2342ываыв. реформа э 13. 1. Мировая Электроэнергетика 1 Обзор мировой электроэнергетики
 Скачать 490.5 Kb.
|
|
2. Электроэнергетика в России 2.1 Обзор электроэнергетической отрасли Российской Федерации Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации, так же как и её общественной жизни трудно переоценить - это основа всей современной жизни. По важному показателю - выработке на одного жителя в 2005 году страна находилась приблизительно на одном уровне с такими энергоимпортирующими государствами как Германия и Дания, имеющими меньшие транспортные потери и затраты на отопление. Однако после спада в 90-х с 1998 года потребление постоянно растёт, в частности в 2007 году выработка всеми станциями единой энергосистемы составила 997,3 млрд кВт·ч (1 082 млрд. кВт·ч в 1990 году).  Крупнейшая Материка Евразия тепловая электростанция — Сургутская ГРЭС-2 В структуре потребления выделяется промышленность - 36 %, ТЭК - 18 %, жилой сектор - 15 % (несколько заместивший в 90-х провал потребления в промышленности), значительны потери в сетях, достигающие 11,5 %. По регионам структура резко отличается - от высокой доли ТЭК в западной Сибири и энергоёмкой промышленности в Сибирской системе, до высокой доли жилого сектора в густонаселённых регионах европейской части.  Магистральная ЛЭП 500 кВ Волжская ГЭС - Москва В 2003 году начат процесс реформирования «ЕЭС России». Основными вехами реформирования электроэнергетики стали завершение формирования новых субъектов рынка, переход к новым правилам функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии, принятие решения об ускорении темпов либерализации, размещение на фондовом рынке акций генерирующих компаний. Осуществлена государственная регистрация семи оптовых генерирующих компаний (ОГК) и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК).  Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока В отдельную Федеральную сетевую компанию (ФСК ЕЭС), контролируемую государством, выделена основная часть магистральных и распределительных сетей. Кроме того действуют и более независимые или изолированные энергокомпании «Янтарьэнерго», «Якутскэнерго», «Дальневосточная энергетическая компания», «Татэнерго», «Башкирэнерго», «Иркутскэнерго» и «Новосибирскэнерго». В 2008 году владельцем акций межрегиональных сетевых компаний по распределению энергетических ресурсов стал «Холдинг МРСК».  Энергетика Дальневосточного региона в России Крупными игроками российской электроэнергетики с конца 2007 года стали германская компания E.ON, теперь контролирующая один из крупнейших энергоактивов - ОГК-4, итальянская ENEL теперь ключевой акционер ОГК-5. С 2008 года финский Концерн Fortum контролирует бывшую ТГК-10.  ОРУ 110 кВ подстанции «Восточная» Техническое развитие классической электроэнергетики, связываемое с реформой, предполагается введением в энергосистему более эффективных и маневренных парогазовых установок, и замещением выработки базовой составляющей с газа на уголь.  Баксанская ГЭСная энергетика России Россия обладает технологией ядерной электроэнергетики полного цикла от добычи урановых руд до выработки электроэнергии, обладает разведанными запасами руд, на 2006 год оцениваемыми в 615 тыс. т. урана, а также запасами в оружейном виде. Кроме того страна прорабатывает и промышленно применяет технологию реакторов на быстрых нейтронах, увеличивающую запасы топлива для классических реакторов в несколько раз.  Значительный энергообъект Урала и важнейшая технологическая площадка ядерной промышленности - Белоярская АЭС Одна из крупнейших российских атомных электростанций - Балаковская АЭС - работает в базовой части графика нагрузки Объединённой энергосистемы Средней Волги. В 80-е годы начато развитие и строительство атомных станций теплоснабжения (Горьковская, Воронежская АСТ) способных резко повысить эффективность ядерной энергетики, и по значению поднять до уровня газовой, однако к 90-м годам проекты оказались замороженными.  