Журнал "Энергорынок" # 3 за 2006 год

    Холода, установившиеся на территории России в январе-феврале 2006 г., стали серьезным испытанием на прочность для всей энергосистемы страны. Наиболее сложная ситуация сложилась в крупных городах, центрах экономического и промышленного роста - Москве, Санкт-Петербурге, Тюмени, где уровень потребления электроэнергии и в нормальных условиях чрезвычайно высок. В московской энергосистеме максимум нагрузки в пик холодов достигал 16200 МВт, в Санкт-Петербурге - 7000 МВт. В тюменской энергосистеме этот показатель составил 10068 МВт, превысив максимум 1991 г. на 1325 МВт. Был поставлен и отраслевой рекорд: ЕЭС России работала в этот период с нагрузкой 150,3 тыс. МВт.
    Морозы усложнили работу не только энергетиков, но и газовиков. Из-за технологических особенностей транспортировки газа в условиях низких температур Газпром ограничил его поставки практически всем электростанциям РАО "ЕЭС России", использующим это топливо в качестве основного. В результате доля газа в топливном балансе, например, электростанций ОАО "Мосэнерго" снизилась на 20%, а в Саратове и Вологде - на 80% от плановых объемов. Все электростанции РАО "ЕЭС России", попавшие под ограничения Газпрома, перешли на резервное топливо в штатном режиме.
    В ряде регионов России зимний максимум нагрузки удалось пройти благодаря введению режима энергосбережения на промышленных предприятиях. В пик холодов ограничения в московской энергосистеме достигали 500 МВт. Аналогичные меры предпринимались и в Северо-Западном регионе. РАО "ЕЭС России" пришлось даже снизить экспорт электроэнергии в Финляндию. Впрочем, "северный сосед" отнесся к этому с пониманием.
    В период холодов в каждом регионе были созданы оперативные штабы для координации действий энергетиков и местных властей, силовых органов и структур МЧС. В состав московского штаба, помимо руководства РАО "ЕЭС России" и московской энергосистемы, вошли представители органов государственной власти Москвы и Московской области, Минобороны, МЧС. На его итоговом заседании, 10 февраля, было отмечено, что московская энергосистема в целом безаварийно прошла период аномально низких температур и вызванного этим роста электропотребления. Россияне тоже остались довольны: более 70% из них, по данным ВЦИОМ, отметили хорошую работу энергосистемы. Мэр Москвы Юрий Лужков поддержал инициативы менеджмента РАО "ЕЭС России", направленные на обеспечение надежного энергоснабжения объектов социнфраструктуры.
    Кроме того, при непосредственном содействии правительств Москвы и Московской области разработана Энергетическая программа развития столичного региона до 2010 г., в рамках которой в регионе в ближайшие четыре года будут введены в эксплуатацию 2100 МВт за счет строительства новых и модернизации действующих энергообъектов. Уже возводятся новые парогазовые энергоблоки мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и ТЭЦ-21 ОАО "Мосэнерго".

    Новые условия - новые задачи
    Период холодов закончился, но можно ли гарантировать, что следующая зима будет менее морозной? Кроме того, рост экономики государства и достатка его граждан увеличивает энергопотребление. Именно об этом говорил Анатолий Чубайс в конце ноября 2005 г. на конференции "РАО "ЕЭС России"" - открытая компания".
    По его словам, сегодня большинство динамично развивающихся регионов уже достигли уровня советского максимума энергопотребления. А в ряде субъектов федерации эти показатели значительно превышены: по сравнению с 1990 г. в Ленинградской области - на 3%, в Тюменской - на 9%, в Московской - на 15%, в Калининградской - на 17%. В ближайшие пять лет аналогичная ситуация ожидает Томскую, Карельскую, Астраханскую, Хабаровскую энергосистемы, Кубань.
    В 2005 г. в России спрос на электроэнергию достиг 940 млрд кВт.ч. Единая энергосистема вплотную подошла к советскому максимуму в 1074 млрд кВт.ч.
    Вместе с ростом объемов электропотребления меняется и его структура. Так, в Московском регионе доля непромышленных потребителей в 2005 г. по сравнению с 1990 г. выросла с 45 до 66%. По оценкам экспертов, в среднесрочной перспективе эта динамика сохранится. Повышение уровня жизни и развитие инфраструктуры в Москве и других крупных городах сопровождается массовым приобретением бытовой техники, строительством новых жилых кварталов, офисных и торговых центров, открытием предприятий сферы услуг.
    При этом управлять энергопотреблением населения, владельцев и арендаторов офисных центров, торговых площадей очень сложно. Если заводу или фабрике достаточно объявить режим загрузки, то бытовых потребителей невозможно заставить в 20:00 выключить все электроприборы. А значит, растет потребность в современных высокоманевренных генерирующих мощностях.

