CC BY
9Л. Б. Меламед,
Первый вице-президент, Исполнительный директор концерна «Росэнергоатом», к.э.н., В. Г. Черкасов, руководитель Департамента управления производственно-технической деятельностью,
Е. И. Дьяконов
заместитель руководителя Департамента управления производственно-технической деятельностью, к.т.н.,
Е. И. Шаров
начальник Отдела сводного анализа и статистики, к.т.н.,
В. В. Кованов
ведущий специалист Отдела сводного анализа и статистики
О МЕРАХ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ СТАБИЛИЗАЦИИ И РАЗВИТИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ
1. Работа атомных станций в составе ЕЭС России
Атомные станции России, работая в базовой части графика нагрузки, гарантируют стабильность электроэнергетики и фактически вносят немалый вклад в обеспечение энергетической безопасности государства. АЭС работают стабильно, выполняя задания Правительства в периоды осенне-зимнего максимума нагрузок, улучшают показатели безопасности, успешно конкурируя с наиболее экономичными ГРЭС на органическом топливе.
Атомные станции, наряду с электростанциями РАО «ЕЭС России», являются производственной основой Единой энергетической системы России. Мощные и экономичные атомные электростанции играют важнейшую роль в составе ЕЭС России, выполняя системообразующие функции:
• определяют структуру высоковольтных ЛЭП европейской части России;
• обеспечивают параллельную работу энергоисточников, размещаясь в узловых точках высоковольтной сети;
• будучи расположены недалеко от границ европейской части России, фактически обеспечивают экспорт электроэнергии с оптового рынка по высоковольтным сетям в Финляндию, страны СНГ (Белоруссия, Украина, Казахстан, Грузия) и Балтии.
Характерно, что в узлах высоковольтной сети, кроме действующих АЭС, расположены и строящиеся АЭС (Ростовская и Костромская АЭС).
Атомно-энергетический сектор Единой энергетической системы (ЕЭС) России представляет на федеральном оптовом рынке энергии и мощности (ФОРЭМ) государственную форму собственности и поставляет на этот рынок следующую продукцию и услуги:
• электрическую энергию (мощность) от атомных электростанций;
•услуги по развитию и обеспечению безопасного функционирования АЭС. Атомные станции участвуют в сезонном регулировании частоты и мощности ЕЭС России, обеспечивая почти двукратное увеличение нагрузки на период осенне-
зимнего максимума нагрузок, а также в регулировании нагрузок в праздничные дни. Билибинская АТЭЦ, специально созданная для работы в изолированном энергоузле, работает в скользящем графике покрытия требуемых энергетических и тепловых нагрузок региона. Основные приоритеты деятельности эксплуатирующих организаций АЭС (концерна «Росэнергоатом» и Ленинградской АЭС): безопасное производство электроэнергии, повышение конкурентоспособности АЭС и обеспечение развития атомной энергетики.
2. Состав мощностей АЭС и объемы энерговыработки
В России сейчас эксплуатируются 29 энергоблоков на девяти АЭС общей установленной мощностью более 21,2 ГВт (эл.). В их числе энергоблоки большой, средней и малой мощности:
• 13 энергоблоков с корпусными водо-водяными реакторами типа ВВЭР (6 энергоблоков с ВВЭР-440 и 7 энергоблоков с ВВЭР-1000);
• 11 энергоблоков с канальными реакторами типа РБМК-1000;
• один энергоблок с реактором на быстрых нейтронах БН-600;
• 4 энергоблока малой мощности — по 12 МВт (эл. ' Билибинской АТЭЦ с канальными водографитовым.-реакторами.
Анализ динамики энерговыработки АЭС 90-х годов -ia фоне общей выработки электроэнергии в России показывает, что, при снижении общей энерговыработки на 25% с 1991 года, атомные станции уменьшили выработку электроэнергии всего на 15%. После спада в 1994 году выработка электроэнергии АЭС стала увеличиваться, а в 1996—1997 годах ot-a стабилизировалась на уровне более 108 млрд. кВт -Планируемая энерговыработка в 1998 году — 110,3 млрд. кВт.ч. Фактическая энерговыработка АЭС Росс.-.' составила 103,5 млрд. кВт.ч, или 94% от плана и 95.6:: от выработки 1997 года.
