Одной из основных целей реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что «частники» снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.
Чуда не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой — события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.
Сколько надо строить?
Но по порядку. Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.». Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.
В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.
Кроме того, указанный в документе ориентир можно назвать минимальным и с точки зрения текущего состояния отечественной электроэнергетики, вынужденной жить на сильно изношенном оборудовании, средний срок службы которого оценивается в 50-60 лет. В ближайшее время на многих электростанциях его придется менять на новое и в обозримой перспективе этот процесс должен начать нарастать лавинообразно.
Инфографика
К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей.
Задача выглядит амбициозной, но выполнять ее надо. Иначе невозможно будет сдержать процесс старения отечественной электроэнергетики. «Это очень большой объем, если смотреть на ретроспективу вводов за последние 10 лет. Но он является минимальным: такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. Ниже этих параметров опускаться просто недопустимо», — подчеркивает И.Кожуховский.
Прогнозы без плана
Теперь самое время посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой — штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.
Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут выполняться. По крайней мере до тех пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает вопрос: что будет с вводом новых мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в данный момент прописаны лишь на треть.
По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.
Между тем, если сопоставить вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.
На взгляд И.Кожуховского, постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас! Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.
«Можно много говорить о стимулах, механизмах и так далее, но если компании сейчас не заявили проекты, не начали думать над закупкой оборудования, то в 2016г. это все просто не успеет появиться», — подчеркивает И.Кожуховский.
Жизнь одним годом
Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами на пару ближайших лет или «концепциями развития» на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.
А вслед за скачком цен на электроэнергию в начале 2011г. появилось правительственное постановление о целевых правилах оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), предусматривающее отмену инфляционной индексации для вторичной мощности. Представители крупнейших тепловых генераторов тут же оценили свои выпадающие доходы как минимум в сотни миллионов рублей. Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных активов заявили о намерении избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.
И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно изменить саму модель ОРЭМ, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может функционировать новая модель, сколько в том, что частные инвесторы лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.
Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили выручку в секторе электроэнергетики в целом примерно на 64 млрд руб., или на 3%, что не является критичным для отрасли. «Здесь скорее было больше паники со стороны инвесторов, связанной с вмешательством государства», — полагает аналитик. Однако, как говорится, осадок остался.
Благими намерениями…
В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность. «Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его», — прокомментировал И.Кожуховский.
При этом существуют идеи, позволяющие стимулировать, в свою очередь, ответственность и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов с повышенными требованиями к энергетическому оборудованию или путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные мероприятия. Кроме того, государство не отказывается от помощи генерирующим компаниям в рамках пилотных проектов по внедрению новых технологий.
К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что оно не будет упущено совсем.
Источник finlenta.com
