авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 12 |

«МЕЖДУНАРОДНОЕ ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ АГЕНСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ...»

-- [ Страница 7 ] --

Структура спроса В соответствии с российской статотчетностью производство угля достигло сво на уголь его пика в 425 млн т в 1988 г. При более или менее одинаковых объемах импор та и экспорта угля уровень его внутреннего спроса превышал 400 млн т. По данным МЭА за 1990-1998 гг. спрос снизился на 40 % - с 374 млн т до 217 млн т, причиной чему стал прежде всего спад в экономике. Другими сдерживающими факторами выступили недостаток инвестиций в строительство новых шахт, закрытие существующих шахт и связанные с этим социальные проблемы. В этот период выросла доля газа во внутреннем энергопотреблении России. Предпо лагалось, что угольная промышленность и атомная энергетика реорганизуются за время так называемой «газовой паузы» и обеспечат рост производства ресур сов после 2010 г. Однако за 90-е годы доля угля во внутреннем потреблении не существенно снизилась с 21 % до 18 %, в то время как доля газа выросла с 42 % в 1990 г. до 52 % в 1999 г.

В результате изменения экономической политики, в 1999 г. спрос на уголь вы рос на 4 % и достиг 226 млн т. На табл. 6.3 представлена структура спроса на уголь. Электроэнергетический сектор являлся основным рынком угля, потреб ляя 48 % его в 1990 г. и 60 % в 1999 г. Металлургия и прочие производства, от носящиеся к сектору «преобразование и переработка топлива» сохранили свою долю, составляющую 10-11 %, а экспорт угля снизился с 16 % в 1990 г. до 10 % в 1994 г. и вырос до 14 % в 1999 г.

В 2000 г. рост ВВП составил 8,3 %, а рост промышленного производства – 9 %.

Рост промышленного производства повлек за собой увеличение спроса на кок сующийся уголь со стороны металлургии на 16 % в 1999 г. и, по данным рос сийской стороны, на 7 % в 2000 г. Хотя электроэнергетика является основным внутренним рынком для угля, спрос электроэнергетического сектора на энерге тический уголь вырос незначительно, несмотря на рост производства электро энергии на 2 % в 1999 г. и на 4 % в 2000 г. Цены на уголь выросли значительно в 2000 г. из-за увеличения транспортных издержек, обусловленных тем, что же лезнодорожники увеличили тарифы на перевозки, воспользовавшись конъюнк турой рынка. Поставки угля на электростанции в первой половине 2000 г. были выше, чем в аналогичный период 1999 г., но во второй половине года - практи чески на столько же ниже. В результате в конце 2000 года запасы угля на элек тростанциях были на 5 % ниже, чем в конце 1999 г. В январе 2001 г. они упали до уровня на 23 % ниже, чем в 1999 г. С увеличением спроса на электроэнер гию и уменьшением поставок газа низкий уровень запасов угля становится се рьезной проблемой. В различных регионах страны запасы угля колеблются – от приемлемых в Центральном регионе и Московской области до недостаточных для обеспечения энергетической безопасности на Дальнем Востоке, который испытывает нехватки электроэнергии и тепла.

188 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Таблица 6.3 Угольной баланс Российской Федерации (1990 - 1999 гг.) (млн т угольного эквивалента) 1990 r. 1991 r. 1992 r. 1993 r. 1994 r. 1995 r. 1996 r. 1997 r. 1998 r. 1999 r.

257 222 206 193 176 167 160 152 145 Добыча угля 48 37 29 23 22 18 16 16 17 Импорт 50 31 31 22 20 22 21 20 21 Экспорт 6 – 15 – 15 –3 1 4 15 4 2 Изменение запасов 260 213 189 191 179 167 170 152 144 Общий объем потребления 8 22 6 4 –2 13 8 1 6 Статистическая расхождение 150 135 123 125 121 116 121 108 104 На производство электроэнергии и тепла 21 16 16 15 12 15 15 12 14 На преобразование в другие виды топлива Собственные нужды / потери 19 15 13 12 10 9 9 7 6 78 69 42 43 34 40 32 26 25 Суммарное конечное потребление 22 20 19 19 17 24 21 15 15 Промышленность 17 16 15 14 13 19 17 13 12 в т.ч. - черная металлургия 1 1 1 1 1 0 0 0 0 Сельское хозяйство 29 29 8 1 1 1 1 1 1 Сектор услуг 17 15 14 13 12 11 10 10 9 ЖКХ 10 5 2 10 3 3 0 0 0 Прочие – 1ед. угольного эквивалента = 7 Гкал или 29.3 x 10 TДж.

Примечание: В «прочие» входят транспорт, не специфицированное и неэнергетическое использование энергоресурсов.

Источник: Оценка МЭА за 1990-1991 гг., Статистика МЭА за 1992-1999 гг.

Суммарный экспорт Россией угля существенно снизился за 1990-1998 гг. - с до 26 млн т. В 1999 г. экспорт вырос на 14 % и составил 29 млн т. По россий ским данным он вырос в 2000 г. еще на 21 % до уровня в 35 млн т. Это произо шло несмотря на низкие запасы угля на электростанциях внутри страны в 2000 г.

и в начале 2001 г. По причине низких внутренних цен и массовых неплатежей экспортный рынок представляется более привлекательным для производите лей угля.

Основная проблема угольной промышленности связана с удаленностью ме сторождений от населенных и промышленных центров, а также экспортных тер миналов. Каждый из 89 российских регионов потребляет уголь, но лишь 24 из них производят его. Это вызывает массовую перевозку угля, в основном из Восточной и Западной Сибири, которые направляют соответственно 30 % и 20 % продукции в другие регионы. Производство угля стало более концентри рованным с географической точки зрения. Западная Сибирь производит 39 %, Восточная Сибирь – 30 % от общей добычи угля. В начале 2000 г. Европейская часть страны, где сосредоточено основное энергопотребление производила лишь 19 % угля, а Дальний Восток, достаточно часто сталкивающийся с про блемой перебоев в энергоснабжении – 12 %.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - РЕСТРУКТУРИЗАЦИЯ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В Советском Союзе Министерство угольной промышленности СССР контро лировало региональных производителей угля. В 1991 г. эти функции перешли к Министерству топлива и энергетики (Министерство энергетики с 2000 г.) и государственной компании Росуголь. Процесс реструктуризации способство вал созданию 14 региональных угледобывающих компаний и 11 промышлен ных объединений, которые представляли собой акционерные компании, а также нескольких отдельных частных шахт.

С середины 1993 г., Минтопэнерго и Росуголь приступили к 3-х годичному процессу реструктуризации угольного сектора, который начался с отпуска цен на уголь и снижения государственных дотаций. Шахты должны были стать са моокупаемыми благодаря повышению производительности и повышению цен на добываемый уголь. Затем Росуголь планировал продать шахты частным ин весторам и коллективам трудящихся. Процесс реструктуризации с самого нача ла оказался трудным и болезненным. Недостаточность финансирования затруднила выплату необходимых компенсаций уволенному персоналу, а также закупку необходимого материала и нового оборудования. Также не хватало де нег на создание новых эффективных предприятий, которые могли бы обеспе чить требования энергетической безопасности страны.

С целью стимулирования работы безубыточных предприятий в 1994 г. Росуголь принял решение о закрытии 46 убыточных шахт. В дальнейшем их число вы росло до 60. К декабрю 1997 г. в Росуголь входили 27 компаний, объединений и отдельных шахт, прошедших через череду реорганизаций, слияний и закры тий. В это время по соглашению Российского Правительства и Мирового банка Росуголь был распущен. В 1999 г. был образован Угольный комитет при Минтопэнерго РФ, который должен был осуществлять государственное управ ление угольной отраслью.

К 2000 г. было закрыто 140 шахт. Как видно из рис. 9, основная часть полного и частичного закрытия неэффективных производств пришлась на 1998-1999 гг.

Только в 1999 г. было закрыто 90 предприятий общей мощностью около 62,4 млн т.

Осталось же 220 угледобывающих компаний, эксплуатирующих 106 открытых и 114 подземных разработок. В Табл. 6.4 приведено количество закрытых убыточных предприятий в процентах к общему числу предприятий в каждом регионе на 2000 г. К началу 2000 г. 87 % всех убыточных шахт в России были закрыты либо находились в процессе ликвидации. К 2003 г. планируется закрыть еще 25 шахт.

Завершение процесса реструктуризации угольной промышленности должно произойти как можно быстрее, что приведет к снижению государственных дотаций, увеличит конкуренто способность отрасли и повысит инвестиционную привлекательность рентабельных предпри ятий.

190 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Рисунок 9 Ликвидация и ввод в действие новых мощностей в угольной отрасли Источник: Росинформуголь, Таблица 6.4 Ликвидация угледобывающих предприятий по регионам России в 2000 г.

Кол-во предприятий Регион/ в 2000 г. Особо Неперспективных Закрытых Бассейн Убыточных шахт и разрезов предприятий Всего % от всех Всего % от всех Всего % от всех 377* 161 42 45 12 140* Всего 19 8 42 2 11 8 Печорский 29 22 76 5 23 19 Подмосковный 47 27 57 8 17 26 Донбасс 105 38 36 14 14 34 Кузбасс 15 15 100 13 87 13 Киселевский 18 11 61 11 100 11 Сахалин 36 18 50 16 89 16 Приморский 41 2 5 2 4 1 Другие * Из 377 предприятий в начале 2000 г. 157 находились в процессе ликвидации, а 220 работали на полную мощность.

Источник: Росинформуголь, УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Средняя производительность труда выросла с 820 тонн на рабочего в год в 1995 г.

до 1325 тонн в 2000 г. (Табл. 6.5). Она варьирует от максимума в 5320 тонн в «Красноярскугле» до минимума в 150 тонну в «Ростовугле» Начато освоение новых рентабельных месторождений, таких как, например, Ерунаковское Куз нецкого бассейна в Западной Сибири. Согласно данным российских экспер тов, в стадии завершения строительства находятся несколько новых как открытых, так и подземных предприятий на наиболее привлекательных с геологической точки зрения месторождениях. Использование новых технологий может приве сти к увеличению производительности труда до уровня 6000-9600 тонн в год на рабочего, что будет в 2 раза выше нынешнего уровня, с издержками не превы шающими 8 долл/т. Инвестиции, необходимые для открытия новых предпри ятий мощностью 1,5-1,8 млн т в год, должны составить 75-120 млн долл.

