Разработка путей инновационного развития энергетического сектора РФ

· снижение стоимости элементов с многослойными структурами в два и более раз;

· промышленное производство установок с концентраторами, не требующими слежения за солнцем и снижающими удельную стоимость на 30-50 %;

· создание установок получения водорода с использованием солнечной энергии.

2. Использование солнечной энергии для производства тепла: совершенствование конструкций, снижение удельной стоимости и стоимости эксплуатации систем солнечного горячего водоснабжения и отопления на базе жидкостных солнечных коллекторов; освоение воздушных солнечных коллекторов; разработка систем горячего водоснабжения и отопления со стационарными солнечными концентраторами.

3. Использование биомассы: разработка и освоение технологий и оборудования по производству твёрдых (уголь), жидких (масла и спирты) и газообразных углеводородов из древесины. Отходов лесозаготовок и лесопереработки, торфа и отходов сельскохозяйственного производства; тепловой и электрической энергии на базе прямого сжигания древесных отходов; биогазовые технологии с использованием биогаза для производства электрической и тепловой энергии. Освоение получения жидких топлив из масличных и сахаристых культур (рапс, сорго, лён, топинамбур и др.); экологически чистые технологии переработки твёрдых бытовых отходов; освоение технологий получения водорода из биомассы.

4. Малая гидроэнергетика:

· разработка конструктивных решений,

· обеспечивающих работу рукавных микроГЭС в зимний период;

· проведение натуральных испытаний и разработка конструктивных решений, обеспечивающих работу малых ГЭС в условиях глубокого промерзания русла рек;

· создание свободнопоточных погруженных и наплавных микроГЭС мощностью 1-2-5-10 кВт;

· разработка конструктивных и схемных решений, обеспечивающих снижение удельной стоимости сооружения малых ГЭС и минимизацию отрицательного воздействия на рыбу.

5. Геотермальная энергетика и тепловые насосы: совершенствование оборудования и схемных решений геотермальных электростанций; разработка и сооружение бинарных геотермальных электростанций; системы геотермального теплоснабжения на базе тепловых насосов; схемные решения и экономические механизмы; создание установок с использованием тепловых насосов в системах централизованного теплоснабжения городов.

6. Энергия ветра: разработка и освоение производства систем электроснабжения на базе ветроустановок мощностью 10-20-30-50-100 кВт для автономной работы и в составе ветродизельных электростанций; трансферт технологий производства ветроустановок большой мощности для работы в сети; создание систем аккумулирования электроэнергии, вырабатываемой ветроустановками.

Комплектующие изделия и оборудование: создание газовых паровых турбин (двигателей) малой мощности 10-30-50-100 кВт; автономные инверторы мощностью 1-2-5-10-30 кВт в однофазном и трёхфазном исполнении, инверторов, ведомых сетью мощностью 5-10-20 кВт; создание многополюсных генераторов, освоение производства необслуживаемых электрических аккумуляторов, освоение электрических тепловых аккумуляторов с фазным переходом; металлогидридные аккумуляторы водорода и получение водорода на базе электроэнергии, получаемой от автономных ветровых и солнечных установок; освоение производства компрессоров для теплонаносных установок номинальной мощностью от 10 кВт до 1 МВт; разработка бесшумных насосов горячего водоснабжения мощностью до 1 кВт. Создание и освоение комбинированных систем автономного энергоснабжения типа: солнце-ветер, ветер-дизель, солнце-ветер-дизель, ветер-гидро, газо -генератор -дизель, газогенератор -гидро -дизель, ветер-водород-дизель.

Развитие использования источников энергии приняло ускоренный характер, особенно быстрыми темпами (25-30 % рост установленной мощности к предыдущему году) развиваются фотоэлектричество и ветроэнергетика.

Потребности развития ВИЭ, основанные на объективных и субъективных факторах, оцениваются увеличением доли ВИЭ в объёме внутреннего потребления первичной энергии до 10 % к 2030 г., электропотребления - до 5 % (Евросоюз - 20 % производства электроэнергии к 2020 г.).

Для этого на федеральном уровне необходимо:

· принятие закона о возобновляемой энергетике (постановление Правительства РФ от 3 июня 2008 г. № 426 - см. 3стор. обложки - существенный шаг, но не исчерпывающий проблему);

· определение органа федеральной и исполнительной власти, уполномоченного в области ВИЭ;

· организация госстатотчётности по ВИЭ;

· разработка технического регламента, строительных норм и правил, включающих обязательность использования ВИЭ для соответствующего ряда объектов.

Обеспечение недискриминационного заявительного подключения к сетям общего пользования (электрическим и тепловым); механизмов стимулирования использования ВИЭ, включая льготные кредиты; оплаты энергии, поставляемой от ВИЭ в сеть.

На примере ветроэнергетики рассмотрим финансовые льготы (принимаемые и существующие) в США. Некоторым муниципальным или кооперативным энергетическим управлениям, которые не платят налоги ввиду "некоммерческого" статуса, предоставляются льготы в виде прямых выплат от федерального правительства. Закон о налогах (1978) ввёл инвестиционные налоговые скидки, уменьшение налога на доход. Физическим лицам предоставляется скидка в размере 30 % за первые 2000 дол. и 20 % - за последующие 8000 долл. Предприятиям добавилась энергетическая налоговая скидка в размере 10 %. Скидки, отменённые в 1985 г., эффективно простимулировали вложения нескольких миллиардов долларов.

Закон 1992 г. установил льготы при производстве энергии за счёт ВИЭ. Скидки для компаний по налогу на производство электроэнергии, выработанной при помощи ВИЭ, определены до 0,015 долл./кВтч. В 2002 г. ставка была скорректирована до 0,018 долл./кВтч. Действует ускоренная амортизация, что ведёт к выигрышу на налогах. Существуют варианты освобождения от налога с продаж оборудования, от налога на имущество, наконец, дешёвые кредиты - снижение стоимости финансирования объекта на льготных условиях.

