ч. (для населения) в ценах 2010г.
  • В 2011 году этот уровень цен уже превышен в 1,5 раза, вследствие чего:
  •         - внутреннее производство становится неконкурентоспособным с импортом;

            - существующее положение в отрасли вызывает резкое  негативное отношение населения и бизнеса, несвязанного с ТЭК;

            - Президент и Премьер-министр не могут получить   вразумительный ответ ни от руководителей отрасли, ни от  экспертного сообщества: «Почему же растет цена на        электроэнергию»?

    В настоящее время все три характеристики, определяющие качество функционирования электроэнергетики (надежность и безаварийность энергоснабжения, доступность подключения к энергосистеме и стоимость электроэнергии для потребителей) находятся в неудовлетворительном состоянии.

    Ни одной из целей, заявленных РАО ЕЭС накануне реформы электроэнергетики, не было реализовано.



    Глава 3. ПРИЧИНЫ

    УПРАВЛЕНИЕ

    ·      негодная система управления электроэнергетикой. Существующая система управления требует изменений. ;

    ·      неэффективное управление и регулирование отрасли со стороны министерств, ведомств и госкомпаний (Минэнерго, Минэкономразвития, ФСТ, ФАС, Ростехнадзор, Росатом, ФСК, МРСК и др.);
     
     
    РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

    ·       Оптовый рынок электроэнергии и мощности является рынком для производителя. Потребитель получает фиксированную цену, которую предлагают сбытовые компании.

    ·       Эффективностью работы всей энергосистемы никто не занимается, Системный оператор отвечает только за надежность энергоснабжения.

    ·       Все участники рынка электроэнергии и мощности, кроме потребителей, заинтересованы в росте цен своих долей, из которых складывается стоимость электроэнергии. Отсутствует механизм, ограничивающий рост этих цен.

    ·       Практически нет учета потребления реактивной мощности, системы компенсации во многих случаях отсутствуют, что приводит к росту сверхнормативных потерь.

    ·       Долгосрочные договоры на поставку электроэнергии, которые, предполагалось, будут обеспечивать долговременный прогноз развития рынка, оказались невостребованными из-за постоянно меняющихся цен на топливо и, соответственно, на саму электроэнергию.

    ·       Правила оптового рынка электроэнергии и мощности не стимулируют первоочередную реконструкцию газовых ТЭС, а формируют тренд для массового строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС. Притом, что стоимость большинства инвестиционных проектов в электроэнергетике завышена на 20-70%.

    ·        В части генерации, по правилам оптового рынка продажная цена электроэнергии на сутки вперед устанавливается по наибольшей (маржинальной) цене, которую указывает последний отбираемый поставщик. В первой ценовой зоне, это практически всегда газовые ТЭС, во второй – угольные ТЭС. Это связано с тем, что ежегодный рост регулируемой стоимости газа на 15-20% и соответствующий рост стоимости энергетического угля (рынок энергетического угля монопольный) автоматически приводит к росту стоимости электроэнергии этих ТЭС на те же 15-20%. ГЭС и АЭС технологически не используют органическое топливо, поэтому рост маржинальной стоимости электроэнергии на оптовом рынке стимулирует необоснованный рост цены электроэнергии от этих станций. В результате, за последние 3 года, ГЭС и АЭС увеличили чистую прибыль соответственно на 122 и 49% .

    ·       В части АЭС сегодня, контроль за установлением цены ядерного топлива для АЭС передан Росатому, самому органу управления атомной энергетики. Это значит, что  независимый контроль за этой ценой отсутствует. С другой стороны,  ежегодный темп роста стоимости электроэнергии  АЭС, по сути привязанный к 15%-му росту регулируемой стоимости газа (через маржинальную цену на электроэнергию газовых ТЭС) позволяет наращивать затраты на издержки и обеспечивать не менее 15%-го ежегодного роста стоимости ядерного топлива. К сожалению, в отличие от стоимости газа, стоимость ядерного топлива в открытой печати не публикуется. На самом деле, цена ядерного топлива внутри страны должна быть сопоставима с мировой стоимостью ядерного топлива, если рассчитывать ее через значение ППС$, и она должна быть приблизительно в 2 раза меньше, если рассчитывать ее с использованием курса доллара по ЦБ.

