Нигматулин Б.И.- д.т.н., первый замдиректора Института проблем естественных монополий
Фадеев Е.А. - к.т.н., главный эксперт ОАО "ЭМАльянс"
Введение
В августе 2003 г. Правительством страны была одобрена Энергетическая стратегия России до 2020 года. Предполагалось, что каждые 5 лет она должна проходить корректировку и актуализацию. Ключевым разделом этой Стратегии был раздел, посвященный электроэнергетике. Актуализация Стратегии развития электроэнергетики России до 2020 года приобретает особую значимость также по следующим причинам:
- электроэнергетика - базовая (инфраструктурная) отрасль экономики, спрос на нее не эластичен, т.е. слабо зависит от изменения цены в краткосрочном (1-3 года) периоде, а ее доступность для потребителя (технологическая и стоимостная) существенно влияет на темпы экономического роста в стране и качество жизни населения. Специфика электроэнергии как товара определяется совмещением во времени процесса ее производства и потребления, поэтому качество кратко-, средне- и долгосрочного прогнозирования особенно важно. Проблема усугубляется наличием дефицита электроэнергии в отдельных регионах страны;
- полная либерализация рынка электроэнергии и мощности к 01.01.2011 г. а также приватизация генерирующих компаний, усложняет государственный контроль. После ликвидации РАО "ЕЭС России" произошла передача ответственности за развитием электроэнергетики страны 24-м частным и 4-м государственным компаниям.
Предполагается, что состояние с электроэнергетикой регионов и страны в целом будет базироваться на двух составляющих - саморегулировании участников рынка и повышении качества управления государственными структурами. Для этих целей вновь было образовано Министерство энергетики РФ и региональные министерства энергетики. Прогнозируется, что Федеральная антимонопольная служба (ФАС) и ее региональные органы смогут предотвратить монополизацию рынков электроэнергии и мощности. Такая ситуация сложилась в стране впервые и несет существенные риски снижения качества управления единой энергосистемой, а значит снижение надежности и безопасности энергоснабжения в отдельных регионах и в стране в целом;
- непропорциональное резкое увеличение в 2-4 и более раз стоимости топлива (газ, уголь, ядерное топливо) и услуг для электростанций, а также оборудования и капитального строительства электроэнергетических объектов. Необходимо также учесть утвержденный Правительством 6 мая 2008 года прогноз роста цены товаров и услуг естественных монополий на период до 2011 года включительно. В среднем темпы роста цены будут составлять 15-40% год. Предполагается, что в 2011 году стоимость газа для товаропроизводителей по отношению к 2008 году увеличится в 2,14 раза, а для населения в 2,27 раз. Электроэнергия соответственно подорожает в 1,8 раза (с $ 0,09-0,12 до $ 0,16-0,22 за 1 КВтч.) , для населения - в 2 раза (с $ 0,07-0,09 до $ 0,14-0,18 за 1 КВтч. Верхняя граница ценового диапазона характерна для регионов, где доминирует угольная энергетика и по информации руководителя ОГК-1 В.Хлебникова имеет место картельный сговор поставщиков энергетического угля). Такой рост выведет Россию в число стран с наиболее дорогой электроэнергией в мире - $0,15-$0,25 за КВтч. Это лишит российскую экономику главного (и едва ли не единственного) конкурентного преимущества на мировых рынках. Для справки, в Китае за последние десять лет (в условиях стремительного роста спроса на электроэнергию и предельно напряженной инвестиционной программы), тарифы выросли менее чем на 30% (с $0,069 до $0,096 за КВтч для Шанхая) . В США средний тариф для товаропроизводителей составляет $ 0,065 за 1 КВтч. Уже сегодня в России, находящейся на первом месте в мире по добыче нефти и газа, тарифы, на электроэнергию выше, чем в странах, импортирующих углеводородное топливо.