Недостроенный первый энергоблок Крымской АЭС В современном виде возможности ядерной технологии и разведанные запасы значительно меньше потенциала запасов Природного газа, и всё же высокое значение отрасль получила в европейской части России и особенно на северо-западе, где выработка на АЭС достигает 42 %. В целом же за 2012 год атомными электростанциями выработано рекордное за всю историю отрасли количество электроэнергии - 177,3 млрд кВт·ч, что составило 17,1 % от общей выработки в Единой энергосистеме. Белоярская АЭС имени И. В. Курчатова Основная уранодобывающая компания Приаргунское производственное горно-химическое объединение, добывает 93 % российского урана, обеспечивая 1/3 потребности в сырье. В 2007 году федеральные власти инициировали создание единого государственного холдинга «Атомэнергопром» объединяющего компании Росэнергоатом, ТВЭЛ, Техснабэкспорт и Атомстройэкспорт.  Балаковская АЭС Основным научным направлением является развитие технологии управляемого термоядерного синтеза. Россия участвует в проекте международного экспериментального термоядерного реактора. Крымская АЭС Страна обладает теоретическим потенциалом, оцениваемым до 2295 млрд. кВт·ч/год, при этом из них 852 млрд кВт·ч/год экономически оправданы. Однако основная часть потенциала сконцентрирована в Сибири и на Дальнем Востоке - в значительном удалении от основных потребителей электроэнергии, а его реализация увязывается с промышленным развитием указанных регионов. Кроме удалённых от потребителей территорий менее значительным, и не до конца освоенным гидропотенциалом обладают высокогорные реки Кавказа, многоводные реки Урала, Кольского полуострова, Камчатки.  Крупнейшая по выработке российская гидроэлектростанция — Братская ГЭС В 2007 году российскими гидроэлектростанциями выработано 177,7 млрд. кВт·ч электроэнергии, что составило 17,8 % всей выработки. На 2010-е годы доля гидроэнергетики в выработке находится на уровне 18-19%. Крупнейшая компания оператор гидроэлектростанций - РусГидро владеет половиной гидрогенерирующих мощностей. Другие крупные гидрогенерирующие компании - ЕвроСибЭнерго и ТГК-1. Крымская АЭС Последние основные введённые гидрообъекты: Загорская (2000), Бурейская (2007) и Богучанская (2014) станции. Перспективное развитие гидроэнергетики связывают с освоением сибирского потенциала - достройкой Бурейского и Колымского каскадов, поднятием мощности Вилюйской-III, в проектах Нижнезейские ГЭС, Нижнеангарские ГЭС или Среднеенисейская ГЭС, освоение нижнего Енисея (Нижнекурейская и Эвенкийская), Южно-Якутский ГЭК.  Сходненская ГЭС В европейской части страны производится существенное повышение рабочей мощности Волжских ГЭС. На севере рассматривается достройка Белопорожской ГЭС. Осваивается потенциал Северного Кавказа - в строительстве пиковые Зарамагские и Зеленчукская ГЭС-ГАЭС, в планах дальнейшее строительство Сулакского каскада, развитие Кубанского каскада и Сочинских ГЭС, малой гидроэнергетики в Северной Осетии и Дагестане.  Кубанская ГАЭС Особое значение имеет развитие выравнивающих мощностей в основных потребляющих регионах - ведётся строительство Загорской ГАЭС-2, в планах Ленинградская ГАЭС. Огромным потенциалом обладают множественные российские морские и океанические заливы с высокими, достигающими высоты в 10 метров приливами. С 1968 года действует экспериментальная приливная электростанция - Кислогубская мощностью 1,7 МВт, планируется строительство опытной Северной ПЭС в 12 МВт. Существует проект мощной (11,4 ГВт) Мезенской ПЭС и Пенжинской ПЭС.  Загорская ГАЭС Топливная энергетика России Топливная энергетика включает комплекс отраслей, занимающихся добычей, переработкой и реализацией топливно-энергетического сырья и готовой продукции. Включает угольную, газовую, нефтяную, торфяную, сланцевую и уранодобывающую промышленность. В связи с развитием электрификации и теплофикации производств, обусловливающих интенсивный рост потребления энергии, роль топливной промышленность возрастает.  Чебоксарская ГЭС Топливно-энергетическая промышленность прошла в своем развитии несколько этапов: угольный (до середины XX в.), нефтяной и газовый (до 80-х гг. XX в.). В то время как мировая энергетика вступила в переходный этап - постепенного перехода от использования минерального топлива к возобновляемым и неисчерпаемым энергоресурсам, вес топливной энергетики в Российской Федерации остаётся значительным и роль её не уменьшается. В конце 1990-х гг. оплачивалось менее 80 % потребления электроэнергии (из них оплата денежными средствами – менее 20%, остальное – зачеты, бартеры, векселя и пр.). Из-за неплатежей на электростанциях возникал дефицит топлива, энергетики проводили массовые забастовки и голодовки из-за задержки зарплат до полугода. 