Пути решения проблем в электроэнергетике

Пути решения проблем в электроэнергетике

2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПЕНЗЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Реферат

на тему:

«Пути решения проблем в электроэнергетике»

Выполнила: студентка гр. 04ЭЭ1

Брюханова С.А

Приняла: к.н.э., доцент

Джазовская И.Н.

2007 год

Содержание

• Введение
• Реформирование энергетики
• Повышение цен на энергоносители
• Инвестиционная программа
• Реформа энергомонополий
• Переход на уголь
• Список литературы

Российская экономика недостаточно энерговооружена. Восстановление объемов производства в промышленности, сфере услуг, сельском хозяйстве, рост жилищно-коммунального сектора в 2000-2007 годах происходит в России неравномерно. На практике это означает, что в ряде регионов страны потребители уже почувствовали нехватку, дефицит электроэнергии.

Добыча природного газа в России начала сокращаться. Последнее гигантское месторождение дешевого газа - Заполярное - выходит на свой максимум и не покрывает недостаток добычи на старых участках. Рост добычи возможен прежде всего на севере полуострова Ямал и на шельфе Баренцева и Карского морей. А это очень дорогостоящий газ. В связи с этим переход к более высокой цене на природный газ, равноэффективной с ценами экспорта, просто неизбежен.

Кроме того для решения проблем электроэнергетики, осуществляется технологическая перестройка электроэнергетической отрасли. Для этого проводятся различные мероприятия по привлечению как российских, так и зарубежных инвесторов.

Альтернативным решение проблемы дефицита топлива является замена газа углем. Это замещение принципиально возможно в трех формах: перевод ряда существующих газоугольных блоков на сжигание угля вместо газа; отказ от запланированных вводов новых газовых мощностей в пользу угольных; постепенная замена выводимых из эксплуатации газовых паротурбинных блоков новыми угольными, а не планируемыми парогазовыми.

Тем не менее, переход на уголь имеет много явных и неявных рисков. Главный из них - риск экологической катастрофы. Другой отрицательный момент заключается в том, что стоимость строительства угольной ТЭС в сравнении с газовой значительно выше. И последняя, но не менее важная проблема, связана с территориальным размещением угольной генерации.

2?й этап - создание целевой структуры рыночного функционирования энергетики:

* 10 объединенных генерирующих компаний (ОГК) на основе федеральных базовых тепловых и гидравлических электрических станций;

* 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК) на основе тепловых станций, выделенных из АО-энерго;

* федеральной сетевой компании (ФСК), в которую должны передаваться линии электропередач свыше 330 кВ;

* межмагистральных сетевых компаний, отвечающих за линии до 220 кВ;

* межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК) с передачей им местных распределительных сетей;

* органов, регулирующих торговлю на оптовом и розничном рынках.

3?й этап - запуск оптовых и розничных рынков электроэнергии с последующей полной либерализацией торговли. Выпуск в обращение на фондовый рынок ценных бумаг созданных энергокомпаний. Его основным содержанием станет обеспечение притока инвестиций в конкурентные секторы электроэнергетики.

В соответствии с планом реформы приведение в жизнь этапов реформирования осуществляется параллельными курсами, при соблюдении общей последовательности действий.

Реформа электроэнергетики неоднократно приостанавливалась в силу различных причин и снова возобновлялась. И до сих пор ее успешное окончание очень сомнительно.

В качестве аргумента против варианта реформы часто используют историю калифорнийского кризиса, и не без оснований.

Американский штат стал примером ускоренного реформирования энергетики по методу полного разделения сфер производства, передачи и сбыта с максимальным внедрением конкурентных отношений путем организации торговли электроэнергией через оптовый и розничный рынки. До начала преобразований в штате имелся 30?процентный резерв мощностей. После - генерирующие компании решили вывести из эксплуатации в общей сложности 11 000 МВт по причинам дороговизны производимой ими энергии и высокой амортизации оборудования. В итоге существовавший резерв был сведен к минимуму. Кризис начался в августе 2000 года, во время максимальных сезонных нагрузок. В тот момент дефицит электрической мощности в штате составил 5 000-6 000 МВт и с трудом восполнялся за счет источников других штатов.

Баланс энергии и мощности в Калифорнии был нарушен вследствие увеличения нагрузки из-за массового использования кондиционеров, вызванного повышением температуры воздуха. Нехватка электрических мощностей в соседних штатах привела к повышению тарифов на оптовом рынке более чем в пять раз, что оказалось значительно выше фиксированных розничных цен. Проблема усугублялась выросшими издержками на содержание созданных сетевых и сбытовых компаний, оплату услуг оператора биржи и системного оператора. Общие убытки сетевых и сбытовых компаний составили около 80 млрд долларов. Кризис сопровождался массовыми веерными отключениями света.

