Нарастающие диспропорции в электроэнергетике

Источник © http://www.raexpert.ru/researches/energy/teploenergetic/2/

Эксперт РА рейтинговое агентство

Основная проблема российской энергетики - несоответствие объема, структуры и технического состояния мощностей быстро растущему спросу на электроэнергию и объективным ограничениям топливно-энергетического баланса. Поэтому уже сегодня электроэнергетика может стать реальным тормозом для развития всей экономики страны. Опережающий рост потребления электроэнергии требует активизации энергосбережения и масштабного ввода новых генерирующих мощностей. Для этого необходимы значительные инвестиции, однако сложившаяся практика формирования тарифов на электроэнергию делает инвестиции в электроэнергетику непривлекательными. Поскольку атомная и гидроэнергетика до 2020 г. в лучшем случае покроют не более трети дефицита, основную часть потребности в новой мощности должна будет обеспечить тепловая генерация.

Крест энергетиков

К сентябрю 2006 г. прирост электропотребления по России составил беспрецедентные 4,8%, при том что прежде спрос увеличивался в среднем на 1,7% в год. В начале 2006 г. показатель нагрузки в совмещенном графике ЕЭС достиг исторического максимума для России и вплотную приблизился к уровню СССР в 1991 г.

Причины такого роста электропотребления не ясны. Первая версия - начала сказываться неудачная политика удержания цен на электроэнергию на уровне ниже инфляции. Вторая версия - столь стремительный рост спроса обусловлен более быстрым развитием российской экономики при одновременном качественном изменении ее структуры. А.А. Вагнер: "Причину скачка мы пытаемся понять. В стране не было вводов крупных энергоемких предприятий. Мы пришли к выводу, что это "среднемоторная группа" - мелкий и средний бизнес, магазины, производства, мастерские. Мы теперь начинаем все прогнозы роста спроса строить в районе 4,5-5% в год".

Несмотря на ускоренный рост спроса на электроэнергию и потребности в генерирующих мощностях, сохраняется высокая неопределенность относительно дальнейших темпов этого роста, основанная на предположении о чрезвычайно электроемком характере роста экономики. Сейчас установленная мощность работоспособных энергоблоков составляет 210,4 млн кВт. По прогнозам ИНЭИ РАН, к 2010 г. потребность в генерирующих мощностях достигнет примерно 230 млн кВт, а к 2020 г. - 300-317 млн кВт.3 Износ основного оборудования сейчас составляет по разным оценкам 50-80% для генерирующих установок и 70% для магистральных сетей (основная их масса вводилась в 60-70-е годы прошлого столетия). После исчерпания этим оборудованием индивидуального ресурса необходимо проведение работ по техническому перевооружению либо остановка. В целом по стране прекращение эксплуатации этого оборудования привело бы к снижению в 2010 г. мощности на 34 млн кВт (в основном за счет тепловых электростанций).

Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует так называемый "Крест Чубайса" (График 1). Еще сильнее действие этих факторов проявляется в Москве, Петербурге и Тюмени, где рост электропотребления в 2006 г. достиг 8%. В течение ближайших лет ожидается рост числа энергодефицитных регионов. В объединенных энергосистемах (ОЭС) Урала, Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа уже в 2008-2010 гг. может возникнуть серьезный дефицит (График 2), с которым сложно будет справиться даже за счет увеличения поставок из других энергосистем, поскольку возможности перетоков между ОЭС весьма ограничены. На совещании по подготовке к зиме 6 октября 2006 г. Анатолий Чубайс предупредил о возможном введении ограничений для 16 регионов (в т.ч. в Москве, Санкт-Петербурге, Тюмени, Краснодаре и Екатеринбурге).

Проблема дефицита генерирующих мощностей усугубляется тем, что электроэнергетика уже столкнулось с ограничением поставок дешевого газа, сжигание которого обеспечивает сейчас 49% общего объема производства электроэнергии в России и 68% выработки тепловых электростанций. Искаженная система цен и доставшаяся от СССР идеология "газовой паузы" привели к заметному перекосу в топливно-энергетическом балансе страны: на газ приходится менее четверти общих разведанных запасов энергоресурсов России, но он обеспечивает почти половину производства электроэнергии.