20 региональных энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях банкротства. Из-за неоплаты энергии и нехватки топлива вводились веерные отключения промышленных потребителей, впоследствии замененные на адресные отключения неплательщиков. В список регионов высоких рисков прохождения отопительного сезона входили Московская, Ленинградская, Кубанская и другие крупные энергосистемы. К 2001 году до 100% электроэнергии оплачивались денежными средствами, в полтора раза сократились объемы кредиторской и дебиторской задолженностей РАО ЕЭС. 10 лет назад, в июне 2008 г., завершился важнейший этап реформы электроэнергетики России – реорганизация РАО «ЕЭС России». Отрасль, считавшаяся нереформируемой монополией, контролируемой государством, начала превращаться в рыночную, основанную на конкуренции и частной собственности. 10 лет – оптимальный отрезок времени, позволяющий понять, что получилось, а что нет. Главной целью реформы было обеспечение инвестиционного рывка. Потребность отрасли в инвестициях была беспрецедентной. Только в 2006–2010 гг. она оценивалась примерно в 11,8 трлн руб., из которых 6,75 трлн руб. требовались на создание новых генерирующих мощностей. Запуск программы привлечения инвестиций был осуществлен еще на этапе существования РАО ЕЭС: в 2007–2008 гг. было проведено 18 публичных размещений акций генерирующих компаний, обеспечивших привлечение почти 1 трлн руб. частных инвестиций. Эти средства были направлены на осуществление беспрецедентной программы нового строительства. Общая мощность объектов, введенных по разработанному в ходе реформы механизму договоров на поставки мощностей (ДПМ), составила за 2008–2017 гг. 26,5 ГВт, а всего за тот же период введено 39,8 ГВт (здесь и далее данные расчетов Российского энергетического агентства Минэнерго России). Это крупнейший объем вводов в энергетике за несколько десятилетий. Для сравнения: в 1991–2001 гг. общая мощность введенных генерирующих мощностей в стране составила лишь 12,4 ГВт. Уровень исполнения обязательств по новым вводам оказался достаточно высоким: из запланированных по ДПМ 136 объектов было запущено 129. В основном новые объекты – это парогазовые блоки, самые современные технологии в тепловой энергетике. В сетевом комплексе, оставшемся под контролем государства, невозможно было рассчитывать на частные инвестиции. Здесь работал другой, предложенный в ходе реформы механизм – инвестиционное тарифообразование (так называемое RAB-регулирование). Он также обеспечил беспрецедентный объем вводов сетевых мощностей. В 2008–2017 гг. было построено более 73 000 МВА подстанций и почти 36 000 км линий электропередачи классами напряжения 220–750 кВ. Много или мало Критики реформы до 2008 г. были убеждены в ее провале, полагая, что привести масштабные частные инвестиции в электроэнергетику – задача неразрешимая. Нереальным считалось и обеспечение задуманного в ходе реформы объема новых вводов. Из приведенных выше данных видно, что тезисы о невозможности привлечения частных инвестиций в электроэнергетику России на рыночной основе и прогнозы срыва программы ввода оказались несостоятельны. Позднее же основной вектор критики сместился в противоположную сторону: осуществленные вводы стали оценивать как избыточные. Соглашаясь с критиками в самом факте избыточности генерирующей мощности в ЕЭС России (максимум нагрузки – 151 ГВт при установленной мощности 243 ГВт), считаю нужным пояснить причины его возникновения. Напомню, что реорганизация РАО ЕЭС была осуществлена в июне 2008 г., всего лишь за несколько месяцев до глобального экономического кризиса. Разрабатывая инвестиционную стратегию, энергетики полагались на существовавшие в то время прогнозы российской экономики, которые никак не предвидели ни глобальных экономических кризисов, ни экономических последствий будущих