    На горизонте дефицит
    Годовой объем инвестиционной программы предприятий РАО "ЕЭС России" внушителен - 4,4 млрд долл. в 2005 г. Даже при условии, что на строительство новых объектов генерации направляется половина этих средств - около 2,2 млрд долл., - энергохолдинг в состоянии ежегодно вводить в эксплуатацию новые высокоэффективные электростанции. За последние годы начали работу парогазовые блоки первой очереди Северо-Западной ТЭЦ и Калининградской ТЭЦ-2, Тюменская ТЭЦ, Сочинская ТЭС, четыре гидроагрегата Бурейской ГЭС. Продолжается строительство Ивановской ПГУ, Бурейской, Ирганайской, Зеленчукской ГЭС и других станций.
    Однако текущие темпы нового строительства способны покрыть только выбытие устаревших генерирующих мощностей. В условиях жесткого государственного тарифного регулирования, направленного на сдерживание роста цен на электроэнергию, дополнительных источников инвестиций у энергетиков нет.
    Между тем, по данным 2004 г., выработка паркового ресурса на всех типах электростанций России достигает 25%. По прогнозам, при сохранении текущей ситуации к 2010 г. этот показатель составит более 37%. В настоящее время более 55% парка турбинного оборудования электростанций России - агрегаты, отработавшие более 25 лет. До сих пор в ряде регионов используется энергооборудование, введенное в эксплуатацию еще в 1930-1940 гг. Электроэнергетика - один из немногих секторов российской экономики, где степень износа основных фондов неизменно увеличивается: с 40,6% в 1990 г. до 56,4% в 2005 г.
    В условиях стремительного роста энергопотребления и изменения его структуры отечественная электроэнергетика остро нуждается в новом масштабном строительстве высокоэффективной генерации. В противном случае уже к 2009 г. Россия столкнется с непокрываемым дефицитом мощности в объеме до 5000 МВт. Сохранение существующих тенденций в энергетике, помимо обострения социальной напряженности, грозит и серьезными экономическими проблемами. Недоинвестированность отрасли способна превратить ее из локомотива экономического развития в тормоз.

    Сколько стоит станции построить?
    Для обновления парка энергетического оборудования темпами, адекватными развитию экономики России, отрасли требуется 13-15 млрд долл. ежегодно. Необходимость масштабных инвестиций в электроэнергетику отметил и Президент России Владимир Путин.
    В конце прошлого года менеджмент РАО "ЕЭС России" представил Новую энергетическую политику - совокупность механизмов, которые будут способствовать привлечению средств для развития отрасли.
    Предпосылками для активизации инвестиционного процесса являются разделение энергокомпаний на конкурентные и монопольные виды бизнеса, формирование новых субъектов отрасли, в первую очередь межрегиональных генерирующих компаний (ТГК и ОГК).
    По завершении реформы РАО "ЕЭС России" в 2008 г. под контролем государства останутся сетевая и диспетчерская инфраструктура энергетики (ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС"), а также гидрогенерация (ОАО "ГидроОГК).
    В то же время тепловая генерация с формированием ТГК и ОГК становится интересной для частных инвесторов. Она составляет 70% в общем объеме производства электроэнергии в России. Привлечение частных инвестиций именно в этот сектор снимает колоссальное финансовое бремя с государства: по предварительным оценкам, при условии создания прозрачных правил в ближайшие годы может быть вложено 5,7 млрд долл. Однако до окончания реформирования в отрасли сохранится и государственное регулирование тарифов, что не обеспечивает инвестору возврат вложенных средств.
    Учитывая, что средний срок строительства тепловой электростанции - три-пять лет, страна может столкнуться с острейшим дефицитом электроэнергии. Необходимо уже сегодня активно стимулировать инвестиционную активность в российской энергетике. Причем не только в тепловой, но и в гидрогенерации, а также в электросетевом комплексе, где проблем ничуть не меньше.