Важность использования ВИЭ для России определяется стимулированием хозяйственного развития и повышением качества жизни населения, находящейся в зоне автономного энергоснабжения; неэкономичностью сооружения и поддержания электрических сетей; сохранением ископаемого органического топлива и увеличением экспортного потенциала; оздоровлением экологической обстановки.

2. Оценка эффективности инновационного развития энергетического комплекса РФ

2.1 Программы качественного инновационного развития электроэнергетики (на примере "РАО ЕЭС России")

Программы ОАО "РАО ЕЭС России", направленные на развитие электроэнергетики, обеспечивающей адекватное развитие экономического и социального развития России, требуют не только количественного увеличения, но и качественного преобразования производственной базы электроэнергетики.

Проведенный анализ возможных качественно новых технологических решений показал, что одним из таких решений может быть создание оборудования и применение технологий, основанных на явлении сверхпроводимости, т.е. состоянии некоторых видов материалов, обладающих сопротивлением близким к нулю при их охлаждении до низких температур. Различаются два вида сверхпроводимости:

· Низкотемпературная (НТСП), соответствующая температуре жидкого гелия (4,2 градусов по шкале Кельвина);

· Высокотемпературная (ВТСП), соответствующая температуре жидкого азота (77 градусов по шкале Кельвина).

Первые работы в мировой практике по практическому использованию явления низкотемпературной сверхпроводимости в электрофизических и энергетических установках начались с 1961 года. Данные работы показали, что одним из решающих факторов успеха в этой области является высокотехнологичное промышленное производство широкой номенклатуры сверхпроводниковых обмоточных изделий (проводов, кабелей, шин), и обеспечение эффективного криостатироования сверхпроводниковых устройств.

В шестидесятые годы в СССР было создано уникальное высокотехнологическое производство материалов, переходящих в состояние сверхпроводимости при температуре жидкого гелия. Это производство обеспечило стране положение одного из двух мировых лидеров в пионерских сверхпроводниковых разработках.

На этой основе были разработаны и введены в эксплуатацию уникальные сверхпроводящие магнитные системы (СМС), обеспечившие проведение научных исследований по физике высоких энергий и элементарных частиц (ускорители, детекторы), создание первых в мире установок для термоядерных исследований с магнитным удержанием плазмы (Токамаки) и других, в том числе специальных применений. Кроме того, были разработаны и изготовлены сверхпроводниковые прототипы всех основных представителей электротехнического оборудования, включая генераторы, двигатели, трансформаторы, индуктивные накопители энергии, сверхпроводниковые кабели.

Испытания прототипов оборудования продемонстрировали их качественное превосходство над оборудованием традиционного исполнения по эффективности, массогабаритным показателям и пожаробезопасности. Сегодня НТСП технология успешно реализуется при создании устройств индустриальной физики, в первую очередь в медицине при создании сверхпроводниковых магнито-резонансных томографов, объем производства которых, в мире составляет ~2,5 млрд. $ в год.

Положение со сверхпроводниковой технологией радикальным образом изменилось после открытия в 1986 году высокотемпературных сверхпроводников с более высокими возможными рабочими температурами, вплоть до температуры кипения жидкого азота (77,4 К). Эта технология, наряду с совершенствованием криогенной техники, создала предпосылки для преодоления коммерческого барьера при использовании сверхпроводниковых технологий на основе ВТСП материалов в электроэнергетике и других областях промышленности. ВТСП материалы превосходят традиционные НТСП материалы, а также медь и алюминий, как по пропускной способности, так и по соотношению качество/цена.

С этими достижениями связаны начавшиеся в мире (США, страны ЕС, Япония, Южная Корея Китай, Индия и др.) процессы разработки и применения в электроэнергетических системах технологий со сверхпроводниковыми материалами и оборудованием, в том числе сверхпроводниковых кабелей, синхронных компенсаторов, токоограничителей и индуктивных накопителей энергии. По оценке американских экспертов, выполненным несколько лет назад, в период 2015-2020 гг. более половины этого сегмента электроэнергетического рынка будет составлять сверхпроводниковое оборудование с объемом продаж более 100 млрд. $ в год. Сегодня данные прогнозы реально подтверждаются.

Что дает применение СП оборудования и технологий в электроэнергетике?

· Сокращение потерь электроэнергии примерно в 2 раза;

· Снижение массогабаритных показателей оборудования;

· Повышение надежности и продление срока эксплуатации электрооборудования за счет снижения старения изоляции;

· Повышение надежности и устойчивости работы энергосистем;

· Повышение качества электроэнергии, поставляемой потребителям;

· Повышение уровня пожарной и экологической безопасности электроэнергетики.

· Создание принципиально новых систем энергетики при совмещении с другими инновационными подходами за счет синергетического эффекта.

Особый эффект СП технологии могут дать при их применении в мегаполисах и крупных городах, в первую очередь в городах Москве и Санкт - Петербурге.

Эти факторы были учтены при разработке программы развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), в которой впервые в российской энергетике в качестве отдельного раздела программы были сформулированы направления разработки и практического использования сверхпроводящих технологий в электрических сетях. Данная программа одобрена Советом Директоров ОАО "ФСК ЕЭС" и при финансовой и организационной поддержке ОАО "РАО ЕЭС России" начата ее реализация.

С целью координации этих работ, а также более широкого применения сверхпроводимости в электроэнергетике был создан специализированный Координационный совет, в который вошли как работники электроэнергетики, так и представители научно-исследовательских институтов, включая институты Росатома и Академии наук России, а также представители Минпромэнерго РФ и Минобрнауки РФ. Координационный совет возглавил Председатель Правления ОАО "РАО ЕЭС России" А.Б. Чубайс.