22 февраля 2008 года Правительством РФ была утверждена Генеральная схема размещения объекта электроэнергетики до 2020 года. При этом основные положения, принятые для обоснования Генеральной схемы, существенно противоречат Энергетической стратегии России. Генеральная схема была выполнена силами менеджмента ликвидированного РАО "ЕЭС России" и, к сожалению, не прошла соответствующего такого рода документам, обсуждения и независимой экспертизы научно-технического и экономического сообщества страны. В результате оказалось, что основные параметры Генеральной схемы не соответствуют ни реальным потребностям экономики, ни реальным ресурсным возможностям страны. Например: завышены в 1,7-2 раза прогнозы спроса на электроэнергию и соответственно завышены почти в два раза потребности в строительстве новых генерирующих мощностей. Все это приводит к существенному большему объему необходимых инвестиций, а это в свою очередь приведет к дополнительному росту стоимости электроэнергии (на 30-40% в год). Эта тенденция присутствует уже сегодня - завышенные прогнозы спроса на электроэнергию приводят к тому, что уже к 2010 г. средние цены на электроэнергию в России могут достичь уровня средних цен в странах Евросоюза. А в 2011 году стоимость электроэнергии для товаропроизводителей в России может стать самой высокой в мире;
- основные параметры Генеральной схемы даже для базового сценария (ежегодный рост производства (потребления) электроэнергии 4,1 %) как по общему объему 186 ГВт. так и по среднегодовому 15,5 ГВт вводов новых генерирующих мощностей абсолютно нереальны для выполнения. Для справки: в СССР, в предпоследнюю пятилетку (1981-1985 гг.) в среднем в год вводилось около 9 ГВт генерирующих мощностей, а в последнюю пятилетку (1986-1990 гг.) -7 ГВт.
o- несбалансированны объемы вводов новых генерирующих мощностей с ростом добычи газа, а также строительства и реконструкции дополнительной газовой трубопроводной инфраструктуры, которые необходимы для обеспечения роста производства электроэнергии и тепла в европейской части страны;
- несбалансированны объемы вводов генерирующих мощностей с вводом в работу линии электропередачи (ЛЭП). Для справки: в СССР, в последние десять лет (1981-1990гг.), при общем объеме вводов генерирующих мощностей 82ГВт было введено в эксплуатацию ЛЭП среднего класса напряжения 35КВ и 110 КВ. в объеме 184 тыс.км., а также ЛЭП высокого напряжения (220,330,500,750 и 1150КВ) в одноцепном исполнении в объеме 69 тыс. км. В Генеральной схеме на 186,2 ГВт генерирующих мощностей планируется ввод ЛЭП высокого класса напряжения всего в объеме 64 тыс.км.
Таким образом, основные параметры Генеральной схемы и завышены, и несбалансированны и невыполнимы. Однако, несмотря на то, что инвестиционные проекты не будут выполнены, средства на их выполнение будут уже включены в цену на электроэнергию. Это приведет к дополнительному скачку инфляции в стране.
Для того чтобы снизить все вышеперечисленные риски руководству Минэнерго РФ необходимо срочно:
- провести актуализацию Энергетической стратегии России, включая раздел электроэнергетики;
- пересмотреть основные параметры Генеральной схемы в соответствии с реальными потребностями экономики и реальными ресурсными возможностями страны;
- разработать механизмы повышения эффективности использования государственных инвестиций и стимулирования генерирующих компаний к реализации скорректированной Генеральной схемы.
Без выполнения последних двух задач, принятая Генеральная схема является лишь некоторым перечнем существующих и перспективных площадок для строительства энергетических объектов в основном вне сроков, на которые Генеральная схема рассчитана. Принятая Генеральная схема является не реальным инструментом государственного управления развитием электроэнергетики страны, а только дезориентирует руководство страны и бизнес, при этом способствует неэффективному расходованию ресурсов.
Раздел 1. Основные критерии, которые необходимо учитывать при корректировке Генеральной схемы
1. Принятые темпы роста потребления электроэнергии должны соответствовать прогнозам роста ВВП, а также согласовываться с необходимой программой энергосбережения,
2. Тарифы на электроэнергию не должны подниматься выше среднеевропейских. Это абсолютно недопустимо по социальным причинам и по причине последующего значительного снижения конкурентоспособности российской экономики. Тариф на подключение электрической мощности и тариф на электроэнергию не должны вырасти в 2-3 раза в ближайшие 3 года.
3. Повысить эффективность использования действующих электрических мощностей или увеличить коэффициент использования установленной электрической мощности действующих электростанций (КИУМ) до среднемировых. Для этого необходимо обеспечить опережающее строительство линий электропередач (ЛЭП). В приоритетном порядке должны быть дополнительно введены ЛЭП на 35, 110, 220, 330, 400, 500, 750 КВ в Европейской части России и на Урале. При этом они должны быть оснащены автоматизированными системами регулирования переменного тока - (FACTS - Flexible AC Transmission System) с повышением пропуска активной мощности минимум на 20%.Это позволит в ближайшие 3-4 года покрывать растущие потребности в электроэнергии центральных, северо-западных, южных регионах страны и на Урале.
