Электроэнергетика в РСФСР и РФ 1950-2017 гг.

Производство энергии является фундаментом индустриальной цивилизации и условием существования современной материальной культуры. Возможность извлечения солнечной энергии, накопленной в виде угля и нефти, и превращения ее в механическую работу стала одним из главных факторов промышленной революции. Новым скачком в развитии индустриального типа производства и жизнеустройства стала технология превращения разных видов энергии в электрическую, удобную в распределении и использовании с высокой интенсивностью. Состояние электроэнергетики в большой степени предопределяет уровень и эффективность народного хозяйства любой страны. В 1917 г. производство электроэнергии в Российской империи составляло 2,2 млрд кВт-часов, и именно создание сети электростанций стало ядром первой большой комплексной программы модернизации народного хозяйства страны – ГОЭЛРО. Первый цикл советской индустриализации был проведен на энергетической базе, которая обеспечивала производство в РСФСР до 30,8 млрд кВт-часов электрической энергии (1940 г.). В 1960 г. уровень производства был поднят до 197 млрд кВт-часов, после чего происходил быстрый и непрерывный рост. В 1960-1970 гг. была проведена централизация производства электроэнергии (в 1970 г. - до 95,1%), что резко повысило экономичность и эффективность отрасли. Удельный расход условного топлива на один отпущенный кВт-час электроэнергии снизился с 468 г в 1960 г. до 355 г в 1970 г., а с 1980 г. стабилизировался на уровне 312‑314 г.[1] Наилучший результат в РФ был достигнут в 1993 г. – расход 308 г условного топлива на один отпущенный кВт-час электроэнергии, в 1995 г. – 312 г. В 1996 г. была изменена методология определения этого показателя, и ряд прервался, а динамика аналогичного наблюдаемого теперь показателя следующая: 2000 г. – 341 г, 2005 и 2009 гг. – 333, в 2010 г. – 334, в 2011 г. – 330, в 2012 г. – 329, в 2013 г. – 324 г., в 2014 г. – 320, в 2015 г. – 318 г, а по данным Минэнерго РФ в 2017 г. – 311 г. [1] Это хороший показатель, не сильно хуже, чем в других развитых странах. В 1985 г. он был равен в РСФСР 312 г, в США - 357, Великобритании - 340, Франции - 357, ФРГ - 327 и Японии - 324 г. Советский тип хозяйства позволил соединить электростанции и распределительные сети в Единую энергетическую систему – уникальное сооружение, связавшее страну надежными линиями энергообеспечения и давшее большой экономический эффект за счет переброски энергии по долготе во время пиковых нагрузок в разных часовых поясах. Для обеспечения электроэнергией нового цикла индустриализации и формирования структур постиндустриального хозяйства была начата Энергетическая программа, которая должна была на целый исторический период создать энергетическую базу страны с гарантированным уровнем снабжения, как у самых развитых стран. К началу реформ, в конце 1980-х годов эта программа была выполнена наполовину. Прекращение Энергетической программы было одним из первых актов реформы в СССР. Однако Единая энергетическая система оказалась трудно поддающейся расчленению и приватизации в ходе реформы. Основанное в 1992 г. РАО «ЕЭС России» было упразднено в 2008 г. (тогда было на 52,7% государственным) и поделено на 21 частную и 2 государственные компании. Реформа не достигла декларированных рыночных целей – наоборот, за 2006-2010 гг. свободные цены на электроэнергию выросли в 2,5 раза, а тарифы – в 1,5 раза. За 2010-2017 гг. тарифы на электроэнергию для населения выросли 1,8 раза, а цены производителей электроэнергии выросли почти в три раза[2] В 2017 г. свободные цены для всех категории потребителей выросли на 13,5%, а тариф на 1,5%. В 1995 г. рентабельность производства в электроэнергетике в целом составляла 17,5%, в 2000 г. – 13,5%, в 2004 г. – 9,8%. Рентабельность производства, передачи и распределения только электроэнергии в 2005 г. составляла 8,6%, в 2008 г. – 7,7, в 2010 г. – 9,9, в 2013 г. – 7,6, в 2015 г. – 8,4, в 2017 г. – 12%. Рентабельность производства, передачи и распределения пара и горячей воды (тепловой энергии) в 2005 г. была отрицательной и составляла (-)6,4%, в 2008 г. – (-)8,2, в 2010 г. – (-)4,6, в 2013 г. – (-)7,6, в 2015 г. – (-)7,9%. До сих пор реформа энергосистем РФ наталкивается на большие политические трудности. Тем не менее, электроэнергетика понесла в ходе реформы тяжелый урон. [2] Газета «Ведомости» информирует 4.07.2018: «Если в 2006 г. средняя цена электроэнергии для промышленных потребителей в России составляла 3,50 цента за 1 кВт ч по курсу того периода, а в США – 6,16 цента (сравниваются данные Росстата о средних ценах производителей промышленных товаров и данные Energy Information Administration, Electric Power Monthly), то уже в 2013 г. наша цена для промышленности выросла до 6,90 цента за 1 кВт ч, опередив американскую (6,82 цента). Потом последовала бешеная девальвация рубля, осложнившая межстрановые сопоставления… если в 2016 г. девальвация обесценила электроэнергию для промышленности в России до 3,5 цента за 1 кВт ч, то в 2017 г. цена составила уже 5,6 цента, стремительно приближаясь к отметке 2013 г. Прежде всего, в 1991-1998 гг. произошел резкий спад производства электроэнергии, который еще не был преодолен в 1999-2015 гг. Динамика этого процесса представлена на Рис. 4- 6. За годы реформ 1991-2017 гг. в России недопроизведено более 3 млрд кВт-час электроэнергии (от достигнотого уровня 1990 г.), что эквивалентно трехлетней работе