Еще в правительственной Энергетической стратегии 1995 г. выдвигалась задача повышения роли угля в топливно-энергетическом балансе, однако и в настоящее время примерно половина вводов новых генерирующих мощностей планируется на газовом топливе при значительном повышении КПД газовых электростанций с существующих 38% до 55-57%. Но сейчас из-за нарастающей напряженности баланса газа в стране обеспечение топливом этих планируемых мощностей становится проблематичным.

Таким образом, постоянное игнорирование нужд ТЭК и необходимости принимать решения (в частности, относительно повышения внутренних регулируемых цен на газ и электроэнергию) привело к реальной угрозе ограничений и того и другого, причем в ближайшее время. Теперь электроэнергетика может стать реальным тормозом для развития всей экономики страны. В результате возникает вопрос: как покрывать дефицит мощностей?

Энергосбережение

Очевидно, что возможный дефицит электроэнергии может быть уменьшен за счет энергосбережения и снижения темпов роста потребления. Известно, что самая дешевая энергия - это энергия сэкономленная. Стран, имеющих энергоемкость ВВП, близкую к российской, очень немного, у большинства этот показатель в 2-3 раза ниже (График 3). В России, по оценкам ИНЭИ РАН, выполненным в 2000 г., потенциал электросбережения достигает 220-260 млрд кВт.ч, т.е. 23-27% от современного уровня электропотребления.

Помимо объективных факторов, связанных с природно-климатическими условиями и утяжеленной структурой экономики, главную роль в столь расточительном потреблении энергии играет ее дешевизна. Поэтому абсолютно необходимой мерой для стимулирования электросбережения является повышение цен.

Тарифы должны отражать для потребителей реальную рыночную стоимость электроэнергии в конкретном регионе, в противном случае потребность во вводе новых мощностей будет увеличиваться лавинообразно.

Вторым важнейшим элементом (помимо нормализации ценообразования) должно стать непривычное для нас управление спросом ("demand-side management"), очень активно применяющееся за рубежом. Основная его идея состоит в создании экономических стимулов для потребителей сокращать потребление, особенно в моменты пиковой нагрузки, тем самым способствуя снижению потребности в генерирующих мощностях.

Наиболее распространенными инструментами являются установка счетчиков (в том числе, водосчетчиков и теплосчетчиков) и введение дифференцированных тарифов с переменной ставкой в часы пиковых и низких нагрузок, а также использование прерываемых контрактов на энергоснабжение с возможностями снижения или отключения потребителя в пиковые часы.

И, наконец, требуются административные меры, ограничивающие расточительность потребителей: введение нормативов эффективности оборудования, сертификация, строительные нормы и прочее.

Вводы новых мощностей

Несмотря на значительный потенциал экономии электроэнергии, решить этим проблему дефицита генерирующих мощностей не удастся. Опережающий рост потребления электроэнергии требует быстрого и масштабного ввода новых генерирующих мощностей, структура которых должна соответствовать требованиям повышения экономической эффективности и обеспечения энергетической безопасности страны.

Однако заделов здесь нет: за последние пять лет Россия увеличила мощности всего на 7 млн кВт, при том что Советский Союз вводил по 9 млн кВт в год. Е.А. Волкова: "Дефицит реален, потому что новых вводов надо ждать много лет, а оборудование в тяжелом состоянии - после 85-го года ничего толком не вводили. По миллиончику, это же не вводы".

Чтобы решить проблему надвигающегося дефицита мощностей, Правительство утвердило в июне 2006 г. среднесрочную стратегию развития электроэнергетики РФ на период до 2010 г., предусматривающую ввод в эксплуатацию генерирующих активов с суммарной мощностью более 20 млн кВт4 до 2010 г. (График 4).

Общий объем средств, необходимых для ее реализации, превышает 2,1 трлн рублей (включая развитие сетей), но при 5-процентном росте электропотребления актуален поиск дополнительных возможностей наращивания генерирующих мощностей.