геополитических кризисов. Эти прогнозы были ориентированы на среднегодовой темп роста ВВП России в следующие 10 лет на уровне 4–5%. Как известно, фактические среднегодовые темпы роста ВВП за этот период не превысили 1%. Параллельно с вводами осуществлялся вывод устаревших мощностей: в 2008–2017 гг. объем демонтажа мощностей в ЕЭС России составил почти 16 000 МВт. Тем не менее его темпы должны были быть существенно выше. Историческое окно превышения установленной мощности над пиковой закроется, по мнению экспертов, в период с 2021 по 2025 г. Это значит, что в энергосистеме страны параллельно с выводами возникла возможность разворачивания масштабной программы модернизации существующих мощностей, которую, как известно, невозможно осуществить без временного вывода мощностей из работы. Таким образом, созданный реформой задел может и должен быть использован для масштабной модернизации тех мощностей, которые не были заменены новыми вводами в рамках реформы. Именно это и является сегодня предметом обсуждения в рамках так называемой второй программы договоров на поставку мощности (далее ДПМ-2). Интенсивное, а иногда и эмоциональное обсуждение этой программы не может отменить того факта, что задел для нее был создан в результате реформы. И сама идея, и юридическая конструкция ДПМ стали важной частью реформирования рынка мощностей. Кроме того, важно отметить, что избыток не создает избыточного ценового давления на потребителей. Как менялись тарифы Именно цены и последствия реформы для их уровня были одним из наиболее острых рисков, по которым позиции сторонников и противников реформы были противоположными. Так, один из наиболее убежденных критиков реформы, заслуженный энергетик России, доктор технических наук, профессор Виктор Кудрявый писал: «При переходе к либеральному рынку по модели «равновесная цена» из-за запредельного подъема тарифов на электроэнергию неизбежна стагнация экономики вследствие потери конкурентных преимуществ энергоемкого национального бизнеса, который является основным налогоплательщиком». И консервативные энергетики, и большинство политиков были убеждены, что переход к рынку создаст неприемлемую ценовую нагрузку как на население, так и на промышленных потребителей, а реформаторы говорили, что реформа призвана сдержать темпы роста цен на электроэнергию. Чтобы объективно проанализировать, что в этой чувствительной сфере на самом деле произошло за 10 лет, мне представляется разумным сделать три группы сравнений: – сравнение цен на электроэнергию с общим уровнем инфляции в стране, – сравнение цен на электроэнергию в России и в развитых странах мира, – сравнение цен на электроэнергию с ценами на ключевые виды топлива – газ и уголь. В первой группе целесообразно сравнивать рост цен на электроэнергию для промышленных потребителей с ростом цен производителей промышленных товаров, а рост цен для населения – с уровнем потребительской инфляции. За 10 лет, с 2008 по 2017 г., прирост цен производителей промышленных товаров составил 124%, а прирост цен на электроэнергию для промышленных потребителей за этот же период – 126%. Иными словами, динамика этих двух показателей за 10 лет была практически идентичной. Что касается населения, то прирост цен на электроэнергию для населения в 2017 г. по сравнению с 2008 г. составил 107%, а уровень потребительских цен за этот же период вырос на 94%. Таким образом, среднегодовое превышение темпов роста цен на электроэнергию для населения по сравнению с инфляцией составило 1,2%. Энергореформа: Риски мнимые и реальные Межстрановое сопоставление уровня цен на электроэнергию возможно двумя способами – по номинальному курсу рубля и по паритету покупательской способности. Первый способ в отношении населения в России и за рубежом, как известно, показывает, что в России один из самых низких уровней цены электроэнергии. По данным OECD (учитывает паритет покупательной способности), в 2016 г. уровень цен на электроэнергию в России был на 12% ниже, чем в США, на 65% ниже, чем во Франции, и более чем втрое ниже, чем в Германии. Сравнение по покупательной способности цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России показывает, что цена