В период осенне-зимнего максимума нагрузок 1998— 1999 годов КИУМ атомных станций России составляв-
IffilEi
более 70%, а без учета блоков, находящихся на реконструкции, — около 80%, т. е. достигает проектного уровня.
Доля производства электроэнергии на АЭС в общем объеме выработки электроэнергии по России в целом в 1998 г. составила 12,7% против 13,2% в 1997 году. Доля выработки АЭС России в европейской части России составила 26,6%. Доля поставки электроэнергии атомных станций на оптовый рынок энергии и мощности составляет 36%, такова же доля поставки электроэнергии АЭС с оптового рынка по высоковольтным сетям на экспорт.
АЭС России поставляют электроэнергию потребителям России в регионах, наиболее удаленных от месторождений дешевого органического топлива. В 1998 году доли поставки электроэнергии АЭС России по энергозонам составили: энергозона Центра (с учетом Смоленской АЭС) — 25,1%, в т .ч. Центрально-Черноземный регион — около 80%, энергозона Северо-Запада — 36,6%, включая Кольский п-ов — 70%, энергозона Волги — 21,8%, северо-запад Чукотского автономного округа — 60%.
Доля АЭС в выработке 1998 года:
- Россия -12,7%
- Европ. часть - 26,6%
- ФОРЭМ - 36%
- Центр - 25,1% (включая Смоленскую АЭС)
- Северо-Запад - 36,6%
- Средняя Волга - 21,8%
Рис. 1. Место атомной энергетики в Единой энергетической системе России
1992 1993 1994 1995 1996 1997
-Выработка АЭС -Выработка ЕЭС -Доля АЭС,%
Рис. 2. Место АЭС в европейской части России 500,0-rf 95,1
463,2
442,0
396,6
382,7 376,0 382,6 3794
93,5 95,4 104,6 104,3
23,6% 14,9% 27,8% шМ
100,8
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Q Выработка ЕЭС Выработка АЭС
МАРТ
1999
Табл. 1
Основные финансово-экономические показатели работы АЭС России за 1996—1998 годы и план на 1999 год
Показатель 1996 год 1997 год 1998 год 1999 год
Е:>заботка электроэнергии, млрд. кВт.ч 108,8 108,3 103,5 >110
~:=арная продукция (без НДС), млн. рублей 10876 15286 13681 17169
Средний тариф АЭС с учетом норматива концерна Росэнергоатом», руб/МВт.ч 108,20 153,01 145,78 177,04
Оплата за электроэнергию, % 70,5 84,0 91,0 100
в том числе денежными средствами, % 2,1 5,3 10,7 15
Дебиторская задолженность, млн. рублей 9648 16632 19831 —
«Сседиторская задолженность, млн. рублей 7430 13397 17114 -
Задолженность в бюджет, млн. рублей 2331 3981 5428 —
Задолженность по зарплате, млн. рублей 88 72 169 —
Освоение капитальных вложений, млн. рублей 1462 2138 2483 3546
Выполнение плана капвложений, % 46 65 60 70
3. Конкурентоспособность работы АЭС на ФОРЭМ
3 условиях государственного регулирования деятель--эсти отраслей естественных монополий конкурентоспособность АЭС по сравнению с тепловыми электростанциями определяется сравнительным уровнем "арифов на электроэнергию, отпускаемую на оптовый гынок. Тарифы устанавливаются Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации на определенный период по принципу «затраты плюс», причем прибыль нормируется подобно себестоимости. Затраты :,а производство электроэнергии АЭС состоят из затрат собственно АЭС и издержек деятельности концерна «Росэнергоатом», поэтому наряду с тарифами атомных электростанций ФЭК России утверждает норматив формирования средств на развитие и обеспечение безопасного функционирования АЭС (далее по тексту — норматив концерна).
В связи с федеральным регулированием цен в отраслях естественных монополий (электроэнергетика, газовая отрасль, железнодорожный транспорт) тарифы тепловых станций в 1997—1998 годах снижались более существенно, чем тарифы АЭС. Основной причиной этого являлось различие в тенденциях изменения стоимости органического и ядерного топлива: если стоимость органического топлива с 1997 года регулярно снижалась (сначала газа, затем угля — за счет уменьшения тарифов на его транспортировку), то цены на ядерное топливо постоянно росли. В результате конкурентоспособность АЭС по сравнению с ГРЭС федерального уровня на органическом топливе уменьшилась, особенно по сравнению с ГРЭС на газе.