Таблица 6.5 Средняя производительность труда 1995-2000 гг. (тонн на рабочего в год) 1995 1996 1997 1998 1999 820 881 973 1055 1235 Россия • Шахты 467 475 523 575 685 • Карьеры 2016 2112 2132 2120 2312 354 322 340 328 340 Донбасс 725 761 856 959 1152 Кузбасс 847 900 932 904 1004 Печорский бассейн 3899 4298 4121 4086 4243 Канско-Ачинский бассейн 4987 5231 5724 4795 4542 Южно-Якутский бассейн Источник: Росинформуголь, 2001.

Реструктуризация Несмотря на то, что технические инновации на отдельных предприятиях спо промышленности собствовали увеличению производительности отрасли, основным фактором, повлиявшим на повышение конкурентоспособности, стал процесс массового и социальные закрытия нерентабельных шахт. Это, в свою очередь, вызвало массовую поте проблемы рю рабочих мест. В период с 1993 по 2000 гг. количество ликвидированных ра бочих мест превысило полмиллиона или почти 60 % от общего числа. Около трети потерявших работу перешли на другие, не связанные с ТЭК предприятия вне сферы региональных администраций. К 2000 г. количество рабочих в от расли сократилось до 370 000 человек. 330 000 человек работало в угольных ком паниях, из них 280 000 - непосредственно на добыче угля.

Сильно пострадали от закрытия предприятий шахтерские города. Возникла про блема переквалификации шахтеров. Многие из них были вынуждены пересе литься вместе с семьями. Особенную остроту социальные проблемы приобрели в 1996 г. В 1998 г. угольная отрасль переживала наиболее тяжелый период, ха рактеризующийся массовыми неплатежами и недостаточным государственным финансированием закрытия убыточных шахт и поддержки потерявших работу шахтеров. Запланированные темпы ежегодного снижения государственного фи нансирования в 15-20 % достигли 40-50 % в 1998 г. в связи с общим экономи 108. Для сравнения, средняя производительность труда в крупнейших странах-производителях (Австралия, Канада, Колумбия, Германия, Польша, ЮАР, Великобритания и США) составила 3 980 тонн на рабочего в 1999 г.

Данные варьируют от 12 000 тонн на рабочего в год в Австралии до 590 тонн на рабочего в год в Германии.

109. Ю.Н. Малышев, Президент Российского союза угле- и горнопромышленников. «Угольная промышленность России в конце XX и начале XXI века». Доклад на XVIII всемирном угольном конгрессе, Las Vegas, USA, 2000.

192 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ческим кризисом. Уровень невыплаченных зарплат составил 3,53 млрд руб., что соответствует задержке в 5,5 месяцев. Практически не было выделено средств на модернизацию оборудования и реконструкцию действующих предприятий.

Тенденции достигли своего пика и забастовки переросли в массовые акции про теста. В мае 1998 г. шахтеры и другие бастующие перекрыли рельсы на Север ной, Северо-Кавказской и Западно-Сибирской железной дороге, прервав пасажиро- и товаропоток. В ответ на это государство увеличило финансовую поддержку отрасли на 1 млрд руб. Начиная с 1999 г., когда увеличилось произ водство угля и начались выплаты зарплат шахтерам, количество забастовок, связанных с социальными проблемами, снизилось - с 295 в 1998 г. до 79 в 1999 г.

и далее, гораздо меньше в 2000 г.

Поддержка Болезненный процесс реструктуризации, который проходил с трудностями да реструктуризации же в развитых странах, осложнялся в России постоянными политическими и Мировым банком экономическими кризисами.

В государстве не хватало денег на закрытие пред приятий, переквалификацию и переселение безработных шахтеров, а также на необходимые социальные меры, которые напрямую связаны с подобными из менениями. В 1996 г. Мировой банк выделил заем в размере 500 млн долл для поддержки реструктуризации угольной промышленности России. В том же году Правительство России выделило из бюджета 10,4 млрд неденоминированных рублей (2 млрд долл) на поддержку угольной отрасли. В начале 1997 г. Первый заместитель Премьер-министра Анатолий Чубайс назначил аудит средств, выделенных в 1996 г. Проверка, проведенная Министерством финансов РФ, показала, что около 3 % (300 млрд неденоминированных рублей или 60 млн долл) средств не дошли по назначению, либо были использованы на другие цели. Частично по этой причине, Правительство России приняло ряд радикальных и далеко идущих мер, направленных на повышение открытости и возможности учета средств, выделяемых угольной отрасли. Успех этих мер был подтвержден независимыми проверками.

Специальные условия, касающиеся этого, были включены в соглашение Пра вительства и Мирового банка о втором заеме в поддержку реструктуризации угольной отрасли, который составил 800 млн долл. Соглашение было заключе но в конце 1997 г., и в то же время были выплачены первые 400 млн долл. Пра вительство и Банк согласовали ряд других условий, необходимых для выплаты оставшейся части займа. После того, как Правительство в 1998 не смогло выпол нить эти условия, заем был реструктурирован в мелкие транши для облегчения выполнения отдельных условий российской стороной. Оставшаяся часть вы платы была разделена на 6 траншей, касающихся трех основных сфер (каждый из которых содержал в себе ряд конкретных условий): 1. Ликвидация убыточ ных шахт, включая социальные выплаты рабочим;

2. Ежегодное снижение го сударственных дотаций в отрасль с их последующим полным прекращением;

3. Приватизация жизнеспособных предприятий. «Росуголь» был ликвидиро ван, а его основные функции перешли к Минтопэнерго (Минэнерго России).

В 1999 и 2000 гг. были выплачены 250 млн долл. По состоянию на середину 2001 г.

Мировым банком должны быть выплачены еще 150 млн долл, в случае если УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Правительство выполнит оставшиеся условия, связанные с этим. Эта оставшаяся доля состоит из двух частей. Первый транш в 50 млн долл касается реформы в системе распределения дотаций, а также программы ликвидации предприятий и связанные с этим социальные аспекты. Конечный «приватизационный» транш в 100 млн долл обеспечивает приватизацию угольных предприятий и измене ния в законодательной и исполнительной системах, касающиеся угольной отрасли. Японский Банк Международного Сотрудничества (ЯБМС) осуществ ляет совместное равнодолевое финансирование этих программ. ЯБМС уже вложил 650 млн долл в реструктуризацию и внесет еще 150 млн долл, если Правительство РФ выполнит все оставшиеся условия, а Мировой Банк выплатит остаток средств (Табл. 6.6).

Таблица 6.6 Бюджетное финансирование угольной промышленности и скорректированные займы на поддержку реструктуризации отрасли в поддержку процесса реструктуризации отрасли, млн.дoлл.

1995 1996 1997 1998 1999 1625 1940 1120 540 410 Госбюджет 25 500 0 400 150 Мировой Банк 0 0 400 0 150 ЯБМС 1650 2440 1520 940 710 Всего Государственные Являясь частью советской плановой системы, угольная промышленность была дотации обязана обеспечить поставки угля, необходимые для удовлетворения нужд теп лоснабжения, электроэнергетики и тяжелой промышленности. Весьма незначи тельное внимание уделялось экономике отрасли и ее окупаемости. Государство тратило огромные суммы, чтобы обеспечить гигантскую инфраструктуру по до быче различных видов и сортов угля и его доставки потребителям. Во главу угла ставилась добыча, и отрасль поставляла необходимые объемы угля, невзирая на затраты. Централизованный бюджет получал прибыли от рентабельных пред приятий и компенсировал затраты убыточных производств, что не способство вало проявлению инициативы. Оперативные сметы предприятий обеспечивали пенсии и другие социальные выплаты рабочим и их семьям. В конце 1993 г. го сударство поддерживало почти 80 % затрат отрасли, что по доле в госбюджете уступало только сельскому хозяйству. В 1993 г. государственные дотации в уголь ную промышленность составляли около 1,05 % от ВВП. Они снизились до уровня 0,47 % в 1996 г., 0,2 в 1998 г. и 0,12 в 2000 г.

В соответствии с планами Минтопэнерго по реструктуризации отрасли и усло виями, выдвигаемыми Мировым банком, государственные дотации в угольную отрасль систематически снижались после 1995 г. (Табл. 6.6) и в первую очередь направлялись на социальное обеспечение, а не на поддержку убыточных пред приятий. В последние годы правительство выделяло дотации по следующим приоритетным направлениям: соцобеспечение, выплаты по нетрудоспособно сти, развитие шахтерских поселений и меры безопасности. Следовательно, зна чительно меньше средств приходилось на долю не приоритетных направлений, 194 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ включая компенсацию производственных убытков. В 1996 г. лишь малая часть государственных дотаций (13 %) пошла на закрытие предприятий, а почти по ловина была выделена на покрытие высоких производственных издержек и вы плату задолженностей. В 2000 г. ситуация с распределением государственных дотаций совершенно изменилась (Рис. 10). Более трети ушло на закрытие не рентабельных производств, 28 % было потрачено на социальные программы и лишь 10 % - на покрытие издержек. В 2001 г. государство предполагает прекра тить компенсации производственных убытков.

Прекращение субсидирования угольной промышленности. Перераспределение государственных дотаций от поддержки производственного процесса в сторону закрытия предприятий и свя занные с этим социальные расходы достойно одобрения. Приоритетными должны счи таться программы по свертыванию субсидий в производственной сфере. Любая финансовая поддержка социальных программ будет более эффективной, если будет представлять собой конкретную помощь наиболее нуждающимся в ней, а не общие отчисления.

