Энергетика

Прогноз российского энергопотребления

— Игорь Степанович, как будет расти энергопотребление в России в ближайшее десятилетие? Где прогнозируется наибольший рост, и изменится ли его география?

— Прежде чем говорить о ближайшем десятилетии, необходимо дать оценку прошедшего периода. Динамика электропотребления в России в период 1999—2010 гг. была весьма неравномерной. Причина в том, что электропотребление является отражением процессов, идущих в экономике России, тесно связанной с мировой.

В фазе роста экономики 1999— 2008 годов электропотребление страны росло со средним темпом 2,37%. В целом оно увеличилось более чем на четверть. Однако при этом в 2002 г. прирост был минимальным и составил всего 0,3%, а в 2006 г. — 4,2%, достигнув своего максимального значения в указанный период.

В кризисный 2009 год наблюдалось падение электропотребления на 4,5% (до 977,1 млрд кВт•ч). Спад составил примерно половину «набранного» электропотребления за период с 2004 по 2008 гг.

В 2010 году вместе с восстановлением экономического роста возобновился и рост электропотребления. Оно увеличилось на 4,6% и по предварительным данным составило около 1022 млрд кВт•ч, практически достигнув значения 2008 г.

В текущем году, с учётом последних тенденций в экономике и фактического прироста электропотребления за январь-май, ожидается прирост потребления электроэнергии в диапазоне 1,5—2%.

Темп прироста спроса на энергию в период с 2011 по 2020 гг. прогнозируется в среднем 2,3%, с 2021 по 2030 гг. — 1,9%. Такой прогноз обусловлен:
• исходным макроэкономическим сценарием, при котором темпы роста экономики носят циклический характер и замедляются в последние пять лет перспективного периода;
• отсутствием достоверных данных по реализуемым инвестпроектам за пределами 2015—2018 годов.

В ближайшие 2—4 года продолжится восстановительный рост электропотребления, затем наступит активная фаза инвестирования и модернизации, а после 2025 года ситуация стабилизируется при некотором снижении темпов роста электропотребления.

Наиболее высокими темпами будет расти спрос на электроэнергию на территориях энергозоны Востока (почти 3%), ОЭС Юга (2,8%) и ОЭС Центра (2,5%).

Территориальная структура потребления — весьма инерционная вещь и не претерпит существенных изменений. Наибольший вклад в электропотребление по стране вносят регионы Центральной части России, Урала и Сибири (см. табл.).

— С какими проблемами придется столкнуться электросетевому комплексу при обеспечении растущего спроса на электроэнергию, и готов ли он удовлетворить этот спрос?

— При обеспечении растущего спроса на электроэнергию сетевому комплексу придётся столкнуться с проблемой структурных изменений этого спроса.

Активное развитие новых производств на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, рост экономики на юге страны требуют больших инвестиций в сетевое строительство.

Структурные изменения будут происходить и со стороны предложения электроэнергии, в генерирующем комплексе. Масштабный вывод из эксплуатации десятков морально и физически устаревших электростанций, строительство атомных и гидроэлектростанций, новых ТЭС, потребует от сетевого комплекса создания новых объектов по выдаче этих мощностей в сеть.

Массовое развитие малой распределённой генерации, приближенной к потребителям, также предъявляет новый вызов сетевому комплексу и потребует переосмысления подходов к инвестиционной политике сетевых компаний.

Важнейшая тенденция, характерная для развитых стран мира и для нашей страны — интеллектуализация спроса на энергию.

Потребители не согласны со сверхцентрализацией своего энергоснабжения и невозможностью повлиять на его надёжность, качество, цену. Они все больше хотят сами управлять обеспечением своих энергетических потребностей. Для этого требуется создание интеллектуальных электрических сетей, как высоковольтных в составе ЕНЭС, так и в распределительном сетевом комплексе.

Важнейшая проблема, которую нужно будет преодолеть — высокая степень износа электросетевого оборудования и плохое техническое состояние сетей, особенно в распределительном сетевом комплексе. Все это обуславливает низкую надёжность и неудовлетворительное качество сетевых услуг, вызывает недовольство потребителей электроэнергии.

Необходима комплексная модернизация электросетевого хозяйства.

И основной вызов, стоящий перед государством, — создать эффективную регуляторную среду, обеспечивающую чёткие экономические сигналы к повышению эффективности функционирования сетевых компаний, к оптимизации их операционных издержек, улучшению качества предоставляемых услуг, отбору эффективных инвестиционных проектов исходя из интересов потребителей и развития экономики.

— Возможен ли рост спроса на электроэнергию при таких высоких тарифах на электричество, а также на транспорт энергии? Можно и нужно ли снижать цены на электроэнергию? За счёт чего?