В итоге реформирование электроэнергетики в США было приостановлено. В законодательные акты включили разделы по стандартам надежности, запретившие, по существу, любые преобразования в отрасли. А Федеральная энергетическая регулировочная комиссия и руководство штата приняли решения по контролю за рыночными процессами в энергетике.

Опыт реформирования электроэнергетики штата Калифорния показал, что запуск чисто рыночных механизмов в энергетике может привести к неконтролируемому росту тарифов, катастрофическому падению надежности и значительному снижению инвестиций в развитие мощностей. С подобными последствиями, но в меньшей степени столкнулись другие страны (Англия, Норвегия, Швеция, Новая Зеландия, Канада, Уругвай, Колумбия, Аргентина, Бразилия), которые так же провели реформы энергетики по предельно рыночному варианту.

Экспертами, подробно изучавшими калифорнийский кризис, был выделен ряд факторов его возникновения и развития. Российской и, в частности, сибирской энергетике присущи схожие проблемы.

Во-первых, Калифорния накануне кризиса являлась, по сути, энергодефицитным штатом, так как по экологическим соображениям строительство электростанций было законсервировано, ввод новых электростанций не планировался. В большинстве регионов СФО также наблюдается значительный дефицит энергомощностей: в Алтайском крае, республиках Алтай, Тыва, Бурятия, Омской Читинской областях. К покрывающим собственные потребности регионам можно отнести Кемеровскую и Новосибирскую области. В них наблюдается хрупкий баланс энергии и мощности, но такие факторы, как аварии, выведение мощности в ремонт, сезонное увеличение потребления, могут быстро перевести эти энергосистемы в разряд дефицитных. Значительные избыточные мощности сосредоточены в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Хакасия: на их территории находятся крупнейшие ГЭС. Эти регионы сглаживают нагрузки потребления энергии не только во всей Сибири, но и в европейской части России.

Во-вторых, оптовые тарифы на электроэнергию в штате определялись на основе спроса и предложения. Оптовые продажи энергии в России также осуществляются на рынке. Кроме того, с 1 сентября 2006 года вступили в силу правила работы нового оптового рынка электроэнергии и мощностей (НОРЭМ), которые явились очередным шагом на пути либерализации торгов.

Третья черта: создание искусственного дефицита мощности для роста оптовых цен. Уже сейчас в сибирском регионе массово применяется схема замены планово-предупредительных ремонтов в периоды минимума нагрузок спонтанными ремонтами по параметрам диагностики. Такая практика с точки зрения снижения издержек приносит значительные дивиденды, но возможность планировать ремонты при таком подходе сводится к нулю, что существенно снижает надежность энергосистемы. Продажа генерирующих мощностей в частные руки в ситуации дефицита мощности с высокой степенью вероятности может спровоцировать выведение мощностей из работы для получения сверхприбылей.

И, наконец, одна из важнейших причин кризиса -- ликвидация вертикальной структуры в региональных энергосистемах штата, в результате чего генерирующие мощности были проданы специализированным компаниям, региональные энергосистемы превратились в три распределительные компании, а магистральные электрические сети энергосистем переданы в управление независимому системному оператору. На первом этапе российской энергореформы каждое из акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), отвечающее за надежное электро- теплоснабжение региона, разделено на несколько акционерных обществ, решающих отдельные задачи.

По сути, в СФО большая часть преобразований из запланированного по разделению, реорганизации структуры и созданию целевой структуры уже сделана. Во всех АО-энерго сибирского региона полностью завершен этап разделения по видам деятельности. Из 72 АО-энерго, существовавших в России до начала реформ, не реорганизованных осталось шесть. Полностью сформированы целевые структуры всех ОГК, станции которых расположены в Сибири, завершено формирование целевой структуры ТГК-14. Остальные ТГК Сибири находятся на той или иной стадии формирования.

На данном этапе реформы можно сказать, что действия по разделению АО-энерго по видам деятельности привели к тому, что вместо 12 существовавших в Сибири АО-энерго, связанных единой технологической дисциплиной, создается в несколько раз больше мелких акционерных обществ, в которых реализация технологических связей осуществляется на основе договорных обязательств. Все это, с одной стороны, ухудшает технологическое управление отраслью, а с другой, приводит к росту издержек и тарифов из-за введения тысяч новых менеджерских должностей. Из состава АО-энерго также выводятся ремонтные, наладочные и другие вспомогательные производства, что хорошо видно на примере структуры дочерних обществ «Новосибирскэнерго», которые становятся самостоятельными юридическими лицами. Но самое главное, с ликвидацией АО-энерго в структуре энергоснабжения устраняется ключевое звено, обеспечивающее надежное электро-теплоснабжение населения и промышленности. АО-энерго как вертикальные компании несли ответственность за надежность энергоснабжения в каждом регионе страны. А теперь эти функции поручены сбытовым компаниям (гарантирующим поставщикам), у которых нет генерирующих мощностей и сетевых активов, но при этом являются ответственными за энергоснабжение. Компания, у которой отсутствуют производство и инфраструктура передачи энергии, априори не может нести бремя ответственности. Опять же примером служит калифорнийский опыт, где генерация была отделена от ответственности и сразу три компании приняли решение остановить четверть общих мощностей штата. Их действия выглядели логично с точки зрения экономики: избавиться от дорогих в эксплуатации и ремонте и ненадежных электростанций. Но летний пик нагрузки фактически отразился лишь на уровне комфорта граждан и только потом на промышленности. В наших условиях нарушение энергоснабжения -- это угроза самой жизни.

