ГОЭЛРО-2 приказало долго жить?

Основной документ, закрепляющий государственные планы по размещению энергетических объектов в России до 2020 года – Генеральная схема, принимался еще в докризисную эпоху и опирался на планы инвестиционной программы РАО «ЕЭС России». Время вносит свои коррективы, и становится ясным, что так называемый план ГОЭЛРО-2 в полном объеме выполняться не будет. 

Желания и возможности
О том, что частные инвесторы большинства генкомпаний не собираются реализовывать амбициозные инвестиционные планы времен РАО ЕЭС, говорит несколько знаковых фактов. Так, в середине октября группа руководителей ведущих генерирующих компаний России обратилась к вице-премьеру Правительства РФ Игорю Сечину с просьбой оказать гос-поддержку частным инвесторам в размере порядка 50 млрд долларов. И примерно в то же время холдинг «Онэксим», участвовавший в приватизации электроэнергетических активов РАО ЕЭС и контролирующий 50% акций ТГК-4, отказался исполнять предписанный законом выкуп акций компании у миноритарных акционеров. Эти примеры указывают не только на недостатки проведенной реформы РАО ЕЭС, но и на то, что новые активы и связанные с ними обязательства становятся в тягость инвесторам.
В чем причина? Изначально Генсхема опиралась на оптимистические прогнозы темпов роста энергопотребления в стране (4,1 – 5,2%). Кроме того, прогнозы Генсхемы исходили и из вполне реальных еще в прошлом году планов модернизации ряда отраслей народного хозяйства, в том числе и таких энергоемких, как металлургия. Впечатляли и перспективы строительного сектора по вводу в строй новых объектов социальной и коммерческой недвижимости. Теперь в Минэнерго Правительства РФ признают, что в настоящее время существенно ограничены возможности реализации инвестпрограмм генерирующих компаний, и потому власть готова обсуждать с собственниками ОГК и ТГК эти вопросы. Но при этом провозглашается, что основы Генсхемы по-прежнему обязательны для исполнения. В каких пределах будет производиться корректировка? В случае невыполнения инвестпрограмм генкомпаниям грозят штрафы в размере 25% от их суммы, но сегодня возможность их взимания практически нереальна. Поэтому государство идет по другому пути: корректировка, скорее всего, будетза счет смещения сроков введения новых объектов. Кроме того, инвесторам, возможно, станут разрешать проводить замену одних объектов на другие, если их реализация будет более разумной с экономической точки зрения. И корректировка Генсхемы уже началась. Прогнозы становятся несколько скромнее. Вот один пример. Если раньше при прогнозировании баланса мощностей принимались в расчет только два возможных уровня энергопотребления – базовый (максимально возможный) и инновационный, то теперь к ним прибавился и третий, инерционный (минимально возможный). Так, согласно сценарным условиям развития энергетики РФ до 2020 года, объем энергопоптребления по объединенной энергетической системе Урала (регионы УрФО, Башкирия, Пермский край, Удмуртия, Кировская и Оренбургская области) на 2010 год по инерционному сценарию составит 267,647 млн кВт/ч, что меньше прогнозов Генсхемы на 8,85%. В 2015 году эта разница дойдет уже до 14%.

Баланс интересов 
Как известно, Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики РВ до 2020 года, одобренная распоряжением № 215-р Правительства РФ от 22 февраля 2008 года, является государственным документом программного характера. Но общие тенденции на рынке энергетики определяются текущей и перспективной ситуацией на рынке топлива, тарифной политикой государства, изменениями инвестиционного климата в стране и регионах. Поэтому по поручению Минэнерго России АПБО осуществляет мониторинг Генсхемы на основе среднесрочных прогнозных балансов. На их основании происходит корректировка Генсхемы. Очередной цикл Прогнозного баланса на 2008 – 2015 годы, отражающий реальный ход инвестиционных процессов в отрасли, был завершен в июле 2008 года. Какие тенденции развития генерирующего сектора электроэнергетики были выявлены в процессе прогнозирования?

