Главная Карта портала Поиск Наши авторы Новости Центра Журнал Обратная связь

Тенденции развития мировой электроэнергетики (Ч. 2)

Версия для печати

Специально для портала «Перспективы»

Владимир Кондратьев

Тенденции развития мировой электроэнергетики (Ч. 2)


Кондратьев Владимир Борисович – доктор экономических наук, профессор, руководитель Центра промышленных и инвестиционных исследований Института мировой экономики и международных отношений РАН


Тенденции развития мировой электроэнергетики (Ч. 2)

Электроэнергетика переживает не менее радикальные перемены, чем во время массового строительства ядерных реакторов в 1960 – 1970-е годы. Растет доля альтернативных источников энергии, усиливается диспропорция цен на уголь и природный газ, переосмысливается роль атомной энергетики. Мировая экономика превращается из энергодефицитной в энергоизбыточную. Во второй части статьи рассматриваются глобальные перспективы отрасли и пути ее реформирования в ЕС, Индии, Бразилии, Южной Корее и – более детально – в России.

Широкомасштабные изменения, которые происходят в настоящее время в мировой энергетике, идут достаточно медленно и зачастую малозаметно для окружающих. Однако перед энергокомпаниями и политиками уже стоят новые вызовы, и от того, какие на них будут найдены ответы, зависит будущее отрасли на много лет вперед.

Европейский союз

По сравнению со среднемировой структурой генерации электроэнергии, в странах Евросоюза заметно выше доля АЭС (почти 30%), а также альтернативных источников энергии – ветра, биомассы и др. (около 8%).

Рис. 1. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

рис1.png

Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D.C.

Основным органом, ответственным за разработку и согласование энергетической политики ЕС, является Генеральная дирекция по энергетике (до 2010 г. – Генеральная дирекция по энергетике и транспорту). Последующие ступени регулирования относятся к уровню отдельных стран-участниц ЕС, в каждой из которых могут действовать различные системы управления отраслью. Один представитель от каждой страны ЕС входит в ассоциацию регуляторов ERGEG (European Regulators' Group for Electricity and Gas). Ассоциация была образована Еврокомиссией в качестве консультативного органа по вопросам создания внутреннего рынка электроэнергии. Основной деятельностью ассоциации является разработка законопроектов и стратегических документов по развитию отрасли.

Либерализация рынков ЕС не предполагала обязательной приватизации электроэнергетики. Во многих странах по-прежнему остались крупные генерирующие компании, большая часть акций которых принадлежит государству (Италия, Швеция). Компании, обладающие большой долей и властью на рынках соответствующих стран, характерны и в целом для ЕС: это EdF во Франции, EdP в Португалии, «Electrabel» в Бельгии и т. д.

Функции передачи электроэнергии и управления режимами энергосистем в большинстве стран выполняются системными операторами. На территории ЕС действуют в настоящий момент 34 системных оператора, объединенных в ассоциацию ENTSO-E. В соответствии с Третьим пакетом энергетических законов она осуществляет общеевропейское планирование и координацию параллельно работающих энергосистем. 

Директива EC от 26.06.2003 накладывала на страны-участницы Евросоюза обязательства по дерегулированию и либерализации электроэнергетики. Директива также предполагала последующее объединение локальных рынков электроэнергии в единый внутренний рынок ЕС. В качестве целей реформы были названы повышение эффективности электроэнергетики, снижение цен на электроэнергию, улучшение качества обслуживания и рост конкуренции.

В первую очередь предусматривалось разделение вертикально-интегрированных энергокомпаний по видам деятельности и обеспечение конкуренции в секторах генерации и сбыта. Речь не шла об обязательной смене владельца, если при этом операторы передающих и распределительных сетей обеспечивали недискриминационный доступ к сети с экономически обоснованной ценой подключения. Ключевым элементом разделения было формирование независимых органов управления и принятия решений в передающих, распределительных и генерирующих компаниях.

Директива была нацелена на создание совместимых условий поставки электроэнергии потребителям в странах-членах ЕС, что позволит в дальнейшем прийти к единому европейскому рынку электроэнергии. К таким условиям относятся: уровень конкуренции на рынке, экономическая обоснованность стоимости электроэнергии, возможность свободного выбора поставщика, система тендеров для введения новой мощности, снижение выбросов CO2 в атмосферу и др. 

В результате реформы европейский рынок электроэнергии представляет собой конгломерат соединенных между собой региональных рынков (Балтия; Восточная Центральная Европа; Западная Центральная Европа; Южная Центральная Европа, Северная Европа; Юго-Западная Европа и Франция-Великобритания-Ирландия).

Одна из главных проблем на пути формирования единого рынка – наличие перегрузок на трансграничных сечениях между региональными рынками. Предполагается решить эту проблему посредством стимулирования инвестиций в сетевую инфраструктуру и завершить формирование единого рынка к 2014 г. Наиболее развитым считается рынок Северной Европы, в особенности его скандинавская часть. На этом рынке наблюдаются одни из самых низких цен в Европе, а ликвидность превышает 30%.