Координационный совет утвердил Комплексную программу разработки СП оборудования и технологий его применения в электроэнергетике со сроком ее реализации до 2025 года. Основной упор в этой программе сделан на кабельные линии, создаваемые на основе ВТСП технологий, как наиболее готовых для коммерческого использования с получением реального технико-экономического эффекта. Кроме того, программой предусматривается проведение исследований и работ по разработке СП генераторов и компенсаторов, трансформаторов и накопителей электрической энергии, а также комплексные исследования электроэнергетических систем, включающих сверхпроводящее электрооборудование и линии электропередачи.

Раздел программы, направленный на создание и применение ВТСП технологий в электрических сетях, выделен в отдельную подпрограмму с назначением руководителя-координатора подпрограммы (Дорофеев В.В.).

Целью данной подпрограммы является:

· Создание, отработка технологии производства и практического применения сверхпроводящих кабелей, как элементов электрической сети.

· Внедрение опытно - промышленных образцов таких кабелей (разной длины) в конкретных электрических сетях.

· Организация масштабного применения сверхпроводящих кабелей в электрических сетях с разработкой идеологии создания электрических сетей нового поколения.

Данная подпрограмма должна быть выполнена до 2012 года включительно.

Основные направления работ подпрограммы:

1. Разработка, изготовление опытного образца и испытания трехфазной СП - кабельной линии длиной 30 метров напряжением до 20 кВ с целью отработки технологии изготовления кабеля и криогенной системы и проведению комплексных исследований для проверки качества принимаемых решений. Изготовление кабеля предусмотрено закончить до конца текущего года, а завершение работ по этой части проекта, включая испытания и подготовку заключения по результатам испытаний в 1 квартале 2008 года. Головным исполнителем этого раздела подпрограммы определен НТЦ Электроэнергетики. Финансирование этого раздела подпрограммы осуществляют на паритетных началах РАО ЕЭС России и ОАО "ФСК ЕЭС".

2. Комплекс работ по разработке, изготовлению и установке на объекте электрической сети опытного - промышленного СП - кабельной линии длиной до 500 метров напряжением до 20 кВ. Данные работы предполагают проверку технических решений на реально действующих объектах г. Москвы, обучение эксплуатационного персонала и наработку практического опыта эксплуатации подобных систем. Установка на объекте (питающая подстанция - ВТСП кабельная линия- распределительная подстанция) и начало эксплуатации намечается во 2 квартале 2010 года.

Этот проект получил государственную поддержку через включение в Федеральную целевую программу "Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы" работы "Создание силовой электрической линии для распределительных сетей на базе ВТСП технологий". На данную работу Министерство образования и науки России заключило контракт с головным исполнителем ОАО "ЭНИН". В работе принимают участие специалисты электросетевого комплекса (ФСК ЕЭС, МГЭК, МОЭСК), НТЦ Электроэнергетики, ВНИИКП, РНЦ "Курчатовский институт", МАИ. Кроме Министерства образования и науки России, финансирование этого раздела подпрограммы осуществляют РАО ЕЭС России и организации электросетевого комплекса.

3. Комплекс работ по разработке, изготовлению и установке на объекте электрической сети СП - кабеля длиной свыше 1000 метров напряжением до 20 кВ. Данные работы предполагается проводить в виде двух проектов: как силами российских организаций (Российский проект), так и путем организации международного тендера (Международный проект). Эти проекты будут осуществляться на реально действующих объектах на коммерческой основе, начиная с 2009 года. Предварительные проработки показали, что только в электрических сетях г. Москвы есть более 10 возможных мест эффективного применения этих технологий.

4. Комплекс работ по перспективным направлениям применения СП - кабелей с целью дальнейшего развития энергосистем на основе серьезного повышения пропускной способности сети. Эти работы предусматривают исследование сетей с ВТСП кабелями на постоянном токе и напряжении до 110 кВ, что является альтернативой действующим ЛЭП напряжением 220-330 кВ.

В процессе исполнения программы был проведен мониторинг подобного вида работ, проводимых в мире. Во многих странах приняты программы на государственном уровне. Наиболее амбициозные программы приняты в США, Южной Корее, Китае, а также в Австралии и Мексике. В Европе отдельные фирмы Германии, Дании, Швеции начали создание технологий промышленного производства СП материалов и проектов кабельных линий в ряде крупных городов. Недавно в США опубликован проект создания не отдельной кабельной линии, а целой сети в одном из центральных районов города Нью Йорка.

Реализация программы принятой РАО ЕЭС России позволит создать принципиально новую технологическую основу для российской электроэнергетики, существенно повышающую надежность и экономичность ее функционирования.

2.2 Реформирование электроэнергетики РФ

Поведение первоначальной реструктуризации электроэнергетики и создание общеотраслевой холдинговой компании ОАО РАО «ЕЭС России» позволило при распаде ЕЭС СССР на национальные энергосистемы сохранить в России принципы и методы ее работы. Обеспечить достаточно надежное энергоснабжение потребителей электрической и тепловой энергией при практически полном отказе от государственного финансирования и высокой инфляции, сменившейся острым кризисом неплатежей. Одновременно такая организация электроэнергетики способствовала интеграции регионов страны. При этом была не только сохранена технологическая основа, но и созданы предпосылки для дальнейшей реструктуризации электроэнергетики России и развития оптовой торговли электроэнергией с последующим переходом к конкурентному рынку электроэнергии.