Важнейшей проблемой является привлечение масштабных инвестиций в развитие электроэнергетики, что было провозглашено первоначально главной целью реформы. Для этого запущен процесс разделения энергетики на конкурентный (генерация, распределение, сбыт, сервис) и естественно-монопольный (магистральные сети, диспетчеризация) виды бизнеса. При этом в естественно-монопольных видах бизнеса доля государства должна быть увеличена до 75%, а конкурентные виды бизнеса должны перейти под контроль частных инвесторов и развиваться в условиях либерализованного рынка. Таким образом, предполагается одновременное использование нескольких источников инвестиций: государственных - для атомной энергетики и развития сетей, государственных и частных - для гидроэнергетики и частных инвестиций - для тепловой генерации. Для инвесторов в тепловой генерации открыты 20 генерирующих компаний - 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), электростанции которых сосредоточены в конкретных регионах, и 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), которые рассредоточены по всей России. В результате либерализации рынка электроэнергии и мощности, ОГК смогут конкурировать между собой, а также с ТГК и прочими генерирующими компаниями.

Успешность программы привлечения инвестиций будет зависеть от тарифов на электроэнергию, которые сейчас не покрывают зачастую не только капитальные, но даже операционные затраты станций, а также от будущего уровня нерегулируемых цен и скорости либерализации рынка. Сейчас у энергетиков есть следующие источники инвестиций в тепловые генерирующие мощности:

Инвестиционная составляющая тарифа. За счет роста операционных затрат станций на топливо при низком регулируемом тарифе она быстро размывается. А.А. Вагнер: "Сегодня станции живут в регулируемом тарифе при минимальной прибыли. Есть ограничение, обусловленное инфляцией. Исходя из него рост тарифа на элекэлектроэнергию на 3 года определен - 10%, что не отвечает ситуации: газовикам дают более высокие темпы роста. Нам не покрыть эти 10%, поэтому идем по простой схеме: вырезаем затраты, которые вырезать нельзя. Кто-то живет с убытками, кто-то перестает тратить деньги на ремонт и техническое перевооружение". Эта проблема становится особенно актуальной в связи с необходимостью использования более дорогого мазута в условиях исчерпания лимитов на газ. А.А. Вагнер: "Уголь и мазут у нас сегодня живут в рынке. "Мазутчики", как чуть похолодало зимой, в три раза цены подняли, заработали, и все им мало. А мы до сих пор убытки считаем, которые нам никто не покрыл после зимы. Изумительно, они в рынке, а мы..."
IPO. В 2006-2008 годах ОГК и ТГК будут проводить дополнительные эмиссии, однако неясность с перспективами открытия рынка электроэнергии и низкие действующие тарифы заметно сдерживают инвестиционную привлекательность ОГК. Так, первое IPO ОГК-5 рассматривается РАО ЕЭС как чрезвычайно успешное, однако акции недооценены по сравнению с аналогичными активами из других стран из-за низких тарифов на электроэнергию. А.А. Вагнер: "Мы готовимся к IPO, но не имеем сегодня информации, как рынок и капитал среагируют. Остается вопрос регулирования цен на электроэнергию. Государство, не приняв решение по свободным ценам, тем самым много потеряет на продаже". В результате инвесторами электростанции рассматриваются скорее не как доходный бизнес, а как имущественный комплекс. К тому же возможности IPO ограничены - IPO обычно рассматривается как источник средств для "расшивки узких мест", повышения инвестиционной привлекательности компании, чтобы затем организовать привлечение внешних источников финансирования на долгосрочной основе.
Кредиты. ОГК могут столкнуться с проблемой привлечения заемных средств. И если краткосрочные кредиты им готовы предоставить, то с долгосрочными могут быть большие проблемы. Сейчас банки опасаются давать долгосрочные кредиты энергокомпаниям, т.к. у них еще нет кредитной истории и финансовой отчетности за несколько лет. Проанализировать их финансовые потоки невозможно. Кроме того, тарифы на электроэнергию занижены и перспективы их роста туманны, а долгосрочных договоров как на закупку топлива, так и на поставки электроэнергии ОГК не имеют. А.А. Вагнер: "По нашим расчетам, мы можем вернуть кредит не ранее 15-17 лет, но в банках есть свои ограничения. Некоторые из них сейчас психологически перешагнули порог в 10 лет".
Механизм гарантирования инвестиций (МГИ) предполагает, что в тех регионах, где в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности требуется строительство электростанций для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии, проводится конкурс среди частных инвесторов на строительство генерирующих мощностей, а государство через тариф компенсирует затраты победившего инвестора с заранее определенной гарантированной нормой прибыли на вложенный капитал. Первый шаг в этом направлении уже сделан с утверждением Правительством России правил и порядка предоставления гарантий по независимым проектам генерации в объеме до 5 тыс. МВт .
Прямые частные инвестиции в локальные проекты, когда инвесторы вкладывают средства в строительство собственных электростанций, пока особого распространения не получили, среди проектов сейчас можно назвать строительство Юго-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге и программу развития ТЭЦ города Москвы, а также электроэнергетические проекты на попутном и природном газе ОАО "Газпром" для обеспечения собственных нужд.
Проектное финансирование пока интересно только в случае встраивания электроэнергетики в производственную цепочку. Пример такого проекта - Богучанская ГЭС и алюминиевый завод на ее базе, который "Русал" реализует совместно с ГидроОГК, поскольку для компании принципиально важным является обеспечение низкой стоимости электроэнергии, доля которой в себестоимости алюминия значительна. Р.В. Зорябянц: "При нынешнем состоянии цен в России нет ни одного окупаемого проекта в области электроэнергетики, ни газового, ни угольного - это факт, с этим придется мириться. Сейчас вложения в электроэнергетику окупаемы в двух случаях: либо это политические инвестиции, либо это инвестиции, связанные с встраиванием электроэнергетики в операционную цепочку другого производства".