Общие тенденции
Вывод номер один: темпы роста электропотребления в стране в 2008 – 2015 годах будут существенно выше тех, которые наблюдались в 2001 – 2005 годах, но в то же время они будут ниже, чем это запланировано Генсхемой. Например, Генсхема предусматривает темпы роста электропотребления в 2008 – 2010 годах на уровне 6,1% в год, а прогноз дает показатель 3,8%. Это можно объяснить следующими причинами: снижаются темпы роста электропотребления энергоемкими отраслями промышленности вследствие внедрения энергосберегающих технологий; тарифы растут опережающими темпами; повсеместно вводится плата за присоединение. Кроме того, на прогнозные темпы Генсхемы повлияли условия холодной зимы 2005 – 2006 годов (что вызвало всплеск электропотребления).
Такие прогнозы неизбежно отразятся на планах инвесторов по вводу и демонтажу генерирующих мощностей.
На решения инвесторов оказывает влияние и такой фактор, как существенный рост капитальных вложений. К примеру, в Генсхеме стоимость ТЭС на газе принималась на уровне 800 дол./кВт, а ТЭС на угле - на уровне 1130-1260 дол./кВт. В Прогнозном балансе стоимость газовых блоков составляет уже 1850 дол./кВт, а угольных – 2620 дол./кВт, то есть рост более чем в два раза.
Еще одна причина корректировки инвестиционных планов в том, что темпы роста цен на уголь оказались существенно выше значений, заложенных в Генсхеме. В результате соотношение цен на газ и уголь не увеличилось, как этого ожидали, а осталось практически на прежнем уровне.
Другой существенный фактор: отвлечение значительных финансовых ресурсов на осуществление потребностей инвестиционных программ стало более проблематичным, чем это предусматривалось Генсхемой. Так, доля потребности в инвестициях в основной капитал предприятий электроэнергетики в период 2008 – 2010 годы составляет 9,8-12,2%. А доля кредитных ресурсов, привлекаемых электроэнергетикой, в общем объеме кредитных ресурсов в среднем по России составляет более 30%. В таких условиях динамика мощностей действующих электростанций корректирует планы инвесторов по вводу новой и демонтажу старой генерации. Суммарное сокращение установленной мощности действующих электростанций на период 2008 – 2015 годов составит около 8 ГВт. Демонтаж мощностей, планируемый генерирующими компаниями на период до 2015 года, будет на 22,9 ГВт меньше, чем заложено в Генсхеме.

Вводы – и выводы
В Прогнозном балансе планируются и более низкие объемы ввода оборудования, чем это предусмотрено Генсхемой. Наибольший разрыв – по угольным ТЭС (на 50% меньше) и по газовым ТЭС (меньше на 37%). Из заявленных компаниями вводов более 10% с большой вероятностью не будут реализованы к 2015 году и отнесены Прогнозным балансом к категории рискованных.
Эта ситуация, с одной стороны, не должна сказаться на эффективном функционировании экономики страны (сокращение ввода мощностей компенсируется сокращением демонтажа), а начиная с 2010 года, прогнозируется даже некоторый избыток мощностей. Но, с другой стороны, продолжение эксплуатации устаревшего оборудования вызывает увеличение удельных расходов топлива, повышение уровня аварийности, рост времени простоев оборудования и увеличение выбросов вредных веществ (на 26% больше, чем по Генсхеме, хотя удельные показатели выбросов летучей золы и сернистого ангидрида сокращаются). Прогнозный баланс дает увеличение удельных выбросов парниковых газов (на 2-3,8% больше, чем по Генсхеме). В то же время этот показатель достигнет только уровня 92,5% от показателей 1990 года.
Еще один вывод, который можно сделать из анализа балансовой ситуации: начиная с 2011 года, в электроэнергетике страны начнет проявляться диспропорция в развитии генерирующих мощностей. Это вызовет дополнительную нагрузку на межсистемные электрические связи (в связи с необходимостью обеспечения баланса энергозон) и снизит надежность электроснабжения энергозон. Поэтому возникает необходимость рассмотрения вопроса о возможности отнесения на более поздние сроки строительства отдельных объектов электроэнергетики в Европейской части России, ввод которых предусмотрен после 2011 года. Пока прогнозы выглядят следующим образом: в 2008 – 2009 годах дефицит резерва мощности будет наблюдаться во всех ОЭС страны, кроме ОЭС Сибири и Востока, при этом максимальный дефицит будет наблюдаться в ОЭС Урала (0,8 ГВт). В 2009 году дефицит сохранится только в ОЭС Юга и Урала (1,1 ГВт). А с 2010 года можно будет наблюдать избыток мощности. Так, в ОЭС Урала в 2012 году он дойдет до 3 ГВт.