В результате первого этапа российская электроэнергетика частично изменила свою прежнюю вертикально интегрированную структуру, началось организационное разделение по видам деятельности:

§ в производстве электроэнергии появилось множество хозяйствующих субъектов с самостоятельными экономическими интересами - электростанции РАО «ЕЭС России» (АО-станции и филиалы), государственные АЭС, электростанции АО-энерго, сформировавших субъектный состав Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ);

§ значительная часть системообразующих и высоковольтных линий электропередачи, а также центральное и объединенные диспетчерские управления были сосредоточены в ОАО РАО «ЕЭС России»;

§ магистральные и распределительные сети, сбытовая инфраструктура электрической и тепловой энергии на территории соответствующих субъектов РФ, как и значительная доля генерирующих (главным образом тепловых) мощностей после передачи крупных электростанций из ПОЭЭ, были включены в состав соответствующих АО-энерго - как правило, дочерних обществ Холдинга РАО «ЕЭС России».

ОАО РАО «ЕЭС России» -- российская энергетическая компания, до 1 июля 2008 года монополист на рынке генерации и энерготранспортировки России. Полное наименование -- «Открытое акционерное общество энергетики и электрификации „Единая энергетическая система России“». Компания объединяла практически всюроссийскую энергетику.

В России компании группы РАО «ЕЭС» владели 72,1 % установленной мощности или 69,8 % электроэнергии и 32,7 % теплоэнергии и транспортировали практически всю (96 %) электроэнергии (2004). Установленная мощность компаний группы превышала 156 ГВт, что делало её по этому показателю крупнейшей энергокомпанией мира. Ближайшие конкуренты -- SPCC (Китай), у которой установлено 151 ГВт и EDF (Франция) -- 121 ГВт. Поскольку компании группы РАО «ЕЭС» в настоящее время совмещают деятельность по передаче электрической и тепловой энергии и деятельность по оперативно-диспетчерскому управлению с деятельностью по генерации электроэнергии и сбыту ее конечным потребителям, в соответствии с федеральным законодательствам (в частности ФЗ «Об Электроэнергетике» и ФЗ «О естественных монополиях») цены на услуги компании устанавливались Федеральной службой по тарифам

Рис. 2.1

Вместе с тем проведенная частичная реструктуризация электроэнергетики и связанные с ней изменения в системе отраслевого управления не решили фундаментальные проблемы электроэнергетики, проявившиеся в 80-е годы, - проблемы низкой эффективности производства и потребления энергии, недостаточной финансовой устойчивостикомпаний электроэнергетики, слабой прозрачности их деятельности для акционеров и потенциальных инвесторов, неотлаженной системы государственного регулирования.

Для обеспечения эффективного и устойчивого функционирования электроэнергетики, превращения ее в инвестиционно привлекательную и открытую для инвестиций отрасль потребовалось проведение второго этапа реструктуризации электроэнергетики, предусматривающего кардинальное изменение структуры отрасли и экономических механизмов ее функционирования.

Формирование новой организационной структуры отрасли началось в 2001 г. сразу после принятия Постановления Правительства РФ №526 (создание оператора рынка электроэнергии, системного оператора и федеральной сетевой компании).

Реализация наиболее сложных и масштабных задач по реструктуризации электроэнергетики, связанных с реорганизацией АО-энерго, созданием новых субъектов рынка и дальнейшей консолидацией единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), началась с принятия и вступления в силу в апреле 2003 г. пакета законов, формирующих законодательную базу реформирования электроэнергетики.

Процесс реформирования АО-энерго начался в 2003 году с реализации нескольких пилотных проектов: реформирования ОАО «Калугаэнерго», ОАО «Орелэнерго», ОАО «Брянскэнерго», ОАО «Тулэнерго». Наиболее активно структурные преобразования начали осуществляться в 2004 году. Процесс реформирования затронул более 30 компаний. К апрелю 2004 года была завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании - ОАО «Калугаэнерго», а к концу года разделены по видам деятельности 5 АО-энерго.

В том же 2004 году началось создание новых межрегиональных компаний. В последние месяцы 2004 года были созданы (прошли государственную регистрацию) первые три ОГК и две ТГК. В тот же период (в октябре 2004 года) Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех МРСК. В 2004 году также была практически сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений были переданы (за некоторым исключением) от АО-энерго Системному оператору.

В 2005 году процесс реформирования охватил большинство АО-энерго, причем значительная их часть к концу года была разделена. В этом же году учреждено большинство оставшихся межрегиональных компаний: к марту зарегистрирована последняя из семи ОГК, к августу - тринадцать из четырнадцати ТГК, созданы четыре МРСК.

С 1 сентября 2006 года вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии. На оптовом рынке электроэнергии (мощности) в результате введения с 1 сентября новых правил работы был осуществлен переход к регулируемым договорам между покупателями и генерирующими компаниями, ликвидирован сектор свободной торговли (ССТ), запущен спотовый рынок - «рынок на сутки вперед» (РСВ). К 2011 году, в соответствии с Постановлением Правительства России от 7 апреля 2007 года, предусматривается постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Правила функционирования розничных рынков предполагают постепенную либерализацию розничных рынков электроэнергии параллельно с либерализацией оптового рынка, при сохранении обеспечения населения электроэнергией по регулируемым тарифам.Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им появляются новые компании целевой структуры отрасли.

Первый этап, в рамках которого из ОАО "РАО "ЕЭС России" были выделены ОАО "ОГК-5" и ОАО "ТГК-5", был завершен 3 сентября 2007 года.

Государственные холдинги будут являться промежуточными компаниями. Выделение ОАО "Государственный холдинг" и ОАО" "Государственный холдинг ГидроОГК" было осуществлено с их одновременным присоединением к ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК" соответственно, что обеспечит прямое участие государства в капитале ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК".