Анализ тарифов электростанций, выведенных на федеральный оптовый рынок энергии и мощности, показывает, что в целом по России средний тариф АЭС с уче-
том норматива концерна ниже примерно на 30% усредненных тарифов ГРЭС на органическом топливе. В настоящее время средние тарифы АЭС России с учетом норматива концерна меньше на 8% усредненных тарифов ГРЭС, выведенных на ФОРЭМ в европейской части России, при этом средние тарифы АЭС на 4,3% и 40,1% меньше усредненных тарифов ГРЭС на газе и угле соответственно. При этом топливная составляющая тарифа АЭС в среднем в несколько раз ниже, чем для ГРЭС. Таким образом, с этой точки зрения атомные станции, по-прежнему, вне конкуренции. Повышение энерговыработки — один из наиболее эффективных путей снижения тарифов капиталоемких АЭС с относительно низкой топливной составляющей, доля которой в тарифе на электроэнергию отечественных АЭС составляет менее 20%. Увеличение энерговыработки АЭС на 20% приводит к снижению тарифа на 13%. Следует заметить, что тарифы ГРЭС вследствие большой величины затрат на топливо (более 65%) менее чувствительны к увеличению энерговыработки при изменении КИУМ. По этому фактору АЭС имеет бесспорное преимущество перед ГРЭС, которое необходимо использовать в 1-ю очередь. На долгосрочную перспективу конкурентоспособность АЭС в европейской части и на Дальнем Востоке России будет увеличиваться, несмотря на временное падение мировых цен на нефть, учитывая условия добычи и транспортировки газа и нефти в России, большие цены на российский уголь, а также большую долю топливной составляющей в тарифе ТЭС.
Вообще говоря, доля капитальных вложений в развитие собственно АЭС по сравнению с развитием инфраструктуры ядерного топливного цикла составляет примерно 70%. Для электроэнергетики на органическом топливе имеет место обратная пропорция: более существенных вложений, чем строительство ГРЭС, требует развитие
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
топливно-транспортных отраслей. Это учитывается при проведении комплексных технико-экономических обоснований конкурентоспособности АЭС на перспективу.
4. Обеспечение безопасности и развития АЭС
Концерн «Росэнергоатом» под руководством Минатом России осуществляет свою деятельность, исходя из приоритета обеспечения безопасности АЭС. В результате целенаправленной работы по повышению безопасности количество нарушений в работе АЭС постоянно снижается. По принятому в мире для оценки надежности работы АЭС показателю — количеству остановов энергоблоков из-за критического состояния реактора действием аварийной защиты в пересчете на 1 энергоблок — Россия заняла третье место в мире, уступая только Японии и Германии. Сегодня можно сказать, что атомная энергетика России практически оправилась после аварии на Чернобыльской АЭС, благодаря эффективной работе созданной системы эксплуатирующих организаций. В частности, концерн «Росэнергоатом» в соответствии с действующим законодательством выполняет функции Эксплуатирующей организации атомных станций на всех этапах их жизненного цикла, а именно — по выбору площадки и проектированию, строительству и вводу в эксплуатацию, безопасной эксплуатации и снятию с эксплуатации. Кроме того, концерн «Росэнергоатом» обеспечивает организацию работы атомных станций на ФОРЭМ.
Анализ структуры норматива концерна «Росэнергоатом» в 1998 году показывает, что в состав себестоимости были включены:
• целевые инвестиционные средства (около 30%);
• расходы на обеспечение безопасности (около 20%);
• целевой пезерв по снятию с эксплуатации энергоблоков (более 7%);
• расходы на обеспечение физической защиты материалов (5,5%);
• средства на обучение оперативного персонала АЭС, страховой резерв и фонд НИОКР (примерно по 1%) и пр.
Консолидация в нормативе формирования средств на развитие и обеспечение безопасного функционирования АЭС концерна «Росэнергоатом» части необходимых финансовых ресурсов позволяет снизить средний тариф АЭС и успешно конкурировать каждой атомной станции в своих энергозонах.
В настоящее время в стадии строительства находятся следующие энергоблоки и АЭС:
• № 1 Ростовской АЭС;
• № 3 Калининской АЭС;
• № 5 Курской АЭС;
• № 4 Белоярской АЭС;
• Кольская АЭС-2;
• Сосновоборская АЭС;
• Южно-Уральская АЭС.
