Источник © http://www.epr-magazine.ru/prompolitics/maintheme/goelro/

Опережающий рост потребления электроэнергии в России требует активизации энергосбережения и масштабного ввода новых генерирующих мощностей. Поскольку атомная и гидроэнергетика до 2020 года в лучшем случае покроют не более трети дефицита, основную часть потребности в новой мощности должна будет обеспечить тепловая генерация

Андрей Градецкий,
Татьяна Митрова,
Владимир Сальников
Рисунок Константина Батынкова

Россия оказалась на пороге масштабного дефицита электроэнергии. К сентябрю 2006 года прирост электропотребления по стране составил беспрецедентные 4,8%, притом что прежде спрос увеличивался в среднем на 1,7% в год. В начале прошлого года показатель нагрузки в совмещенном графике ЕЭС достиг исторического максимума для России и вплотную приблизился к уровню СССР в 1991 году.

Сейчас установленная мощность работоспособных энергоблоков составляет 210,4 млн кВт. По прогнозам ИНЭИ РАН, к 2010 году потребность в генерирующих мощностях достигнет примерно 230 млн кВт, а к 2020 году — 300-317 млн кВт. Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует так называемый крест Чубайса (см. график 1).

Помимо уже сегодня испытывающих дефицит Москвы, Петербурга и Тюмени, где рост электропотребления в 2006 году достиг 8%, к числу "дефицитных" в ближайшие годы, как ожидается, добавятся объединенные энергосистемы (ОЭС) Урала, Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа — уже в 2008-2010 годах там может возникнуть серьезный дефицит, с которым сложно будет справиться даже за счет увеличения поставок из других энергосистем, поскольку возможности перетоков между ОЭС весьма ограниченны.

Таким образом, электроэнергетика может стать серьезным тормозом для развития всей экономики страны. В такой ситуации естествен вопрос: как покрывать дефицит мощностей?

Экономика должна быть экономной

Очевидно, что прогнозируемый дефицит электроэнергии может быть уменьшен за счет энергосбережения. Стран, имеющих энергоемкость ВВП, близкую к российской, очень немного, у большинства этот показатель в два-три раза ниже (см. график 2). В России, по оценкам ИНЭИ РАН 2000 года, потенциал электросбережения достигает 220-260 млрд кВтч, т. е. 23-27% от современного уровня электропотребления.

Абсолютно необходимой мерой для стимулирования электросбережения является повышение цен. Тарифы для потребителей должны отражать реальную рыночную стоимость электроэнергии в конкретном регионе, в противном случае потребность во вводе новых мощностей будет увеличиваться лавинообразно. По оценкам ИНЭИ РАН, необходимый для развития новой генерации уровень среднеотпускного тарифа с оптового рынка электроэнергии к 2010 году в среднем по стране составит 4,6-5,6 цент/кВтч, а к 2020-му — 6,0-6,3 цент/кВтч.

Второй — помимо нормализации ценообразования — важнейшей мерой должно стать непривычное для нас управление спросом, очень активно применяющееся за рубежом: установка счетчиков 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.

Правда, несмотря на значительный потенциал экономии электроэнергии, только за счет этого решить проблему дефицита генерирующих мощностей не удастся. Опережающий рост потребления электроэнергии требует быстрого и масштабного ввода новых генерирующих мощностей.

Правительство утвердило в июне прошлого года среднесрочную стратегию развития электроэнергетики РФ на период до 2010 года, предусматривающую ввод в эксплуатацию генерирующих активов суммарной мощностью более 20 млн кВт (см. график 3).

Источников инвестиций для реализации столь масштабной программы должно быть несколько: государственные инвестиции — для атомной энергетики и развития сетей; смешанные государственно-частные — для гидроэнергетики; сугубо частные — для тепловой генерации. Однако частные инвестиции пойдут в отрасль лишь при либерализации тарифов на электроэнергию, которые сейчас не покрывают зачастую не только капитальные, но даже операционные затраты станций. "При нынешнем состоянии цен в России, — говорит заместитель гендиректора ОГК-1 Роман Зоробянц, — 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".

Вода и атом

При решении проблемы "креста Чубайса" очень важен вопрос: а на какой вид генерации делать упор при новом строительстве? 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. К примеру, французская энергетика почти на 80% атомная, а китайская — на 70% угольная.