За счет передачи на баланс ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "ГидроОГК" государственной доли в ОГК и ТГК при присоединении произошло увеличение доли государства в Федеральной сетевой компании до уровня не менее 75% + 1 акция, а в ОАО "ГидроОГК" - до уровня не менее 50% + 1 акция.

Решением общего собрания акционеров ОАО РАО "ЕЭС России" был утвержден разделительный баланс, включающий положение (правила) о правопреемстве, которое является неотъемлемой частью разделительного баланса.В положении (правилах) о правопреемстве, устанавливающем принципы ведения учета и распределения имущества, прав и обязанностей в переходный период (с даты, на которую составляется разделительный баланс (01.04.2007 г.), по дату завершения реорганизации ОАО РАО "ЕЭС России"), в частности были предусмотрены:

· мораторий на продажу "миноритарной" доли акций целевых компаний.

· сохранение денежных средств от продажи пакетов акций ОГК/ТГК или приобретенного на эти деньги имущества за той компанией (Государственным Холдингом), которой указанные акции были распределены по разделительному балансу. Благодаря утвержденным в положении (правилах) о правопреемстве принципам ведения учета предусмотрена была возможность продажи акций ОГК/ТГК с баланса ОАО РАО "ЕЭС России" в пределах "государственной" доли.

Три специальных холдинга, выделенных при реорганизации в соответствии с дополнениями в схему реорганизации, одобренными Советом директоров ОАО РАО "ЕЭС России" 27 апреля 2007 г.

Эти компании были выбраны для обособления в ходе первого этапа реорганизации, поскольку были в максимальной степени готовы к полноценному самостоятельному функционированию, реализации перспективных инвестиционных проектов, успешно провели эмиссии дополнительных акций и привлекли в акционерный капитал стратегических инвесторов и инвестиции в развитие. Акционеры ОАО РАО "ЕЭС России" в результате первой реорганизации в дополнение к принадлежащим им акциям ОАО РАО "ЕЭС России" получили акции ОАО "ОГК-5" и ОАО "ТГК-5" пропорционально своей доле в уставном капитале энергохолдинга. При этом число акций ОАО РАО "ЕЭС России", принадлежащее им, осталось неизменным. Доля Российской Федерации в уставном капитале ОАО "ОГК-5" по завершении первого этапа реорганизации составила 26,43%, в капитале ОАО "ТГК-5" - 25,09%.

На втором этапе реструктуризации электроэнергетики были намечены и в реализованы я следующие структурные преобразования в отрасли:

§ создан оператор рынка электроэнергии - Администратор торговой системы (АТС), предоставляющий субъектам оптового рынка услуги по организации оптовой торговли электроэнергией;

§ создан и проходит процесс консолидации своей организационной структуры Системный оператор (СО), централизующий функции по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС России;

§ создана Федеральная сетевая компания (ФСК), в составе которой должны быть объединены существующие магистральные линии электропередачи, образующие ЕНЭС. Цель создания ФСК - обеспечение единства технологического управления и реализация государственной политики в части электросетевого комплекса, относящегося к ЕНЭС;

§ проведена реструктуризация подавляющего большинства АО-энерго с разделением конкурентных (производство, сбыт электроэнергии, производственный сервис) и регулируемых видов деятельности (передача электроэнергии);

§ формируются межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК);

§ на базе тепловых и гидравлических электростанций РАО «ЕЭС России» и региональных энергосистем созданы и проходят процесс организационной консолидации оптовые и территориальные генерирующие.

В декабре 2007 - январе 2008 года закончено формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, завершен первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК». Был закончен процесс выделения сетевых компаний. На базе реорганизованных АО-энерго созданы все 56 магистральных сетевых компаний.

Схема завершающей реорганизации позволяла:

· учесть интересы всех групп акционеров ОАО РАО «ЕЭС России»;

· пропорциональное распределить акций целевых компаний, принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России», среди акционеров ОАО РАО «ЕЭС России» и/или указанных ими в установленном порядке компаний;

· снизить долю участия государства в потенциально конкурентных видах деятельности в электроэнергетике;

· обеспечить долю прямого участия государства в уставном капитале ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ГидроОГК» на предусмотренном законодательством РФ уровне (75% +1 акция для ОАО «ФСК ЕЭС», контрольный пакет для ОАО «ГидроОГК»);

· ликвидировать дефицит инвестиционных средств на развитие сетевого хозяйства и гидрогенерации за счет продажи компаниями ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ГидроОГК» пакетов акций тепловых генерирующих компаний, приходящихся на долю государства.

В ходе второго этапа (окончание - 1 июля 2008 г.) завершились структурные преобразования активов энергохолдинга, произошло обособление от ОАО РАО "ЕЭС России" всех компаний целевой структуры отрасли (ФСК, ОГК, ТГК и др.) и общество прекратило свое существование 30 июня 2008 года. Штаб-квартира РАО «ЕЭС России» находилась в Москве.

План реформирования РАО «ЕЭС России» предполагал распределение почти всех ТЭС на ОГК (оптовые генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании). В результате появились 6 тепловых ОГК общей мощностью около 53 ГВт и 14 ТГК общей мощностью 55,7 ГВт. Не вошедшие в состав ОГК и ТГК станции перешли в собственность ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (почти 1.9 ГВт), а также Холдингу ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» К (5.8 ГВт). Крупными владельцами ТЭС остаются и так называемые независимые АО-энерго (16.3 ГВт в общей сложности).

Рис. 2.2

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.

Так, магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.

Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании - ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна («ГидроОГК») - на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

Инвестиционная программа холдинга электроэнергетики на 2008-2012 годы, утвержденная в мае 2008 г., предполагает строительство 43,9 тысячи мегаватт новой генерации, 98,8 тысячи километров линий электропередачи, 156,9 тысячи мегавольтампер трансформаторной мощности. Это примерно 10-15-кратный рост в годовом исчислении. Безусловно, такие объемы могут быть достигнуты только за счет частных инвестиций. Они и будут привлечены в объеме почти 1 триллион рублей (вся инвестиционная программа - 4,375 триллиона). «Поступление частных инвестиций удалось обеспечить за счет продажи акций генерирующих компаний, принадлежащих РАО «ЕЭС России». Часть средств, полученных от продажи акций энергохолдинга, приходящихся на долю государства, была направлена на финансирование инвестиционной программы ФСК и ГидроОГК, которые контролирует государство.

После 2012 года инвестиционный процесс, как предполагается, из взрывообразной стадии выйдет на стационарную. Централизованное планирование охватит только магистральную и распределительную сетевые компоненты, а также гидро- и атомную генерацию. А тепловая генерация, вырабатывающая более 60 процентов электроэнергии, будет развиваться на основе рыночных сигналов.

А что с сетями, ведь магистральная сетевая компонента осталась государственной (так, в ФСК доля государства превышает 75 процентов)? Частные инвестиции в сколько-нибудь значимых объемах туда пока не пойдут, и на этот счет ни у кого нет никаких иллюзий. Импульсом развития станет механизм перераспределения части дохода от продажи государственной доли РАО «ЕЭС России» в ОГК и ТГК. Это уже позволило магистральному сетевому комплексу получить 252 миллиарда рублей, причем бюджет России дает на развитие сетей всего 73 миллиарда рублей. Общий объем средств на сетевые инвестиционные программы за пять лет превысит триллион рублей. Примечательно, что за эти годы ФСК сможет заработать всего 300 миллиардов, иными словами, ФСК не смогла бы профинансировать такие объемы инвестиций из своего тарифа.

Это о магистральных сетях. С распределительными сетями все несколько сложней: такие сети замкнуты на региональных потребителей, стратегическому инвестору они мало интересны. Приватизировать их тоже нельзя (по крайней мере, закон запрещает это делать до 2011 года, и эксперты считают такой запрет экономически и политически разумным). Остаются две потенциальные возможности: инвестиционная составляющая в тарифе и плата за присоединение к сетям. К 2011 году плату планируется отменить, поскольку эксперты считают, что к тому времени заработают сугубо рыночные механизмы.

Так или иначе, объем ежегодных капитальных вложений в отрасли с 2002 до 2009 года увеличивается в 17 раз, мощность ежегодных вводимых в строй энергетических объектов - в 20 раз. Эти процессы спровоцируют возникновение мультипликационного положительного эффекта в смежных отраслях экономики.

2.3 Оценка эффективности реформирования энергетики

Российскую электроэнергетику сложно представить без тепловых электростанций ГРЭС и ТЭЦ. По данным Системного оператора, по итогам I полугодия 2009 г. в единой энергосистеме (ЕЭС) на ТЭС приходится 135 ГВт из 212.6 ГВт установленной мощности, т.е. 63,5%. Около 40% всех тепловых станций работают на угле, остальные - преимущественно на газе. Аналитик ИК ООО «БрокерКредитСервис» Ирина ФИЛАТОВА представила свою оценку нынешнего положения отрасли.

План реформирования РАО «ЕЭС России» предполагал распределение почти всех ТЭС на ОГК (оптовые генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании). В результате появились 6 тепловых ОГК общей мощностью около 53 ГВт и 14 ТГК общей мощностью 55,7 ГВт. Не вошедшие в состав ОГК и ТГК станции перешли в собственность ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (почти 1.9 ГВт), а также Холдингу ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» К (5.8 ГВт). Крупными владельцами ТЭС остаются и так называемые независимые АО-энерго (16.3 ГВт в общей сложности).

Рис. 2.3

Образование новых компаний необходимо для привлечения инвестиций путем продажи компаний частным собственникам. В результате 26,6% мощностей ТЭС в настоящее время владеет Газпром, а 11,7% - КЭС (Холдинг ЗАО «Комплексные энергетические системы»). Крупные доли - в генерации у ОАО «Сибирская угольная энергетическая компания» (СУЭК) и Enel, E.On. В общей сложности РАО «ЕЭС России» привлекло в отрасль 950 млрд руб., которые следует направить на реализацию инвестиционных программ. Впрочем, несмотря на взятые на себя обязательства по вводу новых мощностей, кризис заставил энергетиков скорректировать свои планы. Во-первых, государство пока не определило правила игры на конкурентном рынке мощности. Плата за мощность нужна для поддержания в норме электростанций генкомпаний. Рынок мощности позволит инвесторам окупить высокие затраты на сооружение новых энергоблоков. По большому счету он сейчас отсутствует, и любые попытки генкомпаний продать новую мощность по цене, близкой к справедливой, пресекаются регулятором. Более того, непростая экономическая ситуация в России вообще ставит под вопрос скорую либерализацию этого рынка, т.к. новая мощность обойдется потребителям в несколько раз дороже старой.

Во-вторых, инвестиционные планы, разработанные РАО, исходили из прогнозов роста энергопотребления на 4 - 5% в год до 2012 г. Эти прогнозы не сбывались и в лучшие времена, а 2009 г. и вообще расставил все по своим местам. 7%-ное снижение объема потребления в январе - июне текущего года привело к тому, что ОГК и ТГК сокращают свои вложения и переносят сроки вводов новых блоков.

Рис. 2.3

Системный оператор Единой энергосистемы всегда загружает в первую очередь самые эффективные (читай: с самой низкой стоимостью энергии) электростанции. Более того, предпочтение отдается АЭС, поскольку они несут базовую нагрузку в энергосистеме, а затем следуют ГЭС с их не всегда предсказуемой из-за водности выработкой. На графике «Динамика выработки ТЭС и ГЭС» можно увидеть, что, например, с января по июль2009 г., несмотря на падение потребления, наблюдался значительный прирост выработки электроэнергии ГЭС.

В условиях снижения энергопотребления ТЭС не могут компенсировать выпадающие доходы за счет торговли на оптовом рынке электроэнергии. В настоящий момент цены свободного сектора находятся на уровне 2007 г. Во II квартале нынешнего, 2009 г., стоимость свободного киловатта отступила от показателей 2008 г. на 10% в первой ценовой зоне и на 25% - во второй ценовой зоне. Такая разница вполне объяснима: оптовый рынок чутко реагирует не только на изменения потребления, но и на изменения цены топлива. В I полугодии 2009 г. тариф на газ вырос на 12.35% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Динамика стоимости угля, напротив, отрицательная: в I полугодии нынешнего года она снизилась на 13.5%. В ценовой зоне Европы и Урала много именно газовых ТЭС и не так много ГЭС. Следовательно, сокращение цены меньше, чем в Сибири, где 50% мощностей - это ГЭС, а оставшиеся - это угольная генерация.

Рис. 2.4

Средний регулируемый тариф ТЭС в зоне Европа - Урал составляет 440,28 руб./МВт/ч, в Сибири - 413,1 руб./МВт/ч. Таким образом, для ценовой зоны Сибири на свободном рынке цена вполне сопоставима с тарифом. Не исключено, что возможно и дальнейшее снижение при ухудшении ситуации.

Помимо непосредственного снижения потенциальной выручки от продажи электроэнергии, кризис привел к падению платежной дисциплины потребителей. По данным НП «Совет Рынка», средний недельный долг участников оптового рынка электроэнергии вырос с 23.7 млрд руб. в начале года до 30.6 млрд руб. к середине2009 г., т.е. речь идет о 30%-м росте.

Рост задолженности негативно отражается на денежных потоках всех генерирующих компаний. Мы ожидаем улучшений только к 2010 г. и разумеется, при условии восстановления экономики.

В 2008 г. была принята генеральная схема размещения энергообъектов до 2020 г. В базовом варианте схема предполагает рост (с учетом необходимых выводов) мощности газовых ТЭС на 37,2 ГВт к 2020 г., угольных ТЭС - на 40,1 ГВт, ГЭС - на 22,1 ГВт, АЭС - на 29,8 ГВ

Рис. 2.5

Одна из основных идей Генеральной схемы - увеличение доли угольной генерации в структуре мощности российских электростанций. К 2020 г. предполагалось, что доля угольных ТЭС вырастет с 40,7% до 44,6% в общем числе тепловых электростанций. Всего же к 2020 г. доля станций на угле должна достичь 28.8% всех мощностей. Примерно в середине прошлого года некоторые компании даже планировали заместить часть газовых проектов на угольные. Однако сейчас мы можем констатировать, что применительно не только к угольной, но и к тепловой генерации в целом данная схема устарела и требует корректировок.

Как мы уже отметили, в условиях падения потребления и собираемости платежей лишь немногие компании отважились сохранить темпы строительства энергомощностей на докризисном уровне. В основном же «стратеги» стараются отсрочить вводы на 2 - 3 года. К примеру, Газпром совсем недавно представил новую инвестпрограмму своих энергетических «дочек» (ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1, Мосэнерго), где собирается сократить 25% денежных затрат и растянуть программу с 2012-го до 2015 г. Кстати, только энергокомпании Газпрома до 2012 г. должны вложить более 200 млрд руб. Общая же сумма необходимых инвестиций в энергетику (генерацию и сети) исчисляется триллионами рублей. Сейчас государство готовит новый вариант Генеральной схемы, в котором, судя по всему, будут учтены кризисные явления, и вводы будут основаны на более консервативных прогнозах роста энергопотребления.

Все вышеперечисленное свидетельствует о том, что в настоящее время энергетикам (ОГК и ТГК) будет очень сложно профинансировать многомиллиардные инвестиционные программы. Однако мы убеждены, что отказываться от нового строительства нельзя по ряду причин.

Во-первых, в этом случае станет не совсем понятен смысл реформы, который изначально состоял в том, чтобы привлечь инвестиции и произвести тотальную модернизацию изношенных мощностей.

· Во-вторых, каждый энергоблок строится минимум 2 - 3 года. Следовательно, важно успеть к восстановлению уровня потребления.

· В-третьих, сооружение новых мощностей заметно повысит эффективность всей отрасли. Приведем простой пример с коэффициентом полезного действия российских электростанций. По итогам 2008 г., средний КПД по ОГК составил 36,1%. Для сравнения: у новых энергоблоков КПД на газе (ПГУ) - до 58%, на угле с использованием технологии ЦКС - до 50%. Для энергетической компании владение таким блоком означает, с одной стороны, экономию на топливе и дальнейшем ремонте, с другой - гарантию максимально возможной загрузки электростанции. Для всей экономики это значит более рациональное использование природных ресурсов.

· Наконец, в-четвертых, износ существующих мощностей в среднем соответствует 60%, а некоторые электростанции построены еще в довоенное время. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС - самый яркий пример тому, что у энергомощностей отсутствует должная модернизация. Несмотря ни на какие кризисы, электростанции продолжают давать электричество 24 часа в сутки 7 дней в неделю 365 дней в году и вырабатывать свой ресурс.