В стадии проектирования находятся следующие АЭС:
• Нововоронежская АЭС-2;
• Приморская АЭС.
В период 2001—2006 гг. заканчивается установленный в проектах экономический срок эксплуатации энергоблоков АЭС первого поколения:
• в 2001—2002 гг. блоков № 3 и 4 Нововоронежской АЭС (834 МВт);
• в 2003—2004 гг. блоков № 1 и 2 Кольской АЭС (880 МВт);
• в 2003—2005 гг. блоков № 1 и 2 Ленинградской АЭС (2000 МВт);
• в 2006 г. блока № 1 Курской АЭС (1000 МВт);
• в 2004—2006 гг. блоков № 1—4 Билибинской АЭС (48 МВт).
В случае закрытия этих энергоблоков необходимо будет затратить на работы по выводу их из эксплуатации примерно 10 млрд. рублей. По оценкам затраты на продление срока эксплуатации на 10—15 лет будут в 2 раза меньше с учетом уже проведенных работ по модернизации энергоблоков РБМК.
В настоящее время продление срока эксплуатации энергоблоков и создание новых замещающих мощностей осуществляется недостаточно интенсивно, ввиду отсутствия достаточных средств для этих целей, а вывод из эксплуатации энергоблоков серьезно осложнит обеспечение электроэнергией европейской части страны. Если не принять своевременных упреждающих мер, большая часть Европейской территории России может оказаться в условиях глубокого энергетического кризиса, а стабилизация и подъем экономики в регионах расположения АЭС — крайне затруднительными. Таким образом, одна из основных проблем атомной энергетики — опасность уменьшения установленной мощности АЭС после 2000 г.
5. Программа развития АЭС и источники ее финансирования
В 1998 году на правительственном уровне принята «Программа развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998—2005 гг. и перспектива до 2010 года». Основная задача Программы — дальнейшее повышение надежности и безопасности функционирования действующих АЭС, продление сроков их эксплуатации. Основная цель развития АЭС в энергетическом строительстве — увеличение доли АЭС в общем энергопроизводстве России до 15%.
Для реализации программы развития АЭС необходимо:
• модернизация и мероприятия по продлению срока эксплуатации блоков 1-го поколения с целью сохранения установленной мощности АЭС;
• достройка блоков с высокой строительной готовностью;
• строительство новых АЭС и энергоблоков. Задача ближайших нескольких лет — достройка и ввод 3-х энергоблоков большой степени готовности: блока № 1 Ростовской АЭС, блока № 3 Калининской АЭС и блока № 5 Курской АЭС. Дальнейшая задача — строительство энергоблоков по новым проектам, в том числе взамен выводимых из эксплуатации, строительство ряда вспомогательных и обеспечивающих объектов, а также проектное обоснование новых реакторов.
При условии реализации Программы мощности отечественных АЭС будут доведены к 2010 году до
I "Вт (эл.), а производство электроэнергии на АЭС е : :састет до 150—170 млрд. кВт.ч. В настоящее время -атом России инициировал разработку второй Егссии программы развития атомной энергетики с упо-:: на ее комплексное технико-экономическое обос--сэание.
Е :.ложившихся условиях не приходится особенно рас-: - .—ывать на госбюджетные средства как источник фи--ь-сирования развития атомной энергетики. В настоя-_ге зремя основными источниками финансирования :~оительства объектов атомной энергетики являются : :сс;твенные средства атомных станций и концерна z эсэнергоатом», которых явно недостаточно для вы-~: ~-ения Программы в установленные сроки.
-"енсификация строительства и ввода новых мощно-:~ей АЭС может быть осуществлена при переходе к . -курентному рынку и формированию тарифов на ФО-Z3M по маржинальному принципу с использованием : f зазовавшейся при этом прибыли для инвестирова--.•я нового строительства АЭС. Кроме того, могут быть : ~эльзованы фьючерсные сделки при продаже элект-::энергии с использованием средств потребителей £ <ачестве инвестиций. Прорабатывается вопрос при-s "ечения больших инвестиционных средств на воз-есэтной основе, в том числе средств иностранных инвесторов.
6. Основные итоги работы АЭС в 1998 году
3 прошедшем 1998 году атомная энергетика сохранила свои позиции в Единой энергетической системе эоссии, несмотря на финансово-экономический кризис в IV квартале с ростом инфляции к концу года более 80%.
