Программа модернизации электроэнергетики на 2011–2020 гг, подготовленная по заказу Минэнерго, обойдется отрасли в 11,2 трлн руб (версия 1, подробные данные)

По расчетам разработчиков программы, к 2020 г из эксплуатации должно быть выведено более 27 ГВт, а введено новых мощностей более 82 ГВт. 4,7 трлн рублей предлагается вложить в сети, остальное — 6,5 трлн рублей — в развитие генмощностей. При этом 4,5 трлн должно быть направлено на ТЭС, а мощности газовых ТЭС увеличены в 7,4 раз – до 49 ГВт. Генераторы и потребители заявляют о противоречивости расчетов и призывают Минэнерго доработать документ.

Ред: меняется источник, добавлены подробности

МОСКВА, 13 декабря (BigpowerNews) – Государственный Энергетический институт имени Кржижановского по заказу Минэнерго РФ подготовил проект программы модернизации электроэнергетики России до 2020 года.

В программе, с текстом которой BigpowerNews удалось ознакомиться, указывается, что «актуальность разработки программы обусловлена тем, что, с 1991 года более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери электроэнергии в электросетях на ее передачу и распределение; более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли; более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капвложений. В 5 раз сократился средний ежегодный ввод генмощностей по сравнению с вводами 60−80−х годов прошлого столетия». Разработчики, отмечая существенный рост в последние годы тарифов на электроэнергию, констатируют, «что после распада СССР существенно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития электроэнергетики в России».

Среди причин снижения эффективности электроэнергетики в программе называются: использование отсталых технологий, морально и физически устаревшего энергооборудования, а также отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов.

Целью Программы называется «кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию».

Как следует из документа, для решения проблем отрасли энергетикам предлагается вложить в модернизацию своих мощностей в последующие 9 лет более 11,2 трлн рублей (в номинальном выражении), в том числе: в генерирующие мощности должно быть инвестировано 6,5 трлн рублей, включая: 4 трлн рублей ― в ТЭС, 2,5 трлн рублей ― в АЭС, ГЭС, ГАЭС и ВИЭ; электрические сети ― 4,7 трлн рублей, включая: 2 трлн рублей ― в ЕНЭС, 2,7 трлн рублей ― в распределительные сети.

Среди ожидаемых результатов реализации программы называются:

— повышение проектного показателя балансовой надежности — с 0,996 до 0,9991

— вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и морально

устаревшего оборудования — 27 033 МВт, в том числе: ТЭС – 23 283 МВт; АЭС – 3 750 МВт;

— новые вводы мощности на электростанциях – 82 434 МВт, в том числе: ТЭС – 61 496 МВт; АЭС – 9 952 МВт; ГЭС – 7 924 МВт; ВИЭ – 3 062 МВт;

— увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением передовых технологий на основе ГТУ в 7,4 раза — с 6600 до 49 000 МВт;

— КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) — не менее 50 %;

— КПД новых угольных ТЭС — не менее 38 %;

— КПД новых и модернизированных АЭС — не менее 34 %;

— снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до

300 г у.т./кВт·ч;

— снижение потерь в ЕНЭС с 4,6 до 3,5 %, в распределительных сетях – с 8,9 до 6,5 %;

— снижение процента износа электросетевого оборудования в ЕНЭС до 30%;

— снижение процента износа электросетевого оборудования в распределительной сети

до 50%;

— вводы новых электросетевых объектов:

ЕНЭС:

ВЛ напряжением 220 кВ и выше 54,7 тыс. км,

трансформаторной мощности 116,8 тыс. МВА;

распределительной электрической сети:

ВЛ напряжением 0,4 — 110 кВ 95,3 тыс. км,

трансформаторной мощности 60,6 тыс. МВА.

В проекте программы указывается, что основу российской электроэнергетики составляют более 700 электростанций общей мощностью 227,5 ГВт. Таким образом, с учетом мощностей, которые планируется вывести из эксплуатации, в соответствии с программой общая мощность электростанций в РФ должна увеличиться к 2020 году на 25,2% — до 284,7 ГВт.