4. Снизить использование природного газа для производства электроэнергии с 225 млрд. м3 по Генеральной схеме до 200 млрд. м3 в 2020 году (в настоящее время 190 млрд. м3) . С этой целью предусмотреть:
- реконструкцию максимально возможного количества действующих паросиловых блоков на газе до парогазовых (ПГУ);
- строительство новых блоков на газе только с парогазовым циклом (ПГУ);
- максимально возможный рост производства электроэнергии на атомных станциях: во-первых, за счет роста КИУМ АЭС до среднемирового; во вторых, увеличения мощностей действующих АЭС до проектных, в-третьих, модернизации действующих АЭС с целью максимального продления срока их эксплуатации; в-четвертых, обеспечения максимального темпа роста строительства новых АЭС в Европейской части России;
- строительство на Урале и в Сибири только тепловых электростанций на угле или попутном газе или гидроэлектростанций;
- переход от преимущественного использования природного газа к существенному использованию твердых топлив. Сооружать угольные электростанции вблизи мест добычи энергетических углей, преимущественно на расстоянии до 500 км., в зависимости от обеспеченности перевозки углей железнодорожным транспортом;
- удельные расходы топлива, особенного природного газа, при производстве электроэнергии должны соответствовать лучшим мировым стандартам.
5. Учитывать возможности проектно-изыскательского и строительно-монтажных комплексов страны по реализации программы реконструкции и нового строительства. В максимальной степени использовать освоенные или подготовленные для нового строительства площадки. Сбалансировать строительство новых энергоблоков с реконструкцией существующих. При этом следует иметь в виду, что генерирующие компании в своих инвестиционных программах будут стремиться заменить строительство новых энергоблоков, включенных в Генеральную схему, на глубокую реконструкцию действующих, так как реконструкция в полтора и более раз дешевле, чем новое строительство. Срок службы зданий и сооружений электростанций составляет более 100 лет, а срок службы оборудования 30-40 лет. Поэтому предлагается рассмотреть вариант, когда из эксплуатации будут выведены только энергоблоки, пущенные до 1960 г. Их суммарная мощность равняется 15 ГВт., а большинство блоков имеют мощность меньше 100 МВт. Их здания и сооружения имеют относительно небольшие размеры и плохо приспособлены для реконструкции и установки блоков большей мощностью. Остальные энергоблоки, введенные в эксплуатацию в периоде между 1960-1970 гг. и позже, вероятнее всего будут подвергнуты реконструкции, а не выводу из эксплуатации.
6. Обеспечить соблюдение баланса интересов электроэнергетики с возможностями отечественного энергомашиностроения, химического машиностроения, электротехнической промышленности и приборостроения. Преимущественно ориентироваться на отечественных производителей энергетического оборудования. При выборе поставщиков оборудования необходимо иметь в виду, что начальная цена поставки может занимать только 30-50% от общих затрат на нее за весь его жизненный цикл (до 20-40 лет). Остальные затраты составляют сервисные услуги и запчасти, которые, например, для газовых турбин большой мощности (160 МВт и выше) невозможно изготовить внутри страны. В результате при значительной доле импорта энергетического оборудования, Россия, даже будучи энергетической сверхдержавой, может потерять свой электроэнергетический суверенитет.
7. Ограничить мощностной ряд энергоблоков, это позволит повысить серийность оборудования и повторяемость работ - соответственно приведет к уменьшению сроков и стоимости строительства энергетических объектов. Учитывать отечественные проекты энергоблоков ТЭС на газе, таких как ПГУ-450, ПГУ-325 и угольных 660 МВт. с использованием сверхкритических параметров пара 24 МПа, 580/585°С и КПД 42-43%.
8. Внедрить новые методы инвестиций, которые должны быть направлены на эффективное стимулирование разработки нового энергетического и электротехнического оборудования, востребованного на рынке. Инвестиции при создании нового инновационного продукта должны стать рычагом снижения и разделения финансовых рисков между инвестором или инвесторами и исполнителем проекта, который также вкладывает свои ресурсы на создание новых технологий. Это имеет место в США, ЕС, Китае, Японии, Южной Корее и других странах. Так, например; при разработке компанией General Electric газовой турбины класса H мощностью 330 МВт., из федерального бюджета США финансировалось 330 млн. долларов при стоимости проекта 1 млрд. долларов. В Японии до 2/3 стоимости разработки нового энергетического и электротехнического оборудования финансируется из государственного бюджета. Даже стопроцентный государственный заказ не может стать гарантом исполнения без финансовой ответственности исполнителя. Необходимо стимулирование генерирующих компаний. Разумная налоговая политика для компаний, берущих на себя дополнительные риски при закупке первых образцов высокотехнологичных продуктов, разработанных и произведенных отечественным производителем, должна мотивировать закупку, а иногда и испытание головных образцов оборудования на своих площадках.