    ·        Для исправления данной ситуации необходимо перевести Росэнергоатом и Русгидро на регулируемый тариф с обоснованной рентабельностью. Это позволит снизить оптовые цены на электроэнергию и мощность за счет разбавления более дешевой электроэнергией АЭС и ГЭС дорожающей из-за ежегодного роста стоимости газа в соответствии с программой утвержденной Правительством. Аналогичная схема действует на Украине.

    ·       В части газовых ТЭС, обеспечить допуск независимых поставщиков газа к газотранспортной системе. Это может снизить цену газа для ТЭС на 10% -15%  к цене ФСТ.

    ·       В части угольных ТЭС, создать реальный конкурентный        рынок энергетических углей, либо ввести регулируемую цену на энергетический уголь для монопольного поставщика.

    ·       В части сетей, стоимость услуг на транспорт электроэнергии по сетям ФСК и МРСК регулируются ФСТ. Сегодня она существенно завышена. В 2010г. сетевые компании получили чистую прибыль в размере 107 млрд. руб. Следует также отметить, что ФСТ  и Минэнерго слабо осуществляет контроль в этих компаниях за издержками при эксплуатации сетей и эффективностью реализации огромной инвестиционной программы (350 млрд. руб. в 2010г.).

    ·       Услуги распределительной сети низкого напряжения управляются муниципальными организациями, подчиняющимися местным органам власти. Стоимость их услуг устанавливается РЭКами, часто абсолютно бесконтрольно.

    ·       Первый шаг исправления ситуации – вместо 22 генерирующих компаний создать максимум 7 – 8, по числу Федеральных округов,

    - установить конечную стоимость на электроэнергию на несколько лет вперед,

    - ввести предельные цены на все услуги и оборудование. - - электроэнергетические компании должны быть публичны, - информация о структуре цены их услуг должна быть легко доступна для всех, чтобы можно было вести постоянный анализ и контроль.

    - термин «коммерческая тайна» должен быть полностью исключен из делового оборота.

    Здесь уместно перефразировать замечательное высказывание М.Е. Салтыкова-Щедрина: «Горе – думается мне – той отрасли, в которой и компании и смежники безнужно скулят о том, что коммерческая тайна – священна! Наверное, в отрасли сей имеет произойти неслыханное воровство».    


    ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ,  ИНВЕСТИЦИИ, СТРОИТЕЛЬСТВО.

    ·       Энергетическая стратегия России до 2030гг. (2009г.) в части электроэнергетики - абсурдна. Темп роста потребления электроэнергии завышен минимум в 2 - 3 раза. Соответственно, завышена вся инвестпрограмма электроэнергетики. Каждый необоснованный процент роста потребления электроэнергии за 10 лет потребует дополнительных инвестиций в новое строительство в объеме 200 млрд. руб.;

    ·       структура инвестпрограммы предусматривает необоснованный крен в строительство сверхдорогих АЭС и ГЭС, вместо реконструкции паротурбинных блоков  в парогазовые и новое строительство парогазовых блоков ТЭС.

    ·       принятую инвестпрограмму невозможно реализовать, так как имеющихся финансовых, проектных и строительно-монтажных ресурсов хватает только для выполнения ее половины. Вместо 11 трлн. руб. до 2020г. возможно построить электроэнергетических объектов только на 5,5 трлн. руб. (в ценах 2010г.);

    ·        низкая квалификация топ – менеджеров госкомпаний может обеспечить реализацию всего 35 - 40% принятой программы;

    ·       строительство новых АЭС существенно дороже ТЭС и неэффективно. Поэтому, принятое политическое решение - увеличение доли атомной энергетики с 16 до 25% до 2030г. - необоснованно. Для сохранения доли АЭС, в производстве электроэнергии внутри страны и обеспечения референтности новых проектов АЭС, по которым Росатом предлагает строить за рубежом, необходимо построить не более 10-12ГВт мощностей АЭС до 2030г. При этом, дополнительные затраты сверх равновесной цены АЭС (приложение 1) должны покрываться за счет государственного бюджета, а не за счет участников рынка - тепловой генерации и потребителей.