В структуре энергомощностей России (см. график 4) сегодня доминируют газовые теплоэлектростанции, что является отражением затянувшейся "газовой паузы" (о причинах ее возникновения "ЭПРО" уже писал — см. No 2 за 2005 год). При этом в регионах существуют колоссальные различия в структуре мощностей: в Европейской части страны почти 80% генерирующих мощностей ТЭС работают на газе, в то же время в восточных регионах более 80% мощностей используют уголь; почти 30% электроэнергии в Европейской части вырабатывается 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.

В России на десяти действующих атомных электростанциях эксплуатируется 31 энергоблок общей установленной мощностью 23,2 млн кВт. В прошлом году глава Росатома Сергей Кириенко обнародовал планы строительства новых атомных энергоблоков, предусматривающие к 2016 году увеличение выработки электроэнергии на АЭС в полтора раза (см. график 5). Однако из-за длительности цикла проектирования и строительства АЭС до 2010 года можно успеть ввести всего один энергоблок мощностью 1 млн кВт, что составит менее 4-5% потребности в новой мощности на этот период. В 2011-2012 годах могут быть введены еще максимум 2,8 млн кВт. Дальнейшие планы Росатома куда масштабнее — речь идет о вводе 2 млн кВт ежегодно. Впрочем, директор Института энергомашиностроения и механики Павел Росляков скептически оценивает эти планы: "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.

Вторым важнейшим направлением государственных инвестиций в генерацию должна стать гидроэнергетика, чрезвычайно дорогостоящая, но обеспечивающая очень низкие текущие затраты.

На сегодня суммарная установленная мощность российских ГЭС — 46,1 млн кВт, и представители Гидро-ОГК говорят об амбициозных планах по увеличению выработки этого вида энергии. Пока же Россия находится на одном из последних мест среди промышленно развитых государств по уровню освоения гидропотенциала — он используется всего на 20%.

Основная проблема гидрогенерации заключается в том, что возможности для строительства ГЭС в Европейской части России ограниченны — здесь нет "незадействованных" рек. Сооружение ГЭС мощностью более 300 МВт целесообразно только в Объединенных энергосистемах (ОЭС) Сибири и Востока, где нет и не прогнозируется в обозримом будущем значительного дефицита мощностей. В такой ситуации основным условием успешного использования потенциала сибирских рек является строительство ЛЭП для переброски энергии в энергодефицитные районы.

Впрочем, как и в случае с атомными станциями, из-за длительности процесса проектирования на период до 2010 года можно в лучшем случае рассчитывать на достройку незавершенных объектов — шести ГЭС суммарной мощностью 4,9 млн кВт.

А вот после указанного срока может быть начато возведение ряда новых мощных станций, которые позволят к 2020 году увеличить установленные мощности гидроэнергетики на 15-30 млн кВт.

Таким образом, даже с учетом полной реализации программ ввода гидро- и атомных станций потребность в новых мощностях в период до 2010 года может быть удовлетворена не более чем на четверть, а до 2020 года эти источники смогут покрыть до трети потребности в новых мощностях. Следовательно, основную часть дефицита мощностей должна покрыть тепловая генерация — газовая и угольная.

Газовая диета

Почти две трети установленных мощностей российской электроэнергетики, как уже было сказано выше, приходится на тепловые станции, работающие на органическом топливе. Главным источником (около 68%) для теплогенерации в России является природный газ (см. график 6). Действительно, использование природного газа в электроэнергетике имеет ряд неоспоримых преимуществ: это наиболее дешевое экологически чистое топливо; очень маневренные по графикам нагрузки (газовые станции допускают суточное снижение нагрузки до 50% в отличие от 30% у угольных и 10% у атомных станций); газовые станции быстрее и дешевле всего построить (600-800 долл./кВт установленной мощности для самых современных установок), и КПД у них самый высокий.

Уже сейчас 80% электроэнергии, производимой в Европейской части России, вырабатывается на газовом топливе. Такое соотношение вряд ли можно считать разумным. Ведь помимо прочего столь высокая зависимость от газа небезопасна. Тему продолжает директор ФГУП "ЦНИЭИуголь" Владимир Пономарев: "Случись авария на одном из трех магистральных газопроводов, на которые "завязаны" теплостанции в Европейской части страны, возникший временный дефицит в электроэнергии можно обеспечить за счет генерации АЭС. А как мы закроем тепло? Там другого топлива практически нет. Сегодня народное хозяйство стало заложником газовой промышленности".