3 1998 году стоимость отпущенной электроэнергии АЭС составила 17,5 млрд. рублей или на 4% меньше, -.ем в 1997 году, что связано с уменьшением среднего консолидированного тарифа АЭС (с учетом норматива концерна), а также с уменьшением отпуска электроэнергии АЭС. Выручка от реализации товарной продукции, произведенной на АЭС России и в концерне Росэнергоатом», составила в 1998 году 15,9 млрд. рублей.
Реализация товарной продукции, произведенной на АЭС России и в концерне, в 1998 году составила 91% от величины товарной продукции, в том числе денежными и приравненными к ним средствами — 10,7%, из них деньги и банковские векселя — более 7%. Таким образом, одно из достижений 1998 года — существенное повышение (в 2 раза) процента оплаты денежными и приравненными к ним средствами по сравнению с 1997 годом. Однако такой рост процента оплаты произошел на фоне существенного роста ин-
фляции более — 80% за 1998 год. Анализ показывает, что в сопоставимых показателях роста оплаты денежными и приравненными средствами в адрес АЭС не произошло.
Несмотря на предпринимаемые усилия, пока не удается достичь пропорциональности расчетов базовых АО-энерго с АЭС: в адрес базовых АО-энерго от потребителей поступает денег и банковских векселей порядка 20% от товарной продукции, а в адрес АЭС от базовых АО-энерго денег и векселей банков только 5-6%.
Вследствие хронических неплатежей долги потребителей за электроэнергию АЭС (19,8 млрд. рублей по оперативным данным на конец 1998 года) превысили годовой объем товарной продукции атомных станций (17,5 млрд. рублей). Таким образом, атомные станции в течение года работали бесплатно, кредитуя промышленность и население России. В последние время кредиторская задолженность растет быстрее дебиторской, что связано с влиянием инфляции при неизменном тарифе. В результате атомные станции попали в списки крупнейших должников в федеральный бюджет и внебюджетные фонды. Участились случаи попыток объявления банкротства атомных станций и наложения взысканий на имущество АЭС.
На графике (рис. 7) приведены данные по фактической выработке электроэнергии АЭС и по оплате за 1995—1998 годы, а также прогноз на 1999 год. С 1996 года процент общей оплаты, в т. ч. оплаты денежными средствами неуклонно возрастает, однако энерговыработка падает. Такая ситуация связана с уменьшением одного из показателей финансовой устойчивости предприятий — коэффициента текущей ликвидности (отношение краткосрочных активов и пассивов) АЭС концерна «Росэнергоатом». Это объясняется увеличением объема краткосрочной кредиторской задолженности как следствие роста дебиторской задолженности АО-энерго и инфляции. Таким образом, атомная энергетика подошла к исчерпанию своих внутренних ресурсов, несмотря на двукратный рост процента оплаты денежными и приравненными к ним средствами. Чтобы переломить ситуацию, необходимо остановить рост дебиторской задолженности, которая начнет сокращаться, когда потребители, наряду с текущим.-платежами, начнут выплачивать накопившиеся долги т. е. процент оплаты за электроэнергию превысит 100% товарной продукции.
Из-за отсутствия средств финансирование капитальных вложений происходит по остаточному принцип;, выполнение программы капитального строительства в 1998 году составило 60% (в 1997 году — 65%) от запланированного.
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Табл. 2
Факторы, определяющие долгосрочные перспективы развития атомной энергетики России
Стратегические
Экономические
Экологические
♦ Диверсификация производства энергии в России по видам энергоносителей;
♦ Отсутствие альтернативы атомной энергетике на период окончания «газовой паузы»;
♦ Использование высокообогащенного и и Ри, снятых с вооружений, а также рецикл энергетического Ри после переработки отработавшего ядерного топлива;
♦ Имеющиеся резервы производственных мощностей начальной стадии ядерного топливного цикла;
♦ Практически неограниченные ресурсы ядерного топлива (I) и ТЬ)
с учетом возможностей замыкания ядерного топливного цикла.
Обеспечение надежности энергоснабжения в рамках ЕЭС России с учетом ее интеграции с энергосистемами других государств; Конкурентоспособность АЭС в европейской части России и на Дальнем Востоке; Независимость месторасположения АЭС от сырьевой базы и предприятий топливного цикла;
Закон убывающей прибыли для ресур-сопотребляющих предприятий (ТЭС); Снабжение энергией удаленных изолированных районов с низкой плотностью населения на Крайнем Севере и Дальнем Востоке, а также поставка энергии островным и прибрежным территориям.