    Инвестиции сегодня
    Активизировать инвестиционный процесс в тепловой генерации позволит механизм гарантирования инвестиций, разработанный в РАО "ЕЭС России" и одобренный Правительством РФ. Уже в текущем году в рамках данного механизма планируется провести первые инвестиционные конкурсы, площадки для которых выбираются в энергорайонах, вплотную подошедших к советскому максимуму энергопотребления и испытывающих нехватку собственных мощностей. Всего планируется построить современные электростанции суммарной мощностью около 5000 МВт в Москве, Санкт-Петербурге, Тюмени.
    Суть механизма такова: инвестор, привлеченный в результате инвестиционного конкурса, строит в энергодефицитных регионах генерирующие объекты. Если цена электроэнергии новой станции на рынке будет ниже цены, необходимой для окупаемости проекта, разница между ними будет компенсирована инвестору - необходимые для этого средства планируется заложить в тариф ОАО "СО-ЦДУ" в виде дополнительной платы за мощность. Таким образом снимаются риски, связанные с вложением средств в новое строительство.
    Помимо механизма гарантирования инвестиций, обеспечить привлечение средств в энергетику позволит размещение акций дополнительных эмиссий ТГК и ОГК как среди российских, так и среди зарубежных стратегических и портфельных инвесторов. По оценкам аналитиков, размещение акций не менее двух-трех генерирующих компаний в ближайшие полтора-два года позволит привлечь до 3 млрд долл. инвестиций.
    В то же время источники финансирования других секторов электроэнергетики, контроль государства над которыми планируется сохранить, пока не определены. Для сетевой и диспетчерской инфраструктуры отрасли основным инвестиционным ресурсом по-прежнему будут тарифы. Соответствующие регулирующие органы и в дальнейшем станут определять стоимость услуг ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО-ЦДУ". Между тем необходимость масштабного вложения средств в эти секторы актуальна как никогда.
    Одним из источников финансирования может стать пересмотр действующей сегодня тарифной политики - отказ от принципа "инфляция минус". В настоящее время при определении стоимости электроэнергии на следующий год Федеральная служба по тарифам опирается на прогнозный показатель инфляции. Однако уровень роста тарифов необходимо соразмерять с фактическими показателями темпов роста цен в стране, которые на протяжении последних лет значительно превосходили прогнозы и предположения Правительства РФ. В результате только в 2004 г. из-за несоответствия прогнозного показателя инфляции и ее реального значения РАО "ЕЭС России" недополучило 500 млн долл.
    Другим источником инвестиций может стать федеральный бюджет. Не так давно Президент России Владимир Путин провел совещание, посвященное вопросам развития электроэнергетики, в ходе которого обсуждалась необходимость усиления контроля государства в монопольной части электроэнергетического сектора. Согласно российскому законодательству государству должно принадлежать не менее 75% акций в ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" и не менее 52% в ОАО "ГидроОГК". Выполнить это требование можно за счет дополнительных эмиссий акций этих компаний в пользу государства. РАО "ЕЭС России" в начале марта сообщило о своем намерении обратиться в Правительство РФ с предложением предусмотреть на эти цели средства в проекте трехлетнего бюджета страны в объеме более 200 млрд руб., которые будут поступать компаниям по частям в течение нескольких лет и позволят реализовать первоочередные инвестиционные проекты.

Инвестиции: обоснование потребностей
Инвестиции энергокомпаний в рамках тарифных ресурсов	2005 г.		2006 г.
	млрд руб.	млрд долл.	млрд руб.	млрд долл.
Все инвестиции	162,2	5,7	191,3	6,7
РАО "ЕЭС России"	125,5	4,4	136,3	4,8
в том числе
ЦИС	33,5	1,2	38,4	1,4
энергокомпании	70,6	2,5	72,9	2,6
из них на ввод новых мощностей	28,5	1,0	28,5	1,0
Росэнергоатом	26,6	0,9	44,2	1,6
другие компании	10,1	0,4	10,8	0,4

    Стратегические технологии
    В рамках Новой энергетической политики к работе по формированию единой программы развития и размещения энергомощностей планируется привлечь все заинтересованные стороны, в том числе концерн "Росэнергоатом", независимых производителей электроэнергии, органы государственной власти всех уровней, включая представителей Президента РФ в федеральных округах, а также научные и проектные организации. Уже концу текущего года должен быть продуман путь развития российской электроэнергетики на ближайшие 25-30 лет.
    Принятая РАО "ЕЭС России" в 2005 г. Концепция технической политики формирует своеобразный "коридор" технологий, которые составят основу российской энергетики будущего - высокоэффективной, экономичной и экологически безопасной. Этот документ четко формулирует состав технических требований к каждому виду оборудования, а также содержит перечень оборудования, использование которого для модернизации или строительства новых генерирующих мощностей не допускается.
    Технологический вопрос в современной российской энергетике - один из ключевых. Именно поэтому в 2005 г. РАО "ЕЭС России" приобрело блокирующий пакет акций в крупнейшем отечественном энергомашиностроительном концерне "Силовые машины". Энергохолдинг заинтересован в повышении качества выпускаемой компанией продукции: около 80% турбин на электростанциях России произведены Силовыми машинами. В настоящее время РАО "ЕЭС России" совместно с другими собственниками компании - ХК "Интеррос" и концерном Siemens - разрабатывает программу развития Силовых машин, реализацию которой предполагается начать уже в 2006 г.