На территории ЕС действуют 9 основных бирж электроэнергии: «NordPool», EEX, IPEX, «Powernext», APX NL, APX UK, «Belpex», «Endex» и «Omel». В последние годы отмечается тенденция к слиянию бирж и расширению охватываемой ими территории. На всех биржах торговля осуществляется в режиме «на сутки вперед», на некоторых также существуют внутридневные, балансирующие и фьючерсные рынки.

Несмотря на проведенную либерализацию, во многих странах сохраняется существенная доля регулируемых поставок электроэнергии. В большей степени это касается новых членов ЕС – Болгарии, Эстонии, Литвы, Латвии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии, однако регулируемые тарифы для населения сохраняются и в некоторых странах с развитыми рынками, таких как Франция и Италия.

Индия

Более 30% генерирующих активов контролируется правительством на национальном уровне. Наиболее крупные генерирующие компании – Национальная гидрогенерирующая корпорация, Атомная энергетическая корпорация Индии, Национальная теплоэнергетическая корпорация. На уровне отдельных штатов государство владеет 52% генерирующих компаний и распределительными компаниями. Под контролем государства находится корпорация «PowerGrid of India», отвечающая за функционирование и развитие национальной энергосистемы. Примерно 13% генерации на уровне штатов принадлежит частным владельцам.

В структуре генерации электроэнергии преобладают тепловые электростанции, работающие на угле. По сравнению со среднемировыми показателями в Индии относительно большую роль играют гидроэлектростанции (25%) и возобновляемые источники энергии (7%) – прежде всего биомасса (рис. 2).

Рис. 2. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

рис2.png
Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D.C.

За развитие отрасли и формирование энергетической политики в стране в целом отвечает Министерство энергетики Индии. Реализация внутренней энергетической политики на уровне штатов находится в компетенции их правительств.

Тарифы на производство электроэнергии генерирующими компаниями, принадлежащими государству, и на передачу электроэнергии по магистральным сетям устанавливаются Центральной регулирующей комиссией Индии. На региональном уровне деятельность энергокомпаний регулируется 28 соответствующими государственными регулирующими комиссиями штатов.

  В последние десятилетия правительство Индии проводит либерализацию рынков и принимает меры для стимулирования частных инвестиций в электроэнергетику при сохранении государственного регулирования этой отрасли. Закон об электроэнергии, принятый в 2003 г., стал основным государственным актом реформирования электроэнергетики. Закон отменил требования обязательного лицензирования проектов строительства генерирующих объектов, создал условия для развития конкуренции и привлечения иностранных инвесторов, запустил процессы разделения по видам деятельности. В целях привлечения частных инвестиций правительство Индии выпустило специальное руководство, определяющее правила участия частных инвесторов в проектах по генерации, передаче и распределению электроэнергии. 

Для развития торговли электроэнергией закон устанавливает следующие этапы:

определение соответствующей регулирующей комиссией тарифа на продаваемую электроэнергию по формуле «издержки производства + нормативная доходность»;

определение тарифа на основе конкурсных торгов;

ценовая конкуренция производителей электроэнергии и открытие рынка.

С июня 2002 г. в стране функционирует Энергетическая торговая корпорация Индии (PTC), основным видом деятельности которой на первом этапе являлась закупка излишков электроэнергии у генерирующих компаний и последующая их продажа вертикально интегрированным энергокомпаниям штатов по экономически обоснованной стоимости, обеспечивающей оптимальное соотношение интересов продавцов и покупателей.

PTC не имела в собственности ни генерирующих, ни сетевых активов и функционировала в качестве единственного поставщика, минимизирующего финансовые и операционные риски покупателей и продавцов электроэнергии. Она гарантировала своевременную оплату производителям электроэнергии и исполнение обязательств по ее поставке покупателям.

Бразилия 

 Здесь в структуре генерации преобладает гидроэнергетика, на которую приходится до 80% производимой в стране электроэнергии. Значение АЭС, газовых и угольных электростанций невелико. Относительно важную роль играют электростанции, работающие на биомассе (рис. 3).

Рис. 3. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

рис3.png
Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D.C.

Бразилия вместе с Канадой и Китаем входит в тройку стран с наибольшей выработкой гидроэлектроэнергии. ТЭС, являющиеся резервом на время сезонов низкой водности, сильно зависят от импортируемого топлива. В настоящее время большое внимание уделяется развитию ветровой и солнечной энергетики, электростанций на биомассе (в частности, на этаноле), малых гидроэлектростанций.

Электроэнергетические предприятия Бразилии в соответствии с формами собственности можно условно разделить на три группы: государственные, муниципальные и частные. К государственным компаниям относятся: «Eletrobrás» – генерация, передача, распределение; «Eletronorte» – генерация, передача, распределение; «Boa Vista» – распределение; NUCLEN – ядерная энергетика; CEPEL – исследования.