Ситуация на рынке топлива
Как соотносятся данные Прогнозного баланса и Генсхемы в отношении потребности энергокомплекса страны в топливе?
Несмотря на существенно меньшие объемы ввода новых ТЭС на газе, потребность в голубом топливе несколько выше, чем это предусматривалось Генсхемой. А потребность в угле по Прогнозному плану, наоборот, на 23% меньше, чем заложено Генсхемой (здесь предусматривалось увеличение доли угля в топливном балансе в 2015 году до уровня 35%). Доля газа практически не снижается (всего 2%), что с учетом увеличения потребности в газе других секторов экономики может привести к рискам дефицита этого вида топлива. Затем докладчик остановился на региональных особенностях топливного баланса. В Европейской части России доминирует газ (82 – 83 %), в то время как в топливном балансе ОЭС Сибири и Востока преобладает уголь (81 – 86 %). И до 2015 года эти пропорции в целом будут сохранены, хотя доля угля в балансе Европейской части России к этому сроку несколько возрастет, а в ОЭС Сибири и Востока, наоборот, незначительно возрастет доля газа. В целом по стране прогноз топливного баланса на 2015 год в соответствии с Генсхемой выглядит следующим образом: нефтетопливо – 2%; уголь – 35%; газ – 60%; прочее – 3%. Прогнозный баланс предлагает следующую схему: нефтетопливо – 2%; уголь 30%; газ – 65%; прочее – 3%. Соответственно разнятся и показатели прогнозов потребности в топливе. Генсхема дает на 2015 год следующие прогнозы: газ – 208 млрд кубометров; уголь – 249 млн т. Прогнозный баланс: газ – 214 млрд кубометров; уголь – 195 млн т. 
Кроме того, в соответствии с показателями Прогнозного плана в 2015 году удельный расход топлива будет на 2,3% выше, чем в расчетах Генсхемы. Это вызвано уменьшением объемов демонтажа устаревшего оборудования.
Газ и уголь
Анализ современного состояния рынка показывает, что ожидания по повышению конкурентоспособности угля не оправдываются. Это вызвано воздействием ряда факторов. Во-первых, не работает предсказанная Генсхемой тенденция по снижению относительных цен на уголь (по сравнению с ценами на газ) в долгосрочной перспективе. Поэтому Прогнозный баланс рассматривает два сценария развития ситуации: после 2011 года цены на уголь могут расти или снижаться. А к дополнительным факторам, вызывающим снижение конкурентоспособности угля, можно отнести низкое качество этого вида топлива (зольность угля, поставляемого на российские электростанции, составляет 20 – 40%, а поставляемого на экспорт – 8-11 %) и высокую степень монополизации этого сектора рынка, которая увеличивается благодаря созданию вертикально-интегрированных угольно-энергетических компаний.
Что необходимо сделать для повышения конкурентоспособности угля? Сегодня предлагаются следующие меры: ввести практику заключения долгосрочных контрактов угля на электростанции с фиксированием формулы цены; провести антимонопольные проверки  конкурсных закупок угля; внедрить систему независимой экспертизы качества угля; установить гарантии инвестирования в строительство угольных электростанций, провести стандартизацию углей.
Кроме того, для снижения негативного воздействия угольной генерации на окружающую среду необходим переход на чистые угольные технологии (ЧУТ). АПБЭ, по поручению Минэнерго России, проводит сегодня работу, направленную на анализ перспектив и подготовку нормативно-правовой базы внедрения ЧУТ в России. Планируется запуск государственной программы поддержки внедрения ЧУТ.
Сегодня в России уже созданы ЧУТ, основанные на газификации угля и сжигании угля в циркуляционном кипящем слое. Кроме того, разрабатываются ЧУТ, основанные на улавливании углекислоты как до, так и после сжигания топлива, а также ЧУТ с использованием улавливания углекислого газа при кислородно-топливном сгорании. Использование таких технологий позволяет улавливать до 80% углекислого газа, снизить выбросы двуокиси серы в 3 раза, золы – в 16 раз. Кроме того, ЧУТ позволяют сократить удельный расход топлива. К сожалению, капитальные вложения в ЧУТ существенно выше, чем в традиционные технологии, что препятствует их масштабному внедрению (тем более в условиях финансового кризиса).

Инвестиционные итоги
Снижение деловой активности не могло не повлиять в конечном итоге на инвестиционный климат в отрасли. Общая потребность в инвестициях, по Прогнозному балансу, на 5% ниже, чем предусматривалось Генсхемой (10,8 трлн руб. вместо 11,3 трлн). При этом объем инвестиций в генерацию ниже на 8% (6,2 трлн руб. вместо 6,7 трлн). Объемы вводов снижены на 28%.
Таковы итоги. Результаты мониторинга Генсхемы станут основой для предложений по корректировке инвестиционной программы развития электроэнергетики, которая будет рассмотрена на заседании Правительства РФ до конца 2008 года.