Вторая проблема газовой генерации, ставшая сейчас очевидной, — напряженность баланса газа. Причина такого положения дел — ускоренное развитие тех отраслей экономики, которые являются крупнейшими потребителями газа (см. таблицу). Помимо роста внутреннего потребления в последние два года быстро увеличиваются (на 5-7% в год) объемы экспорта газа на сверхпривлекательные при современной конъюнктуре рынки Европы — и эта тенденция в обозримом будущем сохранится.

Высокое внутреннее потребление газа долгое время стимулировалось низкими (по сравнению с другими видами топлива) ценами (см. график 7), в результате чего наша экономика стала самой газоемкой в мире (см. график 8). Сейчас экспортные цены на газ в шесть с лишним раз превышают внутрироссийские. Однако, как известно, правительство уже приняло решение о постепенном повышении внутренних цен. По оценке специалистов, общий эффект от удорожания газа для российской экономики будет положительным. Согласно расчетам ЦМАКП и ИНЭИ РАН, повышение цен на газ и электроэнергию стимулирует инвестиционные программы в электроэнергетике, газовой отрасли, наиболее энергоемких отраслях-потребителях. Заместитель управляющего директора Бизнес-Единицы No 2 РАО "ЕЭС России" Андрей Вагнер уверен: "Наши крупные потребители уже давно адаптировались к внешней среде и живут в логике мировых цен. Из-за низкого тарифа на электроэнергию они имеют меньшие затраты и получают сверхприбыли. Поэтому предлагаемый нами подъем цены на электроэнергию катастрофическим не будет и не повлияет на динамику их производственных объемов. Ну, лишатся они части сверхприбыли".

Рост цен на энергоносители, помимо всего прочего, станет стимулом для более широкого применения угля в электроэнергетике. Влияние укрепления собственно угольной энергетики на макроэкономическую ситуацию сложно отделить от последствий повышения цен на газ и электроэнергию. Угольные компании, которые видят ситуацию изнутри, говорят о существенном мультипликативном эффекте от развития угольной генерации для смежных отраслей, включая машиностроение, стройкомплекс и транспорт.

Буро-черное будущее

Сейчас основной тормоз развития угольной генерации — это ценовая неконкурентоспособность угля в сравнении с газом. Это вызвано сохранением заниженных регулируемых тарифов на газ, притом что тарифы на уголь формируются с учетом рыночных условий. В странах Западной Европы, где учитываются затраты и потребительские свойства топлива, соотношение цен на газ/уголь/мазут находится на уровне 2/1/2,8. В России это соотношение в 2005 году составляло 0,8/1/1,7.

В мире угольная генерация давно уже не пользуется такой дурной репутацией, как в нашей стране. За рубежом сейчас активно развивают экологически чистые и весьма эффективные угольные технологии. Как видно из графика 9, около 40% всей электроэнергии в мире вырабатывается за счет угля. Причина проста: во всем мире газ заметно дороже угля. Согласно прогнозам департамента энергетики США (см. график 10), после 2020 года уголь вообще станет самым быстро растущим топливом и будет заметно обгонять газ.

В противоположность мировым тенденциям в электроэнергетике России, как уже было сказано, уголь играет куда менее существенную роль. Страна занимает второе место в мире по угольным запасам (см. график 11) и пятое — по добыче, и в то же время доля угля в производстве электроэнергии составляет всего 25%.

Среди отраслей ТЭКа угольная промышленность в России имеет наиболее обеспеченную сырьевую базу. Основные возможности угледобычи — в Сибири. В перспективе имеющиеся запасы могут обеспечить годовую добычу угля в 500 млн тонн в течение нескольких сотен лет.