Приватизация Российская угольная промышленность всего за несколько лет прошла через не угольной имеющий прецендентов процесс изменения прав собственности. Государство твердо проводило политику приватизации, выставив в первую очередь на про промышленности дажу лучшие из принадлежавших ему предприятий - угольные разрезы в Сиби ре. Впоследствие государство подтвердило решимость, отказавшись через 2 года от своей «золотой акции» в двух крупных компаниях («Кузбасразрезуголь» и Южный Кузбасс). Существуют проблемы, касающиеся заинтересованности ре гионов в получении как можно большего контроля над предприятиями. Они должны быть решены, чтобы появилась уверенность в стабильности процесса приватизации. Но следует отметить, что начальные этапы приватизации были проведены эффективно. В конечном счете, по соглашению с Мировым банком, Правительство России обязалось приватизировать предприятия мощность ко торых должна составить 45 % от добычи угля в 1996 г. По данным Минэнерго России, к середине 2001 г. были приватизированы предприятия, на долю кото рых пишлось 60 % добычи угля в 2000 г. К концу 2000 г. к угольной отрасли от носилось порядка 75 угледобывающих акционерных обществ (не считая дочерних компаний). В 22 из них государство все еще владеет частью акций (а в 6 – контрольным пакетом).

В Энергетической стратегии России предусматривается приватизация государ ственной доли собственности в угледобывающих компаниях к 2002 г. Ряд ком паний может оставаться в руках государства в тех регионах, где поддержка убыточного производства обеспечивает энергетическую безопасность региона, например на Крайнем Севере, где использование местного угля более выгодно, чем транспортировка энергоресурсов из других регионов. Стратегия также пре дусматривает возможность сохранения «золотых акций» в тех угольных компа ниях, деятельность которых связана с обеспечением энергетической безопасности России.

110. «Золотая акция» - минимальная, фактически символическая государственная доля акций, дающая государству право «вето» при обсуждении советом директоров важнейших решений.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Рисунок 10 Распределение государственных yгoльныx дотаций Pегулируемые субсидии Kомпенсация 3% Центральный резервный фонд производственных 9% убытков 18 % Cоцобеспечение 12 % Задолженность 1995 r.

Инвестиции 19 % 13 % Tорговые потери Pеструктуризация 13 % 13 % $2.0 МЛPД – $0.2 МЛPД – Компенсация Pегулируемые производственных субсидии Центральный убытков 1% резервный фонд 4 % 10 % 2 % НИOКP Cоцобеспечение 28% 36 % Pеструктуризация Безопасность 10 % 9 % Tорговые потери Источники: Росинформуголь, МЭА (1996), Обзор угольной промышленности, Париж.

В конце 2000 г. в период реорганизации Правительства был распущен Уголь ный комитет, что вернуло Минэнерго полномочия по управлению угольной от раслью и отслеживанию ситуации. Учитывая растущую роль угля в энергетической политике и экономике России, в Министерстве энергетики бу дут введены должность Первого заместителя Министра, ответственного за раз вития угольной промышленности и ее реструктуризацию, и департамент с теми же функциями.

Продолжение приватизации. Продолжение приватизации необходимо для обеспечения финан совых влияний и стимулирования инициатив по эффективной добыче и переработке угля.

196 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Таблица 6.7 Показатели угледобывающих компаний в России за 2000 г.

Компания Добыча Производительность Собственность, % угля, млн т труда, т/мес.

Федеральная Региональная Частная 37,5 370 18,4 81, Красноярскуголь «золотая акция»

34,6 178 14,8 85, Кузбасразрезуголь 16,7 69 79,7 20, Кузбассуголь 15,6 233 41,1 1,9 Востсибуголь 15,2 93 80,6 14,4 5, Кузнецкуголь 11,0 353 14,1 85, Читауголь 11,0 179 15,1 84, Южный Кузбасс 9,0 303 Якутуголь 9,0 70 39,9 20,0 40, Воркутауголь 7,1 44 25,1 74, Прокопьевскуголь 6,3 136 ш. Распадская 6,2 228 ЛУТЭК 5,1 43 40,9 20,0 39, Гуковуголь 4,7 112 60,5 24,9 14, Интауголь 4,4 45 42,4 20,0 37, Челябинскуголь 4,2 147 Междуречье 3,9 122 Черниговец 3,7 25 67,0 20,0 13, Ростовуголь 3,4 102 52, ш. Воргашорская 3,4 91 38,0 20,0 42, Приморскуголь 3,1 192 ш./у Полосухинское 3,1 313 16,3 83, р. Тулунский 3,0 161 Соколовская 2,3 86 38,0 22,5 39, Вахрушевуголь 2,1 115 40,3 20,0 39, Дальвостуголь 2,1 72 Облкемеровоуголь 2,0 77 38,0 20,0 42, Ургалуголь 2,0 116 р. Черногорский 1,8 46 65,2 25,3 9, Киселевскуголь 1,8 62 Междуреченскуголь «золотая акция»

1,7 71 40,6 20,0 39, Ленинградсланец 1,6 76 43 14,4 42, Хакасуголь 1,3 76 ш. Западная Примечание: Существуют еще более 40 компаний с уровнем производства ниже 1000 тонн, из которых 17 - на 100 % приватизированы, а еще у четы рех 51 % акций принадлежат частному капиталу.

Источник: Росинформуголь (2001), Рейтинг угледобывающих компаний России, Январь-Декабрь 2000.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - ПРОГНОЗ И СДЕРЖИВАЮЩИЕ ФАКТОРЫ Прогноз развития Как было сказано в Главе 3, новый прогноз энергетики России предсказывает угольной уменьшение доли использования природного газа за счет более интенсивного использования угля. В Основных положениях Энергетической стратегии России пред промышленности полагается увеличение уровня ежегодной добычи угля с 260 млн т в 2000 г. до 290-335 млн т в 2010 г. и 340-430 млн т в 2020 г. Наибольшую роль в достиже нии уровня 2010 г. будет играть увеличение добычи угля в Кузнецком бассейне, а в 2010-2020 гг. лидером станет Канско-Ачинский бассейн.

Роль угольной отрасли в обеспечении энергетической безопасности страны осо бенно возрастет в том случае, если не будут введены предполагаемые мощно сти по добыче природного газа и производству электроэнергии на АЭС.

Принимая во внимание, что закрытие отработанных месторождений и ликви дация убыточных предприятий снизят уровень добычи угля на 60 млн т, в пе риод 2001-2020 гг. года необходим ввод в действие новых мощностей, оцениваемых в размере около 200 млн т, из которых 75 млн т приходятся на до лю Кузнецкого бассейна, более 70 млн т на долю Канско-Ачинского бассейна и 20 млн т на долю месторождений Дальнего Востока. В Основных положени ях Энергетической стратегии предполагается строительство 10 новых шахт и 16 разрезов, из них:

I в Кузнецком бассейне: 7 разрезов и 5 шахт (Талдинское, Ерунаковское, Каракан ское и Соколовское месторождения);

I в Канско-Ачинском бассейне: 3 карьера (Березовское и Абанское месторожде ния);

I на Дальнем Востоке: 2 карьера и 1 шахта (на Ургальском и Эльгинском место рождениях).

В этом прогнозе доля угля в суммарном энергопотреблении практически ста билизируется, увеличившись с 20 % в 2000 г. до 22 % в 2010 г. и составит 21-23 % в 2020 г. Это возможно, хотя и не все в этом вопросе очевидно.

Сдерживающие Рост производства почти на 75 % к 2020 г. является проблемой для любого сек факторы тора экономики России, особенно для угольной промышленности, учитывая, что лишь в 1999-2000 гг. наблюдался хоть какой-то рост в добыче угля за по следнее десятилетие. Несмотря на начавшуюся реструктуризацию угольной от расли, которая и привела к приемлемым экономическим показателям в период 1999-2000 гг., ряд проблем, сохранившихся в отрасли ставит под сомнение воз можность необходимого роста производства. Среди вопросов, требующих от вета, можно выделить следующие:

I Способна ли угольная промышленность привлечь частные инвестиции для раз работки новых месторождений с использованием современных технологий?

I Конкурентоспособен ли уголь как топливо для выработки электроэнергии и теп лоснабжения, учитывая уже существующую инфраструктуру, использующую в 198 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ аналогичных целях природный газ, а также разницу в ценах на топливо сегод ня и в будущем?

I Не усугубит ли ценовая реформа ситуацию с неплатежами и задолженностями?

I Насколько остро встанут вопросы о необходимости создания новой инфраструк туры и во что обойдется транспорт увеличившихся объемов угля из регионов производителей в регионы, его потребляющие?

I Каковы будут экологические последствия увеличения объемов потребления угля как в части местного загрязнения, так и в глобальном изменении климата?

Привлечение Мировой Банк обеспечил поддержку программы реструктуризации отрасли и частных инвестиций сделал многое для того, чтобы этот трудный процесс стал возможным. Миро вой Банк помог угольной отрасли стать более конкурентоспособной, прибыль ной и эффективной для привлечения инвестиций. Главы угольных предприятий и эксперты в России выражают недовольство тем, что Мировой Банк уделял больше внимания закрытию старых шахт, а не инвестициям в новые предпри ятия. По их мнению, весьма немногие частные инвесторы могут позволить се бе ожидать начала возврата средств 8-10 лет. Коммерческие инвестиции, тем не менее, не являются прерогативой Мирового Банка. Более того, правильное за крытие нерентабельных шахт было первым условием прогресса в дальнейшем.

Сейчас же необходимы капиталовложения, прямые или косвенные, внутренние или иностранные, позволяющие использовать новые технологии, способные увеличить количество и качество российского угля, что приведет к повыше нию его конкурентоспособности на внутреннем и внешнем рынке.

В последние годы в России проходила дискуссия относительно роли государ ства в инвестировании экономики в целом и угольной отрасли в частности. Спе цифика угольного сектора, обладающего длительным периодом возврата инвестиций, усугубляется тем, что отрасль лишь недавно была приватизирована.