Муниципальные предприятия CESP, CEMIG, COPEL, CEEE занимаются генерацией, передачей и распределением, «Transmissão Paulista» – только передачей электроэнергии, а еще 11 муниципальных компаний – исключительно распределением. К категории частных предприятий относятся 5 генерирующих компаний и 40 компаний, занимающихся распределительной деятельностью.

Самой крупной компанией отрасли является холдинг «Eletrobras», 78% акций которого в настоящий момент принадлежит государству. Под контролем «Eletrobras» находятся 40% установленной генерирующей мощности, 60% линий электропередачи и государственные распределительные компании. Десятью крупнейшими компаниями по установленной мощности являются CHESF, «Furnas», «Eletronorte», «Itaipu», CESP (входят в холдинг «Eletrobras»), CEMIG-GT, «Tractebel», COPEL-GER, AES TIETÊ, «Duke Energy».

  Национальная объединенная энергосистема (Rede Basica / SIN) – одна из самых больших в мире как по протяженности сетей, так и по установленной мощности. Вне SIN существует изолированная система для части региона Амазонии, которая контролируется «Eletrobras». Бразилия связана линиями электропередачи с Парагваем, Аргентиной, Венесуэлой и Уругваем.

Основные положения отраслевой политики определяются президентом страны на основе предварительных консультаций, проводимых Советом национальной политики в области энергетики и Комитетом профильных министерств (CNPE). В состав CNPE входят Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики (MME), Министерство финансов и Министерство окружающей среды.

  За стратегию и планирование развития электроэнергетики кроме MME (ведущее министерство) отвечает Государственная исследовательская компания в энергетике (EPE). EPE разрабатывает стратегию на 10-летний период с ежегодной корректировкой и на 25-летний период с корректировкой раз в 3 – 4 года. Ключевые документы, определяющие правила функционирования электроэнергетики Бразилии, разрабатываются в EPE и передаются в MME для дальнейшего утверждения Комитетом профильных министерств.

  Независимым регулятором является Национальное агентство по электроэнергетике (ANEEL) – автономный орган, утвержденный законодательно, административно связанный c MME, но не подчиняющийся ему. ANEEL занимается регулированием и контролем генерации, передачи и распределения электроэнергии в соответствии с действующим законодательством, директивами и политикой правительства.

  Изначально электроэнергетический сектор Бразилии развивался за счет частного капитала. До 1930-х годов производство электроэнергии контролировали в основном два крупных иностранных объединения – американо-канадское («Group Light») и американское (AMFORP). Впоследствии государство начало проводить политику национализации отрасли. В 1961 г. были созданы «Eletrobrás» и MME, а в 1978 г. государство приобрело «Group Light».

К 1990-м годам основой электроэнергетического сектора Бразилии являлись вертикально интегрированные компании, в основном принадлежащие государству. Гиперинфляция, политика дотируемых тарифов и недостаточное финансирование привели к необходимости реформирования отрасли. В 1996 г. были проведены реформы, направленные на либерализацию рынка. В 1998 г. создан оптовый рынок электроэнергии, который начал работать с 2001 г., после определения нормативов и правил функционирования. С 1995 по 1998 г. приватизировано 60% распределительных компаний.

  Результатом этих мер стало сокращение государственных расходов на инвестирование в развитие инфраструктуры – за счет привлечения частного капитала и стимулирования свободной конкуренции. Значительно повысился уровень обслуживания потребителей, снизились объёмы хищения электроэнергии, неплатежей и технических потерь. Однако многолетняя засуха, повлиявшая на объем производства электроэнергии в условиях доминирования гидроэнергетики, несовершенный механизм регулирования и управления отраслью, неудачное распределение инвестиций и их недостаточный объем, а также опережающий предложение спрос нивелировали положительный эффект от реформ и явились основными причинами кризиса 2001 – 2002 гг.

  Основными направлениями новой реформы стали централизация принятия решений и придание большей роли государственному регулированию. Решались также задачи обеспечения надежности энергоснабжения потребителей и предоставления всеобщего доступа к электроэнергии посредством социальных программ.

  В Бразилии существуют две площадки для заключения договоров купли-продажи электрической энергии:

«Ambiente de Contrataçăo Regulado» (ACR) – для заключения регулируемых договоров (на год, 3 и 5 лет вперед). Здесь представлены субъекты генерации и распределения электрической энергии. Купля-продажа осуществляется через ежегодный аукцион, организуемый ANEEL по запросу MME;

«Ambiente de Contrataçăo Livre» (ACL) – для заключения нерегулируемых договоров. На ней представлены субъекты генерации, сбытовые организации, импортеры и экспортеры электроэнергии, а также крупные потребители.

Южная Корея

 Структура генерации электроэнергии в Южной Корее достаточно равномерна. Основные доли приходятся на электростанции угольные, работающие на сжиженном газе и АЭС. При этом удельный вес атомной энергетики заметно выше, чем в среднем по миру (рис. 4). 

Рис. 4. Структура генерации электроэнергии по видам топлива 

рис4а.png

Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D.C.

Примерно 93% вырабатываемой в стране электроэнергии приходится на государственную компанию KEPCO («Korean Electric Power Company»), в которой государству принадлежит 51% акций. Остальные 7% генерируется частными компаниями.

