В технологической структуре ТЭС доля паротурбинных установок (ПТУ) превышает 85%, из них лишь немногим более 27% - энергоблоки на сверхкритические параметры пара (24 МПа), при этом доля ПТУ с низкими параметрами свежего пара (9 МПа и ниже) - около 14%. Свыше 60% мощности всего парка генерирующего оборудования ТЭС (почти 100 ГВт) эксплуатируется более 30 лет.
В последнее десятилетие интенсивно вводились прогрессивные парогазовые установки (ПТУ) и газотурбинные установки (ГТУ), однако доля их невелика (10,9% и 3,7% соответственно). Вводы осуществлялись преимущественно на основе импортного газотурбинного оборудования.
Угольные ТЭС имеют средний КПД на уровне 33-36%, в то время как у лучших зарубежных угольных станций этот показатель достигает 43-44%. В стране нет ни одного энергоблока на суперсверхкритические параметры пара. На Новочеркасской ГРЭС сооружается первый в стране энергоблок со сжиганием угля в котле с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Экологические показатели угольных ТЭС значительно уступают современным зарубежным станциям. На угольных ТЭЦ замещению подлежат около 45% их суммарной мощности.
На протяжении многих лет низкой остается загрузка отечественных ТЭС, что свидетельствует об избытке установленных мощностей. Так, в 2014 году число часов использования установленной мощности ТЭС составило около 4250 часов в год, что соответствует коэффициенту использования установленной мощности (КИУМ) 0,49. В гидроэнергетике число часов использования установленной мощности ГЭС составило около 3530 час/год, т.е. КИУМ равен примерно 0,4.
Основными показателями, характеризующими энергоэффективность работы ТЭС, являются удельный расход условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии и удельный расход электрической энергии на собственные нужды электростанции - на производство электроэнергии и на отпуск тепла. Средний удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на ТЭС с 2000 по 2014 год сократился на 6%, а на отпуск тепла - на 1,5%. Также сократился в этот период и удельный расход электрической энергии на собственные нужды ТЭС: на производство электроэнергии с 5,9 до 5,2%, на отпуск тепловой энергии - с 34,6 до 32,5 кВтч/Гкал.
Наблюдаемое повышение энергоэффективности отечественных ТЭС связано в основном с увеличением доли природного газа в топливном балансе станций и вводом ПГУ, имеющих высокий КПД. Однако в целом энергетическая эффективность отечественных ТЭС остается достаточно низкой, что обусловлено большой долей старого неэффективного оборудования, низкой загрузкой станций и работой ТЭЦ в неэкономичном для них конденсационном режиме.
Отечественные ГТУ мощностью до 25 МВт, созданные преимущественно на базе авиадвигателей, имеют относительно невысокий КПД (25-28% для ГТУ 2-8 МВт и до 34-37% для ГТУ 16-25 МВт). Они имеют рабочий (назначенный) ресурс не более 100-120 тыс. часов, ресурс до капремонта - 20-30 тыс. часов (иностранные ГТУ - в 1,5-2 раза больше). Высокотехнологичные микротурбины в стране вообще не производятся. Достаточно обширный для них внутренний рынок целиком покрывается за счет импорта.
Российские газопоршневые установки (ГПУ) уступают зарубежным по многим показателям: КПД, моторесурсу, надежности, выбросам вредных газов, эффективности управления, а выигрывают только в стоимости и простоте ремонта. Вместе с тем, ДЭС и двухтопливные ГПУ широко используются в стране в системах автономного и резервного электроснабжения, в частности, нефтегазодобывающими компаниями, особенно при наличии попутного нефтяного газа, утилизацию которого стимулируют предъявляемые жесткие экологические требования. Вследствие этого в страну ежегодно ввозится большое количество дизельных и газопоршневых установок.
Значительная доля основного гидроэнергетического оборудования устарела и не в полной мере соответствует современным требованиям по безопасности, надежности и энергоэффективности. В частности, на большинстве ГЭС установлены устаревшие масляные трансформаторы (значительная часть которых, около 40%, в ближайшие годы выработает свой ресурс) и используются устаревшие электрогидромеханические системы управления.
В электросетевом комплексе доля оборудования со сверхнормативным сроком службы составляет от 40 до 60%, потери в распределительных сетях - 8,3% против 7,5% в зарубежных компаниях. Следует отметить также низкий уровень автоматизации сетей 35-110, 220 кВ и особенно 6-20 кВ, который значительно отстает от аналогичного показателя в развитых странах; только 38% от общего количества центров питания оснащены телесигнализацией и менее 16% имеют телеуправление.
Техническое состояние теплосетевого хозяйства страны вследствие естественного старения их оборудования является близким к критическому, а объемы замены - неудовлетворительными. В замене нуждается почти 30% тепловых сетей (более 48 тыс. км). Фактические объемы реконструкции и реновации недостаточны для поддержания исправного технического состояния тепловых сетей и не приводят к существенному снижению тепловых потерь, связанных с утечками теплоносителя и неэффективной тепловой изоляцией.
Существенной проблемой является также нарушение гидравлических режимов тепловых сетей и разрегулировка систем теплоснабжения из-за невыполнения мероприятий по оптимальному распределению теплоносителя между различными потребителями.