Оздоровление экологической обстановки в промышленно развитых регионах; Отсутствие у АЭС выбросов продуктов сгорания, включая парниковые газы; Требования по ограничению эмиссии парниковых газов для России на уровне 1990 г.; Внедрение энергосберегающих технологий в промышленности и энергетике.
120,0
60,0
20,0
Рис. 7. Выработка электроэнергии и оплата в 1995-1998 годах, _и прогноз на 1999 год_
108,8
109,0
99,3
3,0
108,3
84,0
1,8
100,0
91,0
!
15,0
1
О
10» *
1995 1996 1997 1998 1999
! ■ Оплата всего, % ■ Оплата денежными средствами, % □ Выработка, млрд. кВт.ч
7. Анализ основных проблем работы ФОРЭМ
Единая энергетическая система России с ее мощными электростанциями, высоковольтными ЛЭП большой протяженности и энергоемкими потребителями является хорошей основой для создания конкурентных рынков электроэнергии на большей части территории страны. Однако созданный РАО «ЕЭС России» федеральный оптовый рынок энергии и мощности обладает рядом серьезных недостатков: • на ФОРЭМ в конкурентных его зонах выведено довольно ограниченное число поставщиков электроэнергии (15 ГРЭС, 8 ГЭС, 8 АЭС и 6 энергоизбыточ-
ных АО-энерго) и потребителей (58 АО-энерго и несколько энергоемких предприятий);
• сложившаяся система оплаты за отпущенную электроэнергию (наряду с системой регулирования тарифов) не призвана поощрять наиболее экономически эффективных производителей, что осложняет их работу и сдерживает развитие с соответствующими темпами;
• не обеспечены условия для свободного доступа к системообразующим сетям ЕЭС России всех участников оптового рынка, в результате чего отсутствует возможность заключения прямых договоров на поставку электроэнергии от любого крупного
30
I
МАРТ
1999
"ооизводителя энергии любому энергоемкому потребителю.
I еча оплаты за электроэнергию на оптовом рынке :■ -гогии и мощности такова, что основные платежи по--сеоителей осуществляются через расчетные счета :е~иональных АО-энерго и РАО «ЕЭС России». Такая ¡■=ма приводит к оплате деньгами за отпущенную -ссссукцию в адрес АЭС и концерна «Росэнергоатом» то остаточному принципу, т.е. после обеспечения собственных финансовых потребностей АО-энерго: вне-:г-/я всех необходимых платежей в бюджеты разных ссзней, выплаты зарплаты персоналу, оплаты орга-- '-еского топлива и пр. В итоге атомные станции сто--- -оследними в цепочке денежных отношений потре-с "елей и производителей электроэнергии (ЖКХ — сммунальные сети — АО-энерго — оператор ФОРЭМ -АЭС).
7а<им образом, корпоративные интересы в значитель--2.1 степени являются причиной дискриминации атом--э1х станций при получении ими реальных платежных гседств от покупателей электроэнергии. В результате ■ •гудшается структура оплаты, увеличивается тариф, ~адает конкурентоспособность, из-за этого снова ухудшается структура оплаты, падают объемы финансирования развития, нечем рассчитаться с бюджетами и пр.
"аким образом, атомная энергетика не имеет возмож--ости пользоваться экономическим и системным эффектом работы АЭС в составе ЕЭС России. Фактически этот эффект перераспределяется на ФОРЭМ з пользу неэффективных производителей электроэнергии федерального и регионального уровней. Эдна из основных причин многочисленных проблем атомной энергетики — это различная имущественная ~оинадлежность самих атомных станций и остальных субъектов Единой энергетической системы России, включая высоковольтные ЛЭП. Вторая не менее существерчая причина — несовершенство оптового оынка энергии и мощности, который по сути рынком не является.
Кроме того, необходимо учитывать другие объективные трудности переходного периода к рыночной экономике: кризис неплатежей, инфляция, дефицит бюджета и пр. Проблемы атомной отрасли усугубляются тем, что энергоблоки АЭС первого поколения стареют: все больше времени и средств необходимо тратить на их модернизацию и реконструкцию.