Регулирование осуществляется Корейской электроэнергетической комиссией (Korean Electricity Comission, KOREC), созданной в апреле 2001 г. при Министерстве торговли, промышленности и энергетики (MOCIE). Основными задачами KOREC являются: создание конкурентной среды для электроэнергетических компаний; разрешение вопросов, затрагивающих права энергопотребителей; урегулирование споров, относящихся к предпринимательской деятельности в электроэнергетике.

  Базовый план реформирования электроэнергетики Южной Кореи был утвержден в 1998 г. и предусматривал поэтапный переход к конкурентному рынку:

 1-й этап (2000–2002 гг.) – рынок в форме электроэнергетического пула, в рамках которого цена определяется на основе затрат на производство электроэнергии;

2-й этап (2003–2008 гг.) – также рынок в форме пула, но теперь цена определяется на основе ценовых заявок производителей и потребителей электроэнергии;

3-й этап (начиная с 2009 г.) – розничная конкуренция.

В 2000 г. создана Корейская электроэнергетическая биржа (Korea Power Exchange, KPX), основной задачей которой было управление электроэнергетическим пулом. В 2001 г. начал функционировать пул. Однако переход ко второму этапу реформы так и не состоялся: рынок электроэнергии Южной Кореи до сих пор функционирует как электроэнергетический пул, в котором покупатели не участвуют в ценообразовании.

  В 2009 г. по инициативе правительства был запущен проект по изучению возможных вариантов реформирования электроэнергетики. Действующая модель продолжает дорабатываться с целью улучшения условий конкуренции между производителями. 

В настоящее время KPX, помимо функций коммерческого оператора по управлению электроэнергетическим пулом, выполняет функции системного оператора, к которым относятся управление электрическими сетями и обеспечение надежного функционирования энергосистемы. Кроме того, KPX осуществляет долгосрочное планирование развития генерации и электрических сетей с целью обеспечения надежности поставок электроэнергии. Биржа также предоставляет участникам рынка и потребителям электроэнергии информацию, необходимую для принятия бизнес-решений.

В состав участников электроэнергетического пула входят производители электроэнергии (по состоянию на 2009 г. – 6 дочерних генерирующих компаний KEPCO и 295 частных генерирующих компаний) и единый закупщик электроэнергии (KEPCO). 

Россия

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

Современный электроэнергетический комплекс России включает в себя около 600 электростанций мощностью свыше 5 МВт каждая. Общая установленная мощность электростанций России составляет 223,1 ГВт. Структура генерации представлена на рис. 5.

Рис. 5. Структура генерации по видам топлива в 2011 г.

рис5.png

Источник: Росстат, Минэнерго РФ.

Ежегодно все станции вырабатывают около триллиона кВт-ч электроэнергии. В 2012 г. электростанции ЕЭС России выработали 1 053,4 млрд кВт-ч (на 1,23% больше, чем в 2011 г.).

Лидирующее положение в отрасли занимает теплоэнергетика, что для России является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью. Наибольшее развитие и распространение получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные, на которые приходится около 70% вырабатываемой в стране электроэнергии. Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 (5600 МВт), работающая на природном газе (сохранившаяся с советских времен аббревиатура ГРЭС означает государственную районную электростанцию). Из электростанций, работающих на угле, наибольшая установленная мощность у Рефтинской ГРЭС (3800 МВт). К крупнейшим российским ТЭС относятся также Сургутская ГРЭС-1 и Костромская ГРЭС, мощностью свыше 3 тыс. МВт каждая. В процессе реформы отрасли крупнейшие тепловые электростанции России были объединены в оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК).

Гидроэнергетика предоставляет системные услуги (частоту, мощность) и является ключевым элементом обеспечения надежности Единой энергетической системы страны. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости быстро увеличить объемы выработки, покрывая пиковые нагрузки. У России большой потенциал развития гидроэнергетики: на территории страны сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности этими ресурсами Россия занимает второе место в мире после Китая, опережая США, Бразилию, Канаду.

В настоящее время на территории страны работают 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов всех ГЭС России составляет примерно 46 000 МВт (5-е место в мире). В 2011 г. российскими гидроэлектростанциями выработано 153,3 млрд кВт-ч электроэнергии. В общем объеме производства электроэнергии доля ГЭС составила 16%.

В ходе реформы электроэнергетики была создана федеральная гидрогенерирующая компания ОАО «ГидроОГК» (текущее название – ОАО «РусГидро»), которая объединила основную часть гидроэнергетических активов страны. До недавнего времени крупнейшей российской гидроэлектростанцией считалась Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6721 МВт (Хакасия). Однако после трагической аварии 17 августа 2009 г. ее мощности частично выбыли из строя.

