Специально для портала «Перспективы»
Кондратьев Владимир Борисович – доктор экономических наук, профессор, руководитель Центра промышленных и инвестиционных исследований Института мировой экономики и международных отношений РАН
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
Основным органом, ответственным за разработку и согласование энергетической политики ЕС, является Генеральная дирекция по энергетике (до
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
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
Источник:
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
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
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
Источник:
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
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
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
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
Базовый план реформирования электроэнергетики Южной Кореи был утвержден в
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
В
В
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
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
Ежегодно все станции вырабатывают около триллиона кВт-ч электроэнергии. В
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
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
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
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
В целом с
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
Рис. 6. Средние цены на электроэнергию для промышленных потребителей
в России и США, в центах США за 1 кВт-ч
Источник: Ведомости, 7 ноября 2013 г.
Начиная с
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
Реформа не привела и к повышению эффективности и надежности отрасли, скорее наоборот. Именно после ее начала произошли и «московский блэкаут»
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
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 |
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
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
Прежде всего, мировая экономика превращается из энергодефицитной (до
В странах ЕС потребление электроэнергии, по данным «Eulectric», сократилось в 2007 – 2011 гг. на 1,7%. С
Из крупных рынков один лишь индийский в
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
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
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
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
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
[3] Российский статистический ежегодник.
[4] Непростой выбор. UAEnergy, 14.12.2012.
[5] Эксперт, № 27,
Опубликовано на сайте 22/11/2013