В рамках программы также предполагается освоение и создание ряда новых технологий и энергооборудования, в том числе:

—  создание угольного энергоблока на суперсверхкритические параметры пара;

— создание и освоение мощных высокоэффективных газовых турбин мощностью 65/75−110/120−160/170−270−350 МВт;

— разработка технологии внутрицикловой газификации углей и создание пилотной установки;

— создание отечественных котлов с циркулирующим кипящим слоем;

— сооружение Забайкальского и Амурского преобразовательных комплексов несинхронного объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

— внедрение асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности АСК 2 × 100 Мвар;

— разработка и сооружение ВТСП кабельной линии длиной 1500 м, 20 кВ, 1500 А;

— разработка и сооружение ВТСП трансформатора мощностью до 1000 кВА с магнитопроводом из аморфной и наноструктурированной стали;

— разработка сверхпроводящих накопителей и энергетических батарей;

— строительство двух ВЭС суммарной установленной мощностью 105 МВт в Краснодарском крае;

— сооружение опытно-промышленных Старогрозненской и Дагестанской ГеоТЭС мощностью по 10 МВт;

— сооружение Северной приливной электростанции мощностью 12 МВт;

— разработка сети биогазовых станций в Белгородской области суммарной мощностью 10 МВт;

— разработка и создание демонстрационной зоны с использованием технологий Smart Grid.

В  рамках подпрограммы модернизации ТЭС предусматривается:

— вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и морально устаревшего оборудования ― 23 283 МВт, в том числе по виду топлива: 17 413 МВт — на природном газе, 5 723 МВт ― на угле; 148 МВт – на дизельном топливе; по типу электростанции: 11 291 МВт ― конденсационных агрегатов, 11 992 МВт ― теплофикационных агрегатов;

— новые вводы мощности на тепловых электростанциях составляют 61 496 МВт, в том числе по виду топлива: 44 002 МВт ― на природном газе, 17 494 МВт ― на угле; по типу ввода: 50 322 МВт ― новое строительство и расширение, 11 174 МВт ― техническое перевооружение и реконструкция; с учетом экспортно-ориентированных ТЭС в ОЭС Сибири общей мощностью 7 200 МВт (Олонь-Шибирской ТЭС ― 3600 МВт, Харанорской ТЭС-2 ― 2400 МВт, Татауровской ГРЭС ― 1200 МВт);

— установленная мощность газовых ТЭС на основе передовых технологий (ПГУ и ГТУ): 2010 год — 6600 МВт; 2020 год ― 49000 МВт;

— КПД новых угольных ТЭС ― не менее 38 %;

— КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) ― не менее 50 %;

— средний эксплуатационный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – снижение с 332,7 г у.т./кВт ч до 300 г у.т./кВтч.

Подпрограмма модернизации гидроэнергетического комплекса предусматривает:

— ввод в эксплуатацию дополнительных генмощностей в объеме 7,9 ГВт к 2020 году, в т.ч. ― за счет реконструкции действующих ГЭС ― 0,9 ГВт, на строящихся ГЭС и ГАЭС ― 5,1 ГВт, на ГЭС и ГАЭС — новостройках ― 1,9 ГВт;

— прирост годовой выработки электроэнергии к 2020 году – 22,2 ТВт ч, в т. ч. за счет реконструкции действующих ГЭС ― 1,9 ТВт ч, на строящихся ГЭС и ГАЭС ― 15,2 ТВт ч, на ГЭС и ГАЭС — новостройках ― 5,1 ТВтч;

—  снижение среднего по всему парку гидрогенерирующего оборудования физического износа к 2020 году по отношению к 2010 году: по турбинам― на 27 %, по генераторам – на 10 %.

Подпрограмма модернизация АЭС предполагает до 2020 года:

— модернизацию действующих АЭС путем повышения мощности: реактора РБМК ― до 105 % от номинала; ВВЭР-440 ― до 107%; ВВЭР-1000 ― до (104―110)% от номинала;

— продолжение срока эксплуатации блоков АЭС с реакторами ВВЭР-440, РБМК и ЭГП-6 на 15 лет, с реакторами ВВЭР-1000 – на 25 лет;

— ввод новых блоков АЭС мощностью 10 ГВт;

— разработку проектов АЭС- с реакторами ВВЭР-ТОИ, реакторами на быстрых нейтронах, создание технологий замыкания топливного цикла;

— создание плавучих АЭС малой мощности;

— строительство демонстрационных проектов АЭС с реакторами на быстрых нейтронах и опытно-демонстрационных цехов на предприятиях ядерного топливного цикла;

— снижение удельных капвложений на 1 кВт вводимой мощности на 10% по сравнению с 2009 года; снижение эксплуатационных расходов на 1 кВтч на 20% по сравнению с 2009 годом в соответствующих ценах.