Россия обладает технологией ядерной энергетики полного цикла от добычи урановых руд до выработки электроэнергии. На сегодняшний день в стране эксплуатируется 10 АЭС (в общей сложности 33 энергоблока) установленной мощностью 23,2 ГВт, которые вырабатывают около 15% всего производимого электричества. В стадии строительства – еще 5 АЭС. Широкое развитие атомная энергетика получила в европейской части России (30% от общего объема выработки электроэнергии), особенно на Северо-западе (37%). В декабре 2007 г. в соответствии с Указом Президента РФ была образована Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», которая управляет всеми ядерными активами, включая как гражданскую часть атомной отрасли, так и ядерный оружейный комплекс. На нее также возложены задачи по выполнению международных обязательств России в области мирного использования атомной энергии и режима нераспространения ядерных материалов.

Основные объекты электроэнергетики России были построены в советский период. Однако уже в конце 1980-х годов проявились признаки замедления темпов развития отрасли: обновление производственных мощностей стало отставать от роста потребления электроэнергии. В 1990-е годы объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. По технологическим показателям российские энергокомпании серьезно отставали от своих аналогов в развитых странах. Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению. Из-за снижения контроля за соблюдением правил безопасности и значительной изношенности фондов существовала высокая вероятность крупных аварий.

Отрасль требовала срочных масштабных преобразований, способствующих обновлению основных мощностей, повышению эффективности, надежности и безопасности энергоснабжения потребителей. С этой целью Правительство РФ в начале 2000-х годов взяло курс на либерализацию рынка электроэнергии, реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику.

В 2000 – 2001 гг. в качестве основного возможного источника инвестиционных ресурсов рассматривался частный сектор. Был реализован принцип разделения вертикально интегрированной структуры отрасли. При этом так называемые естественные монополии – передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление – были отделены от конкурентных секторов: генерации и сбыта, ремонта и сервиса.

Монополии, равно как и атомные электростанции, остались под контролем государства, тогда как генерирующие, сбытовые и ремонтные компании должны были стать частными и конкурировать друг с другом. За счет этого создавались предпосылки для свободного рынка электроэнергии, цены на котором не устанавливаются государством, а определяются на основе соотношения спроса и предложения. Как ожидалось, частные энергокомпании станут заинтересованными в повышении эффективности и снижении издержек.

На базе тепловой генерации было создано шесть экстерриториальных структур – оптовых генерирующих компаний (ОГК). В отдельную структуру были выделены ГЭС (компания «РусГидро»). Кроме того, создали 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), в состав которых были включены в основном ТЭЦ. На базе распределительных сетей возникли межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), объединенные в холдинг, контрольный пакет акций которого остался у государства (в отличие, например, от Украины, где все облэнерго были преобразованы в самостоятельные компании). Наконец, магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК).

Правительственное постановление «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» было принято в июле 2001 г., реально реформа стартовала в 2003 г. К началу 2008 г. завершилось формирование ОГК и ТГК, которые были приватизированы. Новые собственники, в число которых вошли как государственные («Газпром», «Интер РАО»), так и российские и иностранные частные компании («Норильский никель», «Евросибэнерго» Олега Дерипаски, итальянская «Enel», немецкая E.ON), подписали весьма серьезные инвестиционные обязательства.

В целом с 2008 г. российский энергорынок живет и работает по новым правилам. Но результаты этой работы выглядят весьма противоречивыми и не вполне удовлетворяют как правительство, так и потребителей электроэнергии. 

Наиболее заметным следствием реформы стал рост тарифов на электроэнергию, которые увеличились за пять лет более чем вдвое. И если для населения ее стоимость устанавливается государством и пока удерживается на относительно низком уровне, то промышленные предприятия платят порой больше, чем их европейские конкуренты. К 2012 г. средние цены для промышленных потребителей в России вплотную приблизились к американскому уровню (рис. 6) – притом что до реформы они были ниже более чем в два раза.

Рис. 6. Средние цены на электроэнергию для промышленных потребителей
в России и США, в центах США за 1 кВт-ч

рис6.png

Источник: Ведомости, 7 ноября 2013 г.

Начиная с 2002 г. цены для промышленности выросли в 2,7 раза, что лишило отечественную экономику одного из важнейших конкурентных преимуществ более низких издержек на электроэнергию по сравнению с другими развитыми странами. Непрогнозируемый рост стоимости электроэнергии поставил под вопрос конкурентоспособность России на мировом рынке. Так, заметно снизилась рентабельность энергоемких отраслей: если, например, в металлургии в 2008 г. она составляла 21 – 32%, то в 2012 – 6-13%, что даже ниже, чем в кризисном 2009 г. [1]

Конкуренция, на которую возлагали такие надежды, не оправдала себя. Несмотря на создание в России оптового рынка электроэнергии и отказ от регулирования цен для промышленных потребителей, тарифы продолжают подниматься, а качество услуг, предоставляемых отраслью, по-прежнему находится на низком уровне. Особенно заметно отсутствие свободного выбора поставщика.

Резко обострилась ситуация с подключением новых потребителей, в первую очередь промышленных. По данным Института проблем естественных монополий, удельная стоимость подключения в расчете на 1 кВт мощности составила в 2010 г. 1,5 тыс. долл., в то время как в остальных странах подключение либо вообще бесплатно, либо стоит от 50 до 200 долл. Дороговизна и сложность подключения новых потребителей к сети стала огромной проблемой. Данный процесс длится в среднем более девяти месяцев. Как считают некоторые российские специалисты, этот фактор является одним из главных барьеров, препятствующих развитию в России малого и среднего бизнеса.

Реформа не привела и к повышению эффективности и надежности отрасли, скорее наоборот. Именно после ее начала произошли и «московский блэкаут» 2005 г., и авария на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 г. Аварийность на электростанциях России в 2011 г. выросла на 18% по сравнению с предыдущим годом, причем на 90% этот рост обусловлен вводом новых мощностей. Среди «лидеров» аварийности оказались не только российские, но и иностранные компании, такие как германская E.ON (владеющая Шатурской ГРЭС) и финская «Fortum» (Тюменская ТЭЦ-1 и Челябинская ТЭЦ-3) [2]. Причинами были несогласованность в действиях различных служб и компаний, появившихся на месте некогда единого энергокомплекса, некомпетентность руководства, изношенное оборудование, отсутствие контроля над энергохозяйством. Многие специалисты отмечают, что в ходе реформы к руководству энергетическими компаниями и отраслью в целом пришли непрофессионалы, рассматривающие деятельность предприятий исключительно с точки зрения финансов. Возросло количество всевозможных злоупотреблений, электростанции и сбытовые компании оказались окружены сетью из множества частных посредников. По мнению ряда экспертов, именно эти паразитические структуры в основном ответственны за рост энерготарифов.

Наконец, инвестиции в российскую энергетику в необходимом объеме так и не поступили. Инвестобязательства, которые взяли на себя новые собственники ОГК и ТГК, не были выполнены. По данным Росстата, в 2009 г. (то есть после завершения реформы) были введены в строй 1,9 млн кВт новых мощностей. Это ниже, чем в 2005 г. (2,2 млн кВт), значительно ниже, чем в 1990 г. (3,7 млн кВт), и уж тем более, чем в 1985 г. (9 млн кВт). В 2011 г. показатели ввода мощностей снизились и составили 1,5 млн кВт [3]. Еще красноречивее свидетельствуют цифры по отдельным пятилетиям (табл. 1). 

Таблица 1. Ввод новых мощностей в электроэнергетики по пятилетиям, млн кВт

1981 1985 гг.

1986 1990 гг.

2001 2005 гг.

2006 2010

30,8

21,0

7,2

5,2

Источник: Российский статистический ежегодник. 2006. М. Росстат 2006;
Российский статистический ежегодник. 2012. М. Росстат 2012;
Российская Федерация в 1992 г. Госкомстат России. М. 1993.

Ежегодный прирост установленной мощности в России за 2006-2010 гг. оказался самым низким среди крупнейших мировых производителей электроэнергии (табл. 2). 

Таблица 2. Ежегодный прирост установленной мощности в электроэнергетике ведущих стран мира в 2006‒2010 гг., %

Страны

Темпы прироста

Канада

2,1

США

1,4

Бразилия

3,2

Франция

1,6

Германия

3,0

Россия

0,6

Китай

9,3

Индия

6,0

Япония

0,6

Источник: Total Electricity Installed Capacity. U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics.
Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D.C. 2013.

Недоинвестирование, нехватка капвложений в модернизацию оборудования, высокий износ по-прежнему остаются серьезными проблемами российской энергетики. По данным издания «Свободная пресса», по состоянию на конец 2010 г. около 25% генерирующих мощностей полностью выработали свой ресурс. Износ электросетей в начале 2012 г., согласно оценкам компании «Ренессанс Капитал», достигал 70%.

Проблема российской энергетики в том, что хозяйство слишком велико и слишком запущено. Для приведения его в порядок и обеспечения нормального функционирования нужны очень значительные средства. Поэтому российским властям приходится делать выбор: или ориентироваться на частные инвестиции, допуская при этом установление высоких тарифов, чтобы инвесторы могли получить прибыль на вложенные в модернизацию средства; или дотировать энергетику за счет государства и смириться с тем, что эта отрасль будет не слишком привлекательной для частного капитала.

Опыт российской реформы энергетики показывает, что главным фактором, определяющим успех или неудачу любых преобразований, является качество управления [4].

Как пишет журнал «Эксперт», вместо одной государственной монополии, с которой регулирующим органам 10 – 15 лет назад удавалось справиться, появилось множество локальных частных монополий, неконтролируемая деятельность которых и привела к быстрому росту тарифов. Так, ТГК-14 покупает уголь у компании СУЭК (то есть у себя самой) по цене в пять раз выше себестоимости [5].

Ставка на привлечение в отрасль крупных стратегических инвесторов вызвала расслоение генерирующих активов на привлекательные с точки зрения окупаемости и прочие, которые остались недоинвестированными. Если до реформы отрасль была донором всей российской экономики, то теперь ситуация обратная – энергетика выкачивает средства из промышленности и бизнеса, не демонстрируя положительных результатов.

Перспективы мировой электроэнергетики

В настоящее время отрасль переживает не менее радикальные перемены, чем во время массового строительства ядерных реакторов в 1960 1970-е годы. Одновременно развивается сразу несколько масштабных процессов. Это, во-первых, значительное увеличение в ряде стран доли альтернативной энергетики; во-вторых, изменения, вызванные диспропорцией цен на уголь и природный газ; в-третьих, переосмысление роли атомной энергетики.

Мировой рынок электроэнергии понятие в значительной степени абстрактное. По вполне понятным логистическим причинам можно говорить лишь о национальных и региональных рынках, слабо связанных друг с другом. Тем не менее, в 2013 г. на многих из этих рынков наблюдались одни и те же тенденции.

Прежде всего, мировая экономика превращается из энергодефицитной (до 2008 г.) в энергоизбыточную. Практически во всех западных странах растет доля невостребованных генерирующих мощностей. Это объясняется, в частности, тем, что экономический кризис и деиндустриализация привели к сокращению спроса на электроэнергию со стороны крупных потребителей. Среди других причин – принимаемые в западных странах меры по энергосбережению и быстрое развитие в последние годы альтернативной энергетики, которая пользуется поддержкой властей и теснит на рынке традиционных производителей.

В странах ЕС потребление электроэнергии, по данным «Eulectric», сократилось в 2007 2011 гг. на 1,7%. С 2007 г. по 2012 г. в Великобритании произошел спад на 7,5%, Италии на 4,3%, Германии на 3,2%. Кризис в экономике Запада косвенно влияет и на азиатские страны, экспортирующие свои товары в США и Европу. Так, в Китае в 2013 г. потребление электроэнергии возрастет только на 3,4%, в то время как в 2012 г. был зафиксирован рост на 7,5%. В результате и Китай столкнулся с нетипичной для себя проблемой избытка мощностей, что, в частности, привело к рекордному падению цен на энергетический уголь.

Из крупных рынков один лишь индийский в 2013 г. продолжал испытывать дефицит электроэнергии. В Индии нарастают противоречия между насущными потребностями экономики и населения и возможностями их обеспечения. При этом все сложнее становится получить разрешение на строительство энергоблоков, угольных карьеров или железных дорог. В Индии практически нет свободной земли, которую не занимали бы населенные пункты, сельскохозяйственные угодья или охраняемые государством природные зоны. Электростанциям не хватает угля: его не удается ни добывать в необходимых объемах внутри страны, ни завозить из-за рубежа – по причине ограниченной пропускной способности портов и железных дорог.

Из-за усиления экономического кризиса и необходимости сократить бюджетные дефициты многие страны в 2011 2012 гг. уменьшили льготы для производителей энергии из возобновляемых источников. Тем не менее эта отрасль по-прежнему пользуется в ЕС большими привилегиями. В частности, закупки альтернативной электроэнергии осуществляются по «зеленым» тарифам и имеют приоритет перед энергией, полученной из традиционных источников. В ЕС действует программа «20-20-20», в рамках которой на альтернативную энергетику к 2020 г. должно приходиться 20% выработки электроэнергии в регионе. К концу 2012 г. совокупная мощность европейских ветроэлектростанций (ВЭС) существенно превышала отметку 100 ГВт (в конце 2007 г. этот показатель составлял 56 ГВт), а общая мощность солнечных электростанций (СЭС) возросла за то же время с 5 до примерно 70 ГВт.

Как отмечают эксперты из «Boston Consulting Group», благодаря увеличению доли альтернативных источников европейский энергорынок становится более сложным, менее стабильным и более уязвимым. Повышаются тарифы для конечных потребителей, растут риски энергетических компаний.

На этом фоне возрастают требования к энергосетям. Они должны быть теснее интегрированы как на локальном, так и на межгосударственном уровне, чтобы иметь возможность принимать электроэнергию от большого числа небольших и нестабильных генераторов. При этом многие мелкие потребители могут время от времени становиться поставщиками, сбрасывая в сеть излишки электроэнергии, полученной от солнечных батарей или ветряков.

Чтобы такие сети могли функционировать, необходимы массовое внедрение технологий smart grid (интеллектуальных сетей) и разработка новых, более жестких стандартов безопасности, а также систем максимально гибкого реагирования, отслеживающих и гасящих колебания в объемах предложения электроэнергии. Пока европейские страны еще серьезно не брались за решение этих проблем. Известно лишь, что для создания такой сети в общеевропейских масштабах понадобятся годы и сотни миллиардов евро. Между тем государства сейчас не имеют лишних средств, чтобы возглавить этот инвестиционный процесс, небольшие компании, занятые в отрасли альтернативной энергетики, не имеют для этого возможности, а крупные корпорации считают такие капиталовложения слишком долгосрочными и чересчур рискованными. В частности, E.ON и RWE намерены сократить инвестиции в морскую ветроэнергетику именно из-за очень высоких затрат на сетевую составляющую проектов.