8. Пути стабилизации работы и повышения конкурентоспособности АЭС
В настоящее время правительственная Программа структурной реформы в электроэнергетике, принятая в 1997 г., практически не реализуется в связи с финансово-экономическим и правительственным кризисом в стране. Попытки реформирования ФОРЭМ, предпринимаемые различными государственными структурами (ФЭК России, МАП России и др.), как правило, не приводят к ощутимым положительным результатам.
В таких условиях Минатом России ищет различные пути выхода из кризиса неплатежей и преодоления
недостатков существующего рынка энергии и мощности. В соответствии с этим перед атомной энергетикой в 1999 году стоят следующие приоритетные задачи:
•обеспечение безопасной эксплуатации АЭС с выработкой не менее 110 млрд. кВт.ч электроэнергии, достижение КИУМ — не ниже 60% и, как следствие, повышение конкурентоспособности электроэнергии АЭС;
• выполнение плановых ремонтов энергоблоков в соответствии с утвержденными графиками, формирование и пополнение централизованного страхового запаса оборудования и материалов, создание страхового запаса ядерного топлива;
• установление реальных тарифов, покрывающих текущие издержки с учетом инфляции;
• достижение пропорциональности оплаты за электроэнергию в адрес базовых АО-энерго и в адрес АЭС денежными средствами, в т.ч. за счет заключения договоров прямого платежа атомных станций и концерна с потребителями;
• проведение работ по экспорту;
• пропорциональность в проведении бюджетных зачетов, адресное проведение бюджетных зачетов для атомных станций в рамках прямых договоров с бюджетными организациями;
• сохранение инвестиционной составляющей в себестоимости товарной продукции АЭС и концерна до 2000 года;
• создание Генерирующей компании атомной энергетики;
« утверждение тарифов на транспортировку электроэнергии по сетям РАО «ЕЭС России» и АО-энерго;
• паритетное участие в работе независимого финансового оператора ФОРЭМ.
С целью повышения конкурентоспособности АЭС на рынках энергии и мощности прорабатывается предложение о создании единой генерирующей компании атомной энергетики на базе предприятий концерна «Росэнергоатом» и Ленинградской АЭС. Снижение тарифов на электроэнергию, поставляемую такой компанией, ожидается за счет объединения отдельных производителей энергии (АЭС) через централизацию управления хозяйственной деятельностью АЭС и интеграцию функций обслуживания общих технологических процессов (поставка топлива, проведение ремонтов и пр.).
Технико-экономический анализ показал, что усредненный совокупный тариф на электроэнергию, отпускаемую на ФОРЭМ атомными станциями, с учетом норматива концерна «Росэнергоатом» снизится на 15% из-за уменьшения затрат при объединении производителей в единую компанию. Соответственно должен возрасти процент оплаты в адрес Генерирующей компании при условии сохранения платежеспособности потребителей.
Конкурентоспособность ядерно-энергетических установок малой мощности модульного типа в перспективе будет возрастать по сравнению с ТЭС и АЭС большой мощности, особенно для удаленных и труднодоступных районов с дорогим органическим топли-
вом. Это связано с относительно большими капитальными затратами и длительным инвестиционным циклом АЭС большой мощности, а также сложностью реформирования ФОРЭМ и выхода на платежеспособных потребителей.
В соответствии с этим концерном прорабатывается ряд проектов по созданию АТЭЦ малой мощности, в том числе в плавучем исполнении, которые бы могли привлечь потенциальных инвесторов. Реализация этих проектов на долевой основе предполагает акционирование ядерных энергетических объектов, что требует соответствующего законодательного ооеспече-ния.
9. Заключение и предлагаемые мероприятия
В настоящее время становится все более очевидным, что без ядерной энергетики у России нет достойного будущего. Это связано не только с географическими и социально-экономическими особенностями нашей страны — большой протяженностью государства и дисбалансом между основными запасами энергоносителей в Сибири и преобладающим энергопотреблением в европейской части России. Дело еще в том, что сейчас не подготовлено какой-либо другой технологии, кроме атомной энергетики, способной обеспечить требуемые масштабы производства электроэнергии ко времени окончания «газовой паузы». Долгосрочные перспективы развития ядерной энергетики определяются ее принципиальными преимуществами:
•относительная дешевизна ядерного топлива по сравнению с органическим;
•наличие практически неограниченных ресурсов ядерного топлива;
• возможность создания все более безопасных и экономичных ядерных энергоисточников;
• отсутс.вие выбросов продуктов сгорания. Необходимо учитывать также то обстоятельство, что рост мощностей ТЭС в перспективе будет ограничиваться квотами выбросов парниковых газов, принимаемыми на международном уровне.