Сейчас основные участники инвестиционного процесса - портфельные инвесторы, нацеленные на краткосрочные спекуляции, либо компании, заинтересованные в интеграции электроэнергетики в свою производственную цепочку. Стратегическим инвесторам, таким как зарубежные энергетические компании ("Энель", "Еон", "Фортум") или российским ("Газпром"), пока важен сам факт вхождения в капитал генерирующих компаний, они готовы ждать изменения условий на рынке. Деятельность остальных инвесторов, ориентирующихся на развитие именно электроэнергетического бизнеса, ограничена темпами либерализации рынка и уровнем действующих тарифов.

Таким образом, проблема привлечения необходимых инвестиций стоит достаточно остро, но даже если инвестиции найдены, один из главных вопросов - куда они должны быть направлены?

Структура генерации

Каждый из видов генерирующих мощностей (гидро-, атомная, угольная, газовая) имеет свои достоинства и недостатки. В мире нет образца "идеальной" структуры генерирующих мощностей - слишком различаются условия в отдельных регионах. В других странах (График 5) существуют совершенно разные структуры производства электроэнергии - от доминирования атомной энергетики (во Франции) до преобладания угольной генерации (в Китае и Австралии), гидрогенерации (в Канаде) или газовых электростанций (Великобритания, Италия, Турция).

В каждом из этих примеров страны стремятся в первую очередь использовать местные источники сырья и свои конкурентные технологические преимущества. Так, Франция имеет, пожалуй, лучшие атомные технологии при жесткой ограниченности всех прочих ресурсов и возможности покрытия пиковых нагрузок за счет системных перетоков из Италии. Китай, Австралия и США располагают уникальными запасами местного угля. Великобритания является крупным производителем газа в Северном море. Через Турцию и Италию проходят большие транзитные потоки газа, которые способствуют развитию у них газовой генерации. Тем не менее соображения национальной энергетической безопасности заставляют большинство стран стремиться к диверсификации структуры своих мощностей.

В структуре энергомощностей России (График 6) сегодня доминируют газовые теплоэлектростанции, что является отражением затянувшейся "газовой паузы". При этом в региональном разрезе существуют колоссальные различия в структуре мощностей: в европейской части России почти 80% генерирующих мощностей ТЭС работают на газе, в то же время в восточной части страны более 80% генерирующих мощностей ТЭС используют уголь. Почти 30% электроэнергии в Европейской части вырабатывается на АЭС.

В условиях надвигающегося дефицита мощностей встает вопрос о приоритетных направлениях развития электроэнергетики - на какую генерацию стоит ориентироваться?

Сегодня много говорится о необходимости наращивания гидро- и атомной генерации, поэтому мы начнем с них.

Возможности атомной и гидроэнергетики

В России на десяти действующих атомных электростанциях (АЭС) эксплуатируется 31 энергоблок общей установленной мощностью 23,2 млн кВт. Атомная энергетика является весьма капиталоемкой, объекты долго выходят на окупаемость, но затем она может обеспечивать выработку больших объемов дешевой энергии. При этом генерация АЭС очень негибкая. П.В. Росляков: "Атомная энергетика работает в базе на номинальной нагрузке и не может работать в пиковых и полупиковых режимах".