— Спрос на электроэнергию для большинства действующих предприятий и организаций, а также для населения неэластичен, т.е. доля расходов на электроэнергию, как правило, так мала, а её роль в жизнеобеспечении и экономике так велика, что потребление электроэнергии мало зависит от цены. Только в том случае, если доля в расходах высока, потребители (нефтехимические, алюминиевые, ряд металлургических заводов и других предприятий) реагируют на рост цены электроэнергии, вплоть до прекращения производства (в России, правда, такие случаи пока не наблюдаются). Чрезмерный рост цен на электроэнергию снижает привлекательность инвестирования в российскую экономику, особенно в энергоёмкие отрасли. Для развития российской экономики желательно снизить относительный (т.е. по отношению к ценам на другие продукты) темп роста цен на электроэнергию. Но при этом всегда надо иметь в виду, что при ценах ниже определённого уровня производство электроэнергии (передача, сбыт) становится убыточным, малоприбыльным, а значит, непривлекательным для производителя и потенциального инвестора. Снижать и оптимизировать надо затраты на производство электроэнергии, сетевые и другие услуги, связанные с энергоснабжением.

— В России разработана Генеральная схема развития электроэнергетики. Насколько она отвечает интересам отечественной экономики и как укладывается в энергетическую стратегию РФ? Как должна быть выстроена система транспорта и распределения электроэнергии в стране и каким должно быть управление потоками, а также контроль за расходованием энергии?


— Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 г. (далее — Генеральная схема) разработана в 2009—2010 гг. и в основном одобрена на заседании правительства Российской Федерации 3 июня 2010 г.

Генеральная схема основана на материалах Энергетической стратегии России на период до 2030 г., утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р, и развивает её основные направления. Уровень спроса на электроэнергию к 2030 году в максимальном варианте Генеральной схемы составляет 1860 млрд кВт•ч в год (среднегодовой темп прироста — 3,0%) и в базовом варианте — 1553 млрд кВт•ч в год (среднегодовой темп прироста — 2,1%). В связи с тем, что в Генеральной схеме учитываются последние решения Президента и Правительства Российской Федерации по повышению эффективности экономики, модернизации промышленности, проведению интенсивного энергосбережения и т.д., уровни электропотребления, определённые в Генеральной схеме, ниже, чем в Энергетической стратегии. Однако целевые (индикативные) показатели электроэнергетики на перспективный период соответствуют показателям Энергетической стратегии (рост КПД электростанций, снижение удельных расходов топлива, потери в электрических и тепловых сетях).

Генеральная схема предусматривает вводы генерирующих мощностей за период 2010—2030 гг. в объёме 173—228,5 ГВт для обеспечения роста нагрузки с нормативной надёжностью и замену демонтируемого оборудования в объёме 68 ГВт (физически изношенное и морально устаревшее).

Разработанная Генеральная схема полностью отвечает интересам отечественной экономики, так как предусматривает:
• широкомасштабную модернизацию российской электроэнергетики и перевод её на новый технологический уровень на базе разработки (лицензионного освоения) и внедрения новых ключевых энергетических технологий (отечественные высокоэффективные парогазовые установки (ПГУ) и газотурбинные установки (ГТУ) и экологически чистые угольные электростанции, производимые в России);
• повышение экономической и энергетической эффективности отрасли на основе оптимизации структуры генерирующих мощностей и использования топлива на электростанциях;
• повышение надёжности функционирования электроэнергетики (обеспечение надёжности энергоснабжения потребителей);
• ограничение и в ряде случаев снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду.

Генеральная схема не предусматривает изменения существующей системы транспорта и распределения электроэнергии в стране (магистральный транспорт по сетям ОАО «ФСК ЕЭС», распределение по сетям ОАО «Холдинг МРСК» и управление потоками (ведение режима) со стороны ОАО «ФСК ЕЭС»). Контроль за расходованием энергии осуществляют в первую очередь сбытовые организации.

— Весь мир нацелен на создание новой модели энергетики. Насколько активные действия предпринимает в этом направлении Россия?

— Энергетика во всех странах мира и в России развивается по пути расширения либерализации, создания конкурентной среды при участии крупного частного бизнеса и формировании эффективной регуляторной политики государства. В мире происходит становление нового облика энергетики. Работа в этом направлении осуществляется и в России. Из крупных направлений можно выделить, во-первых, развитие малой распределённой генерации с выходом на оптимальное сочетание крупных системообразующих и распределённых источников мощности, во-вторых — рост доли электростанций, использующих возобновляемые источники энергии (ВИЭ) в структуре генерирующих мощностей, в-третьих — создание новой современной технологической платформы ЕЭС России — интеллектуальной активно-адаптивной сети (установка в сети активных технических средств на базе FACTS, применение новых информационно-технологических систем, применение адаптивной системы управления потреблением и др.).

Создание новой модели энергетики в России предусматривает замену старого оборудования на новое, более эффективное. Имеется в виду замена паросилового оборудования на газе (обычные конденсационные энергоблоки, составляющие основу российской энергетики и имеющие высокие расходы топлива), а также устаревшего оборудования ТЭЦ на ПГУ, позволяющие увеличить КПД с 40 до 60%. К модернизации можно отнести и внедрение экологически чистого оборудования в угольной генерации. Эффективность замены ПСУ на ПГУ и ГТУ существенно выше, чем сооружение электростанций на базе ВИЭ, что и определяет приоритет модернизации электроэнергетики.