Кроме совпадающих факторов имеется еще один, которого не существовало в Калифорнии. Перестройка энергетики имеет ярко выраженную электрическую направленность и совершенно не учитывает того, что большая часть энергии вырабатывается на комбинированных тепловых станциях. Достаточно взглянуть на характеристики установленных мощностей теплоэлектростанций, чтобы понять, что производство электрической энергии здесь стоит на одном уровне с производством энергии тепловой. Эта особенность в условиях сурового климата России и Сибири никак не может оставаться на втором плане.

С развитием энергетического рынка вполне прогнозируема ситуация, когда генераторы при благоприятной конъюнктуре на оптовом рынке энергии будут перераспределять мощности станций в сторону увеличения производства электрической энергии, уменьшая при этом выработку тепловой, что отрицательным образом может отразиться на потребителях. Предлагаемая на рынке цена электроэнергии станций, у которых приоритетным является производство тепловой энергии, может оказаться неконкурентной, что, вероятно, приведет к их закрытию и отрицательным последствиям для потребителей тепловой энергии.

Разделение единого электроэнергетического комплекса России на совокупность многочисленных коммерческих структур по производству, передаче, распределению и сбыту электроэнергии, действующих на конкурентном оптовом рынке, фактически снижает надежность и безопасность электроснабжения потребителей. Такое разрушение единого организма чревато возникновением системных аварий, которые в климатических условиях России могут привести к необратимым нарушениям в системах жизнеобеспечения и спровоцировать серьезный социальный кризис в масштабах страны.

Безусловно, необходимо предпринимать шаги для изменения ситуации с инвестициями в обновление фондов и строительство новых объектов энергетики. И необходимо что-то менять, но не без учета опыта стран, испытавших на себе отрицательные последствия реформирования энергетики по данной модели. Сигналом может быть и то, что сейчас энергетики развитых западных стран все больше интересуются опытом организации отрасли по образу советской модели, не дававшей сбоев даже в годы всеобщего хаоса, и ставят на первое место аспекты безопасности и надежности в ущерб чисто экономическим интересам.

Совпадение факторов калифорнийского кризиса и положения дел в электроэнергетике России говорит о том, что критическая кризисная масса если еще не достигнута, то уже очень близка. И дальнейшее движение по пути предельно рыночного варианта, не учитывающего требований надежности электроснабжения, губительно.

Российская экономика недостаточно энерговооружена, российское население все еще мало потребляет электроэнергии в домах (на душу населения в четыре раза меньше, чем в США). Потребление энергии на душу населения в тоннах нефтяного эквивалента в год составляет в США 8,7 т, в Японии - 4,3 т, в ФРГ - 4,3 т, в России - 2,0 т, в Китае - 0,23 т. Вместе с тем энергопотребление в нашей стране крайне низкоэффективное. В таких северных странах, как Швеция и Финляндия, на единицу потребления топлива в нефтяном эквиваленте в год в расчете на одного человека производится в 3,5 раза больше ВВП, чем в России.

Восстановление объемов производства в промышленности, сфере услуг, сельском хозяйстве, рост жилищно-коммунального сектора в 2000-2007 годах происходит в России неравномерно. Это означает на практике, что в ряде регионов страны уже сегодня и даже вчера потребители почувствовали нехватку, дефицит электроэнергии. Западная Сибирь и Урал, Центр России и прежде всего Москва и Московская область, Северо-Запад -- Санкт-Петербург и Ленинградская область уже живут в условиях жесткого дефицита. Более чем в 20 субъектах Российской Федерации превышен уровень потребления 1991 года. Шестнадцать регионов отнесены в сезоне осенне-зимнего максимума 2006-2007 годов к категории территорий пиковых нагрузок. За дефицитом электроэнергии стоит дефицит газа. Объем потребности нашей страны (для внутреннего потребления и поставок на экспорт) в 2006 году оценивался примерно в 705 млрд м3. Внутри страны потребляется около 400 млрд м3, в том числе - электроэнергетике 156 млрд м3. Экспортные поставки - 257 млрд м3, собственные нужды «Газпрома» - 53 млрд м3.