Слабость банковской системы затрудняет процесс финансирование любой компании в России. Сторонники государственного финансирования отрасли отмечают, что лишь несколько угледобывающих компаний в России обладают кредитоспособностью, достаточной для того, чтобы привлечь инвестиции на долгосрочной период, в то время как спрос на уголь растет. По их мнение, в том случае если государство не обеспечит приток необходимых инвестиций в отрасль, в ближайшем будущем может наблюдаться дефицит угля. Противни ки государственного финансирования считают, что частные инвестиции спо собны лучше справиться с фактором риска, а также выражают неуверенность в том, что государственный аппарат сможет правильно оценить финансовую при влекательность отдельных компаний уже приватизированного сектора. Однако и та, и другая сторона признает, что государство должно играть некую роль в обеспечении сектора инвестициями. Различие же в том, будет ли государство само финансировать отрасль или предпринимать некие шаги, направленные на обеспечение финансирования.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Реструктуризация – не единственное необходимое условие для привлечения ин вестиций. Незавершенность экономической реформы, которая тормозит все сектора экономики России, затрудняет развитие в том числе и угольной отрасли.

Это прежде всего касается недостаточности открытости экономики, отсутствия денежной и судебной реформы, неспособности укрепить правовые нормы, а также необходимости ценовой и платежной реформ, чтобы обеспечить по крытие затрат ценами. Угольный сектор совершил существенные шаги в реструк туризации, но вышеперечисленные реформы необходимы для выполнения задач, стоящих перед ней.

В первой половине 2000 года в угольную промышленность было инвестирова но около 3,9 млрд рублей, что составляет около 50 % от запланированного уров ня инвестиций для 2000 г. Из табл. 6.8 видно, что российские угольные компании увеличивают долю внутренних ресурсов в инвестициях.

Таблица 6.8 Структура инвестиций в угольный сектор 1993 1994 1995 1996 1997 1998 94 % 72 % 48 % 40 % 33 % 10 % 1% Федеральный бюджет 6% 28 % 52 % 56 % 64 % 76 % 93 % Собственные средства 0% 0% 0% 4% 3% 14 % 6% Прочие источники В Энергетической стратегии России на период до 2020 г. приведены уровни инвестиций в угольную промышленность, необходимые для строительства но вых, более эффективных шахт и для внедрения современных технологий - бо лее 2 млрд долл к 2005 и 3-4 млрд долл к 2010 г. Общий объем инвестиций в период 2001-2020 гг. оценивается в 13-16 млрд долл. Эти требования предъяв ляются к собственно угольному сектору и не включают в себя инвестиции в транспортную инфраструктуру, а также в электроэнергетический и металлур гический сектора, которые также будут необходимы для увеличения потребле ния угля, например инвестиции в новые и модифицированные угольные станции, использующие обогащенный уголь.

Потребность в частных инвестициях. Частные инвестиции в новые, эффективные шах ты необходимы для выполнения угольной отраслью задач Энергетической стратегии.

В Основных положениях Энергетической стратегии обсуждаются аспекты энер гетической безопасности, связанные с излишней зависимостью от газа и «есте ственной» тенденцией предпочтения угля газу в случае нормализации ценового баланса на эти виды топлива. Но экономика этой «тенденции» до конца не ясна. Прежде чем принимать подобные решения необходимо проведение эко номического анализа, касающегося сроков службы электростанций, использу ющегося на них вида топлива, транспортных расходов, использования экологически чистых технологий.

200 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Сравнительная характеристика используемых видов топлива. Более подробный анализ ис пользования газа, угля или атомной энергии обеспечит уверенность в том, что все факторы были учтены при составлении энергетического баланса России. Экологические и географиче ские факторы также должны быть включены в этот анализ.

Ценовая реформа в Ценовая реформа в энергетике является одним из важнейших факторов, опре деляющих ситуацию в энергетическом секторе России в краткосрочной пер энергетике спективе. Российские эксперты критикуют процесс частичной либерализации цен в начале 1990 г. (благодаря которому были отпущены цены на нефть и уголь, в то время как цены на газ и электроэнергию остались регулируемыми) за чрез мерную зависимость от газа российского энергопотребления. На табл. 6.9 пред ставлено соотношение цен на уголь и газ в 90-х годах, из которого очевидно преимущество, отдаваемое газу в качестве используемого топлива. Уголь не мог конкурировать с газом даже тогда, когда промышленность пыталась сдержать цены на него. Производители угля могли сдерживать цены только благодаря суб сидиям, предоставляемым угольной отрасли. Основные положения Энергети ческой стратегии призывают к пересмотру такого перекоса в ценовой политике, что приведет к изменению соотношения внутренних цен на энергетический уголь и природный газ (в тоннах угольного эквивалента) до пропорции около 1:1,2 в 2005 г. с дальнейшим снижением до 1:1,6-1,8. Когда цены на уголь упа дут ниже цен на газ, уголь будет способен вернуть утраченные позиции и стать основным топливом, используемым в электроэнергетике и теплоснабжении.

Таблица 6.9 Соотношение цен на уголь и газ: 1990-ые и прогноз (за тонну угольного эквивалента) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2005* 2007* 0,7 3,03 1,45 1,45 1,09 1,3 1,11 1,33 1,06 0,83 0, Соотношение цен на уголь и газ Источник: Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020 года, ноябрь, 2000.

Энергетическая стратегия предусматривает установить цены во всех секторах на уровне, компенсирующим все затраты. Предполагается, что цены на уголь вырастут меньше всего, а возможно даже упадут. Прогнозируется снижение за трат на добычу, что будет вызвано разработкой более производительных месторождений и рациональной организацией добычи. Научный и технологи ческий прогресс в добыче, переработке и транспортировке угля также снизит цены. Все эти факторы будут особенно сказываться после 2011 г., когда начнется широкомасштабная разработка Канско-Ачинского бассейна. В Основных поло жениях Энергетической стратегии намечается, что в этот период цены на уголь могут быть на 10-15 % ниже, чем в 2010 г. Тенденция снижения цен на уголь сохранится и в последующих десятилетиях, что станет важным аргументом в усилении углем своих позиций в ТЭБ страны.

Предполагаемая поддержка ценовой реформы в угольном секторе. Предложения по увеличе нию цен на энергию для компенсации всех затрат и изменению соотношения цен на различ ные виды топлива поддерживаются. Цены на уголь должны быть установлены на уровне, покрывающем все издержки.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - Основные задачи на краткосрочную перспективу - это добиться изменения цен в объеме, необходимом для покрытия издержек и обеспечить оплату продан ного товара. В 1998 г. угольная отрасль прошла через период массовых непла тежей потребителями. Неплатежи выросли на 14 % по сравнению с предыдущем годом и достигли 7,5 миллиардов рублей. Некоторые производители получили в денежной форме лишь пятую или даже меньшую часть стоимости угля, кото рый они поставляли, что увеличило задолженность по заработной плате. Прак тически не было выделено средств на модернизацию оборудования, реконструкцию шахт и карьеров. Выплаты увеличились в 1999 и 2000 гг. (табл. 6.10), но проблема неплатежей все еще не решена до конца.

Таблица 6.10 Динамика оплаты угля и углепродуктов финансовыми средствами (% от стоимости продукции) 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 94 % 72 % 23 % 21 % 21 % 24 % 38 % 53 % Динамика оплаты финансовыми средствами С увеличением расчетов в денежной форме наметился прогресс в выплатах по долгам отрасли и задолженностях по заработной плате. К середине 2000 г. задол женность по зарплате снизилась до 2,6 млрд рублей, что соответствует уровню за долженности за 3 месяца по сравнению с 5,5 месяцами в 1998 г. Задолженность между различными секторами продолжает тормозить экономику в целом, но осо бенно заметно ее отрицательное влияние на энергетические рынки. Соотноше ние долгов угольной отрасли (в основном федеральному и региональным бюджета, рабочим и железной дороге) к долгам угольной промышленности (в основном электроэнергетики) достигло 2,85 к концу 2000 г. Отрасль должна 83 994 милли она рублей, а долги перед ней составили 29 461 миллиона.

Необходимо продолжить работу по ликвидации неплатежей и накопленной задолженности.

Успех, достигнутый в настоящее время по наличным расчетам, внушает оптимизм и дол жен быть продолжен во всех сферах экономики. Проблема накопленной задолженности меж ду секторами, а также между производителями и потребителями угля должна быть решена.

Тарифы на Результатом географического несовпадения между регионами-производителя ми и регионами-потребителями энергии являются огромные объемы перевози железнодорожные мых энергоресурсов. На долю железной дороги, наиболее важной транспортной перевозки системы для угля, приходится 95 % всех его перевозок, причем расстояние пе ревозок может составлять до 5500 километров, в зависимости от региона. В таб лице 6.11 представлены существующие объемы транспортных потоков между Сибирью и Европейской частью России, а также прогноз на период до 2020 г.

из Энергетической стратегии. Из него следует, что объемы перевозок нефти и газа вырастут не намного или даже останутся неизменными, в то время как объем перевозок угля вырастет более чем в 2 раза. Предполагается существенный рост потребления угля в некоторых регионах, особенно на Урале. Доля послед него в суммарном потреблении угля в России может вырасти с 12 % в 1998 г. до 111. В России транспорт нефти в основном осуществляется по трубопроводам. Таким образом, нефть и уголь не кон курируют между собой за использование железнодорожных перевозок.

202 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 19 % в 2010 г. и 24 % в 2020 г. В то же время, доля потребления угля в Кузбассе снизится с 25 % в 1998 г. до 21 % в 2010 г. и 13 % в 2020 г.

Таблица 6.11 Существующие и прогнозируемые энерготранспортные потоки из Сибири в Евро пейскую часть России (в % к уровню 2000 г.) 1995 2000 2005 2010 2015 101 % 100 % 112-114 % 103-105 % 103-104% 98-101 % Газ 96 % 100 % 83-96 % 75-93 % 65-93% 58-93 % Нефть и нефте-продукты 86 % 100 % 107-127 % 127-158 % 144-178% 186-220 % Уголь 51 59 63-75 75-93 85-105 110- Уголь, млн т Источник: Проект энергетической стратегии России на период до 2020 г.