Наиболее быстро развивается распределённая генерация, к которой обычно относят источники небольшой мощности, расположенные в непосредственной близости от потребителей и выдающие мощность в распределительную сеть. Данные электростанции эффективны при работе на газе и совместном производстве тепловой и электрической энергии. Электростанции, относимые к распределённой генерации, широко используются для теплоснабжения новых крупных районов жилищной застройки. Однако большой потенциал развития распределённой генерации, связанный с переводом действующих газовых котельных в ПГУ-, ГТУ- или ГПУ- (газопоршневые установки) ТЭЦ, реализуется слабо, в основном из-за административных барьеров и организационных трудностей.

— Почему инвесторы неохотно идут в распределительный комплекс? Что нужно сделать, чтобы инвестиции пошли в полном объёме?


— Инвестиционная непривлекательность распределительного комплекса связана в первую очередь с незавершённостью структурных преобразований и системы управления. Существующая сверхцентрализованная схема управления комплексом распределительных электрических сетей страны является малоэффективной. Затруднена координация операционной и инвестиционной деятельности между ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», а также между ОАО «Холдинг МРСК» и территориальными сетевыми компаниями.

Инвесторов отталкивает неполное и недостаточно продуманное внедрение метода RAB-регулирования.

Для решения этих проблем необходимо сформировать на базе МРСК (возможно, с корректировкой их состава) укрупнённые сетевые операционные компании с консолидацией в них активов компаний региональных распределительных сетей на соответствующей территории. ОАО «Холдинг МРСК», в свою очередь, нужно сориентировать на выполнение функций управляющей компании по мониторингу состояния и развития комплекса распределительных электрических сетей страны, по организации НИОКР и пилотных инновационных проектов (с использованием государственного финансирования, smart grids и др.), а также координацию программ инновационного развития консолидированных МРСК.

Необходимо также внедрение стабильных и прозрачных правил государственного тарифного регулирования услуг сетевых компаний, стимулирующих их постоянно повышать экономическую эффективность, а кроме того — компенсация всех экономически обоснованных операционных и капитальных затрат сетевых компаний.

И, наконец, нужны стабильные, обоснованные и обеспеченные ресурсами (прежде всего финансовыми) долгосрочные планы развития распределительных сетевых комплексов.

— Как вы оцениваете результаты реформы РАО ЕЭС, её плюсы и минусы для электросетевого комплекса?


— К положительным результатам можно отнести проведённую реструктуризацию электроэнергетики с разделением конкурентных и монопольных видов деятельности. Проведена также первичная консолидация инфраструктурных видов деятельности (сети ЕНЭС — ФСК ЕЭС; распределительные сети — Холдинг МРСК; оперативно-диспетчерское управление — СО ЕЭС; организация рынка — АТС). Сформированы органы самоуправления рынка (НП «Совет рынка») и профессиональные ассоциативные организации участников рынка (НП Гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний, НП «Совет производителей электроэнергии»).

Сформированы отдельные механизмы функционирования свободного рынка электроэнергии: создан рынок на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок (БР), близкие к целевой модели, запущены механизмы оплаты мощности электростанций через договоры поставки мощности (ДПМ), с помощью регулируемых договоров (РД) обеспечен постепенный переход к рыночному ценообразованию, введён механизм трансляции оптовых цен электроэнергии на розничный уровень, введена первоначальная (пока «усечённая») модель рынка системных услуг.

Вместе с тем, пока не всё удалось, есть проблемы и разочарования.

Во-первых, в результате приватизации и сделок по слияниям и поглощениям компаний (приводящих к чрезмерной концентрации производства в руках государственных компаний) и монополизации топливных рынков деградирует конкурентная структура генерации (ситуация — «ни рынка, ни полностью регулируемой электроэнергетики»).

Уровень конкуренции на оптовом рынке электроэнергии пока очень низкий. Конкуренция генераторов происходит только в диапазоне регулирования (это менее 15% объёмов производства), а возможности использования рыночной силы выросли из-за слияний и поглощений при слабом государственном антимонопольном регулировании.

Во-вторых, происходит искажение цен на электроэнергию из-за прямого вмешательства государства в механизм рыночного ценообразования, оплата же мощности осуществляется по ценам «старой» генерации и без реального конкурентного отбора.

В-третьих, механизм ценообразования для ТЭЦ не эффективен.

Много проблем приносят ценовые диспропорции и неплатежи, отсутствие конкуренции на розничном уровне и рост перекрёстного субсидирования.

Кроме того, сами правила и регламенты рынка чрезмерно усложнены и «непрозрачны».

И, наконец, не созданы экономические механизмы обеспечения надёжности электроэнергетики.

Выделение сетевого комплекса в самостоятельный вид бизнеса создало необходимые предпосылки для внедрения эффективных методов государственного регулирования, обеспечивающих прозрачность структуры затрат сетевого бизнеса, и стабильных правил государственного регулирования тарифов на сетевые услуги.

Если они заработают, инвестиции в этот сектор экономики станут менее рискованными, что создаст базу для будущих капиталовложений в модернизацию и развитие распредсетевых комплексов страны.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно