Субъектный состав участников розничного рынка электроэнергии определен в ст. 37 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" .
Электроэнергетика относится к числу отраслей, требующих значительных вложений на длительные сроки. Однако до сих пор она испытывает значительные трудности, связанные с перевооружением и переходом на энергосберегающие технологии и эффективную модель управления.
Ученые выделяют и другие особенности инвестиционного процесса в электроэнергетике России. Так, по мнению Кудрявого В., «раздробленность электроэнергетики, концентрированное расположение гидроэлектростанций и топливных бассейнов закономерно привели к чрезмерной дифференциации энергокомпаний по их показателям, не имеющим аналогов в мире. Так, тарифы на электроэнергию по регионам различаются до 10 раз, стоимость товарной продукции — до 100, энергетический потенциал - до 1000 раз. В таких условиях абсолютное большинство энергокомпаний даже теоретически не может обеспечить одно из важнейших условий развития — корпоративные гарантии для инвесторов. Инвестиционная деятельность до настоящего времени финансируется в основном за счет тарифов, без использования механизмов проектного финансирования, без многолетних кредитов и концессий. Общий объем инвестиций втрое меньше необходимого и не предотвращает старения основных фондов» .
Инвестиционные потребности российской электроэнергетики определяются ее состоянием, условиями и требованиями развития. На протяжении более 8 лет электроэнергетика России развивается в условиях роста спроса на электроэнергию. За 1990-1997 гг. электропотребление в стране сократилось почти на 25%, появились значительные резервы мощности в ЕЭС России, и ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций. В 1998 году закончился период падения спроса, и начался рост, при котором уровень потребления постепенно приблизился к максимуму, зафиксированному в 1990 году (рис. 1).
Рис. 1. Энергопотребление в России в 1990-2008 гг. (2008 г. – прогноз)
Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью этого роста является его неравномерность, как в региональном, так и в отраслевом разрезе. В ряде случаев такой рост приводит к дефициту мощностей в условиях пика потребления в зимний период (Московская, Ленинградская, Тюменская энергосистемы). Сохранение существующих тенденций опережающего роста потребления при низкой инвестиционной активности в электроэнергетике с неизбежностью будет вести к нарастанию числа дефицитных регионов и величины дефицита.
Проблемы, возникающие в силу быстрого роста потребления электрической энергии, усугубляются ухудшением состояния оборудования. Если в целом по российской промышленности износ основных фондов уменьшается, в электроэнергетике старение основных фондов продолжается.
Вводы генерирующих мощностей на электростанциях страны за последние 15 лет составляли в среднем немногим более 1 млн. кВт в год, что в 4-5 раз ниже необходимых для компенсации отработанного оборудования. За это время основное энергетическое оборудование электростанций «постарело» примерно на 10 лет, что эквивалентно снижению его остаточного паркового ресурса почти на треть.
Финансирование инвестиционной программы электроэнергетики в последние годы несколько улучшилось, но остается пока явно недостаточным. По отчетным данным РАО «ЕЭС России» освоение капитальных вложений в 2001-2003 гг. (в текущих ценах) составило 45,2; 56,9; 79,2 млрд. руб. соответственно .
Дальнейшее ухудшение структуры и технического состояния мощностей приведет к снижению уровня надежности и, как следствие, росту рисков системных аварий.
Одной из негативных характеристик развития российской электроэнергетики является степень удовлетворения заявок (обращений) на техническое присоединение к сетям.
Общий объем неудовлетворенных заявок составил в 2006 г. не менее 10 ГВт, что равнозначно полутора объемам максимальной нагрузки Санкт-Петербурга, или более 660 тысяч новых квартир, или около 5 млн. тонн производства алюминия в год .
Еще одной проблемой является рост ограничений потребления уже присоединенных потребителей. Среди причин:
- ожидающийся высокий уровень потребления при отсутствии надлежащих резервов мощности (наиболее характерный пример – ограничение потребления в период холодов зимы 2005-2006 года);
- ограничения потребления, вызванные выводом в ремонт элементов генерирующего или сетевого оборудования, при котором его работу невозможно заместить.
Оценивая неудовлетворенный спрос на присоединение потребителей, как минимум, в 10 тыс. МВт по состоянию на 2006 г., можно прогнозировать, что сохранение существующих тенденций (и, как следствие, неудовлетворение этого спроса) может привести в среднесрочной перспективе к ежегодному недопотреблению порядка 50 млрд. кВтч электрической энергии.