Добыча природного газа в России начала сокращаться на сверхкрупных месторождениях синоманского газа - Уренгойском и Ямбургском. Последнее гигантское месторождение дешевого газа - Заполярное - выходит на свой максимум и не покрывает недостаток добычи на старых участках. Рост добычи возможен прежде всего на севере полуострова Ямал и на шельфе Баренцева и Карского морей (месторождения Штокмановское, Ен-Яхнинское, Южно-Русское, Бованенковское, Заполярное). Везде, кроме Заполярного, это очень дорогостоящий газ. Издержки только на его добычу без учета транспортировки будут равны его сегодняшней внутрироссийской оптовой цене - не менее 50 долларов на 1 тыс. м3.

Добыча газа ОАО «Газпром» в 2005?м и 2006 году не росла. Независимые производители газа снизили темпы роста с 10,5 до 5% в расчете на год. Добыча «Газпрома» - 550 млрд м3, независимых производителей - 95 млрд м3. Баланс газа покрывается с помощью использования центральноазиатского газа - примерно 60 млрд м3.

Если учесть, что в наиболее тяжелый период зимних холодов в январе-феврале 2006 года потребности тепловой электроэнергетики в газе удовлетворялись не более чем на 80-82%, а в ОЗМ 2007 году при относительно теплой погоде потребление электроэнергии было почти на том же уровне, что и год назад, становится ясно - этот дефицит будет возрастать.

В зависимости от оценки темпов экономического роста от 3 до 5% в год и темпов снижения удельной энергоемкости ВВП в год от 1,5 до 2,5% ожидаемый дефицит газа на 2010 год, по прогнозам экспертов Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, составляет от 40 млрд до 100 млрд м3. Официальный прогноз роста ВВП - более 6% в год в течение будущих 10 лет. Скорее всего дефицит природного газа экономика России будет испытывать в течение нескольких десятилетий.

Другая причина необходимости увеличения цен на энергоносители заключается в том, что вся инвестиционная программа электроэнергетики нацелена на значительное повышение эффективности использования топлива.

Однако технологическая перестройка электроэнергетической отрасли будет экономически обоснованной только при более высокой цене на газ так как, при сегодняшней низкой цене природного газа на уровне 40 долларов за 1 тыс. м3 экономически выгодно грузить старые мощности с низкими удельными затратами на производство из-за списанного с годами основного капитала.

Замена устаревшей техники на современную при существующих тарифах на электроэнергию растягивает окупаемость новых проектов на многие годы. Проиллюстрируем этот тезис на конкретном примере инвестиционного проекта. Был сделан анализ проекта строительства энергоблока ПГУ 400 МВт на Среднеуральской ГРЭС (параметры расчетов для всех вариантов роста тарифа приняты одинаковыми). При динамике роста тарифа на электроэнергию ниже роста инфляции («инфляция минус») дисконтированный срок окупаемости проекта -- более 27 лет, то есть больше нормального срока эксплуатации оборудования. При существующей динамике роста тарифа на электроэнергию дисконтированный срок окупаемости проекта составляет около 16 лет. В случае повышения отпускного тарифа в два раза (до уровня европейского отпускного тарифа) дисконтированный срок окупаемости - около 5 лет. Попытки воздействовать административно на рост тарифов, сдерживать их и одновременно административно же добиваться роста инвестиций -- дело абсолютно безнадежное. Просто потому, что в ограниченные размеры тарифа не умещается необходимая инвестсоставляющая, а частные (отечественные и зарубежные) инвесторы отказываются вкладывать деньги в электроэнергетику, если не понимают, как эти инвестиции будут окупаться. Поэтому освобождение цен и переход к свободному рынку электроэнергии являются безусловной предпосылкой интенсификации инвестиционного процесса в электроэнергетике.

Поэтому переход к цене природного газа, равноэффективной с ценами экспорта просто неизбежен и правительство России наконец-то это осознало. На заседании 30 ноября 2006 года намечено поэтапное повышение цен на газ и гораздо более медленное повышение уровня регулируемых тарифов на электроэнергию. Поэтапно планируется и расширять торговлю электроэнергией на свободном рынке по рыночным ценам. Только с 1 января 2011 года все 100% электроэнергии намечено продавать по свободным ценам. При этом должен совершиться переход к средне - и долгосрочным контрактам на поставку электроэнергии (как по регулируемым, так и по свободным ценам).

Равноэффективная цена в России, которая должна определяться как оптовая в Центральной и Западной Европе за вычетом затрат на транспортировку, налогов и экспортных платежей на сегодня составила бы 125 долларов за 1 тыс. м3 газа. Правительство планирует вывести цены для промышленности и электроэнергетики на этот уровень к 2011 году, в ЖКХ -- к 2013?му, цены для потребления населением будут расти еще медленнее. Выход на такие европейские цены, как показывает опыт стран - соседей России, стимулирует процесс энергосбережения, экономии газа, что становится значимым фактором снижения затрат. Показателен пример Украины. Увеличение цены газа в 2006 году до уровня 95 долларов за 1 тыс. м3 не усилило инфляцию, но привело к интенсификации обновления оборудования газопотребляющих предприятий.