В докладе МЭА «Исследование угольной промышленности», опубликованном в 1996 году, затронуты проблемы российской железнодорожной системы. «Со стояние железнодорожной системы оставляет желать лучшего. Сообщается, что 8,5 % железных дорог в России в том или ином смысле неисправны. Состояние оборудование является причиной частых аварий и постоянных задержек в по ставках. Недостаточность пропускной способности и нехватка подвижного со става также являются источниками проблем;

наблюдается практически постоянный дефицит вагонов для перевозки угля. Эти проблемы усугубляются неэффективностью, а часто и порочностью эксплуатационной системы. Не смотря на планируемые инвестиции в железнодорожную инфраструктуру, вряд ли следует ожидать улучшения ситуации в ближайшее время».

Учитывая небольшой прогресс в этой области с 1996 г., сложно предположить, что Россия существенно улучшит железнодорожную систему, чтобы обеспечить реализацию прогноза. По оценкам Министерства путей сообщения необходимо 20 млрд долл в 2001-2005 гг. для модернизации существующей системы. В последние годы была изыскана лишь половина суммы, необходимой для под держания стремительно изнашивающихся мощностей. Железнодорожники не могут организовать даже текущее финансирование, т.к. государство установило тарифы на перевозку пассажиров, которые не компенсируют издержки. Госу дарственные дотации не в состоянии покрыть эти расходы. К середине 2000 г.

сумма задолженностей превысила 500 млн долл. Стоимость грузовых перево зок выросла в 2000 г. на 18,5 %, что значительно ниже тех 50 %, которые тре бовались железной дороге чтобы свести концы с концами. Даже при нынешних тарифах на перевозку, транспортные затраты составляют менее 30 % от общих издержек угледобывающей промышленности, тогда как в 1993 г. они составля ли 45 %.

По инициативе МВФ в конце 2000 г. возобновилась дискуссия о возможной ре структуризации железнодорожной монополии. Министерство путей сообще ния поддерживает идею своего расщепления на акционерное общество и управляющую корпорацию, обладающую функциями регулирования. Это 112. IEA CIAB (1996), “Coal Prospects in Russia”, Paris, IEA, p.36.

УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - предложение предполагает возникновения некоторой конкуренции между ком паниями, обладающими правами на перевозку. Тем временем Министерство экономики предлагает план, связанный с превращением всех 17 региональных железных дорог в акционерные общества под эгидой единого холдинга. Эта дис куссия касается того, будет ли вестись конкуренция как между различными ин фраструктурами, так и между компаниями-перевозчиками (как это происходит в Канаде и США) или только между компаниями-перевозчиками в рамках еди ной государственной инфраструктуры (как пытаются организовать страны ЕС).

Какой бы способ реструктуризации не был выбран, необходимо, чтобы соот ветствующие структуры (например, Министерство антимонопольной политики) проявляли активность с целью защиты здоровой конкуренции и предотвращения анти-конкурентных шагов. Сознавая всю значимость желез нодорожного транспорта, являющегося «скелетом» российской экономики, не обходимо исключить возможность ошибок в процессе его реструктуризации.

Результат будет особенно важен для угольной отрасли.

Реструктуризация и эффективное управление железнодорожной системой. Реструктуриза ция железнодорожной системы России является важнейшей частью экономических реформ в целом. Конкуренция нужна, чтобы соответствовать требованиям рыночной системы.

Государству необходимо изменить свою роль на рынке и в управлении естественными моно полиями. При этом необходимо быть уверенным, что все изменения в масштабе перевозок угля отражаются на стоимости грузоперевозок.

Вопросы экологии и Глава «Энергетика и охрана окружающей среды» этой книги посвящена эколо гическим аспектам добычи угля в России. Затрагиваются вопросы загрязнения безопасности воздуха и воды, а также высокий уровень выбросов в атмосферу при использо вании угля на электростанциях и в котельных. С учетом прогнозируемого роста использования угля, возникает потребность в существенных инвестициях для снижения негативного экологического эффекта.

Условия охраны труда и безопасность разработки месторождений улучшились незначительно. Количество смертельных случаев с 1995 г. уменьшилось (ис ключением стал лишь 1997 г.). В начале 90-х годов ежегодно погибало от 250 до 300 человек. Их количество снизилось до 179 в 1998 г. и 141 в 1999 г. К сожале нию, тенденция к снижению была нарушена в 2000 г., когда количество погиб ших выросло до 161. Тем не менее, число погибших на 1 млн тонн добытого угля снизилось с 1 в период до 1995 года, до уровня 0,6-0,8. В 2000 г. средний пока затель составил 0,65 - 1,37 для подземных разработок и 0,13 для открытых. С ро стом доли открытых разработок в производстве угля количество несчастных случаев будет снижаться. Строгий надзор за соблюдением правил безопасности и инвестиции в ее обеспечение остаются важнейшими вопросами, требующими решения для повышения уровня безопасности в угольной отрасли.

Жизненно необходимо принять меры по обеспечению безопасной добычи угля. Меры по обес печению безопасности, принятые в 1995 г. требуют продолжения. Необходимы дополнитель ные инвестиции в условия работы и безопасность производства, особенно с учетом прогноза увеличения добычи угля.

204 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ЭКСПОРТ УГЛЯ И ЭКСПОРТНЫЕ РЫНКИ Экспорт российского угля значительно снизился в 1993 г. в связи с началом ре структуризации отрасли, а затем стабилизировался на уровне 25 млн тонн в год в 1994-1998 гг. и вырос на 14 % - до 29 млн т в 1999 г. По данным российской статистики в 2000 г. экспорт угля Россией вырос на 21 % и составил 35 млн т., что связано с активизацией российской угледобывающей промышленности на европейских и азиатских рынках, где она имеет транспортное и историческое (а в некоторых случаях - и то, и другое) преимущество. В табл. 6.12 указаны на правления экспорта российского угля.

Таблица 6.12 Экспорт угля из России, 1990-2000 гг., млн. т 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 11,1 10,7 10,8 8,8 6,3 6,7 10,5 10,4 10,0 12,9 15, Страны ОЭСР Европа 9,5 6,3 4,6 3,9 4,3 6,2 5,5 5,5 5,9 6,8 7, Страны ОЭСР АТР 0,7 3,0 1,5 4,1 4,8 5,8 3,9 2,9 2,7 2,3 4, Другие страны Европы 37,4 31,2 16,4 9,9 7,5 6,9 6,8 4,6 6,4 6,2 5, СНГ 0,5 0,1 0,1 0,4 0,5 0,7 0,8 1,1 0,6 1,1 1, Прочие 59,1 51,3 33,4 27,2 23,4 26,4 27,4 24,4 25,7 29,3 35, Всего Источник: оценки МЭА 1990-1991 и 2000г.;

статистика МЭА на основании методологии МЭА 1992-1999.

Цены на российский уголь резко выросли в 2000 г., в том числе в результате увеличения транспортных расходов, т.к. железнодорожники продолжали увели чивать тарифы на перевозки, пользуясь стабильностью ситуации на рынке. Це ны также реагировали на высокий уровень спроса - на протяжении всего года в Европе и во второй половине года в тихоокеанском регионе. На атлантическо средиземноморском рынке цены на российский энергетический уголь выросли на 19-40 %. На тихоокеанском рынке их рост составил 8 %. Цены на уголь, ис пользуемый в металлургии, также выросли, хотя и не так значительно. Их рост составил 3 % на атлантическом рынке и 2-7 % на тихоокеанском.

В табл. 6.13 показаны основные сорта угля экспортируемого Россией. Нерюн гринский уголь - энергетический и коксующийся - производится для азиатско го рынка предприятием «Якутуголь» в республике Саха-Якутия на Дальнем Востоке. Этот уголь доставляется по железной дороге в дальневосточные пор ты – в основном в порт Восточный, где грузится на крупные (грузоподъемность более 100 000) сухогрузы. Этот уголь занимает существенную часть рынков кок сующегося угля в Японии. Слабо- и среднекоксующиеся и энергетические угли, такие как бачатские и кузнецкие, доставляются из Кемерово, Кузбасс в тихоокеанские порты, а также в Мурманск, Балтийские и Черноморские порты России и Украины. Компании в Кузбассе увеличили добычу угля на 5-6 % в 2000 г.

«Кузбассразрезуголь» - компания, производящая бачатский уголь, объявила в ноябре 2000 г. о вводе в эксплуатацию обогатительной фабрики мощностью 2 млн т в год, которая должна обеспечить снабжение экспортных рынков УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ - высококачественным энергетическим углем. Это приведет к увеличению доли этого угля на европейских и азиатских рынках.

Модернизация погрузочных мощностей в Мурманске, проведенная компанией Coeclerichi и самим портом успешно завершилась. С 1999 г. порт может обра батывать суда дедвейтом не 50 000 т, как ранее, а от 60 до 100 тыс. т. В августе 2000 г. было загружено первое такое судно. Были заключены контракты с про изводителями угля в Кузбассе и Печорском бассейне для того, чтобы обеспе чить экспорт энергетического угля с использованием новых мощностей.

Мощность Мурманского терминала составляет теперь 2 млн т в год.

Таблица 6.13 Основные сорта российских коксующихся и энергетических углей Сорт Теплота сгорания Зольность (%) Содержание серы (%) Выход летучих веществ (%) Энергетические угли 5475 16 0,6 44, тугунские 6430 12 0,5 бачатские 5795 17,5 0,5 кузнецкие SS 6805 9,5 0,3 нерюнгринские SS 5250 17 0,35 21, денисовские SS Коксующиеся угли 7388 9,5 0,18 нерюнгринский K 6075 14 0,4 кузнецкий G 6800 6,1 0,4 бачатский SS Источник: Информационные материалы. Уголь, МЭА, 2001.

Примечание: Теплота сгорания измеряется в ккал/кг.

Содержание золы измеряется в процентном отношении (чем ниже - тем лучше). Эта величина не имеет энергетического значения, кроме тех случаев, ко гда уголь используется на конкретных бойлерных установках. Содержание серы измеряется в процентном отношении (чем ниже - тем лучше, т.к. при сжи гании образуются оксиды серы и серная кислота, способные нанести вред при работе). Содержание летучих веществ измеряется в процентном отношении.