По расчетам на 2006 год на 1 рубль электропотребления приходится около 30 рублей ВВП. В таком случае, потеря 50 млрд. кВтч электропотребления означает ежегодную потерю порядка 1,5 трлн. рублей ВВП, что составляет около 5% ВВП страны. При этом речь идет о прямых потерях, то есть недополучении продукции или услуг, которые бизнес готов был произвести. Помимо этого, из-за отсутствия инвестиционного процесса в электроэнергетике теряется еще и тот прирост ВВП, который бы возник в силу инвестиционного спроса на продукцию проектных, строительных, монтажных и машиностроительных предприятий.
В связи с этим в отрасли сформировалось понимание необходимости долгосрочного планирования инвестиционной политики, основанного на разработке целого комплекса различных документов. Так, в рамках использования элементов долгосрочного прогнозирования и планирования, еще в ОАО РАО «ЕЭС России» стала внедряться система долгосрочного прогнозирования баланса электрической мощности, основанной на прогнозах электропотребления и максимума электрической нагрузки по регионам, с учетом прогноза вводов нового оборудования, модернизации и выводах из эксплуатации устаревшего оборудования, которая позволит улучшить качество принимаемых инвестиционных решений и формировать инвестиционные предложения, удовлетворяющие самым высоким требованиям.
Стоимостная оценка потребности электроэнергетики в инвестициях в тепловую, гидрогенерацию, а также в магистральные и распределительные сети на 2006-2010 годы составляет, по данным В.Христенко, 1 трлн. 952 млрд. рублей. Инвестиционный процесс в электроэнергетике предполагается осуществлять за счет всего спектра источников финансирования. Прибыль компаний будет зависеть от реализации долгосрочной тарифной политики в отрасли, результатов работы на либерализованном секторе оптового рынка электроэнергии. Для распределительных сетей одним из главных инвестиционных ресурсов должна служить плата за присоединение. Существенную роль предполагается отвести государственным инвестициям, долгосрочным заимствованиям и частным инвестициям.
Предлагаемая структура источников исходит из того, что до 2010 года можно привлечь частных инвестиций на сумму свыше 400 млрд. рублей, из средств федерального бюджета свыше 200 млрд. рублей, при этом существенно увеличить объем инвестиционных заимствований как для сетей, так и для генерации около 370 млрд. рублей. За счет собственных средств компаний предполагается привлечь 995 млрд. рублей (без учета атомных электростанций) .
По другим оценкам, минимальная потребность в инвестициях в ближайшие 10 лет составит не менее 3 млрд. долларов в год, максимальная - 5-6 млрд. долларов . В пятилетней же инвестиционной программе холдинга РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 гг. указано, что более 3 трлн. руб., или более 120 млрд. долл. необходимо вложить в развитие генерирующих и электросетевых объектов, модернизацию диспетчерского управления до 2011 года для того, чтобы обеспечить необходимый уровень надежности работы ЕЭС и не допустить дефицита энергоснабжения потребителей .
В стратегии развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года также приводятся оценки инвестиционной потребности атомной энергетики. По оценкам экспертов, потребность в инвестициях составит:
в период 2000-2010 гг.:
- на модернизацию и продление срока эксплуатации энергоблоков первого поколения 17,5 млрд. рублей (550 млн. долл. или 80-90 долл./кВт),
- на достройку 5 энергоблоков высокой и средней степени готовности 65 млрд. рублей (2 млрд. долл. или 350-400 долл./кВт);
- на модернизацию энергоблоков второго поколения, ввод в эксплуатацию и создание заделов для новых мощностей после 2010 г. 315 млрд. рублей (10,5 млрд. долл.) или от 40 до 60 млрд. рублей ежегодно;
в период после 2010 г.:
- на воспроизводство действующих, ввод и создание заделов для новых мощностей после 2020г. 605 млрд. рублей (20 млрд. долл.) или 60 млрд. рублей ежегодно .
В Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года также приводятся оценки потребности российской электроэнергетики в инвестициях.
Всего за 2006 - 2020 годы общая потребность в капиталовложениях на развитие электростанций при базовом варианте составит 11 616,3 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).
Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов с 2006 по 2020 год при базовом варианте оценивается в 9 078,8 млрд. рублей (в ценах соответствующих лет).
В качестве источников инвестиций предусмотрены:
для генерирующих компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, средства от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций, выпуск облигаций);
для электросетевых компаний - собственные средства (амортизация, прибыль на капитальные вложения, накопленная прибыль прошлых лет, плата за присоединение, средства, получаемые от возврата налога на добавленную стоимость) и привлеченные средства (кредиты, эмиссия акций) .
Как видно из приведенных данных, оценки потребностей электроэнергетике значительно расходятся, что свидетельствует об отсутствии на сегодняшний день единой методики их обоснования. Вместе с тем, это свидетельствует и о необходимости решения данной проблемы ускоренными темпами, т.к. инвестиционные потребности электроэнергетики России значительны, а реальные инвестиционные вложения пока не позволяют вывести российскую электроэнергетику на уровень международных стандартов.
7 августа 2006 г. правление ОАО РАО «ЕЭС России» утвердило пятилетнюю инвестиционную программу развития Холдинга на 2006-2010 гг., которая в соответствии с установленной в России процедурой была направлена на согласование в Минэкономразвития России, Минпромэнерго России и ФСТ России, а также представлена Президенту Российской Федерации и в Правительство Российской Федерации.
Масштаб инвестиционной программы предусматривал строительство и модернизацию 20,9 ГВт генерирующих мощностей к 2011 г. с небывалым объемом финансирования новых строек, превышающим 2,1 трлн. рублей.
30 ноября 2006 г. Правительство Российской Федерации рассмотрело Стратегию развития электроэнергетики и газовой отрасли на 2006-2010 гг. и на перспективу до 2015 г., а также одобрило прогноз темпов прироста потребления электроэнергии. В качестве базового варианта принят прогноз о необходимости достичь к 2015 г. выработки электроэнергии в объеме 1426 млрд. кВтч. По оценке Минпромэнерго России, чтобы обеспечить растущие потребности в 2006-2015 гг. в России необходимо построить более 100 тыс. МВт новых генерирующих мощностей. Конкретные площадки по строительству и реконструкции будут определены Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., в которой составной частью станут объекты инвестиционной программы Холдинга РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 гг.
В соответствии с прогнозом среднегодовой темп прироста электропотребления до 2011 года должен был составить 5% вместо 2%, как предполагалось ранее, а энергопотребление должно было увеличится с 984 млрд. кВтч в 2006 г. до 1198 млрд. кВтч. в 2010 г. Это, по оценкам экспертов, требует строительства и ввода в строй до 2011 года новых генерирующих мощностей в объеме 40,9 тыс. МВт. Из них на долю энергетических компаний, входящих в Холдинг РАО «ЕЭС России», приходится 34,2 тыс. МВт.
29 января 2007 г., т.е. почти через полгода, правление РАО «ЕЭС России» утвердило новую инвестиционную программу Холдинга на 2006-2010 гг. Вместо первоначальных планов по вводу 23 тыс. МВт мощностей была принята пятилетняя программа более чем на 40 тыс. МВт. Чтобы оценить масштаб планов, можно привести данные по вводу генерирующих мощностей за 1990-2005 гг. около 23 тыс. МВт генерирующих мощностей . При этом исторический максимум вводов мощностей пришелся на 1985 год - 8,9 тыс. МВт .
Общий объем финансирования нового варианта инвестиционной программы Холдинга на 2006-2010 годы составит 3,1 трлн. рублей, в том числе: 2006 год - 180,0 млрд. рублей, 2007 год - 520,4 млрд. рублей, 2008 год - 753,6 млрд. рублей, 2009 год - 820,2 млрд. рублей, 2010 год - 825,5 млрд. рублей. Источники финансирования программы: собственные средства Холдинга (28,3 %), привлеченные средства (14,7 %), эмиссия дополнительных акций (12,6 %), плата за техническое присоединение (8,7 %), средства от продажи активов (8,4 %), средства федерального бюджета (7,2 %), средства внешних инвесторов на проекты МГИ (4,8 %), перспективные проекты по увеличению инвестиционной программы (4,5 %), ЦИС (1,2 %), фонд накопления, накопленные собственные средства (0,2 %), прочие (9,4 %). Поэтапное увеличение доли электроэнергии, реализуемой по нерегулируемым ценам: в 2006 году - 5 %, 2007 году - 15 %, 2008 году - 30 %, 2009 году - 60 %, в 2010 году – 100% .