Рис. 2.6

Текущая ситуация такова, что к старой структуре энергетической отрасли вернуться уже проблематично, а новая находится в переходном периоде, и кризис лишь вредит ее дальнейшему развитию. В этой связи мы полагаем, что для благоприятного завершения реформирования и реализации запланированных инвестиций требуются четкие действия государства. Во-первых, надо четко установить правила игры на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Во-вторых, кредитная поддержка энергетических компаний просто нужна в условиях трудностей с привлечением столь необходимых заемных средств. Кроме того, ясно, что инвестирование в энергетику - процесс очень долгий, следовательно, требуется четкая долгосрочная стратегия развития отрасли, учитывающая как благоприятные, так и неблагоприятные сценарии развития. Наконец, многие компании могут сослаться на кризис и не строить те или иные мощности. В этой связи необходим контроль над реализацией инвестиционных программ частных компаний. При выполнении всех условий мы полагаем, что переходный период тепловая энергетика и энергетика в целом смогут пережить с относительно небольшими потерями и стабильно развиваться в дальнейшем.

Заключение

электроэнергетический инновационный топливный

В первой главе дипломной работы были раскрыты основные направления инновационного развития в энергосекторе. Потребление энергоресурсов в мире будет неуклонно возрастать на этом фоне одним из главных технологических и экономических вызовов современности и планирования будущего становится освоение источников энергии. В современной ситуации становится очевидным, что формирование эффективных организационных структур управления инновационным развитием предприятий ТЭК России становиться приоритетной задачей. Интеграция топливно - энергетического комплекса РФ в мировую структуру и изменения рыночных условий потребовало формирование эффективных организационных структур управления инновационным развитием предприятий ТЭК России и стало приоритетной задачей, так как энергетический комплекс оказывают воздействие на ключевые производственные и экономические процессы в экономике РФ.

Был проанализирован опыт инновационного развития предприятий энергетического комплекса в мире с учетом влияния социальных и экологических рисков, проанализированы инновации в систему управления комплексом и перспективы внедрения инновационных технологий. В энергетическом комплексе ЕС основным инновационным направлением развития стало использование технологий в области возобновляемой энергетики. В 90-х годах прошлого века во многих развитых странах начали осуществляться крупномасштабные программы финансовой поддержки, цель которых состояла в совершенствовании альтернативных энерготехнологий и доведения их до рыночной зрелости. Экономический потенциал ВИЭ превышает годовое потребление первичной энергии. При этом следует помнить, что нефть, уголь, газ сжигаются безвозвратно, а возобновляемыми, экологически чистыми, источниками энергии в объеме 19,5 млрд. условных тонн человечество располагает ежегодно, и эта величина будет неуклонно возрастать с увеличением стоимости ископаемого органического топлива и совершенствованием технологий возобновляемой энергии. Внедрение технологии преобразования энергии приливов в электрическую энергию позволит решить следующие задачи: замещение органических энергоносителей, существенная экономия органического топлива, сохранение запасов углеводородов; снижение дефицита мощности в ОЭС Европейской части России и ОЭС Дальнего Востока; Экспорт электроэнергии в страны Скандинавии, Центральной Европы и Северо-Восточной Азии.

Технологии преобразования ветровой энергии в электрическую энергию одна из самых передовых и доступных с коммерческой точки зрения технологий среди возобновляемых источников энергии. Затраты на возведение и эксплуатацию ветроагрегатов низкие. Эксплуатационные издержки с учетом амортизации исчисляются в размере 5-6% от величины общих капиталовложений в изготовление, установку и обустройство ВЭУ.

Важность использования ВИЭ для России определяется стимулированием хозяйственного развития и повышением качества жизни населения, находящейся в зоне автономного энергоснабжения; неэкономичностью сооружения и поддержания электрических сетей; сохранением ископаемого органического топлива и увеличением экспортного потенциала; оздоровлением экологической обстановки.

Во второй главе исследовано реформирование энергетического сектора, оценка эффективности реформирования и основные инновационного развития на примере программы инновационного развития ОАО "РАО ЕЭС России".

Программы ОАО "РАО ЕЭС России", направленные на развитие электроэнергетики, обеспечивающей адекватное развитие экономического и социального развития России, требуют не только количественного увеличения, но и качественного преобразования производственной базы электроэнергетики.

Проведенный анализ возможных качественно новых технологических решений показал, что такими решениями может быть:

1. создание оборудования и применение технологий, основанных на явлении сверхпроводимости, т.е. состоянии некоторых видов материалов, обладающих сопротивлением близким к нулю при их охлаждении до низких температур;

2. внедрение технологии преобразования энергии приливов в электрическую энергию;

3. внедрение технологии преобразования ветровой приливов в электрическую энергию.

Применение СП оборудования и технологий в электроэнергетике позволяет сократить потери электроэнергии примерно в 2 раза, Создание принципиально новых систем энергетики при совмещении с другими инновационными подходами за счет синергетического эффекта.

Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.

В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Схема завершающей реорганизации позволяет: создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

К оценке эффективности реформирования нужно подходить неоднозначно. Текущая ситуация такова, что к старой структуре энергетической отрасли вернуться уже проблематично, а новая находится в переходном периоде, и кризис лишь вредит ее дальнейшему развитию. В этой связи мы полагаем, что для благоприятного завершения реформирования и реализации запланированных инвестиций требуются четкие действия государства. Во-первых, надо четко установить правила игры на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Во-вторых, кредитная поддержка энергетических компаний просто нужна в условиях трудностей с привлечением столь необходимых заемных средств. Кроме того, ясно, что инвестирование в энергетику - процесс очень долгий, следовательно, требуется четкая долгосрочная стратегия развития отрасли, учитывающая как благоприятные, так и неблагоприятные сценарии развития. Наконец, многие компании могут сослаться на кризис и не строить те или иные мощности. В этой связи необходим контроль над реализацией инвестиционных программ частных компаний. При выполнении всех условий мы полагаем, что переходный период тепловая энергетика и энергетика в целом смогут пережить с относительно небольшими потерями и стабильно развиваться в дальнейшем.