Намечаемый рост Несмотря на то, что не существует точного плана роста мощностей, по заявле мощности нием отдельных угледобывающих и торговых компаний в ближайшее время предполагается увеличение объемов добычи на нескольких шахтах, что повы действующих сит как уровень экспорта, так и снабжение внутренних потребителей. Планы предприятий, по увеличению добычи касаются, в первую очередь, месторождений в Кузбас ориентированных се и на Дальнем Востоке, производящих коксующийся и энергетический уголь.

на экспорт Ключевым фактором, определяющим экспорт российского угля на ближайшую перспективу, является производительность российских портов.


Порты на Бал тийском и Черном морях имеют невысокую пропускную способность - 22 млн т в год. Модернизация портового оборудования в Мурманске способна увеличить поставки на атлантический и средиземноморский рынок на 24 млн т в год. Еще 8,5 млн т в год принесет строительство порта Усть-Луге около Санкт-Петер бурга, но в целом в ближайшее время наращивание мощностей будет проходить довольно малыми темпами, а грузоподъемность обрабатываемых судов оста нется низкой (менее 50 000 т). Мощность тихоокеанских портов составляет около 13,7 млн т в год, а грузоподъемность используемых судов зависит от оснащенности портов. Без учета порта в Усть-Луге, общая мощность портов в 2001-2002 гг. составит около 38 млн т в год. В результате, независимо от роста темпов производства, экспорт угля Россией может вырасти лишь на 8-10 % в 206 - УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ближайшие 2 года. Дальнейший рост объемов экспорта напрямую связан с раз витием и модернизацией портовых мощностей и использованием судов, обла дающих большой грузоподъемностью.

Прогноз экспорта Россия обладает значительными запасами угля и двигается в сторону обеспече угля ния конкурентосособности добычи. Дальнейшее развитие рыночных отноше ний приведет к тому, что достаточно высокие цены на международном рынке смогут компенсировать затраты на добычу и транспорт угля. Россия заинтере сована в том, чтобы поддерживать свое присутствие на рынке угля, перевози мого морскими путями. Несомненно в будущем России будет отведена значительная роль на этом рынке, если позволят экономические условия, однако большой внутренний спрос и значительные расстояния транспортировки угля для экспорта подразумевают, что экспорт будет играть вторичную роль в развитии угольной отрасли. В ближайшее время не предвидится того резкого роста экспорта угля, который наблюдался в 2000 г. В рассматриваемый период уровень экспорта останется примерно на одном уровне в 20 млн т в год. Новое направление в энергетической политике, касающееся замещения углем при родного газа внутри страны, согласуется со стабильным уровнем экспорта. Тем не менее, до тех пор, пока внутренние цены на уголь будут оставаться ниже цен на экспортных рынках, а также пока будет существовать проблема неплатежей, экспортные рынки будут оставаться весьма привлекательными для российских производителей угля.

Россия испытывает определенные трудности с увеличением доли российского угля на международных рынках. Конкуренты России в основном поставляют вы сококачественный уголь из месторождений расположение не далеко от портов, обеспечивающих их доставки к мировым рынкам. Это невозможно для России, учитывая огромные расстояния, отделяющие ее месторождения от экспортных портов, что приводит к увеличению транспортных издержек. Но существует не сколько исключений. Дальневосточные предприятия наладили успешное снаб жение японского рынка коксующимся углем. Инвестиции в повышение эффективности работы терминала Усть-Луга, расположенного западнее Санкт Петербурга, способны увеличить поставки угля на аталантический и европей ский угольные рынки на 8 млн т в год. Но включения состав экспортного угля посторонних предметов создает проблемы для его продаже вывоз на мировой рынок. Для реализации российского экспортного потенциала необходимы ин вестиции в предприятия, занимающиеся переработкой угля, что повысит его ка чество.

ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - 7. ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР KPATKИЙ OБЗOP Структура Ядерный энергетический сектор, в том числе атомные электростанции (АЭС) и ядерного обеспечивающие их работу организации, находится в ведении Министерства по атомной энергии Российской Федерации (Минатом). С 1992 года все атом энергетического ные электростанции эксплуатируются государственным предприятием Росэнер сектора гоатом (за исключением Ленинградской АЭС, являющейся самостоятельной эксплуатирующей организацией). Несколько крупных фирм, обеспечивающих работу АЭС, также были преобразованы в акционерные компании, в которых Минатому принадлежит большая часть акций. Компании, обслуживающие АЭС, также входят в состав концерна «Росэнергоатом». К 2000 году в России на девя ти площадках эксплуатировалось 29 ядерных энергоблоков, построенных в 1971 1993 гг. В течение ближайших восьми лет все блоки, спроектированные до выхода в 1973 году основных нормативных документов по безопасности, достигнут окон чания проектного срока службы, который составляет 30 лет. Запланированный срок службы блоков второго поколения завершится в период между 2010 и 2020 гг.

Предусматривается продление срока эксплуатации после окончания проект ного срока службы, но это потребует капиталовложений на проведение модер низации, а также особого внимания со стороны независимого надзорного ор гана, Госатомнадзора России (ГАН), в частности, в отношении блоков первого поколения, в случае серьезного рассмотрения вопроса о продлении их сроков эксплуатации.

Производственная В целом выработка электроэнергии в России сократилась за период с 1990 деятельность, 1998 гг. на 22 %, но на АЭС падение производства составило только 12,5 %. Эко номический сдвиг 1999 года привел к повышению общей выработки проектная и электроэнергии более чем на 2 %, причем это значение для АЭС выросло по эксплуатационная чти на 14 %. Эта тенденция продолжилась в 2000 году при общем повышении безопасность выработки электроэнергии почти на 4 % и более чем на 7 % для АЭС. Несмотря на то, что в 2000 году на долю атомных станций пришлось только 11 % всей установленной мощности энергопроизводства, они поставили 15 % от всей выработанной электроэнергии, или 131 ТВтч, а коэффициент использования установленной мощности вырос до 69 %. Ядерный сектор продемонстрировал свой потенциал и готовность удовлетворить еще больший спрос на электро энергию в России в будущем. Использование всех имеющихся мощностей АЭС станет решающим при создании финансовых ресурсов для поддержания и по 113. Российская государственная компания по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях.

114. Федеральный надзорный орган Российской Федерации по ядерной и радиационной безопасности 115. Международная конференция по укреплению ядерной безопасности в Восточной Европе.

208 - ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР степенного повышения их безопасности. В докладах, представленных на кон ференции, организованной Международным агентством по атомной энергии в 1999 г., признавалось, что в 1990-х годах Россия достигла значительного про гресса в области ядерной безопасности, повышая как проектную, так и эксплу атационную безопасность, особенно в отношении АЭС первого поколения. В настоящее время в соответствии с нормативными требованиями ГАН на Кур ской и Ленинградской АЭС проходит модернизация и устанавливается новая дополнительная система безопасности. Несмотря на все эти усовершенствова ния, все еще остается озабоченность в связи с уровнем безопасности, особенно в отношении реакторов РБМК Чернобыльского типа, поскольку их изначаль ный проект без контайнмента не отвечает современной практике в области ядер ной безопасности.

Нормативная ГАН является исполнительным органом, устанавливающим и обеспечивающим база ядерной государственное регулирование в области мирного использования ядерной энер гии, ядерных материалов и радиоактивных веществ. С декабря 1991 г. Предсе энергетики датель ГАН назначается Президентом Российской Федерации. Ввиду того, что большая часть АЭС, особенно блоки первого поколения, не получили стандарт ной лицензии для каждого конкретного блока, что является сложившейся прак тикой в западных странах с начала 70-х годов, ГАН инициировал кампанию повторного лицензирования. ГАН также проводит регулярные инспекции без опасности, публикует результаты инспекций, может налагать штрафы и даже ограничивать эксплуатацию. Также инспекции указывают на необходимость повышения «культуры безопасности» в России. По мере приближения блоков первого поколения к окончанию их проектного срока эксплуатации ГАН будет сталкиваться с новыми проблемами, выходящими за рамки его каждодневной надзорной деятельности, так как ему придется решать, выдавать ли лицензии на продление срока службы.

Стратегия России В 2000 году Минатом России сформулировал стратегию развития атомной в области энергетики, принятую Правительством Российской Федерации. Его прогнозы в отношении повышения генерирующей мощности АЭС весьма амбициозны.

развития ядерной При оптимистическом сценарии экономического роста на следующие 20 лет энергетики Минатом России заявляет о практически удвоении производственной мощно сти АЭС, составляющей приблизительно 37 ГВт, которая соответствует произ водственным мощностям, созданным в 70-х и 80-х годах (21 ГВт) при централизованной и плановой экономике бывшего СССР. Пессимистический сценарий экономического роста также предполагает достижение высоких целей – 21 ГВт новых мощностей, включая 6 ГВт, необходимых для замещения бло ков первого поколения, выводимых из эксплуатации, и ежегодном производстве электроэнергии в 235 ТВт в 2020 году.

116. Это отражает повышение полномочий ГАН и озабоченность, выраженную в Исследовании МЭА за 1995г.

117. Политика определена в документе «Стратегия развития ядерной энергетики России в первой половине 21 века», утвержденном российским Правительством 25 мая 2000 г.

ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - Факторы, В настоящий переходный период трудно дать оценку планам Правительства влияющие на России по развитию ядерного сектора в будущем. Факторы влияния включают в себя:

развитие ядерного I экономическую конкурентоспособность ядерного варианта;

сектора в I наличие финансовых ресурсов и способность сектора привлечь инвестиции;

будущем I необходимость реализации программы научно-исследовательских и опытно конструкторских работ для разработки нового поколения атомных станций;

I необходимость сосредоточить усилия и повысить финансирование на повыше ние безопасности существующих станций;

I необходимость увеличения финансовых и людских ресурсов ГАН с тем, чтобы он смог выполнять все необходимые функции в отношении АЭС;


I необходимость решать проблемы конечной стадии топливного цикла и обра щения с отходами;

I приемлемость атомной энергетики для общественности;

I необходимость улучшения восприятия культуры безопасности.