    ·       для реализации программы «Договоров на поставку мощности (ДПМ)» до 2018 - 28ГВт стоимостью 1,8 трлн. руб., частные генерирующие компании согласовали с Минэкономразвития получение долгосрочного кредита в государственных Сбербанке, ВТБ и др. из расчета 15% годовых. И это при высокой надежности заемщиков, инвестиционного характера кредита и прогнозируемой годовой инфляции не более 8%. Снижение процентной ставки кредита до уровня инфляции уменьшит нагрузку на стоимость электроэнергии не менее чем на 30 млрд. руб. в год.

    Где же собственные средства генерирующих компаний?, которые были предусмотрены как инвестиции (около 500 млрд. руб.), а по заявлениям А.Чубайса в 2008г. -  800-1000 млрд. руб.

    ·       не предусмотрено строительство пиковых энергоблоков. В европейской части и Урале, в большинстве случаев, нагрузка регулируется за счет энергоблоков ТЭС. При работе в пиковом и полупиковом режиме на многих энергоблоках удельный расход топлива возрастает до 25%. Имеются случаи, когда заданный режим работы не соответствует требованиям производителя оборудования – в результате снижается надежность работы энергоблоков.

    ·       высокие потери в сетях 14% (должны быть не более 8%). При 1 трлн. КВт/ч. потребления 30 млрд. КВт/ч. расходуются на сверхнормативные потери. Сетевым компаниям необходимо поставить жесткую программу по снижению потерь, связав ее с объемом инвестиций. Следует иметь в виду, что в сети инвестируются огромные средства: в 2010г. ФСК и МРСК имели объем финансирования инвестпрограмм соответственно 200 и 150 млрд. руб. Минэнерго РФ плохо осуществляет контроль над исполнением инвестпрограммы.


    СБЫТ

    ·      манипуляции сбытовых компаний. Во всем мире сбытовые компании работают за надбавку 2-5%. У российских сбытовых компаний кроме этой надбавки имеется еще и существенный маржинальный доход от перепродажи электроэнергии и мощности. От 70 до 90 млрд. рублей в год сбытовые компании получают за счет манипуляций с продажей мощности потребителям в часы не совмещенных пиковых нагрузок. От 7 до 10 млрд. рублей оседает в сбытовых компаниях за счет снижения платы за мощность при неплановой остановке генерирующего оборудования. Эти средства во многих случаях не транслируются потребителем;

    ·      количество сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков превысило все мыслимые значения, около 5000 предприятий. Полностью потерян контроль регионов за их деятельностью. Необходимо сократить их на порядок, т.е. не более 500 компаний, в противном случае губернаторы, ответственные за ограничение цен на электроэнергию, не будут иметь рычагов для их контроля.

    ВЫВОДЫ

    1. Реформа электроэнергетики не привела к достижению ожидаемых результатов ни по одному из основных параметров:

    ·       - надежность энергоснабжения и безопасность функционирования энергосистемы -

    Последние 10 лет – беспрецедентная череда крупных аварий.

    ·        доступность подключения мощности

    ·       цена электроэнергии для промышленных потребителей и населения

    В России по сравнению с США, ЕС и другими развитыми странами цена электроэнергии дороже для:

                              - промышленных потребителей в 1,5 - 5 раз

                              - для населения                                в  1 - 2 раза.

    2. Сравнение стоимости электроэнергии и газа для внутреннего потребления в России и в других странах должно проводиться не по курсу доллара (евро) ЦБ,  а по паритету покупательной способности доллара (ППС$) по всему ВВП, например: в 2010г.  вместо 1$ ЦБ = 30,5 руб., необходимо использовать значение 1 ППС$ = 16 руб

    3. В России темп изменения ВВП и темп внутреннего потребления электроэнергии и газа жестко связаны. В период роста ВВП (1999-2008гг.) на 1% роста  ВВП приходилось 0,3% роста потребления электроэнергии и газа.

    4. В России в целом нет дефицита электроэнергии. На душу населения производится на 10% больше электроэнергии, чем в «старых» странах ЕС и на 35% больше чем в «новых».