В России речь идет о тех же процессах. При достижении к 2011 году цены природного газа в 125 долларов за 1 тыс. м3 становится более выгодным сжигать это топливо на новых станциях с относительно дорогим оборудованием (на парогазовых установках), но без растраты топлива. Старые блоки будут включаться, используя прежде всего мазут, только в критические пиковые часы, когда цена электроэнергии на рынке резко возрастает.

В целях доведения технологической структуры электроэнергетики России до современного уровня ОАО «РАО “ЕЭС России”» запланировало вложить в свою отрасль более 3 трлн рублей за период от 4 до 5 лет (около 117 млрд долларов). Но это позволит только начать обновление - поднять надежность сетей и построить около 34 тыс. МВт генерирующих мощностей, тогда как сегодня установленная мощность равна 219 тыс. МВт.

В следующей пятилетке (2011-2015 годы) предстоит ввести в действие еще от 50 тыс. до 70 тыс. МВт генерирующих мощностей. Только это даст необходимое крупномасштабное изменение технологической культуры - массовое внедрение угольных станций на сверхкритических параметрах сжигания топлива с циркулирующим кипящим слоем и замену паросилового цикла в использовании газа на парогазовые установки.

Надо ясно понимать, что ни ресурсы государственного бюджета, ни весь до последнего рубля Стабилизационный фонд, ни собственные средства даже таких крупных компаний, как ОАО «Газпром» и РАО «ЕЭС России» вместе взятые не смогут обеспечить объем инвестиций, необходимый для преодоления этого двойного дефицита - природного газа и электроэнергии, - на внутреннем рынке России. Нужно привлечение в эти отрасли внешних для них денег - средств российских и иностранных инвесторов.

Так, четырнадцатого декабря 2006 года глава германского энергетического концерна E.ON, включающего в себя как электроэнергетические мощности, так и транспортировку и продажу природного газа, Вульф Бернотат заявил, что достигнуты предварительные соглашения с «Газпромом» об обмене активами. В результате E.ON становится участником разработки одного из наиболее перспективных месторождений природного газа - Южно-Русского.

Одновременно E.ON ведет переговоры с РАО ЕЭС о возможности инвестировать в российскую электроэнергетику. Близкие по замыслу сделки обсуждаются с итальянскими компаниями ЭНИ и ЭНЭЛ, соответственно, «Газпромом» и РАО ЕЭС. Финская компания «Фортум» в 2006 году увеличила свое участие в ТГК-1 (Северо-Запад России).

То, что мы наблюдаем сегодня, - это переход от обмена товарами в энергетическом секторе (экспорт сырья из России, импорт оборудования из Европы, Японии, США) к обмену, переливу капитала в рамках энергетических отраслей. Таким образом, плоскостной характер - двухмерность - торговли сырьем как главной формы энергетического сотрудничества сменяется более сложной, трехмерной конструкцией, включающей инвестиции и сопутствующий им обмен технико-экономическими нововведениями. Пока в этом направлении сделаны лишь первые шаги. Однако не вызывает сомнения, что будущее сотрудничество России с Западом (в самом широком смысле слова) в решающей степени будет зависеть от способности перейти к такому инвестиционному сотрудничеству.

Разумеется, европейские энергетические компании не исчерпывают всего перечня потенциальных инвесторов в газовую отрасль и электроэнергетику России. Так, алюминиевый концерн «Базэл» стал совместно с ОАО «ГидроОГК» крупнейшим инвестором в гидроэнергетический проект в Красноярском крае - строительство Богучанской ГЭС.

Сами «Газпром» и РАО ЕЭС осенью 2006 года объявили о крупномасштабной сделке - инвестициях газового гиганта в «Мосэнерго». «Газпром» уже сегодня является одним из крупных владельцев пакетов акций как в головной компании холдинга РАО «ЕЭС России», так и в московской генерирующей электроэнергетической компании.

В октябре-ноябре 2006 года ОГК-5 продемонстрировал высокий потенциал привлечения инвесторов размещением эмиссии дополнительных акций. Было продано 5 100 млн акций на сумму 459 млн долларов. Превышение объема спроса над объемом предложения размещаемых акций оказалось десятикратным. Покупателями по формальной географической принадлежности выступили инвесторы из России (32%), Великобритании (32%), Европы (17%), США (11%) и прочие (2%). Оценка банков -- организаторов размещения показывает, что 72% акций приобретено стратегическими и другими долгосрочными инвесторами.

Если речь идет о портфельных инвесторах, то они в своих исследованиях российских электроэнергетических компаний особое внимание уделяют оценке перспективы роста курса их акций на рынке. Потенциальные стратегические инвесторы, интересующиеся возможностью приобрести блокирующие или контрольные пакеты акций, больше сосредоточены на технических параметрах генерации, но и они оценивают денежные потоки и потенциал роста котировок. Это подтвердила продажа 37% пакета новой эмиссии акций ОАО «ОГК-3» в марте 2007 года. Цена, предложенная стратегическим инвестором, оказалась на 20% выше текущей рыночной котировки ее акций.