СТРУКТУРА ЯДЕРНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЕКТОРА Российский ядерный энергетический сектор традиционно представляет собой единый научно-промышленный комплекс. Его предприятия работали во всех сферах, необходимых для обеспечения ядерной промышленности, включая гео логию, добычу и переработку руды, изготовление топлива, металлургию, химию и радиохимию, машиностроение и приборостроение. Сектор охватывает боль шое число научно-исследовательских и конструкторских организаций (Рис. 11).

ГАН, при поддержке своей организации «Научно-технический центр по ядер ной и радиационной безопасности» (НТЦ ЯРБ), предоставляющей техниче скую поддержку, является независимым органом, подчиняющимся непосредственно Президенту Российской Федерации.

Отрасль – атомные электростанции и обеспечивающие их работу организации – находится в ведении Минатома, который пытается переориентировать свою военно-промышленную систему на ряд жизнеспособных коммерческих компа ний. С 1992 года все атомные электростанции, за исключением Ленинградской АЭС, которая сама является эксплуатирующей организацией, были переведены в ведение эксплуатирующей организации «Российский государственный кон церн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»

– «Росэнергоатом». Несколько крупных компаний также были преобразованы в акционерные компании, в которых Минатом является держателем большей части акций.

210 - ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР Рис. 11 Структура российского ядерного сектора Атомные По состоянию на ноябрь 2001 г. в России имелось 29 энергетических ядер электростанции ных реакторов, действующих на девяти площадках, общая установленная мощ ность которых составляла 21242 МВт: Балаковская, Белоярская, Билибинская, (АЭС) Калининская, Кольская, Курская, Ленинградская, Нововоронежская и Смолен ская, а именно:

I 13 реакторов с водой под давлением (ВВЭР), включая два энергоблока типа ВВЭР-417-179 и два энергоблока типа ВВЭР-440-230 (первого поколения), а та кже два энергоблока ВВЭР-440-213 и шесть энергоблоков ВВЭР-1000 (второе поколение), один энергоблок ВВЭР-1000 (третье поколение);

I 15 реакторов канального типа (11 РБМК и 4 ЭГП - уран-графитовые реакторы канального типа);

I один реактор-размножитель на быстрых нейтронах (БН-600).

Существующие станции были построены в 1971-1993 гг. Энергоблоки, спроек тированные до выхода в 1973 г. основных нормативных документов по без опасности, относятся к «первому поколению». К данному поколению относятся 118. Энергоблок № 1 (ВВЭР-1000) Ростовской АЭС пущен в эксплуатацию в феврале 2001 года и с сентября 2001 г.

работает со 100 %-ной нагрузкой. Несмотря на то, что энергоблок подсоединен к сети, его официальная ком мерческая эксплуатация начнется только когда будут завершены все предусмотренные испытания и проверки без опасности, а это занимает от шести месяцев до года.

ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - двенадцать энергоблоков мощностью 5762 МВт – 3 и 4 энергоблоки Новово ронежской АЭС, 1 и 2 энергоблоки Кольской АЭС, 1 и 2 энергоблоки Ленинград ской АЭС, 1 и 2 энергоблоки Курской АЭС и четыре энергоблока Билибинской станции комбинированного производства тепловой и электрической энергии.

Начиная с 3 энергоблока Ленинградской АЭС, который был пущен в эксплуа тацию в 1979 г., почти все последующие энергоблоки относятся к так называе мому «второму поколению». Всего насчитывается 16 таких энергоблоков - 1, и 3 энергоблоки Балаковской АЭС, 1 и 2 Калининской АЭС, 3 и 4 энергоблоки Кольской АЭС, 3 и 4 энергоблоки Курской АЭС, 3 и 4 энергоблоки Ленинград ской АЭС, 5 энергоблок Нововоронежской АЭС, 1,2 и 3 энергоблоки Смоленской АЭС и 3 энергоблок Белоярской АЭС. Они были спроектированы и построены в соответствии с регулирующими требованиями, такими как ОПБ 73 или ОПБ-82 «Общие положения по проектированию» и ПБЯ-04-74 «Пра вила ядерной безопасности». Последний из построенных энергоблоков - энергоблок Балаковской АЭС - находящийся в эксплуатации с 1993 года, был модифицирован еще в ходе строительства с тем, чтобы привести его в соответ ствие с пересмотренными нормами ОПБ-88. Он является первым энергоблоком «третьего поколения».

Как показано в Таблице 7.1, все энергоблоки первого поколения достигнут окон чания 30-летнего проектного срока эксплуатации в течение ближайших восьми лет. Энергоблоки второго поколения придут к этому между 2010 г. и 2020 г.

Ввиду того, что эти энергоблоки являются относительно дешевым источником энергии, Минатом и Росэнергоатом имеют веские экономические мотивы про длить срок их эксплуатации. Если это произойдет, важно, чтобы были соблю дены необходимые требования по безопасности, которые согласуются с перечнем вопросов безопасности МАГАТЭ, которые необходимо решать по каждому энер гоблоку. Для этого потребуются инвестиции на проведение модернизации.

Продление срока эксплуатации потребует инвестиций. Продолжение эксплуатации существу ющих блоков после запланированного 30-летнего срока эксплуатации потребует финансовых ресурсов для выполнения необходимых требований по безопасности. Это потребует особого внимания со стороны ГАН и концерна «Росэнергоатом», в частности, в отношении блоков первого поколения.

В настоящий момент только 3 энергоблок Калининской АЭС имеет действую щее разрешение ГАН на проведение строительных работ, и на нем ведется ак тивное строительство. Работы на других энергоблоках, находящихся в высокой степени готовности, в частности 5 энергоблок Курской АЭС, все еще не завер шены после того, как в начале 90-х были прерваны строительные работы.

119. Отчеты МАГАТЭ по работе в рамках Внебюджетной программы по безопасности АЭС с реакторами типа ВВЭР и РБМК:

1. Вопросы безопасности и степень их важности в отношении АЭС с реакторами типа ВВЭР-440 модели 230, IAEA TECDOC-640, 1992 г.

2. Вопросы безопасности АЭС с реакторами типа ВВЭР-440 модели 213, IAEA-EBP-WWER-03, 1996 г.

3. Вопросы безопасности АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 модели 320, IAEA-EBP-WWER-05, 1996 г.

4. Атомные электростанции с реакторами типа РБМК: Общие вопросы безопасности, IAEA-EBP-RBMK-04, 1997 г.

212 - ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР Таблица 7.1 Российские атомные электростанции (АЭС) в 2001 году Подсоедине АЭС No. Тип реактора Оставшийся срок ние к сети Блока эксплуатации после Первое поколение АЭС 12.12. 71 3 Нововоронежская ВВЭР-417 (179) 28.12.72 4 Нововоронежская ВВЭР-417 (179) 29.06.73 1 2, Кольская ВВЭР-440 (230) 21.12.73 1 Ленинградская РБМК- 12.01.74 1 Билибинская ЭГП- 09.12.74 2 Кольская ВВЭР-440 (230) 30.12.74 2 Билибинская ЭГП- 11.07.75 2 4, Ленинградская РБМК- 22.12.75 3 Билибинская ЭГП- 12.12.76 1 Курская РБМК- 27.12.76 4 Билибинская ЭГП- 28.01.79 2 Курская РБМК- Второе поколение АЭС 07.12.79 3 Ленинградская RBMK- 08.04.80 3 9, Белоярская БН- 31.05.80 5 9, Нововоронежская ВВЭР-1000 (187) 09.02.81 4 Ленинградская РБМК- 24.03.81 3 Кольская ВВЭР-440 (213) 09.12.82 1 Смоленская РБМК- 17.10.83 3 Курская РБМК- 09.05.84 1 13, Калининская ВВЭР- 11.10.84 4 Кольская ВВЭР-440 (213) 31.05.85 2 14, Смоленская РБМК- 02.12.85 4 Курская РБМК- 28.12.85 1 Балаковская ВВЭР- 03.12.86 2 Калининская ВВЭР- 08.10.87 2 Балаковская ВВЭР- 24.12.88 3 Балаковская ВВЭР- 17.01.90 3 Смоленская РБМК- Третье поколение АЭС 11.04.93 4 22, Балаковская ВВЭР- * Когда данная книга была уже подготовлена к выпуску, 1 энергоблок Ростовской АЭС находился на стадии пуска и эксплуатировался на 100 %-й мощ ности. См. сноску 118, стp. 210.

В 90-х годах работа на объектах совокупной мощностью в 18 ГВт была заморо жена на различных этапах, главным образом ввиду бюджетных ограничений.

Среди прочего, это такие станции как:

ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - I Калининская АЭС (II очередь)- блоки 3,4 (ВВЭР 1000);

I Ростовская АЭС (I очередь) - блоки 1,2 (ВВЭР 1000);

I Курская АЭС (III очередь) - блок 5 (РБМК- 1000);

I Балаковская АЭС (II очередь) - блок 5,6 (ВВЭР 1000);

I Белоярская АЭС (II очередь) - блок 4 (РБН БН 800);

I Башкирская АЭС (I очередь) - блок 1 (ВВЭР 1000);

I Нововоронежская АЭС (II очередь) - блоки 6, 7 (ВВЭР 1000);

I Ростовская АЭС (II очередь) - блоки 3,4 (ВВЭР 1000);

I Татарская АЭС(I очередь) - блок 1 (ВВЭР 1000).

На нескольких новых площадках, мощность которых составляет в целом 20 ГВт, были также прерваны работы на стадии, предшествующей строительству. За мороженные проекты и подготовленные площадки для новых блоков играют ключевую роль в планах Минатома по дальнейшему росту ядерной энергетики в России.

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ, ПРОЕКТНАЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Производственная Несмотря на то, что атомные станции составляют только 11 % всей установ деятельность ленной мощности энергопроизводства, их доля в производстве электроэнер гии в 1999 г. в целом составила 14,4 %, и 15 % в 2000 г., что составило 131 ТВтч электроэнергии, (Таблица 7.2), и почти исключительно в базовом режиме экс плуатации. Эта доля ниже, чем в большинстве стран OЭCР (Рис. 12).