    Что даст нам НЭП?
    По расчетам энергетиков, реализация мероприятий в рамках НЭП позволит до 2010 г. обеспечить темпы ввода новых мощностей на уровне 1700 МВт в год, а в период с 2011 по 2015 гг. довести этот показатель до 8400 МВт, чтобы полностью покрыть прогнозируемый дефицит электроэнергии, предупредить его возникновение и обеспечить потребности растущей российской экономики.
    Необходимо добавить, что положения новой энергетической политики задают лишь магистральные направления деятельности по исправлению негативных тенденций в отрасли. Дискуссия о возможных альтернативных вариантах решения проблем отнюдь не закрыта. Об этом свидетельствует стремление РАО "ЕЭС России" задействовать в определении пути развития отрасли самый широкий круг интересантов - представителей науки, органов власти (как федеральной, так и региональной, бизнес-сообщества). Неизменной остается лишь главная цель - привлечение масштабных инвестиций в энергетику для строительства новых и модернизации действующих мощностей.

Иван Щеглов     пресс-секретарь ОАО "ОГК-6"     Аномальные морозы, которые в январе и феврале 2006 г. сковали Европейскую часть России, стали проверкой на прочность для молодых компаний, создаваемых в ходе реформирования электроэнергетики. Практически все ОГК понесли финансовые потери. Доходы были недополучены в связи с переходом станций, работающих на газе, на резервное топливо - мазут: поставки газа из-за холодов были ограничены. В частности, выпадающие доходы электростанций, находящихся под управлением ОГК-6, превысили 400 млн руб. (в январе они составили 180 млн руб., а в феврале - 220 млн руб.). Наибольшая часть из этой суммы - 328 млн руб. - пришлась на Киришскую ГРЭС, работающую на газе.     Первоначально поставки газа на электростанции ОГК-6 были снижены на 50%. Ограничения коснулись всех станций компании, кроме ГРЭС-24 и Красноярской ГРЭС-2, которая работает на угле. Новочеркасская и Череповецкая ГРЭС были переведены на резервное топливо. На следующем этапе наибольшие ограничения были наложены на Киришскую ГРЭС, расход газа на которой снизился со 184 тыс. до 51 тыс. куб. м в час. Однако, несмотря на ограничения, практически все станции ОГК-6 увеличили выработку электроэнергии, в частности в январе 2006 г. - на 46,8% (до 3,5 млрд кВт.ч). Плановые показатели возросли на 14,38%. В период сильных заморозков с 18 по 24 января 2005 г. электростанции компании повысили производство электроэнергии по сравнению с планом на 25% - до 1037,1 млн кВт.ч.     1 февраля 2006 г. по заданию СО-ЦДУ ЕЭС Красноярская ГРЭС-2, крупнейшая электростанция федерального подчинения в Восточно-Сибирском регионе России, взяла рекордную за последние десятилетия нагрузку в 1045 МВт, для поддержания которой расход угля составил не менее 20 тыс. т в сутки. Для бесперебойного электроснабжения потребителей на Киришской ГРЭС были приостановлены плановые ремонтные работы на четвертом и шестом энергоблоках и задействован весь объем мощностей станции. Особенно следует подчеркнуть, что в этот период на станциях ОГК-6 аварийные ситуации, которые повлекли бы за собой отключения потребителей, отсутствовали.     Небаланс рынка в январе-феврале 2006 г. по ОГК-6 составил 1,21% при предыдущих среднегодовых показателях 7-10%. На сегодняшний день накоплен небаланс 2,5 млрд руб. Предстоит решить вопрос о его списании либо возмещении за счет тарифа. Ограничения и перерасход резервного топлива скажутся на чистой прибыли. По прогнозам, суммарная чистая прибыль электростанций, входящих в ОГК-6, в 2006 г. снизится до 800 млн руб., хотя ранее этот показатель прогнозировался на уровне 1,25 млрд руб.     Кризис энергомощностей, подобный январскому, испытывают не только в России, но и в Европе, что объясняется развитием экономики и возрастающим энергопотреблением. В этих условиях необходима модернизация оборудования, требующая значительных средств. В настоящее время в компании началась разработка концепций технической политики и долгосрочной инвестиционной стратегии станций на период до 2010 г. В данных документах предполагается отразить основные направления инвестиций и технического развития станций, входящих в ОГК-6. По итогам их рассмотрения будет сформирована Концепция технического развития ОГК-6 и долгосрочная инвестиционная стратегия ОГК-6, которые будут представлены в РАО "ЕЭС России".     Разработка концепций началась после введения в действие Положения о технической политике ОАО "ОГК-6", разработанного на основании Концепции технической политики РАО "ЕЭС России" на период до 2010 г. Планируется, что в течение пяти лет компания привлечет инвестиции в объеме 500-600 млн долл. В течение 10 лет компания планирует реализовать инвестиционные проекты стоимостью 1 млрд долл. - в первую очередь это строительство парогазовой установки ПГУ-750 на Киришской ГРЭС и газотурбинной установки ГТУ-110 на ГРЭС-24. Стоимость долгосрочной инвестиционной программы компании, рассчитанной на 20-25 лет, может превысить 1 млрд евро. Сейчас ведется подготовка к технико-экономическому обоснованию по этим проектам, после чего можно будет назвать требуемый объем средств.