В этом году глава Росатома Сергей Кириенко огласил планы строительства новых атомных энергоблоков. В начале октября 2006 г. была принята федеральная целевая программа "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 гг. и на перспективу до 2015 г.", предусматривающая к 2016 г. увеличение выработки электроэнергии на АЭС в 1,5 раза.

До 2010 г. можно успеть ввести всего 1 энергоблок мощностью 1 млн кВт, что составит менее 4-5% потребности в новой мощности на этот период. В 2011-2012 гг. могут быть введены еще максимум 2,8 млн кВт. Дальнейшие планы Росатома гораздо более масштабные - речь идет о вводе 2 млн кВт ежегодно. В этом случае доля АЭС в суммарной выработке электроэнергии увеличится с 15,8% в настоящее время до 18,6% к 2016 г. (График 7).

Однако для этого придется решать целый ряд накопившихся проблем. Отечественная атомная энергетика находится в достаточно сложном состоянии, необходимо восстановление производственно-технологической цепочки и кадрового потенциала. Отдельная проблема связана с возможностями отечественного атомного машиностроения. П.В. Росляков: "Если атомщики захотят сильно нарастить мощности, им это будет трудно сделать. Корпуса делает Ижорский завод, парогенераторы - завод имени Орджоникидзе, а турбины - ЛМЗ, у которого есть только одна турбина на миллионник, потому что в СССР на выпуске турбин для атомных станций специализировался Харьковский турбомоторный завод, а сейчас это Украина".

Кроме того, существующие мощности по строительству атомных реакторов уже частично загружены экспортными контрактами. В связи с заявленными планами, потребуются огромные государственные инвестиции на развитие новых мощностей. А.Д. Рубан: "На создание новых мощностей по строительству атомных реакторов нужны очень большие средства, которые были под силу только Советскому Союзу". К тому же, в атомной энергетике инвестиционные проекты не только требуют значительных капитальных вложений, но и имеют длительные сроки реализации, которые даже за рубежом занимают не менее 6 лет, а в России достигают 10 лет. Таким образом, сами сроки строительства атомных станций делают проблематичными массовые ежегодные вводы АЭС не только до 2010 г., но и до 2015 г.

Вторым важнейшим направлением государственных инвестиций в генерацию должна стать гидроэнергетика, чрезвычайно дорогостоящая, но обеспечивающая очень низкие текущие затраты. П.В. Росляков: "Гидростанции, в отличие от атомных, могут работать и в базе, и в пиковом режиме. Чтобы их построить, надо несколько десятков миллиардов долларов, но электроэнергия стоит в несколько раз дешевле".

Суммарная установленная мощность российских ГЭС - 46,1 млн кВт, и представители Гидро-ОГК говорят об амбициозных планах по увеличению выработки гидроэнергии. Для этого есть определенные основания - Россия находится на одном из последних мест среди промышленно развитых государств по уровню освоения гидропотенциала - он используется всего на 20%.

Основная проблема заключается в том, что возможности для строительства ГЭС в европейской части России ограничены вследствие исчерпанности гидропотенциала. Сооружение ГЭС мощностью более 300 МВт сейчас целесообразно только в ОЭС Сибири и Востока, где не прогнозируется значительного дефицита мощностей. При этом требуется строительство ЛЭП для переброски энергии в энергодефицитные районы.

Второе ограничение связано с продолжительным циклом согласования и строительства ГЭС - порядка 10 лет (необходимо несколько лет на согласование площадки, получение землеотвода, отселение жителей из затопляемой зоны, кроме того, сам цикл строительства плотины и заполнения водохранилища занимает для крупной ГЭС 6-8 лет). Поэтому на период до 2010 г. можно в лучшем случае рассчитывать на достройку незавершенных объектов - 6 ГЭС суммарной мощностью 4,9 млн кВт. Что касается строительства новых объектов, то в силу продолжительного срока строительства, их ввод возможен только после 2010 г. В этот период может быть начато строительство ряда новых мощных станций, которые позволят к 2020 г. увеличить установленные мощности гидроэнергетики на 15-30 млн кВт.