В подпрограмме «Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года» предусматривается увеличение установленной мощности и выработки электроэнергии к 2020 году с использованием ВИЭ до 4377 МВт и 16 655 млн кВт ч, в том числе, соответственно, на:

— ВЭС до 2031 МВт и 5725 млн кВтч,

— МГЭС до 1148 МВт и 4960 млн кВтч,

— ГеоТЭС до 167 МВт и 952 млн кВтч,

— СЭС до 34 МВт и 46 млн кВтч,

— ПЭС до 13 МВт и 52 млн кВтч,

— БиоТЭС до 984 МВт и 4920 млн кВтч.

Что касается электросетевого комплекса, то подпрограмма его модернизации включает, в том числе:

— снижение процента износа электросетевого оборудования до 50 % в распределительных сетях и до 30% — в ЕНЭС к 2020 году;

— снижение потерь электроэнергии в ЕНЭС с существующего уровня 4,6% до 3,5%, распределительной сети — с 8,9% до 6,5% к 2020 г.;

— обеспечение проектного показателя балансовой надежности ― на уровне 0,9991 к 2020 года;

— повышение управляемости электрических сетей.

Подпрограммой предусмотрен:

— ввод новых электросетевых объектов в ЕНЭС: ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 54,7 тыс.км, трансформаторной мощности – 116,8 тыс. МВА;

— в распределительной электрической сети: ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 95,3 тыс.км, трансформаторной мощности – 60,6 тыс. МВА;

— реконструкция оборудования в ЕНЭС: ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 9,7 тыс.км, трансформаторной мощности – 129,2 тыс. МВА;

— в распределительной электрической сети: ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 156,1 тыс.км, трансформаторной мощности – 79,9 тыс. МВА.

Разработчики программы к механизмам ее реализации относят следующие:

– внутренние финансовые ресурсы компаний, включая амортизационные отчисления, а также целевые инвестиционные средства, исключаемые из состава налогооблагаемой прибыли (как минимум – для атомной энергетики);

– объемы и стоимость капитала, привлекаемого на условиях гарантирования доходности в сетевые компании (RAB-регулирование) и в сектор генерации (вводы в рамках ДПМ и МГИ);

– объемов конкурентного ценообразования на долгосрочном рынке мощности (ДРМ) и экономически обоснованного уровня предельных цен на мощность (price-cap), которые определяют долю ДРМ в средневзвешенной цене мощности для потребителей на оптовом рынке.

За счет этих механизмов планируется обеспечить снижение темпов роста тарифов на электроэнергию на уровне 2015 года в среднем на 5 % , а на уровне 2020 года – на 8,4 % по сравнению с использованием базовых параметров регулирования.

Структура источников финансирования программы модернизации электроэнергетики до 2020 года

Согласно проекту программы, в целом за счет собственных источников может быть обеспечено финансирование 2/3 потребности в капиталовложениях, а примерно треть средств (3,6 трлн. рублей) потребуется привлечь с рынков капитала, прежде всего — в виде кредитных ресурсов, из них 60 % — в сектор генерации и 40 % — в электросетевой сектор.Почти 70% общей потребности отрасли во внешнем финансировании приходится на тепловую генерацию, обеспечивающую основной прирост установленной мощности, а также на сектор распределения электроэнергии.

В проекте программы отмечается, что несмотря на сравнительно небольшую долю привлеченных средств в структуре финансирования Программы модернизации, прогнозируемые параметры ценовой и тарифной политики формируют тенденцию к росту кредитной нагрузки, прежде всего – в тепловой генерации и распределительном комплексе. Разработчики программы признают, что в этой ситуации показатели кредитной устойчивости будут последовательно ухудшаться «практически во всех секторах, особенно – в тепловой генерации и распределительных сетях, где отношение долга к EBITDA (суммы амортизационных отчислений и прибыли до уплаты процентов и налогов) во втором пятилетии возрастает до 2 и более».