Российская угледобыча после 50-процентного спада в 1990-е годы вновь стала расширяться благодаря росту экономики (график 12). Однако к 2000 году потенциал увеличения внутреннего спроса был фактически исчерпан, потребление угля в России зафиксировалось на уровне 230 млн тонн. В результате весь прирост угледобычи в 2002-2004 годах отправлялся на зарубежные рынки, а экспорт угля из России превысил уровень 1990 года. В 2005 году стало понятно, что экспорт угля как источник роста для угольной отрасли близок к насыщению. Стабилизация цен на этот вид топлива на мировых рынках и рост издержек при транспортировке снижают привлекательность экспорта угля из России, а внутренний рынок ограничен из-за неразвитости угольной генерации, поэтому экспорт продолжает оставаться условием выживания отрасли. В такой ситуации массовое строительство новых и модернизация уже имеющихся угольных станций станет для отрасли палочкой-выручалочкой.

Проблема, однако, в том, что за время "газовой паузы" у нас в стране накопилось технологическое отставание в создании современных угольных станций. Например, технология ЦКС (котлы с циркулирующим кипящим слоем), позволяющая сжигать низкосортное твердое топливо, активно внедряется за рубежом с 80-х годов прошлого века. За счет низкотемпературного сжигания технология обеспечивает снижение вредных выбросов и не требует установки дорогостоящих громоздких систем очистки. В России аналогичные разработки до сих пор находятся в лучшем случае на стадии опытных образцов.

Пока еще ситуацию с нарастающим технологическим отставанием можно спасти срочными скоординированными мерами энергетиков, металлургов, угольщиков. Технический директор "Силовых машин" Юрий Петреня утверждает: "Если не будет соответствующей национальной программы с участием государства, то энергетики получат большие проблемы — они будут вынуждены заниматься импортом энерготехнологий в полном объеме".

Более серьезной, впрочем, является другая угроза. В мире из-за роста угольной генерации начинает проявляться тенденция нехватки производственных мощностей по изготовлению оборудования для угольных станций. Вполне возможно, что когда Россия спохватится, то будет уже поздно — в приемлемые для отечественной экономики сроки современное оборудование для угольных станций просто негде будет заказать. Время уходит очень быстро. По оценке заместителя гендиректора компании СУЭК Сергея Мироносецкого, самое большое препятствие для масштабного строительства угольных станций — ограниченные возможности уже не только российских машиностроителей, строителей и подрядчиков. "Портфели заказов мировых энергомашиностроительных компаний на угольные мощности сформированы на пять-шесть лет вперед. Пока еще остался резерв, на который мы можем рассчитывать, но он очень быстро тает", — говорит он.

Да будет свет

Впрочем, и проблему технологического отставания, и проблему нехватки энергомашиностроительных мощностей решить можно. Главное, чтобы государство в ближайшее время дало участникам рынка четкие сигналы об основных направлениях энергетической политики. Необходимые шаги в этом направлении уже делаются — сейчас разрабатываются следующие документы: Инвестиционная программа РАО ЕЭС до 2010-2015 годов, Генеральная схема размещения объектов и программа развития электроэнергетики до 2020 года и Целевое видение развития энергетики России до 2030 года. Главное, что должно быть в этих документах, — обоснованный прогноз потребления электроэнергии с учетом энергосбережения (включая анализ потребления на региональных уровнях), прогноз обеспечения электроэнергетики топливными ресурсами и аргументированная политика ценообразования на эти ресурсы и на электроэнергию.

Наблюдающийся сейчас рост спроса на электроэнергию не должен привести к росту электроемкости ВВП, поэтому также нужны срочные меры по повышению энергоэффективности экономики — введение программ управления спросом и нормативов потребления газа и электроэнергии по льготным тарифам для интенсификации энергосбережения у потребителей, а также активное внедрение энергосберегающих технологий.

Сегодня в условиях нарастающих региональных дефицитов электроэнергии главная задача — максимальное приближение сроков ввода всех генерирующих мощностей (особенно при расширении существующих станций). В стратегическом плане необходимо развитие одновременно и угольной, и атомной, и гидроэнергетики с постепенным ослаблением роли газа. В "Генсхеме" предусматривается, что в перспективе до 2020 года основой электроэнергетики России по-прежнему будут тепловые электростанции, однако в структуре потребления топлива на ТЭС доля угля должна постепенно увеличиться с 25 до 36-37% при сокращении доли газа с 68 до 58% (см. график 13).

Конечно, реализация столь масштабной программы, вполне сравнимой со знаменитым планом ГОЭЛРО, потребует чрезвычайного напряжения сил. Однако иных возможностей избежать дефицита электроэнергии и обеспечить России достойное место среди экономически развитых стран у нас нет.