    5. Завышение планов строительства новых генерирующих мощностей влечет за собой необоснованный рост тарифов на электроэнергию. В Энергостратегии  (2009 г.)  планы нового строительства в 2 раза превышают потребность потребителей.

    6. Первоочередные меры, способные сбалансировать тарифы на электроэнергию:

         пересмотр Энергостратегии

    ·       обеспечение реконструкцию 44 ГВт действующих газовых ТЭС >

    ·        изменение правил оптового рынка электроэнергии - перевести Росэнергоатом и Русгидро на регулируемый тариф с обоснованной рентабельностью.

    ·        усиление контроля за издержками на всех этапах строительства и эксплуатации объектов электроэнергетики.

       
    Приложение 1.

    В ближайшие 10-15 лет уменьшение доли газа при производстве электроэнергии в европейской части России можно обеспечить как за счет строительства новых АЭС, так и за счет модернизации действующих паротурбинных блоков до парогазвых, в первую очередь серийных 200 и 300 МВт, суммарная мощность которых составляет 40 ГВт. Исходя из критерия максимального возврата газа, можно оценить эффективность инвестиций из федерального бюджета в эти два направления:

    1.             Энергоблок АЭС 1 ГВт мощности в среднем производит 7,5 млрд. КВт/ч (при КИУМ 86%) и высвобождает 2,4 млрд. куб.м. газа для производства аналогичного объема электроэнергии на газовый паротурбинных блоках. Время строительства одного блока АЭС мощностью 1 ГВт составляет не менее 7 лет. Объявленная сегодня стоимость стоительства новый блоков в России составляет 1 КВт > $3500 – 4000;

    2.             Реконструкция паротурбинных блоков до парогазовых снижает потребление газа в 1.5 раза или на 0.8 млрд.куб.м. газа. Стоимость строительство парогазовых блоков 1 КВт ≤  $1500, стоимость реконструкции серийных паротурбинных блоков до парогазовых минимум в 1.5 раза меньше, чем новое строительство или 1 КВт ≤ $1000. Время реконструкции 1ГВт мощности не более 1.5 года;

    3.     Оценка эффективности инвестиций показала ,что новое строительство АЭС по сравнению с реконструкцией паротурбинных блоков до парогазовых по критерию максимального возврата газа эффективно только при стоимости 1КВт ≤ $2500 и сроке строительства не более  5 лет. В этом случае АЭС через 13.5 лет начнет высвобождать больше газа, чем реконструированные паротурбинные блоки.

     

    Приложение 2.

    Методологические пояснения из Российского статистического ежегодника  2010г. (Росстат. стр. 802)

    Для повышения достоверности результатов международных сопоставлений Статистический Отдел ООН в сотрудничестве с другими международными организациями (в частности, с Всемирным банком), национальными статистическими службами и исследовательскими организациями (в частности, Группой международных сопоставлений Университета Пенсильвании) разработали в конце 1960-х годов проект международных сопоставлений. Этот проект был основан на расчете паритетов покупательной способности (ППС) национальных валют.

    Принятие Программы связанно с тем, что пересчет национальных стоимостных показателей в единую валюту на основании валютных курсов ЦБ не адекватно отражает сравнительную покупательную способность национальной валюты на внутреннем рынке. Пересчет ВВП по валютному курсу в странах переходного периода и в развивающихся странах приводит к искажению данных за счет многих факторов:

    фактический валютный курс не отражает исходный экономический потенциал,

    динамика изменения курса не совпадает с динамикой инфляции на внутреннем рынке,

    ежедневные колебания валютного курса носят спекулятивный характер и т.п.

    Предыдущие этапы ПМС проводились за базисные 1970, 1973, 1975, 1980, 1985, 1993, 2005гг. С 1980г. международные сопоставления проводятся по региональному принципу один раз в 3-5 лет. Европейские страны участвуют в Европейской программе сопоставлений (ЕПС, раунды 1980, 1985, 1990, 1993, 1996, 1999, 2002, 2005 и 2008гг.). Сопоставления за 2005г. помимо ЕПС с участием стран ОЭСР, Европейского союза и СНГ охватывали и другие страны мира с участием 146 стран.