в России примерно на 51% выше, чем в США, практически равна цене в Германии и почти на 50% ниже, чем в Великобритании. Таким образом, цена для российских промышленных потребителей ниже, чем для их конкурентов в большинстве зарубежных стран. Третья группа сравнений – с ценами на топливо – дает однозначные выводы. С 2006 по 2016 г. средневзвешенная цена электроэнергии для всех потребителей выросла в 2,5 раза при росте цены угля в 2,8 раза и росте цены природного газа в 3,8 раза. Наш анализ подтверждает, что никаких катастрофических ценовых последствий от перехода к рыночному ценообразованию в результате реформы за 10 лет не произошло. Более того, тарифы на газ, регулируемые государством, росли существенно быстрее, чем рыночные цены на электроэнергию. Не вызвала реформа и драматических социальных последствий – тарифы для населения росли почти синхронно с уровнем инфляции. На мировом фоне уровень цен на электроэнергию в России продолжает оставаться заниженным, что, несомненно, сдерживает развитие энергоэффективности в России. Вопреки опасениям реформа электроэнергетики позволила сдержать темп роста цен в ТЭКе страны в целом. Аварий меньше, оборудования больше Важно понять, как реформа повлияла на надежность энергосистемы. Количество аварий на электростанциях установленной мощностью более 25 МВт сократилось с 4497 в 2011 г. до 3804 в 2017 г., т. е. на 16%. В электрических сетях напряжением 110 кВ и выше за тот же период количество аварий снизилось с 19 580 до 15 086, т. е. на 23%. Еще один важный показатель – это средняя длительность перерывов электроснабжения потребителя в распределительных сетях, где находятся все бытовые потребители, малый и средний бизнес. Этот показатель, по данным Минэнерго, с 2010 по 2013 г. сократился с 5,39 до 2,15 часа, т. е. в 2 раза. В 2014–2016 гг. этот показатель снизился еще на 6,7%. По данным Минэнерго, в результате обновления фондов с 2013 г. начал сокращаться средний возраст энергооборудования. Министр энергетики Александр Новак на слушаниях в Госдуме констатировал долгожданное для энергетиков событие: впервые за десятилетия в 2012 г. темп обновления оборудования электростанций превысил темп его естественного старения. Важно отметить, что практически исчезла одна из важнейших причин аварийности – региональные дефициты мощности. К середине 2000‑х гг. эта проблема была настолько остра, что вынудила энергетиков ввести специальную категорию – регионы с высокими рисками (РВР). В них в период осенне-зимнего максимума в условиях низких и сверхнизких температур приходилось вынужденно отключать промышленных и бытовых потребителей с целью сохранения самой энергетической системы. В список этих регионов относились целые области, в том числе московская, приморская, калининградская энергосистемы, Западная Сибирь, Южный Урал (включая свердловскую энергосистему), Юг России (в том числе сочинский энергорайон). Можно с определенностью сказать, что проблемы дефицита мощности на национальном уровне больше не существует, она решена благодаря новым вводам в ходе реформы. Сегодня в категорию РВР временно попадают лишь отдельные районы внутри региональных энергосистем, а риски отключения, как правило, снимаются за счет адекватных ремонтных мероприятий в сетях.  Суть преобразований в отрасли базировалась на идее, что внутри нее существуют как конкурентные секторы – производство и сбыт электроэнергии, так и «естественные монополисты» - передача, распределение электроэнергии и диспетчеризация. Если в первых должна доминировать частная собственность и рынок, то вторые должны быть основаны на государственной собственности и госрегулировании. Эффекты реформы за пределами электроэнергетики Производство паровых турбин в России с 2010 до 2017 г. выросло на 79%. Производство паровых котлов, кроме котлов центрального отопления и их составных частей, за тот же период выросло на 36%, изолированных проводов и кабелей – на 93%, электродвигателей, генераторов и трансформаторов – на 60%. Эти цифры подтверждаются мнением экспертов. Так, глава СУЭК Владимир Рашевский считает, что в 2010–2017 гг. загрузка предприятий отечественного машиностроения выросла вдвое, что позволило «воссоздать энергетическое машиностроение России после кризиса 1990-х – начала 2000-х гг.». По итогам послереформенного десятилетия можно уверенно утверждать, что реформа оказалась важнейшим драйвером развития для отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности. Российские производители (эти отрасли находятся практически полностью в частных руках) сумели динамично и оперативно отреагировать на возникший спрос и выиграть в открытой конкурентной борьбе с лучшими мировыми производителями. Завершена ли реформа В 2008 г. авторы реформы отдавали себе отчет, что для ее полного завершения потребуется еще ряд серьезных решений. Вместе с тем они исходили из того, что наиболее значимые и масштабные решения уже реализованы и их достаточно, чтобы придать реформе необратимый характер. Именно этот тезис подвергался серьезной критике. Многие эксперты были убеждены, что правительство не выполнит обещания по последовательной либерализации рынка электроэнергетики в соответствии с постановлением от 7.04.2007 № 205. Напомню, что по состоянию на июнь 2008 г. либерализованный оптовый рынок электроэнергии составлял всего 25%, а последовательный рост его доли до 100% планировался лишь к 1 января 2011 г. К этому добавлялся скепсис по сохранению частной собственности в генерации, о котором директор Института энергетической политики Владимир Милов писал в 2008 г.: «Есть высокая вероятность, что после ухода Чубайса эти игроки используют свои высокие лоббистские возможности, быстро перетряхнут и структуру компаний, укрупнив их, и модель рынка электроэнергии. Вероятно, иностранцы продадут свои пакеты в ОГК и ТГК «Газпрому» в обмен на газовые активы, крупные промышленные группы разберут эффективные электростанции на долгосрочные контракты поставки электроэнергии по дешевым ценам, а остальным потребителям останутся риски в виде рынка излишков и наименее эффективной генерации. Ни о какой конкуренции в таких условиях и речи быть не может. А по итогам возможных в будущем всплесков цен и прочих неприятностей не исключен пересмотр всей концепции реформы и возврат к вертикальной интеграции». Эти прогнозы не сбылись. Правительство в полном объеме исполнило взятое на себя обязательство по последовательной либерализации рынка. Зарубежные генерирующие компании, пришедшие тогда в Россию, работают на этом рынке вплоть до сегодняшнего дня. Таким образом, опираясь на итог 10 прошедших лет, следует признать, что, несмотря на незавершенность отдельных элементов, реформа электроэнергетики России доказала свою необратимость. Что не получилось? Не были осуществлены те завершающие преобразования, о которых говорили в 2008 г. Не возник целевой рынок мощности, ничего не сделано по созданию рынка системных услуг, объем перекрестного субсидирования продолжает нарастать, и, самое главное, розничные рынки, либерализация которых дала бы значительный эффект для потребителя, в стране так и не построены. Что надо сделать Сегодня, в 2018 г., перед электроэнергетикой страны стоят новые задачи. Не претендуя на целостную программу развития электроэнергетики, отмечу лишь то, что опыт реформирования российской электроэнергетики может дать для решения сложных проблем ее развития в ближайшие годы. Возьмем ситуацию на розничных и на оптовом рынке. Мне представляется, что наиболее сложный узел экономических и технологических проблем сегодня завязывается на розничных рынках электроэнергии: цифровизация сетевых технологий, усиление роли постоянного тока (особенно в быту), развитие бытовых систем хранения электроэнергии, активное развитие распределенных источников генерации и микрогенерации, рост количества активных потребителей и появление нового явления – просьюмера (потребителя, одновременно являющегося производителем). Один из крупнейших специалистов в отечественной электроэнергетике и бывший технический директор РАО «ЕЭС России» Борис Вайнзихер справедливо говорил о появлении нового, парадоксального для традиционной энергетики свойства потребителя – независимости. Эти и другие технологические тренды на наших глазах изменяют основных участников розничного рынка: распределительные сети, сбытовые компании, потребителей. |