российской электроэнергетике в в 2010-х гг. Рис. 4- 6. Электроэнергетика в РСФСР и РФ: 1 - производство электроэнергии, млрд кВт-час (левая шкала); 2 - среднегодовая численность промышленно-производственного персонала (до 2004 г.) и численность работников организаций, по виду деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии» (2005-2017 гг.), тыс. чел. (правая шкала) В то же время, в результате социальных изменений в этой большой производственной системе и ухудшения технологической ситуации произошел значительный откат в производительности труда. Траектория непрерывного роста производительности труда в электроэнергетике была прервана исключительно быстро, скачкообразно – в первые четыре года реформы, а к 2000 г. производительность труда сократилась более чем вдвое, опустившись на уровень 1965 г. Этот процесс показан на Рис. 4- 7. Росстат с 2005 г. перестал публиковать данные о численности промышленно-производственного персонала в электроэнергетике, дается только численность работников с изменением методики подсчета. Даже с учетом такого «методического» скачка производительность труда в электроэнергетике РФ в 2010-х гг. на 25% ниже, чем в 1990 г. Рис. 4- 7. Производительность труда в электроэнергетике РСФСР и РФ, выработка электроэнергии в млн кВт-час на 1 работника промышленно-производственного персонала (до 2004 г.) и на 1 работника в производстве, передаче и распределении электроэнергии (2005-2017 гг.) Однако главное отрицательное воздействие реформы на электроэнергетику заключается в том, что сразу же после 1990 г. резко снизился темп обновления основных фондов отрасли. Если в 1975-1985 гг. ежегодно вводились в действие основные фонды в размере 5-6% от существующих, то с началом реформ этот показатель стал быстро снижаться и в 2001 г. опустился до уровня 0,8%, а в 2004 г. составил 1,7%. С 2005 г. этот показатель Росстатом не публикуется, о его дальнейшей динамике косвенно можно судить по коэффициенту обновления основных фондов в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды (в сопоставимых на конец 2000 г. ценах) – см. Рис. 4- 8. Рис. 4- 8. Коэффициенты обновления (ввод в действие) основных фондов (в сопоставимых ценах), %: 1 – в электроэнергетике РСФСР и РФ; 2 – в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в РФ Самый главный показатель состояния и будущего электроэнергетики – строительство генерирующих мощностей, электростанций. За четыре последние советские пятилетки (1971-1990 гг.) в РСФСР было введено в действие электростанций суммарной мощностью 119,1 млн кВт, а за четыре пятилетки реформ (1991-2010 гг.) в РФ в 5,8 раз меньше – суммарной мощностью 20,6 млн кВт (при этом вводились в основном электростанции, спроектированные и начатые строительством еще в советское время). Динамика строительства электростанций представлена на Рис. 4- 9. Рис. 4- 9. Ввод в действие электростанций в РСФСР и РФ по пятилеткам, млн кВт Машины и оборудование не перестают стареть, если в 1970 г. степень износа основных фондов в электроэнергетике составляла 23,2%, в 1975 г. – 27,1, в 1980 г. – 31,6, 1985 г. – 41,7, в 1990 г. – 40,6 %, то в 1995 г. – 45,7%, в 2000 г. – 50,4, в 2004 г. – 56,4%, а в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в 2005 г. – 52,2%, в 2010 г. – 51,1, в 2013 г. – 47,6, в 2016 г. – 45,6%. Удельный вес полностью изношенных основных фондов в общем объеме основных фондов в производстве, передаче и распределении электроэнергии, газа, пара и горячей воды в 2003 г. составлял 18,8%, в 2005 г. – 15,3, в 2010 г. – 14,9, в 2013 г. – 12,2, в 2016 гг. – 12,2% (этот показатель публикуется с 2003 г.). За 1990-2005 гг. потери электроэнергии в сети общего пользования увеличились на 34% (за 1990-2010 гг. – на 24,6%). В 2010 г. потери составили 10,3% потребляемой электроэнергии, в 2013 г. – 9,7, в 2015 г. – 10, в 2017 г. – 9,6% (в 1990 г. – 7,8%). Большая и сложная технологическая система промышленности работает на износ и в недалекой перспективе станет давать все более тяжелые сбои и отказы. Дальнейшее реформаторское расчленение некогда Единой энергетической системы еще более снизит надежность и безопасность энергетики РФ, ее отличительных системных свойств. 17 августа 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС произошла тяжелая авария – на данный момент крупнейшая в истории катастрофа на гидроэнергетическом объекте России (авария на СШГЭС-2009). В акте технического расследования причин аварии было установлено: «Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата». Результаты проведенного после аварии на СШГЭС-2009 компаниями Тейдер и АйТи Энерджи Аналитика выборочного обследования* 502 гидротурбин на 110 ГЭС и 1523 паровых и газовых турбин на 310 ТЭС показали, что 86% общей установленной мощности гидротурбин и 82% турбин ТЭС имеют физический износ более 50%. По результатам этого обследования гидротурбины объединенных энергетических систем (ОЭС) и турбины ТЭС по федеральным округам имели следующий удельный физический износ: Табл. 4- 2. Удельный физический износ гидротурбин и оценка их состояния** ОЭС Установленная электрическая мощность, МВт Удельный физический износ, % Оценка состояния оборудования ОЭС Сибири   111,9 Лом ОЭС Средней Волги   88,8 Непригодное к применению ОЭС Урала   85,8 Непригодное к применению ОЭС Юга   82,9 Неудовлетворительное ОЭС Северо-Запада   74,5 Неудовлетворительное ОЭС Центра   57,7 Условно пригодное ОЭС Востока   54,4 Условно пригодное