    Паритет  покупательной способности представляет собой количество единиц валюты,  необходимой для покупки некоторого стандартного набора товаров и услуг, например представляющий весь внутренний валовой продукт страны, который можно купить за одну денежную единицу базовой  страны (или одну единицу общей валюты группы стран). В странах  Организации Экономического Сотрудничества и Развития (ОЭСР) принят паритет покупательной способности  доллара (ППС$). В Евросоюзе – стандарты покупательной силы (СПС) эквивалентны понятию Евро.

    В России ППС $ рассчитывается Росстатом по единой международной методике, например в 2010г. ППС$ = 15,98 по данным Росстата (январь 2011г.) и ППС$ = 15,93 по данным http://oecdru.org. Видно, что точность расчета высокая, отличие составляет - второй знак после запятой.

    На рис. 6. показаны среднегодовые стоимости   доллара по курсу ЦБ и паритет покупательной способности доллара по всему ВВП (данные Росстата), так же отношение паритета покупательной способности доллара к стоимости доллара по курсу ЦБ по годам за период 2005-2010гг.. Видно, что среднегодовое  значение меняется от 45 до  58% а в среднем за 5 лет составляет 50%. 

    Среднегодовые изменения потребления (производства) электроэнергии и  внутреннего потребления газа (см. рис. 1 - 5) однозначно зависит от изменения ВВП. Отсюда можно сделать вывод: сопоставление стоимости электроэнергии и газа внутри страны с другими странами, должно проводиться в ППС$, рассчитанным по всему ВВП.

    Рис. 6 Соотношение ППС к среднегодовому курсу доллара по курсу ЦБ

 

 
Связанные ссылки
· Больше про Экономика
· Новость от Proatom


Самая читаемая статья: Экономика:
Создание ядерного щита Отечества

Рейтинг статьи
Средняя оценка работы автора: 4.35
Ответов: 28


Проголосуйте, пожалуйста, за работу автора:

Отлично
Очень хорошо
Хорошо
Нормально
Плохо

опции

 Напечатать текущую страницу Напечатать текущую страницу

"Авторизация" | Создать Акаунт | 18 Комментарии | Поиск в дискуссии
Спасибо за проявленный интерес

Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 16/05/2011
"строительство собственной генерации становится выгоднее, чем покупка энергоресурса из сети"
В этом, как модно говорить "тренд". Нынешняя электроэнегргетика с гигантскими электростаниями,  гигантскими сетями, гигантскими расходами на бюрократический аппарат и чудовищными потерями реформированию не поддается и должна уйти. Будущее за автономной генерацией в самых различных вариантах.


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 16/05/2011
Всё верно. Всё не правильно.

В ряде трактовок EBITDA понимается как "очищенная" в том числе и от аммортизационных отчислений.

Впрочем, за годы реформ стараниями мошеников от гос.статистики капитальная составляющая объектов пром.производства неоднократно "по просьбам трудящихся" директивным образом обесценивалась. Поэтому даже та "аммортизация", что сегодня зашита в себестоимость, никак не соответсвует издержкам на возведение замещающих мощностей.

Именно поэтому наиболее капиталоёмкие - атомная и гидро - генерации "выбили" себе через правительство "инвестиционную надбавку", как компенсацию уворованных тем же правительством для целей поиска "эффективного собственника" капитальных фондов и аммортизационных отчислений на них.

Поэтому EBITDA атомной и гидрогенерации - типичный "сфероконь в вакууме".


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 17/05/2011
На мой взгляд дефицит генерирующих мощностей, по крайней мере в Московском регионе не миф. Доказательство тому - зимы с 30 градусными морозами. В эти периоды вся энергосистема кое-как покрывает пиковые нагрузки с постоянными аварийными отключениями потребителей. Хотя это и редкая экстремальная ситуация, но тем не менее она показывает что дефицит существует.

Все вышесказанное относится и к лету 2010г., когда происходили аварийные отключения энергоблоков, а кондиционеры везде работали на полную мощность.

Так что блоки строить надо - и АЭС, и ТЭЦ, и ГЭС. Просто с умом, по нормальным проектам, не за бешенные деньги, а там где это реально необходимо - в столичном регионе и на границе с Европой и Китаем, что бы была возможность подавать излишки. Хотя и необходимость внедрения энергосбережения сомнений не вызывает.