Влияние альтернативной энергетики на стоимость электроэнергии является двояким. По оценке «Boston Consulting Group», ее поставки осуществляются фактически вне рынка, в то время как обороты свободной торговли электроэнергии, полученной из традиционных источников, сокращаются. По сути, европейские страны приходят к тому, от чего в свое время ушли, к регулируемым поставкам электроэнергии по ценам, определяемым государством.

Диспропорция между углем и природным газом, используемыми для генерации электроэнергии, возникла в 2012 г., когда мировые цены на уголь резко упали из-за увеличения его экспорта из США и Индонезии, а газ в целом остался на достаточно высоком ценовом уровне. Многие эксперты полагают, что нынешний «угольный ренессанс» в Европе имеет кратковременный характер. Согласно одной из директив ЕС, энергокомпании должны до 2016 г. закрыть устаревшие угольные энергоблоки, не отвечающие новым жестким стандартам, или установить на них дорогостоящее оборудование, позволяющее сократить выбросы до необходимого минимума.

Немецкие компании в основном замещают старые блоки новыми, использующими самые современные природоохранные технологии. Однако в таких странах, как Великобритания и Польша, проблема замены закрываемых ТЭС очень актуальна. Оптимальным решением было бы возвращение к газовым энергоблокам, но для этого европейцам жизненно важно добиться снижения стоимости газа. Поэтому в обозримом будущем, вероятно, усилится давление властей ЕС на «Газпром» с целью ликвидации нынешней системы долгосрочных контрактов, основанных на привязке цен на газ к нефтяным котировкам.

В США, где цены на газ в 2012 г. упали до беспрецедентно низкого уровня, а его доля в энергосистеме стремительно растет (за счет угля), иные проблемы. Появление десятков новых газовых энергоблоков выявило все более острую нехватку инфраструктурных мощностей. Как оказалось, сеть линий электропередачи и газопроводов в стране недостаточно густая, из-за чего возникают все более сильные региональные диспропорции, а цены на локальных рынках порой совершают резкие скачки. Рост добычи сланцевого газа в США прекратился еще в прошлом году из-за нерентабельности. Ведущие американские региональные энергокомпании ожидают подорожания газа в 2013 г. на 35 60% по сравнению с прошлым годом.

Проблемы с углем и газом способствуют тому, что многие страны снова обращают взгляды к атомной энергии. Со времени аварии на японской АЭС «Фукусима-1» прошло более двух лет, и ее последствия воспринимаются уже не так остро. Конечно, правительства таких стран, как Германия, Швейцария или Япония, которые в 2011 г. по горячим следам заявили об отказе от ядерной энергетики, не будут отменять принятые решения. Но в некоторых других странах эта тема в начале 2013 г. снова появилась на повестке дня.

По данным «Global Data», около 45 стран мира, в настоящее время не использующих атомную энергию, рассматривают возможность строительства собственных ядерных энергоблоков. В таких государствах, как Польша, Турция, ОАЭ, уже разработаны конкретные проекты, требующие лишь утверждения государственными органами. Будут, безусловно, продолжать развитие атомной энергетики Россия и Китай.

Примечания

[1] Анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности. Аналитический доклад. ИПЭМ. М. 2013.

[2] Ведомости, 9 ноября 2011 г.

[3] Российский статистический ежегодник. 2006. М. Росстат 2006; Российский статистический ежегодник. 2012. М. Росстат 2012; Российская Федерация в 1992 г. Госкомстат России. М. 1993.

[4] Непростой выбор. UAEnergy, 14.12.2012.

[5] Эксперт, № 27, 2011 г.

Читайте также на нашем портале:

«Тенденции развития мировой электроэнергетики (Ч. 1)» Владимир Кондратьев

«Автомобильная промышленность в развивающихся странах» Владимир Кондратьев

«Автомобильная промышленность: перспективы развития после кризиса » Владимир Кондратьев

«Важнейшие сектора мировой экономики в 2013 г.» Владимир Кондратьев

«Глобальная горнодобывающая промышленность» Владимир Кондратьев

«Глобальная металлургия: тенденции и перспективы развития» Владимир Кондратьев

«Глобальная оборонная промышленность» Владимир Кондратьев

«Глобальная обрабатывающая промышленность» Владимир Кондратьев

«Глобальная фармацевтическая промышленность» Владимир Кондратьев

«Глобальный рынок машиностроения» Владимир Кондратьев


Опубликовано на портале 22/11/2013



Мнения авторов статей могут не совпадать с мнением редакции

[ Главная ] [ Карта портала ] [ Поиск ] [ Наши авторы ] [ Новости Центра ] [ Журнал ] [ Обратная связь ]
Все права защищены © "Перспективы", "Фонд исторической перспективы", авторы материалов, 2011, если не обозначено иное.
При частичной или полной перепечатке материалов ссылка на портал "Перспективы" обязательна.
Зарегистрировано в Роскомнадзоре.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации: Эл № №ФС77-61061 от 5 марта 2015 г.

Яндекс.Метрика