Таким образом, атомная энергетика как базовая и перспективная отрасль промышленности требует политики государственной поддержки, что должно найти отражение в законодательстве и в правительственных актах Российской Федерации. Что необходимо предпринять в первую очередь? На наш взгляд необходимо:
• обеспечить с 1999 года проведение целевого финансирования расходов предприятий бюджетной сферы за потребленную ими электроэнергию АЭС и прямых расчетов по ним с одновременным вза-
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
имным погашением доходной и расходной частей федерального и местных бюджетов;
• при разработке и утверждении пакета законов и нормативных актов, регулирующих вопросы налогообложения, предусмотреть отнесение на себестоимость производства электроэнергии АЭС и услуг концерна «Росэнергоатом» формирование целевых инвестиционных средств на развитие атомной энергетики и формирование средств концерна «Росэнергоатом» на обеспечение всех видов безопасности АЭС;
• ускорить принятие пошанивленин Правшельсжа, регламентирующего порядок экспорта электрической энергии (мощности) и обеспечивающего получение предприятиями атомной энергетики соответствующей валютной выручки;
• обеспечить преимущественное выделение квот атомным электростанциям при размещении госзаказа на снабжение топливно-энергетическими ресурсами предприятий и организаций бюджетной сферы по установленным лимитам в счет налоговых платежей АЭС в федеральный бюджет;
• обеспечить приоритетное снижение тарифов на электроэнергию, отпускаемую в регионы размещения АЭС, при реализации экономического эффекта от создания единой энергогенерирующей компании на базе АЭС и эксплуатирующей организации;
• отказаться от признания реализацией товара передачи сырья, материалов, запчастей, электрической и тепловой энергии, воды на технологические цели между структурными подразделениями, участвующими в непрерывном технологическом процессе, между АЭС и подрядными организациями, выполняющими работы на АЭС, а также не признавать указанные структурные подразделения налогоплательщиками по налогу на добавленную стоимость;
• вывести из-под налогообложения затраты АЭС на развитие, техперевооружение и реконструкцию предприятий атомной энергетики в целях стимулирования инвестиций в развитие и техническое переоснащение отрасли, а также затраты на снятие энергоблоков с эксплуатации и переработку РАО, как направленные на улучшение экологической обстановки.
При осуществлении государственной поддержки атомная энергетика сможет реализовать свои потенциальные возможности одного из самых безопасных и экономичных производителей электрической и тепловой энергии, а в перспективе стать ведущей отраслью народного хозяйства.
32
МАРТ
1999
Рис. 3. Динамика усредненных тарифов электростанций, выведенных на ФОРЭМ
C01.08.95 c01.02.96 c01.08.96 c01.11.96 c01.07.97
с 01.01.!
с 01.04.98
норматив концерна 24,6 руб/МВт.ч
27,7
31,1
31,1
31,1
28
28
Рис. 4. Усредненные тарифы электростанций, выведенных на ФОРЭМ в европейской части России, с 1 апреля 1998 года
246,6
179,5
АЭС
¡Затраты на топливо: 19,4%~
ГРЭС(иа газе)
ГРЭС(иа угле)
ГРЭС(средн.)
66,8%
69,3%
67,7%
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Рис. 5. Усредненные тарифы электростанций, выведенных на ФОРЭМ, по энергозонам (с 1 апреля 1998 года)
руб/МВт.ч
Северо-Запад Центр Урал Волга и Юг
МАРТ 1999
□АЭС ЕЭАО-энерго
Рис. 6. Оплата за поставленную электроэнергию АО-энерго и АЭС по базовым плательщикам, %
Деньгами в 1997 г. Деньгами в 199В г. Банковскими векселями в Банковским» векселями в
1997 г. 1998 г.
Общий уровень оплаты (в т.ч. деньгами и банковскими векселями): за 1997 год по АЭС-86,5% (5,5%), по А0-энерго-90,1% (19%);
за 1998 год по АЭС-92,0% (6,2%), по АО-энерго-88.6% (21,9%)