А в заключении хочу сказать, что есть лож, большая лож и статистика. Так вот этой самой статистики уж как то больно много...


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 17/05/2011
А еще потребность из учебы в вузе помню, что необходимость ввода новых мощностей определяется не EBITDA или еще чем нибудь, а по резерву мощности в энергосистеме.

В современных условиях данные резервы определяются по "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ СО 153-34.20.118-2003".

"п.4.4.2. На предварительной стадии разработки перспективных балансов мощности ЕЭС и ОЭС рекомендуется принимать значения необходимого резерва мощности процентом от максимума нагрузки соответствующего объединения. Рекомендуемые значения:
Европейская секция ЕЭС - 17 %;
ОЭС Сибири - 12%;
ОЭС Востока - 22%."

Как говорил Чубайс, резерв этот уже давно ниже установленной нормы.



[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 17/05/2011
Выводы сделаны довольно очевидные. Только вождь не начертал способа достижения поставленных целей.


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 17/05/2011
Выводы.1) Булата Искандеровича в Президенты! 2) Всем здравомыслящим пора вступать в партию здравого смысла  http://rodina-zdraviy-smysl.ru/ [rodina-zdraviy-smysl.ru] 3) Запасайтесь огородами и погребами для хранения картошки, морковки, свеклы на переходный период к ЗДРАВОМУ СМЫСЛУ! ПУТЬ БУДЕТ ДОЛГИЙ, НО ДРУГОГО ПУТИ НЕТ! Работники РОСАТОМА и МИФИ - БЛИЖЕ К ЗДРАВОМУ СМЫСЛУ!НИЧЕГО ДРУГОГО НЕ БУДЕТ И БЫТЬ НЕ МОЖЕТ!


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 18/05/2011
Булата Искандеровича в президенты всех погребов России!


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 18/05/2011
...и закромов родины! Больше чубайсятины хорошей и разной!


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 18/05/2011
Вывод о том, что в Росии в целом нет дефицита электроэнергии- это не портки невидимки. Это стоило опубликовать. 
 Если и были иллюзии по поводу бывших руководителей отрасли (через одного, в том числе и бывшего замминистра Нигматуллина), то они методично и успешно самим бывшим замминистром рассеяны.
 


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 19/05/2011
Красиво построенная фраза сама по себе не является признаком достоверности и правды, как бы этого не хотели мастера пиара. Требуется к этой фразе ряд достоверной последовательно изложенной аргументированной информации.


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 20/05/2011
Уважаемый Булат Искандерович!
Вы, как всегда правы. Но Ваши научные выводы основаны на статистике и законах развития техники для экономики. Они не учитывают законы Природы. Более десятка лет в полусотне работ я доказываю, что причина быстроразвивающегося экологического кризиса  на планете – превышение в десятки раз общего производства энергии человечеством над допустимым законами внутрисистемного энергетического потока в биосфере. Природа борется с человечеством ростом числа ураганов, землетрясений, прочих катастроф. Чернобыль, СШГЭС, Фукусима и прочие рукотворные катастрофы тоже ускоряют кризис технократического развития человечества. Поэтому, даже предлагаемые Вами замедленные темпы роста энергетики, капли в ускорение развязки – бифуркации в истории. Экологически сейчас стоит задача выживания, а не развития. Не развитие техники от нано до космо, а сохранение нации. К сожалению, никто этого понять не хочет…
В.И. Поляков


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 25/05/2011
"Экологически сейчас стоит задача выживания, а не развития. Не развитие техники от нано до космо, а сохранение нации. К сожалению, никто этого понять не хочет…"

Вы неправы, господин Поляков. Многие уже это давно поняли. Однако, развитие "прогресса" идет не из идейных соображений, а по причине необъятной человеческой жадности. Пока этот инстинкт превалирует над чувством самосохранения. Что уж тут поделать - запаздываем с рефлексиями.

Кстати техногенные катастрофы все-таки не ускоряют, а притормаживают. Это - отрицательная обратная связь, а не положительная. Но, конечно, это влияние не очень сильное. Поэтому природа предусмотрела более сильную обратную связь в виде катастроф природных: землетрясения, цунами, пожары, наводнения и т.п. Думаю, что все вместе, в этом веке, эффективно загнет поступательное движение прогресса в обратную сторону. И начнем выживать, как Вы и предписываете...