В 2000 году коэффициент использования мощности российских атомных элек тростанций достиг 69 %, по сравнению с 64 % в 1999 г. и 58 % в 1998 г. (Таб лица 7.2). Во всем мире усредненные коэффициенты использования мощности колеблются в диапазоне от 75 % до 80 %, хотя в некоторых странах эта величи на составляет 88 %. Таким образом, резервы увеличения КИУМ АЭС России со ставляют более 15 %, в том числе за счет более эффективного использования топлива – до 5 %. В 1999 г. доля планового технического обслуживания, вклю чая модернизацию энергоблоков первого поколения, составила примерно 25 % величины коэффициента использования мощности. В тот год незапланированные потери производства электроэнергии в сумме, превышающей 20 ТВтч, достигли примерно 11 % величины коэффициента использования мощности.

Основными причинами стали:

I Несвоевременная поставка ядерного топлива 0,8 % I Внеплановое техническое обслуживание и ремонт 0,8 % 214 - ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР Рис. 12 Доля атомной энергетики в общем производстве электроэнергии в России и странах ОЭСР (1999 г.) в процентах I Ограничения, наложенные надзорным органом (ГАН) 4,4 % I Отказы в работе оборудования (нарушения нормальной эксплуатации) 1,7 % I Ограничения, наложенные диспетчером сети 1,5 % I Завершение кампании топлива и регламентные требования 0,9 % I Внешние обстоятельства (изменения окружающей среды) 0,1 % I Иное 0,1 %.

Таблица 7.2 Производство электроэнергии на АЭС, 1990-2000 (в ТВтч) 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 118,3 120,0 119,6 119,2 97,8* 99,5 108,8 108,5 103,5 122,0 131, АЭС 1082 1068 1008 957 876 860 847 834 826 845 Производство электроэнергии в целом 10,9 11,2 11,9 12,5 11,2 11,6 12,8 13,0 12,5 14,4 15, Доля АЭС (%) Коэффициент использования 66,1 67,7 67,3 64,9 52,6 53,4 58,3 58,2 55,6 64,5 69, мощности (%) * См. разъяснения ниже.

Источник: оценки МЭА 1990-1991 гг. и 2000 г.;

статистика МЭА 1992-1999.

120. Перед перегрузкой мощность реактора постепенно снижают приблизительно до 80 % от исходной производ ственной мощности. Эти потери, по сравнению с эксплуатацией на полной мощности, называются «завершени ем кампании топлива».

ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - В целом производство электроэнергии сократилось в период с 1990 по 1998 гг.

на 22 %, но на АЭС спад составил только 12,5 %. Спад производства был вы зван падением спроса на электроэнергию, плановым техническим обслужива нием, внеплановыми потерями по упомянутым выше причинам и ограничениям, связанными с безопасностью. В 1994-95 гг. даже более серьезной причиной спада – на 30 % от номинальной мощности – стали ограничения эксплуатации, наложенные ГАН в отношении энергоблоков Курской АЭС с реакторами РБМК первого поколения. В последующие годы коэффициент использования мощности сократился ввиду увеличения периодов плановых остановов для модернизации и повышения безопасности, а также дополнительных органиче ний эксплуатации со стороны ГАН в отношении других энергоблоков. Такие ограничения коснулись Балаковской и Калининской АЭС (ВВЭР-1000) – на 10 % в связи с проблемами ввода управляющих стержней.

Экономические потери в связи с недоиспользованием энергетического потен циала АЭС в период с 1994 г. по 1998 г. значительно превышали финансовые ресурсы, необходимые для их модернизации и переоснащения. Учитывая вы шесказанное, следует в позитивном ключе рассматривать развитие ядерной от расли, когда в 1999 г. производство электроэнергии на российских АЭС возросло и даже превысило уровни 1990 г. В 2000 г. коэффициент использования мощ ности существенно увеличился (на 5 %). Таким образом, ядерная энергетика де монстрирует свой потенциал и готовность удовлетворить еще больший спрос на электроэнергию в России в будущем. Использование всех имеющихся мощ ностей станет решающим при обеспечении финансовых ресурсов для поддер жания и поэтапного повышения безопасности АЭС.

Во время экономического и финансового кризиса в середине 90-х годов АЭС пришлось поставлять электроэнергию, несмотря на то, что многие потребители не могли за нее заплатить. Проблема неплатежей привела к другим трудностям, включая нехватку средств ресурсов на закупку свежего топлива, замедление переоснащения энергоблоков и задержку заработной платы персонала АЭС. Та кая ситуация могла бы ослабить стремление персонала добиваться повышенной культуры безопасности. Несмотря на то, что положение дел за последние годы улучшилось, только 65 % электроэнергии, произведенной на АЭС, было опла чено в течение первых восьми месяцев 2000 г. Решение проблемы неплатежей находится полностью в руках российского правительства ввиду того, что боль шая часть потребителей-неплательщиков является, главным образом, государ ственными предприятиями.

Решение проблемы неплатежей является чрезвычайно важным для безопасной эксплуатации атомных электростанций. Решающим здесь является непрерывное улучшение платежных ставок наличных платежей и выплаты заработной платы персоналу.

Проектная и В докладах, представленных на международной конференции МАГАТЭ по эксплуатационная укреплению ядерной безопасности в Восточной Европе в 1999 г., признавалось, что Россия достигла значительного прогресса в области ядерной безопасности безопасность в 90-х годах, повысив как проектную, так и эксплуатационную безопасность, 216 - ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР особенно АЭС первого поколения. Российская Федерация приняла активное участие в ряде международных программ содействия в области ядерной безопас ности и признала в полной мере техническую ценность международного со трудничества и помощи. Минатом и Росэнергоатом предприняли ряд заслуживающих внимания шагов по повышению безопасности существующих АЭС, начав с общей концепции повышения безопасности каждого типа реак тора, переходя далее к модернизации конкретной станции и планам повыше ния безопасности.

Большое внимание было уделено реакторам РБМК ввиду того, что конструк торское решение имело серьезные недостатки, связанные, главным образом, с контролем реактивности и системами останова реактора. Несмотря на все воз можные усовершенствования, озабоченность в отношении безопасности все еще сохраняется ввиду того, что изначальная конструкция этих реакторов без контайнмента не соответствует современной практике в области обеспечения ядерной безопасности. В отношении всех реакторов РБМК был выполнен боль шой объем работ по модернизации с тем, чтобы избежать повторения Черно быльской аварии в любом виде. Теперь на реакторах можно лучше контролировать мощность и быстро заглушить реактор. Другая проблема за ключалась в усовершенствовании систем аварийного охлаждения активной зо ны, в частности путем сооружения специальных зданий для сведения к минимуму последствий одновременного разрыва нескольких напорных трубопроводов. Та кое здание было построено на Ленинградской АЭС. С тех пор, как в 1996-98 гг.

было выявлено растрескивание сварных швов трубопроводов из аустенитной стали, стандартная программа проведения проверок в процессе эксплуатации была дополнена усовершенствованными методами контроля и проведения ре монтных работ. Осуществление ряда других усовершенствований, таких как дополнительная, полностью независимая система останова реактора, было от ложено, главным образом, из-за отсутствия финансовых ресурсов. Эти и другие меры наряду с перечнем МАГАТЭ по безопасности для каждой станции должны быть выполнены до того, как будут продлены сроки их эксплуатации.

Важными вопросами безопасности реакторов ВВЭР-440 первого поколения стали целостность первого контура и система конфайнмента. Конструкционные решения станции не содержат каких-либо специальных положений по защите от крупных разрывов первого контура. Были выявлены и другие серьезные от клонения от современных требований по безопасности, такие как недостаточ ное разделение и резервирование систем безопасности, охрупчивание корпуса реактора, изоляция основных паропроводов и резервирование и независимость КИП. В целом МАГАТЭ определило более 100 вопросов по безопасности. В ответ Росэнергоатом начал поэтапное переоснащение самых старых энергобло ков с реакторами ВВЭР, в частности 1 и 2 энергоблоки Кольской АЭС, 3 и энергоблоки Нововоронежской АЭС. В качестве первых шагов была осуществ лена концепция «течь перед разрывом» для компенсации недостатков исходного проекта при поддержании целостности первого контура. Частью этой концепции стала установка акустических систем обнаружения течи в первом кон туре на всех этих энергоблоках, что значительно снижает вероятность внезап ЯДЕРНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СЕКТОР - ных крупных разрывов. Текущие программы повышения безопасности вклю чают ряд дополнительных усовершенствований в обеспечение безопасности.

Большая часть из них уже осуществлена на 1 и 2 энергоблоках Кольской АЭС, включая отжиг корпуса реактора, замену исходной защиты реактора на новую систему, состоящую из «двух цепей», установку дополнительных отсечных кла панов, быстро блокирующих основной паропровод, и замену предохранитель ных клапанов компенсатора давления.

АЭС второго поколения, в частности станции с реакторами типа ВВЭР 440- и ВВЭР-1000 были, в принципе, спроектированы в соответствии с общепри знанной международной практикой. Тем не менее, некоторые недостатки име ют место и находятся в сфере внимания. Эксплуатация энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 выявила недостатки качества изготовления и надежно сти некоторых компонентов, которые должны быть устранены безотлагательно.

Для первой серии энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000, часто называемых «малосерийными», уже были приняты компенсирующие меры для устранения большинства потенциально негативных эффектов.

С 1991 г. на всех АЭС в России проводятся ежегодные оценки безопасности, результаты которых направляются в ГАН и МАГАТЭ. Также была разработана и применена концепция ежегодных отчетов, посвященных «культуре безопас ности», концепция которого основывается на Методическом руководстве по разработке программы повышения культуры безопасности на АЭС, в институтах и организациях, и охватывает такие аспекты, как управление безопасностью, обучение и анализ ошибок персонала.

Статистика для АЭС России указывает на положительные тенденции. Таблица 7. иллюстрирует две из таких тенденций - число автоматических остановов и нарушений нормальной эксплуатации (общее количество по сравнению с событиями, оцененными по Международной шкале ядерных событий - INES).

На Таблице 7.3 также показано, что число событий, определенных как «1 и вы ше по шкале INES», снизилось с 32 в 1992 г. до 2 в 1999 г.



Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 12 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.