Для инвесторов, как иностранных, так и российских, приобретение акций ОГК и ТГК в России - это вложение средств в машины по производству денег, а лишь затем по производству электроэнергии. Именно потому, что нормальное поведение инвесторов определяется естественными экономическими мотивами, необходимо обеспечивать такую инвестиционную программу, которая коммерчески выгодна предприятию, совладельцем которого новые акционеры становятся. Однако должен быть защищен и интерес старых акционеров, и интерес российской экономики, представляемой государством. Для сочетания и обеспечения этих интересов РАО «ЕЭС России» считает правильным при продаже крупных пакетов акций (включая блокирующие и контрольные) одному инвестору предложить победителю конкурса подписать меморандум о намерении осуществить строительство новой генерирующей мощности, а затем и соответствующий договор между акционерами. При этом крупные акционеры будут обязаны координировать свои действия. Они будут способствовать, например, заключению менеджментом компании контракта под ключ (ЕРС-контракты) на строительство новой генерирующей мощности.

Если наши партнеры из отечественной машиностроительной отрасли сумеют обеспечить конкурентоспособность своей продукции по соотношению цены и качества, то удержат лидирующие позиции на российском рынке, иначе никакие связи и совместные предприятия с электроэнергетиками им не помогут. В понятие конкурентоспособности органически должно входить также и партнерство поставщиков оборудования с инжиниринговым бизнесом, способным добиваться на тендерах побед и исполнять контракты под ключ. Нужен союз с банками и лизинговыми компаниями, дающими заказчикам рассрочку платежей, приемлемые финансовые условия. Один из ключевых моментов на этом рынке - сервис, постпродажное обслуживание. Западные фирмы, те же «Сименс», «Дженерал Электрик», именно так и работают. Следовательно, эти же условия и по более приемлемым ценам обязаны предлагать и российские компании, чтобы удержать рынок за собой.

Общий объем средств, которые РАО ЕЭС рассчитывает привлечь в ходе размещения дополнительных акций на фондовом рынке в 2007-2010 годах, оценивается примерно в 390-400 млрд рублей. Поскольку представители правительства России в совете директоров РАО ЕЭС одобрили продажу акций тепловых генерирующих компаний (ОГК и ТГК), приходящихся на долю государства в период реформирования холдинга, то в электроэнергетике появится еще один финансовый ресурс, который планируется направить в развитие сетевой инфраструктуры. Он также должен составить около 400 млрд рублей.

Возможно, что до 2010 года к подобному размещению дополнительных эмиссий акций целесообразно будет прибегать и группе «Газпром» - в целях привлечения капитала для инвестирования в компании специального назначения с последующей организацией проектного финансирования для разработки высокодорогостоящих месторождений на севере полуострова Ямал и на шельфе северных морей.

План реформирования энергомонополии, утвержденный правительством еще в 2002 году, предусматривает пропорциональное распределение активов между всеми акционерами РАО «ЕЭС России». Основной акционер РАО сейчас - государство, ему принадлежит примерно 52% уставного капитала компании; «Газпром» контролирует около 11%, а «Норильский никель» - 3,5%. Остальные принадлежат миноритариям или же обращаются на фондовом рынке.

Согласно плану реформы энергетическая отрасль должна быть разделена на регулируемый сектор, или инфраструктурный, и конкурентный (генерация и сбыт). Предполагалось, что к середине 2008 года все акционеры энергомонополии должны стать владельцами долей во всех выделяемых и создаваемых активах, как сетевых, так и генерирующих. Причем эти доли должны распределяться пропорционально нынешним долям в уставном капитале РАО «ЕЭС России». То есть государство сохранит свои 52% во всех энергоактивах, в том числе и в генерирующих. Впоследствии государство должно было распродавать свою долю в энергетических активах. Но эта неопределенность нервировала миноритарных акционеров и инвесторов. Ведь непонятно, когда и, самое главное, как государство станет распродавать генерацию. Будет ли в этом сегменте конкурентный рынок и будет ли он, собственно, когда-нибудь либерализован?

Но теперь решили использовать новую схему, а именно разделить активы энергохолдинга между государством и миноритариями в пропорции 52 на 48. Во вновь созданный госхолдинг будут переданы 52?процентная доля государства в Федеральной сетевой компании, пяти оптово-генерирующих компаниях (ОГК) и тринадцати территориально-генерирующих компаниях (ТГК). Сразу после создания этот госхолдинг будет присоединен к Федеральной сетевой компании (ФСК) путем оплаты государством допэмиссии ФСК акциями госхолдинга. После этого доля государства в ФСК составит свыше 75%, а ФСК станет собственником пакетов акций в ОГК и ТГК. Вот только по закону о реформе электроэнергетики монопольный и конкурентный секторы бизнеса должны быть разделены, а значит, Федеральная сетевая компания обязана будет продать генерирующие активы полностью (после реорганизации РАО государство должно сохранить контроль за ФСК, «Системным оператором» и «ГидроОГК»). Таким образом, продавать активы будет уже не государство, а структура РАО ЕЭС.