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 24/05/2011
Статья тенденциозна, составлена из отдельных громких заявлений, лишенных доказательств. Выводы не убедительны, во всяком случае "изобретение" БИН о росте электропотребления на 0,3% при росте ВВП в 1% работает на весьма ограниченном периоде 2000-2010 гг. (и то, усреденно!), и вовсе не факт, что будет работать в последующие годы. Так что прогнозы строить на этом никак нельзя, что и подтверждается "исследованиями" БИНа на предыдущих отрезках времени. Общее впечатление от статьи: все это высосано из пальца, политизировано, и не имеет отношения к макроэкономике.


[ Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 06/11/2011
Отличная статья! одна досадная оплошность: КИУМ ТЭС и АЭС в России вполне на уровне средневропейских. демонстрация нереалистичности завышенных планов энергетического лобби по обснованию объемов инвестиций (читай: строительных подрядов и воровства)  вызовет еще много праведного гнева воров и еще больше мечтающих стать ими.


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 10/11/2011
хочется добавить к "высасона из пальца..."

А Вы господа на реальной электростанции давно были?..

А я там работаю, и не на самой маленькой (Кузбассе самая большая) - ремонт в завале - подрядчик никогда не будет качественно делать ремонт на 100 %, а уследить за всем на такой махине не реально - все  работает на честном слове и какой-то матери; зарплаты мизер, отсюда проблемы с персоналом, старики спецы скоро вымрут, а молодежь работать не научили. И так по всей стране. (Мои сокурсники из Ивановского энерго везде работают и везде одно и тоже)

Отсюда и зима -30 в Москве без света и Саяны и все другое.


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 14/03/2012
Дело даже не в том, что молодёжь работать не научили, а в том, что молодежь не идёт работать в энергетику. Это бесперспективно. Я бы с удовольствием сейчас вернул себя лет так на 10 назад и уж никогда не стал бы учиться на энергетика (хотя мне нравится моя специальность). Сейчас работать техническим специалистом в СНГ невыгодно. У технарей нет ни зарплат, ни привилегий. Сейчас госслужащие получают больше шахтера и им все льготы (квартиры, ранний выход на пенсию, высокие пенсии). Никто за мифическую "идею" нынче работать не будет. А энергетическая отрасль разваливается с молниеносной скоростью. Когда правительство чухнется - будет поздно. Уже сейчас нет специалистов, которых можно было бы назвать хотя бы "средними" в плане квалификации. 


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 11/12/2011
Соглашусь с Вами. В аргументах автора статьи используется удельная стоимость новых ТЭС - около 70 млн. руб./МВт - по-моему в 4 раза завышена. Дальше, как можно из паровых ТЭС делать парогазовые, если фактически многие паровые ТЭС - это ТЭЦ (ГРЭС). Начнем жителям строить отдельные котельные? А смысл, газа меньше жечь не станем. Это главное предложение Вашей статьи, как я понял. Бессмысленно писать громкие статьи и побеждать на конференциях, жизнь дана для созидания. Лучше придумайте новый способ генерации. А казнокрады сами себя накажут


[
Ответить на это ]


Re: Электроэнергетика России. Мифы и реальность (Всего: 0)
от Гость на 11/12/2011
в прошлом моём отзыве ("Соглашусь с Вами. В агруме...") я написал какую-то ерунду. Просто из-за перегруженности голова не работает. И остатки амбиций покоя не дают. Приношу извинения автору. который безусловно прав в том, что тему энергетики поднимать надо. И это делать должны люди более компетентные, чем я


[
Ответить на это ]






Информационное агентство «ПРоАтом», Санкт-Петербург. Тел.:+7(921)9589004
E-mail: info@proatom.ru, webmaster@proatom.ru. Разрешение на перепечатку.
За содержание публикуемых в журнале информационных и рекламных материалов ответственность несут авторы. Редакция предоставляет возможность высказаться по существу, однако имеет свое представление о проблемах, которое не всегда совпадает с мнением авторов Открытие страницы: 0.16 секунды
Рейтинг@Mail.ru