03.07.2014 Переток.ру
Игорь КОЖУХОВСКИЙ, заместитель генерального директора ФГБУ «Российское энергетическое агентство»
Отраслевое сообщество обсуждает проект энергетической стратегии России на период до 2035 года, который подготовило Минэнерго. Наш разговор о том, какие изменения необходимо внести в ЭС2035, а также о перспективах и особенностях развития единой энергосистемы России.
Предыдущая версия энергостратегии (ЭС-2030) была утверждена почти пять лет назад, версия 2014 года предполагает её обновление и продление на пять лет. Как вы оцениваете ЭС-2035?
Главное принципиальное отличие этого варианта энергостратегии от предыдущего – переход от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному принципу развития топливно-энергетического комплекса. Это подразумевает, что в перспективе энергетика должна стать не локомотивом развития экономики страны, а стимулирующей это развитие инфраструктурой. На мой взгляд, абсолютно правильный подход. Экономика должна определять потребности в развитии энергетики, а не наоборот. Эта простая мысль и отражена при расстановке приоритетов в обновлённом варианте энергостратегии до 2035 года. В целом документ получился сбалансированным и взвешенным. Сейчас идёт его общественное обсуждение, по итогам которого, думаю, он претерпит некие изменения. А доработка действительно требуется. Прежде всего, по таким важным вопросам, как определение пропорций в структуре топливного баланса страны, перспективах технологического развития отрасли, в оценке масштаба применяемых инновационных энергосберегающих технологий для отрасли в целом и потребителей в частности и т. д.
Одним из спорных моментов энергетической стратегии России на период до 2035 года, по мнению многих экспертов, является прогноз роста производства электроэнергии на 50% (с 1069 млрд кВт.ч до 1615 млрд кВт.ч). Но между тем, по данным того же Минэнерго, потребление электроэнергии в России снижается…
Мы действительно сейчас переживаем период стагнации в экономике. А энергопотребление, как известно, является в данном случае индикатором: развивается экономика – растёт энергопотребление, и наоборот. В прошлом году, в частности, по факту мы имели снижение электропотребления на 0,6%. В этом году, думаю, тенденция продолжится. Но не думаю, что этот тренд будет долгосрочным. Экономический рост обязательно возобновится. А значит, стоит ожидать, что увеличится и спрос на электроэнергию, и, как следствие, рост выработки, так как эти вещи тесно взаимосвязаны.
При этом очень важно понимать, что энергопотребление уже не будет расти такими темпами, как ранее, – 2 или 3% в год. Мой прогноз: среднегодовой темп прироста энергопотребления будет составлять порядка 1%. На это и следует ориентировать развитие энергетической инфраструктуры (строительство новых генерирующих мощностей, сетей).
Поэтому я вынужден согласиться с мнением коллег, которые оценивают планы Минэнерго по росту производства электроэнергии к 2035 году на 50% как слишком оптимистичные. Считаю, что прогнозы должны быть более сдержанными. Свои предложения я направлял разработчикам проекта, в скором времени узнаем, будут ли они учтены.
Хорошо забытое старое
До конца этого года должна быть утверждена новая модель энергорынка. Обсуждаются три варианта. Вы какой модели отдаёте предпочтение?
Я считаю, что в торговле электроэнергией вполне эффективна существующая модель оптового рынка. Улучшать и адаптировать её, конечно, необходимо, однако существенных преобразований она не требует. Затянувшиеся дискуссии о новой модели рынка мощности, на мой взгляд, уводят в сторону от реальных проблем, которые нужно решить, чтобы повысить эффективность инвестиционного процесса в генерации. Сейчас, к сожалению, развитие отрасли зачастую определяется набором решений, принимаемых в спешке, не всегда согласованных между собой, но дорогостоящих. В качестве примера: существующий механизм гарантирования возврата инвестиций – договор на поставку мощности (ДПМ) – подвергается резкой критике. Но эта критика относится не непосредственно к механизму ДПМ (он сам и его юридическая конструкция работают нормально), а к тому, как он реализуется: объекты строятся не там, где нужно, с параметрами, не всегда обоснованными. Но надо понимать, что обоснованность выбора места и параметров строительства генерирующих объектов определяется не механизмом ДПМ, а качеством разработки государственных документов, определяющих перспективу развития отрасли (та же энергостратегия, генеральная схема, схема и программа развития ЕЭС России). А также эффективностью их реализации.
Я считаю, первым шагом должно стать повышение качества обоснования программных документов, направленных на развитие отрасли. А государству необходимо взять на себя координирующую роль – при согласовании инвестпрограмм энергокомпаний учитывать реальные потребности в строительстве новых мощностей.
Второе, что нужно сделать, – это реализовать типовые проекты в генерации и параллельно разработать программный подход к их внедрению. С применением такого подхода процесс проектирования и резко удешевится, и ускорится: не нужно будет в каждом случае проектировать электростанцию заново. Достаточно осуществить привязку типового проекта к конкретным условиям. Кроме того, в типовых проектах необходимо предусматривать использование преимущественно отечественного оборудования либо оборудования с максимально возможным уровнем локализации. Зависимость от зарубежных поставщиков в сервисном обслуживании ложится большой нагрузкой в тариф и является головной болью энергокомпаний. Применение отечественного оборудования будет способствовать не только снижению стоимости строительства станции, но и её эксплуатации.
Но насколько реально внедрить проектный подход в условиях не плановой, а рыночной экономики? И кто будет выступать в роли заказчика таких проектов – государство или энергокомпании?