По предварительной оценке, авторов проекта, «жесткое сдерживание кредитной нагрузки при условии поддержания показателя «долг/EBITDA» не выше 1 приведет к недофинансированию Программы модернизации почти на 12 %. При этом недофинансирование Программы модернизации в РСК может составить более 20 %».

Генераторы и потребители программой не довольны

Представленная программа подверглась резкой критике производителей энергии. Около недели назад, 9 декабря, объединяющее большинство собственников тепловой генерации НП «Совет производителей энергии» (СПЭ) направило в Минэнерго РФ на имя замминистра Андрея Шишкина письмо с замечаниями к программе. Документ подписали директор НП Игорь Миронов и председатель совета по энергетической безопасности и технологической надежности Валентин Межевич.

Генераторы, отнеся к достоинствам программы «широкий охват электроэнергетических технологий», говорят, что назвать программу «документом, который можно использовать, как руководство к действию нельзя». По мнению производителей энергии, «в рамках программы наблюдается отсутствие связи с действующими программными документами в электроэнергетике». Как пояснил BigpowerNews директор НП Игорь Миронов, в частности, речь идет о «Схеме ЕЭС на 2010−2016 года», «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» и «Энергетической стратегии России на период до 2030 года». В письме СПЭ отмечается, что по ряду объектов генерации и сетей, вошедших в программу, уже ведется строительство и идет финансирование.

Кроме того, по мнению партнерства, отраженный в программе объем ввода новых мощностей – 82,434 ГВт – не отражает реального спроса на электроэнергию и является существенно завышенным. Разработчики в своих расчетах за основу приняли прогноз, используемый в генсхеме до 2020 года, согласно которому спрос будет расти в 2011−2012 годах на 1,2% в год, в 2013−2020 годах — от 2,2 до 3,5%. В НП же считают, что в год прирост будет не более 1%. Кроме того, генераторам не ясно, как были рассчитаны капзатраты по программе.

«Совет производителей» сетует на то, что в программе не приводятся сценарии развития ситуации для конечных потребителей. Сами потребители электроэнергии пока оценивают программу и от прогнозов воздерживаются, однако также отмечают, что прогноз потребления в программе явно завышен. В частности, директор НП «Сообщество покупателей рынков электроэнергии», куда входят крупнейшие покупатели электроэнергии, в том числе РусАл, Дмитрий Говоров говорит, что «как именно отразиться программа на ценах на энергию для конечных потребителей пока говорить рано: работа над документом продолжается». «Но то, что прогноз потребления завышен — очевидно, а это в свою очередь может больно ударить по потребителям, которым, в случае принятия документа в таком виде, придется оплачивать в том числе и невостребованную мощность. Мы выступаем за принцип: невостребованная мощность, как генерирующая, так и сетевая, не должна оплачиваться» — сказал он BigpowerNews, добавив, что «только тогда повысится ответственность энергетиков при принятии инвестиционных решений».

Но главной проблемой проекта программы производители называют отсутствие в ней реальных механизмов возврата инвестиций. Генкомпании поддержали применение указанного в проекте механизма ДПМ и МГИ, но выступили против использования price-cap в конкурентном отборе. По их мнению, price-cap создает для генкомпаний при инвестировании дополнительные риски.

Не устраивает генераторов и предлагаемая структура источников финансирования программы. В частности, увеличение в ней доли чистой прибыли для генерации до 40%, по расчетам СПЭ, в период до 2015 года, когда генкомпании будут привлекать под проекты по ДМП значительные кредитные ресурсы и когда до 90% чистой прибыли потребуется на их обслуживание, приведет к росту, по некоторым компаниям, отношения долга к EBITDA до 4 и более. Это «является недопустимым», заявляют в СПЭ.

Гендиректор члена СПЭ, электроэнергетической «дочки» «Газпрома» ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров, говорит, что «предлагаемые финансовые модели развития отрасли оторваны от жизни и на практике недостижимы». «В настоящее время у нас и наших коллег по отрасли нет ясности относительно будущего статуса этого документа, сферы его действия и механизмов реализации, хотя важность самого документа не вызывает сомнений. Пока данная Программа может рассматриваться только как отраслевой обзор с прогнозом ситуации в перспективе до 2020 года», — сказал Федоров BigpowerNews.