В статье А.Чубайса приводятся несколько отличные данные, что в детальной инвестиционной программе электроэнергетики на 2008-2012 гг. в течение пяти лет в развитие отрасли планируется вложить 4,3 трлн. руб., в том числе в строительство 43 000 МВт новых электростанций — 1,798 трлн. руб .
В связи с этим возникает вопрос: почему были разработаны и приняты с интервалом в один год столь различающиеся программы? Очевидно, что при таких расхождениях должны даваться соответствующие разъяснения на официальном уровне, почему в первом варианте программы был принят такой заниженный целевой ориентир.
Эксперты Счетной палаты России отмечают еще один недостаток данной инвестиционной программы. По их мнению, она может быть поставлена под угрозу невыполнения в полном объеме в связи с тем, что до настоящего времени не решена проблема с поставками газа, который является основным видом топлива для электростанций (в 2006 году использовано газа в объеме 147 млрд. куб. м, или на 3,1 % больше, чем в 2005 году).
«Инвестиционная программа Холдинга РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 годы, - отмечается в Отчете Счетной палаты России, - потребует дополнительных объемов газа - не менее 25 млрд. куб. м в год. Запросы электроэнергетики формируют серьезную зону риска, в которую попадает не только сама отрасль, но и в условиях ускоренного роста электропотребления - вся экономика страны, однако ОАО «Газпром» (до настоящего времени) не согласовал необходимые объемы газа и настаивает на сокращении потребления голубого топлива.
Кроме того, следует отметить, что инвестиционная программа Холдинга РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 годы не связана с газовыми мощностями из-за того, что инвестиционная программа ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы Правительством Российской Федерации не рассматривалась.
На момент проведения проверки (ноябрь 2007 года) проходит компания по подписанию долгосрочных двусторонних договоров на поставку лимитного газа в 2008-2012 годах, из 68 заключенных договоров 20 подписаны с протоколами разногласий» .
По данным, предоставленным РАО «ЕЭС России», к началу марта 2008 года были проведены конкурсные процедуры по закупке основного энергетического оборудования для почти 60 энергообъектов, возводимых в рамках пятилетней инвестиционной программы российского энергохолдинга. Среди них - 14 проектов с использованием полностью иностранного основного оборудования, столько же - с использованием иностранного и российского основного оборудования и 29 проектов, то есть половина, - с использованием полностью российского основного оборудования .
Функции по организации разработки прогнозов развития электроэнергетики России, а также по мониторингу ее работы, возложенные ранее на ОАО РАО «ЕЭС России», после его реструктуризации перешли к Министерству энергетики России, а координатором и ответственным исполнителем этих работ стало ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике».
Кроме названных выше программ, были приняты и другие долгосрочные документы: в 2003 г. Стратегия развития электроэнергетики до 2020 года, в 2008 г. - Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года и Стратегия развития ТЭК на период 2010-2015 гг.
Энергетическая стратегия России на период до 2020 года предусматривает, в частности:
- полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным, и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, что должно наряду с другими мерами привести к снижению энергоёмкости ВВП к концу рассматриваемого периода на 45-55 процентов и росту производства электроэнергии в 1,35-1,5 раза;
- совершенствование структуры производства электроэнергии, за счёт опережающего темпа роста её выработки на атомных электростанциях, по сравнению с тепловыми электростанциями, и более полного использования потенциала гидроэнергетики Сибири и Дальнего Востока;
- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России и её интеграцию с другими энергообъединениями на Евразийском пространстве;
- укрепление позиции России на мировых топливно-энергетических рынках с развитием нефтегазопроводов в северном, восточном и южном направлениях, рост объёмов экспорта нефти, газа, угля и электроэнергии;
- модернизацию и коренную реконструкцию действующих нефтеперерабатывающих заводов с целью повышения качества нефтепродуктов и увеличения глубины переработки нефти до 84% против 71% в настоящее время;
- появление новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на полуострове Ямал, в Республике Саха (Якутия) и на Дальнем Востоке, на арктическом шельфе и шельфе острова Сахалин;
- приоритетность использования природного газа в коммунально-бытовом секторе, в качестве сырья для переработки в отраслях промышленности и обеспечении долгосрочных экспортных контрактов;
- сохранение Единой системы газоснабжения страны в качестве единого технологического комплекса, развитие её за счёт сооружения и подключения к ней новых объектов любых форм собственности, в том числе расширение её на Восток России;
- более высокие темпы роста потребления угля по сравнению с другими видами органического топлива и наращивание добычи угля, прежде всего, в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах .
В этом документе отмечается также проблема высокой энергоемкости российской экономики, в 2-3 раза превышающей удельную энергоёмкость экономики развитых стран. Причинами такого положения, кроме суровых климатических условий и территориального фактора, являются сформировавшаяся в течение длительного периода времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоёмких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также недооценка стоимости энергоресурсов, прежде всего газа, не стимулирующая энергосбережение. «Степень повышения энергетической эффективности, - подчеркивается в документе, - предопределит долгосрочные перспективы развития не только энергетического сектора, но и экономики Российской Федерации в целом. Ориентация экономики на энергоёмкий рост угрожает консервацией технологической отсталости и опережающим ростом внутреннего спроса на энергоресурсы, в результате которого даже при достижении максимальных технически реализуемых показателей роста их производства спрос на них сможет быть обеспечен путём расширения импорта или (и) ограничения экспорта. Поэтому целью политики государства в данной сфере является жесткое и безусловное достижение намеченных стратегических ориентиров роста энергоэффективности с использованием широкого спектра стимулирующих потребителей энергоресурсов мер, обеспечивающих:
структурную перестройку российской экономики в пользу малоэнергоёмких обрабатывающих отраслей и сферы услуг;
реализацию потенциала технологического энергосбережения.
Для интенсификации энергосбережения необходимы обоснованное повышение внутренних цен энергоносителей экономически оправданными, приемлемыми для потребителей темпами; постепенная ликвидация перекрестного субсидирования в тарифообразовании, прежде всего в электроэнергетике; продолжение реформирования жилищно-коммунального хозяйства» .
В Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года учтены все планы по строительству новых объектов атомной генерации, а также гидростанций мощностью выше 300 МВт и тепловых станций мощностью выше 500 МВт. Кроме того, документ фиксирует точки и сроки сооружения крупных ЛЭП класса напряжения 330 кВ и выше, которые обеспечивают межсистемные связи, ЛЭП, которые обеспечивают выдачу мощности и ЛЭП класса напряжения 220 кВ и выше, также обеспечивающие межсистемные связи .
Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года, по базовому сценарию развития энергетики в России до 2020 года будет введено 186 ГВт новых мощностей, в том числе 32,3 ГВт в атомной энергетике и 25 ГВт в гидроэнергетике. Почти треть новых мощностей будет работать на угле - 53 ГВт. Параллельно будет идти вывод из эксплуатации устаревших газовых мощностей и строительство новых парогазовых установок с КПД, превышающим 50%.
В итоге к 2020 году доля газовой генерации в энергобалансе сократится до 33-34%. Угольная генерация возрастет с 25 до 32%, атомная - с 16 до 21%.
Стратегия развития топливно-энергетического комплекса разработана с учетом основных положений Энергетической стратегии России на период до 2020 года. Согласно этому документу, развитие электроэнергетики в период 2006-2015 гг. направлено не только на поддержание работоспособности, но и на существенное обновление основных производственных фондов на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла с тем, чтобы избежать образования дефицита генерирующих и сетевых мощностей в ряде регионов в период после 2008-2010 годов (который оценивается в 8-10% мощностей при инерционном развитии). Производство электроэнергии должно возрасти с 932 млрд.кВт.ч в 2004 году до 999-1014 млрд.кВт.ч в 2008 году (107,2-108,8 процента) и до 1111-1158 млрд.кВт.ч в 2015 году (119,2-124,3 процента).
В этом документе выделяются следующие основные приоритеты территориального размещения генерирующих мощностей:
в европейской части России – техническое перевооружение тепловых электростанций на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и развитие атомных электростанций;
в Сибири – развитие тепловых электростанций на угле и гидроэлектростанций;
на Дальнем Востоке – развитие гидроэлектростанций,
тепловых электростанций на угле, а также газе
(в основном в крупных городах с неудовлетворительной экологической обстановкой). |
обратная связь