Как подсчитали энергетики, для того чтобы развитие энергетической инфраструктуры было устойчивым, на финансирование инвестиционных программ в энергосетях до 2011 года необходимо 700 млрд рублей, или примерно 25 млрд долларов. Но средств не хватает. Государство само не очень торопится финансировать сети. За прошедшие три года для увеличения своей доли в ФСК государство должно было выделить из бюджета 160 млрд рублей, но не выделило ни копейки и лишь на 2007 год запланировано 30 млрд рублей. Между тем, по подсчетам, ФСК на строительство и ремонт линий электропередачи, трансформаторов и прочего сетевого оборудования необходимо только в этом году потратить не менее 90 млрд рублей (более 3 млрд долларов).

Раньше если бы продажа доли государства в ОГК и ТГК проводилась обычным путем, то доход от нее поступал бы в и так переполненный бюджет. В этом случае Федеральная сетевая компания долго ждала бы нужных средств на модернизацию. Но ФСК будет теперь сама регулировать финансовые потоки.

Правда, есть один отрицательный момент: все полученные от приватизации энергетической индустрии средства пойдут лишь на сетевое хозяйство. Впрочем, инвестиционная привлекательность генерации много больше, чем у сетевиков. В среднесрочной перспективе, если все пойдет по плану, тарифы станут расти. Как надеются аналитики, уже к 2011 году энергетический рынок будет полностью либерализован. У владельцев генерирующих компаний появится возможность прилично зарабатывать и самим определять, сколько, кому и по какой цене продавать своей энергии. У сетевиков так красиво не получится, поэтому их и надо обеспечить деньгами на инвестнужды в первую очередь.

Альтернативным решение проблемы дефицита топлива является замена газа углем. Это замещение принципиально возможно в трех формах: перевод ряда существующих газоугольных блоков на сжигание угля вместо газа; отказ от запланированных вводов новых газовых мощностей в пользу угольных; постепенная замена выводимых из эксплуатации газовых паротурбинных блоков новыми угольными, а не планируемыми парогазовыми.

Переход энергетики с газа на уголь оправдан в глобальном аспекте. Еще во времена СССР ученые подсчитали, как наиболее эффективно можно использовать природный газ и оказалось, что наилучшее применение с точки зрения экономической эффективности природный газ находит в сфере ЖКХ в ходе приготовления пищи, отопления и тому подобного, на втором месте -- химическая индустрия и лишь на третьем -- энергетика.

Запасов угля в России хватит не на одну тысячу лет, в то время как газа уже не хватает. Однако переходить на уголь нужно не старым электростанциям и не в густонаселенной европейской части России, а лишь при новом строительстве. Разумеется, строить их нужно в тех регионах, где антропогенная нагрузка менее велика. А это азиатская часть России.

Тем не менее, переход на уголь имеет много явных и неявных рисков. Главный из них - риск экологической катастрофы. Всем известно, что угольные станции в разы грязнее газовых.

С экологической точки зрения тепловые электростанции представляют собой непрерывно действующие источники выбросов в атмосферу продуктов сгорания топлива. Учитывать, конечно же, надо только те вещества, которые могут серьезно воздействовать на атмосферу, растительный и животный мир. При сжигании природного газа, например, это оксиды азота, оксид углерода и бензпирен, причем токсичность уходящих газов связана только с оксидами азота (концентрация бензпирена ничтожно мала). Со сжиганием угля ситуация намного хуже. Тут в воздух выбрасываются еще зола и оксид серы, причем выбросы оксида серы, пожалуй, наиболее опасны по своему воздействию на экологию, именно они являются причиной возникновения кислотных дождей. Болезни органов дыхания, сердечнососудистой системы, от которых ежегодно умирают многие тысячи людей - таковы последствия длительного воздействия оксида серы на человека.

Поэтому увеличение доли угольной генерации в мире оправдано только в том случае, если в угольной энергетике произойдет научно-техническая революция, и будут разработаны экономичные и экологичные способы добычи и сжигания угля. Сейчас в мире существуют технологии очистки угольных газов, практически полностью улавливающие зольные компоненты и оксиды серы. Однако эти технологии очистки чрезвычайно громоздкие и капиталоемкие. По оценке специалистов ЭНИН, установка газоочистных устройств на энергоблоке увеличивает капитальные вложения на 30-40%.

Именно дороговизна очистительных технологий и получаемой с их помощью энергии в свое время заставила СССР перевести энергетику с угля на газ. За двадцать лет реформ в России никто не инвестировал в разработку таких технологий, а это значит, что в случае перехода на угольный энергобаланс нам их придется закупать на мировом рынке. Сэкономить не получится.