Да, действительно, это забытая советская практика. Но её обязательно нужно возрождать, с учётом адаптации к новым условиям, конечно. Типовые проекты в генерации потребуют и воссоздания проектных институтов, и серьёзных финансовых вложений. Что касается заказчиков, то по идее в их роли должны выступать энергокомпании. Государство при этом может стимулировать их заказывать именно типовые проекты, предоставляя дешёвые длинные кредиты, гарантируя возврат инвестиций в такие проекты. Кстати, в качестве механизма возврата инвестиций может быть применён уже апробированный ДПМ. И если все условия, которые я обозначил выше, будут выполняться, договоры на поставку мощности заработают гораздо эффективнее. И вряд ли впредь этот механизм будет подвергаться критике.
Генерация – малая, риск – большой
Ещё один спорный вопрос – развитие распределённой генерации. Её сторонники уверены, что такие источники энергии существенно повышают надёжность энергоснабжения потребителей. Противники считают, что хаотичное развитие распредгенерации может привести к негативным последствиям для энергосистемы страны, создав в ней дисбаланс. Какой точки зрения придерживаетесь вы?
Традиции централизованного управления в нашей стране проецируются как на энергетику, так и на другие отрасли экономики. Такой подход предполагает модель крупной централизованной энергосистемы. И вполне логично, что развитие распределённой генерации и, как следствие, децентрализация энергетики может вызывать вопросы и даже некоторые опасения. Но надо понимать, что увеличение масштабов строительства распредэнергетики – это неизбежная тенденция. И в этом нет ничего плохого, что доказывает зарубежный опыт. К примеру, в развитых европейских странах распределённая энергетика является гармоничным дополнением централизованной, а не входит с ней в прямую конкуренцию. И в этой связи стимулирование её развития является здесь приоритетом. Нам необходимо учесть этот опыт. И главное – определить баланс, в каких пропорциях и при каких условиях интеграция распределённой энергетики в единую энергосистему страны не навредит, а наоборот – повысит эффективность её работы. По данным Росстата, доля распределённой генерации в России сегодня составляет порядка 2–2,5% от общей установленной мощности. Но по моим оценкам, эта цифра в разы больше – до 10%. Вероятно, Росстат в своей статистике не учитывал энергообъекты, которые не интегрированы в энергосистему страны и работают автономно. Между тем в столь существенных расхождениях кроются колоссальные риски для возникновения дисбаланса. А если учесть, что сейчас на этот рынок выходят крупные энергокомпании и это гарантирует распределённой энергетике опережающие темпы развития уже в ближайшей перспективе, то выстраивать энергополитику России, не учитывая данную тенденцию, опасно. И об этом я тоже написал разработчикам энергостратегии.
С региональным акцентом
Ваше агентство участвует в выработке рекомендаций по развитию энергетики регионов по заказу Минэнерго. Какой регион был в центре вашего внимания в последнее время?
Последние несколько месяцев по поручению правительства Минэнерго и Российское энергетическое агентство занимались аудитом энергетики Дальнего Востока и только закончили работу. Главной особенностью электроэнергетики этого региона является её изолированный характер, слабая связь с единой энергосистемой России. А в силу того, что здесь расположено большое количество островов и полуостровов, которые автономны в плане энергоснабжения, связь практически полностью отсутствует и внутри самой территории. Как результат – в некоторых регионах наблюдается энергоизбыток, так как для надёжного обеспечения электричеством приходится иметь большой резерв мощности на тот случай, если, к примеру, из строя выйдет какая-либо станция. С другой стороны, есть целый ряд регионов, где, наоборот, мощностей не хватает. Ещё одна проблема энергетики Дальнего Востока – изношенность основных производственных мощностей и сетевого хозяйства. И если в последние годы в сетевой комплекс инвестиции шли, то новые объекты генерации здесь не вводились уже 20 лет. Из первых двух проблем вытекает третья. Это высокая стоимость электроэнергии для потребителей, на плечи которых в виде тарифа ложится плата за избыточные резервные мощности и высокие удельные расходы по производству электроэнергии. Но несмотря на всё это потенциал у Дальнего Востока огромный, просто фантастический! И через несколько лет это будет регион с совершенно другой экономикой. Развитие экспорта электроэнергии в Азию (наращивание поставок в Китай, открытие экспортного направления в Японию) даст толчок к развитию не только дальневосточной энергетики, но и отрасли в целом.
В конце апреля в Минэнерго был утверждён план мероприятий по энергоснабжению нового региона в составе РФ – полуострова Крым, который является энергодефицитным. В частности, предусмотрено построить не менее 700 МВт генерирующих мощностей, а также две высоковольтные линии, соединяющие Анапу и Феодосию. Вы участвовали в создании этого предложения?
Нет, глубокого анализа ситуации в Крыму я не проводил, поскольку был занят Дальним Востоком. Но могу сказать, что обретение Крыма нам выгодно. Для России это шанс получить новый рынок. И мы им обязательно должны воспользоваться! Что касается проблемы, связанной с энергодефицитом полуострова, то здесь должен быть комбинированный подход к её решению: возведение новых мощностей в Крыму и организация перетока из энергосистемы России. Это соответствует плану, принятому Минэнерго. Кстати, станции можно строить не только на газе, как заявлено, но и на базе возобновляемых источников энергии. Насколько я знаю, в последние годы Украина активно развивала это направление. В Крыму много ветряных и солнечных станций – общий объём вырабатываемой на ВИЭ-станциях энергии составляет на сегодня более 20% от общего объёма генерации. Поэтому, возвращаясь к теме, достигнем ли мы к 2020 году доли ВИЭ в 2,5% от общего объёма установленной мощности, думаю, что как раз с помощью Крыма нам это точно сделать удастся.