Сергей Андрус     главный инженер ОАО "Тюменьэнерго"     В Тюменьэнерго подведены предварительные итоги работы предприятия по прохождению осенне-зимнего максимума нагрузок 2005-2006 гг.     Особенностью нынешней зимы стала необычно холодная даже для Западной Сибири погода (до -60 °С в самых северных регионах), которая внесла определенные коррективы в работу энергетиков. Последний раз подобная температура была зафиксирована в Сургуте в 1965 г. В течение 25 лет работы Тюменской энергосистемы таких испытаний на долю энергетиков еще не выпадало. В связи с холодами резко возросло потребление электроэнергии в регионе: 11 января 2006 г. был пройден максимум - 10068 МВт. При этом, в отличие от других территорий России, где вводилось ограничение потребителей, Тюменьэнерго не снижало нагрузку. Исправная работа оборудования при низких температурах свидетельствует об эффективности и правильности мероприятий, проводимых в рамках технической политики компании.     Энергетики с максимальной ответственностью подошли к проблеме обеспечения функционирования сетевого хозяйства. На предприятиях был объявлен режим повышенной ответственности, руководством компании велся непрерывный мониторинг ситуации, оперативный персонал был усилен мобильными аварийными бригадами.     Технологически оборудование подстанций рассчитано на эксплуатацию при температуре до -55 °С. Поэтому, когда столбик термометра опускался до критической отметки, предпринимались экстренные меры по утеплению и подогреву, что позволило сохранить нормальную схему электроснабжения и не ограничивать потребителей. Тем не менее в отдельных районах энергетикам пришлось нарушить технологические требования по надежности, чтобы не вводить ограничений.     В 2005 г. был реконструирован ряд подстанций, питающих населенные пункты: существенно увеличена их трансформаторная мощность, модернизированы устройства релейной защиты и автоматики, заменены выключатели. Эти меры оказались своевременными - надежность сети даже в самые сильные морозы оставалась на высоком уровне.     Экстремальные холода потребовали непредвиденных расходов, как и предстоящая ремонтная кампания 2006 г. Так, сильные морозы повлияли на пучение грунтов, которое на данный момент превышает норму. В конце марта на территории Тюменской области начинается период паводка, и образованные в результате пучения сдвиги и пустоты будут заполнены талыми водами, что может отразиться на состоянии опор ЛЭП. Для предотвращения повреждения конструкций энергетики устанавливают специальную защиту, проводят ревизию состояния оборудования подстанций.     По мнению некоторых специалистов, в ближайшие годы предстоит повторение периодов аномально низких температур. Но даже если следующая зима окажется более теплой, она станет серьезным испытанием для энергетиков, учитывая предстоящие затраты на ремонт пострадавшего от морозов оборудования и ряд дополнительных работ. Кроме того, нужно учитывать прогнозируемый на 2006 г. рост энергопотребления по региону в целом (в среднем 8-10%).     Данный вопрос активно обсуждался и на проходившем в феврале в Сургуте выездном заседании штаба по надежности РАО "ЕЭС России" под председательством технического директора РАО и руководителя штаба Бориса Вайнзихера. Проанализировав итоги работы ОАО "Тюменьэнерго" нынешней зимой и цифры прироста энергопотребления в Тюменской области, участники заседания пришли к выводу, что нужны экстренные меры по строительству электросетей и вводу дополнительных генерирующих мощностей в самое ближайшее время. Кроме того, сегодня необходима разработка новой схемы развития Тюменской энергосистемы в комплексе - от генерации до распределительных сетей. В настоящее время вопрос решается при активном содействии ОАО "МРСК Урала и Волги", а также представителей региональных властей ХМАО-Югра, ЯНАО и Тюменской области.