Другой отрицательный момент заключается в том, что стоимость строительства угольной ТЭС в сравнении с газовой значительно выше. Тепловая электрическая станция (ТЭС) на угле - это завод, где происходит сжигание топлива в котлах, выработка пара и получение в паровых турбинах электроэнергии. В отличие от ТЭС, на природном газе угольный завод должен иметь вспомогательное производство: узлы приемки, разгрузки, транспортировки топлива, угольные склады, системы гидрозолоудаления, карты золоотвалов, системы вспомогательных топлив для розжига и подсветки угля и т. д. Для обслуживания такого хозяйства необходима развитая система железных дорог и собственное депо электростанции. Всего этого для ТЭС на природном газе не требуется. Естественно, по этим причинам стоимость строительства угольной ТЭС в сравнении с газовой значительно возрастает. При использовании сегодняшних технологий -котлов и систем очисток от золы и шлака -- удельная цена угольной ТЭС составляет 1400-1700 долларов за кВт мощности. В эту стоимость не входят затраты, связанные с собственным водозабором ТЭС, собственными очистными сооружениями, отводом санитарной территории, платой за выбросы и сбросы значительного количества вредных веществ в воздух и воду.

Есть новые, альтернативные существующим, технологии использования угля на ТЭС. В частности, в мире активно применяются так называемые котлы с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Эта технология позволяет использовать низкосортные угли, при этом выбросы в атмосферу существенно меньше обычных. Она получила значительное максимальное распространение в главных угольных странах - Германии и США. Стоимость станции с котлами ЦКС по сравнению с традиционными угольными электростанциями возрастает ориентировочно на 15-20%. Именно поэтому для сокращения себестоимости производства электроэнергии на таких ТЭС рекомендуется строить их вблизи угольных шахт и разрезов. Впрочем, как указывают специалисты днепропетровской компании «Энерготехпром», даже полная замена парка котельного и турбинного оборудования на технологии ЦКС не даст существенной экономии в использовании топлива. Дело в том, что коэффициент полезного действия (КПД) получения электроэнергии даже на самых лучших таких угольных ТЭС останется на низком уровне -- около 40%, в то время как КПД газотурбинных технологий -- 50% и более. Современные угольные блоки обходятся на 20-30% дороже, чем блоки на основе парогазовых технологий (и это без дорогостоящих фильтров, которые необходимо поставить, чтобы достичь экологичности газовой электростанции; последние увеличивали бы стоимость угольной станции еще в полтора раза). Кроме того, на новых угольных станциях придется решать проблему утилизации токсичной и радиоактивной угольной золы, которая образуется при сжигании угля в огромном количестве. И это тоже деньги.

Но даже если проблема с инвестированием строительства дорогих и экологичных угольных станций будет решена, все равно остается еще одна весьма серьезная проблема. Где строить новую угольную генерацию? Территориальная структура российской энергетики такова, что переводить газовые электростанции на уголь придется в основном в европейской части России, в азиатской части страны таких станций почти нет. Специалисты СУЭК предлагают переводить с газа на уголь 15 электростанций. Большинство из них -- в европейской части России и на Урале, то есть в густонаселенных областях. Строить здесь дешевые и неэкологичные угольные станции - самоубийство для нации. Но со строительством экологичных тоже возникают сложности. Только лишь инвестиционные планы РАО ЕЭС предполагают поставки не менее 30 млн тонн угля в европейскую часть России в год. С перевозками таких объемов железная дорога справится, однако появятся риски транспортных пробок со всеми вытекающими последствиями. Если же инвестпланы РАО будут расширены усилиями «Газпрома», вполне возможно, что потребуется строительство новой железной дороги из Сибири в Центральный регион.

Получается, что наиболее оправданным будет строительство новых угольных станций на востоке России. Это сделает генерацию менее зависимой от складывающейся социально-экономической, транспортной и иной конъюнктуры, особенно в зимний период, достаточно продолжительный для многих регионов нашей страны. Однако и тут появляется серьезная проблема, которая потребует миллиардных вложений. Пропускная способность энергомоста из Сибири в Центральную часть невелика -- придется строить еще и мощные линии электропередачи.

Таким образом, широкое применение каменного и бурого угля в электроэнергетике станет экономически оправданным только в том случае, когда сравнительная цена газа на тонну условного топлива (ТУТ) будет в два раза выше, чем цена угля в расчете на ТУТ. Пока газ не подорожает еще больше, инвесторам будет выгоднее строить газовые станции. При этом необходимо учитывать тот факт, что при строительстве современных электростанций стоимость одного киловатта установленной мощности при использовании технологии парогазового цикла (ПГУ) обходится в России, как и в Европе, в 700-800 долларов (около 20,25 тыс. рублей), в то время как стоимость киловатта угольной генерации стоит не менее 1,4-1,5 тыс. долларов (около 38 тыс. рублей). Следовательно, специальные меры с использованием механизма гарантирования инвестиций в соответствии с принятым в 2005 году постановлением правительства для стимулирования строительства угольной генерации неизбежны.