Раздел 2. Основные параметры "Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года" с учетом критериев раздела 1 должны быть скорректированы следующим образом:
1. В последнее десятилетие (1998-2007 гг.) коэффициент эластичности потребления электроэнергии к росту ВВП в среднем равнялся 0,34, т.е. рост ВВП на 1% вызывал рост производства (потребления) электроэнергии на 0,34 %. Этот коэффициент эластичности является фундаментальным параметром национальных экономик, и обычно не существенно меняется в периоде времени 10-12 лет. В соответствии с принятым Правительством инновационным сценарием социально-экономического развития России до 2020 года, прогнозируемый темп роста ВВП будет составлять 6-7% в год. При коэффициенте эластичности 0,34 потребность в электроэнергии должна увеличиваться в среднем на 2,4% в год, вместо принятых в Генеральной схеме 4,1% (базовый вариант) и 5,2% (максимальный вариант). В результате производство (потребление) электроэнергии в России к 2020 году вместо 1750 млрд. КВтч (базовый вариант) и 2000 млрд. КВтч (максимальный вариант) по Генеральной схеме должно снизиться до 1380 млрд. КВтч (в 2007 году 1016 млрд. КВтч). Следует отметить, что эта величина может уменьшиться минимум на 10 % (до 1250 млрд. КВтч) из-за существенного энергосбережения в силу значительного роста цены на электроэнергию в ближайшие годы. Принятый темп производства (потребления) электроэнергии 2,4 % в год, позволит дать реальную картину общего объема предстоящих работ по электроэнергетике России на период до 2020 года.
2. Анализ КИУМ действующих электростанций показывает, что принятые значения КИУМ в Генеральной схеме для различных типов электростанций существенно занижены по сравнению как со значениями, достигнутыми значительным количеством отечественных электростанций, так и со странами ЕС и США. При условии ускоренного выполнения необходимой программы строительства ЛЭП, модернизации, реконструкции и техперевооружения электростанций, можно принять следующие значения КИУМ:
ТЭС на газе - 0,70% ТЭС на угле - 63%, общий КИУМ ТЭС = 67% (в 2007 год 53%, по Генеральной схеме 59%, в Европе 65-67%;)
на АЭС = 87% (в 2007 году 78%, по Генеральной схеме = 78%, в среднемировой 87%, в развитых странах 90-92%)
на ГЭС = 44% (по многолетним наблюдениям 44%, по Генеральной схеме = 39%)
Для справки: в 2007 году КИУМ конденсационных тепловых электростанций (КЭС), производящих только электроэнергию, в двух из самых напряженных регионов по росту потребления электроэнергии - Московском и Северо-западном - равнялся примерно 40%. В результате только за счет роста КИУМ до предложенных значений, рост производства на всех видах электростанций может увеличиться на 204 млрд. кВтч. (на ТЭС - 184 млрд. кВтч, на АЭС - 20 млрд. кВтч).
3. Сократить суммарную мощность энергоблоков ТЭС, выводимых из эксплуатации, с 47,7 ГВт по Генеральной схеме до 15 ГВт. (все энергоблоки, построенные до 1960 года).
4. Увеличить объем ввода реконструируемых действующих электростанций с 36,5 ГВт до 61 ГВт, главным образом, путем сооружения газотурбинных надстроек к существующим газовым паротурбинным энергоблокам. В результате КПД энергоблоков повысится с 36-38% до 42-57%. Это позволит отказаться от строительства новых электростанций мощностью минимум 30 ГВт. Кроме того, такая замена нового строительства энергоблоков на реконструкцию существующих дает экономию в капитальных затратах около 1 трлн. рублей (в текущих ценах периода строительства).
5. Уменьшить мощностной ряд крупных энергоблоков ТЭС с порядка 70 типоразмеров по Генеральной схеме до 9, т.е. в 8 раз. Предлагается следующий мощностной ряд: по ПГУ: 800, 450, 420, 325, 200; по угольным блокам: 900, 660, 330, 225. Это позволит на 25-30% сократить сроки вводов и общие затраты на строительство электростанций и их эксплуатацию за счет унификации технических решений и запасных частей.