Табл. 4- 3. Удельный физический износ паровых и газовых турбин

В частности, Саяно-Шушенская ГЭС с удельным физическим износом основного энергетического оборудования в 86,3%, находилась в 2009 г. на 66-м месте из 110 обследованных ГЭС, т.е. у других 65 ГЭС износ был еще больше.

По данным Ростехнадзора на 2014 г. техническое состояние энергетических комплексов Красноярского края, Иркутской области, Республики Тыва, Республики Хакасия было таким***:

Табл. 4- 4. Техническое состояние энергетических комплексов РФ в 2014 г.

* https://www.teider.ru/ru/.view/id/75/; https://expert.ru/expert/2009/49/strana_iznoshennuh_turbin/?n=87778; https://riskprom.ru/load/0-0-0-142-20

** По международной шкале износа Deloitte&Touche (Методология и руководство по проведению оценки бизнеса и/или активов ОАО РАО «ЕЭС России» и ДЗО РАО «ЕЭС России» // Deloitte&Touche, 2003), оборудование со степенью износа 17-33% характеризуется, как полностью отремонтированное или реконстструированное (хорошее состояние), 33-50% - требующее некоторого ремонта или замены отдельных мелких частей, таких как подшипники, вкладыши и др. (удовлетворительное состояние), 50-67% - пригодное для дальнейшей эксплуатации, но требующее значительного ремонта или замены главных частей, таких как двигатель, или других ответственных узлов (условно пригодное состояние), 67-83% - требующее капитального ремонта, замены рабочих органов основных агрегатов (неудовлетворительное состояние), 83-95% - непригодное к дальнейшему использованию, более 95% - оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь (лом).

*** Анализ состояния энергетического оборудования на объектах энергетики, требующего замены в организациях ТЭК, а также сравнительная характеристика темпов замены данного оборудования за отчетные периоды с 2011 г. по 1 ноября 2014 г. Ростехнадзор, 2015 г. (https://gosnadzor.ru/activity/analiz/energy/)

Но дело не только в износе техники. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г. – характерный пример отклика сложной технико-социальной системы на кардинальное изменение цели производственной деятельности во время реформ. Агрегаты станции проектировались в предположении, что их режим работы и обслуживания будут происходить в рамках единой энергосистемы страны. Для расчленяемых (конкурирующих) подсистем нужны агрегаты с принципиально иными свойствами и техническими характеристиками. Старые элементы и связи от ЕЭС СССР не смогли полностью адаптироваться для обслуживания новой структуры потребностей свободного (т.е. освобожденного от прежних связей) рынка электроэнергии. Произошла тяжелая авария, после которой непроектная нагрузка на оставшиеся элементы и связи осколков ЕЭС и всей энергосистемы страны еще более усилилась.

Следует также принять во внимание тот факт, что в ходе реформы произошел общий технологический регресс, в результате которого значительно возросла энергоемкость производства. Так, затраты электроэнергии на производство единицы продукции в промышленности по сравнению с 1990 г. увеличились в 1995 г. на 41%, в 1998 г. – на 48,5% (максимум падения в годы реформ), затем наметилось сокращение отставания. В 2000 г. энергоемкость промышленной продукции превышала уровень 1990 г. на 38,8%, в 2005 г. – на 15,5, в 2010 г. – на 17,6, в 2013 г. – на 10, в 2015 г. – на 10,8, в 2017 г. – на 11,4%. По энергозатратам на выпуск единицы промышленной продукции в середине 2010-х гг. восстановлен уровень середины 1970-х гг.

Общая картина изменений потребления электроэнергии в РСФСР и РФ показана на Рис. 4- 10.

Рис. 4- 10. Потребление электроэнергии в РСФСР и РФ, млрд кВт-час

Таково реальное положение дел в электроэнергетике России.