6. Включить в Генеральную схему достраиваемые энергоблоки АЭС (5 и 6 Курской АЭС, 5 и 6 блок Балаковской АЭС) и подготовленные для строительства площадки Татарской АЭС и Башкирской АЭС. В результате, к 2020 году вместо нереальных 32,3 ГВт по Генеральной схеме возможно обеспечить максимально возможный ввод новых энергоблоков АЭС мощностью 16,6 ГВт (что возможно лишь при кардинальном изменении в Росатоме системы управления инвестициями в капстроительстве, при сегодняшнем состоянии - до 8 ГВт). Тогда, с учетом вывода из эксплуатации 4,7 ГВт, общая мощность АЭС в 2020 году составит 35,1 ГВт. При КИУМ АЭС равным 87%, выработка электроэнергии на АЭС составит 267 млрд. кВтч.
7. К 2020 году ГЭС могут достичь мощности 53 ГВт (в настоящее время 46,4 ГВт) и при КИУМ ГЭС, равном 44 %, могут выработать 204 млрд. КВтч.
8. При прогнозируемом общем объеме производства (потребления) электроэнергии 1380 млрд. КВтч. к 2020 году выработка на ТЭС должна составить 909 млрд. КВтч. Тогда при КИУМ ТЭС, равном 67%, необходимая электрическая мощность ТЭС равна 155 ГВт. С учетом обязательного резерва 15% в 2020 году общая установленная мощность ТЭС должна равняться 178 ГВт. (в настоящее время она равна 150 ГВт.) Кроме того, необходимо учесть вывод из эксплуатации энергоблоков ТЭС суммарной мощностью 15 ГВт, введенных в работу до 1960 г. Таким образом, расчетная мощность новых энергоблоков и прибавленная мощность реконструированных энергоблоков ТЭС, которые требуется ввести до 2020 г., равняется 43 ГВт. Из оставшихся действующих ТЭС общей мощностью 135 ГВт, (как вариант), необходимо реконструировать газовые ТЭС суммарной мощностью около 31ГВт (с приростом новых мощностей 30 ГВт) путем надстроек газовыми турбинами и строительства ПГУ-450 на площадках старых паротурбинных энергоблоков 150 МВт. Таким образом, вместо новых 43 ГВт необходимы: строительство всего 13 ГВт новых ТЭС и прибавка мощностей за счет модернизации действующих ТЭС - 30 ГВт. В среднем объем капитального строительства при реконструкции действующих ТЭС принимается с максимальным коэффициентом 0,7 относительно объемов по строительству новых ТЭС. Тогда применительно к новому строительству необходимо ввести 13х1+61х0,7=56 ГВт, т.е. в среднем 4,7 ГВт в год.
9. К 2020 году вместо 186 ГВт по Генеральной схеме должно быть введено новых и реконструируемых энергоблоков суммарной мощностью 97,2 ГВт: из них на ТЭС 13 ГВт новых энергоблоков и 61 ГВт дополнительных за счет реконструируемых энергоустановок; на АЭС - 16,6 ГВт, на ГЭС - 6,6 ГВт. Выведено из эксплуатации на ТЭС 15 ГВт, на АЭС- 4,7 ГВт. В результате суммарная мощность всех электростанций страны, вместо 354,5 ГВт по Генеральной схеме, должна равняться 266 ГВт. (в настоящее время 220 ГВт).
10. Разработать механизмы по обязательному выполнению сроков строительства новых энергоблоков и реконструкции действующих. Довести к 2012 г. темп сооружения и реконструкции электростанции с 1,5-2 ГВт до 7-8 ГВт. в год, в том числе на АЭС до 1,5-2 ГВт, ГЭС -0,5 ГВт и на ТЭС - 5-5,5 ГВт, т.е. до среднегодовых объемов ввода в СССР в 80-х годах прошлого столетия.
11. Вместо завышенного объема строительства электрогенерирующих мощностей, необходимо увеличить строительство линий электропередач (ЛЭП). Требуется независимая экспертиза обоснования программы вводов ЛЭП высокого класса напряжения объемом 64 тыс. км., принятой в Генеральной схеме. Если необходимо, предусмотреть увеличение этого объема. Кроме того, необходимо включить в Генеральную схему программу вводов ЛЭП среднего класса напряжений: 35 и 110 КВт.
http://www.allrus.info/
