Лучше меньше, да лучше. Состояние и развитие электроэнергетики в России до 2020 года

Булат Нигматулин, первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий, д.т.н., профессор

Эффективность использования энергии является своего рода индикатором научно-технического и экономического потенциала общества, позволяющим оценивать уровень его развития. Сопоставление показателей энергоэффективности экономики России с развитыми странами показывает, что удельная энергоемкость нашего валового внутреннего продукта (ВВП) в несколько раз выше, чем в развитых странах. Уровень потребления электроэнергии в расчете на единицу сопоставимого ВВП в России выше, чем в США, в 2,5 раза, Германии и Японии в 3,6 раза. Это свидетельствует о значительных резервах экономии энергоресурсов в России, масштабы которых можно оценить ориентировочно в 40–50% от уровня потребляемых топлива и электроэнергии. Таковы исходные параметры, заложенные в Федеральный закон об энергосбережении и повышении энергоэффективности, принятый в ноябре 2009 года.

В Китае, например, в прошлом году энергозатраты на единицу ВВП снизились на 2,2% по сравнению с уровнем 2008 года. Об этом говорится в Статистической сводке о социально-экономическом развитии КНР в 2009 году, опубликованной Государственным статистическим управлением.
Напомню, что Правительство РФ в феврале 2008 года утвердило Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации на период до 2020 года (далее – Генсхема). Документ предполагал строительство в период до 2020 года значительного количества объектов в атомной, тепловой (газовой и угольной) и гидроэнергетике. На возведение объектов электроэнергетики в рамках Генсхемы планировалось потратить порядка 20 трлн. рублей.


Из материалов Минэнерго следует, что откорректированная Генсхема предусматривает ввод 42,85 млн. кВт новых генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС РФ до 2016 года, в том числе на АЭС – 9,87 млн. кВт, на гидростанциях – 3,52 млн. кВт, на гидроаккумулирующих станциях – 0,98 млн. кВт, на теплостанциях – 28,48 млн. кВт. Таким образом, установленная мощность электростанций Единой энергосистемы РФ возрастет к 2016 году на 16,9% и составит 247,74 млн. кВт. Предполагается, что к 2016 году в структуре генерирующих мощностей РФ доля атомных станций возрастет до 13,2 с 11,1%, доля ГЭС незначительно снизится – до 19,9% с 21,0%, тепловых электростанций – также снизится, до 66,9% с 67,9%.

Программа предусматривает строительство порядка 38,8 тыс. км линий электропередачи напряжением 220–750 кВт и около 133,4 тыс. МВА трансформаторных мощностей. Также предусматривается демонтаж генерирующих мощностей на электростанциях в объеме 8,4 млн. кВт, в том числе на АЭС – 0,6 млн. кВт и на тепловых электростанциях – 7,8 млн. кВт.

По прогнозам Минэнерго, спрос на электроэнергию и мощность в РФ к 2030 году возрастет почти вдвое по сравнению с нынешним уровнем – до 1,86 млрд. кВт·ч. Это слишком оптимистичный прогноз, реальный рост производства электроэнергии может составить ~ 200 млрд. кВт·ч в десятилетие, то есть 1200–1250 млрд. кВт·ч к 2020 году, 1400–1450 млрд. кВт·ч к 2030 году.

Учитывая внедрение энергосберегающих технологий, предусмотренное ФЗ о повышении энергоэффективности и способное существенно снизить спрос на электроэнергию, а также имеющийся дефицит бюджета, считаю ошибкой закладывать новое строительство генерирующих мощностей в предусмотренном Генсхемой объеме.



Состояние российской электроэнергетики

В 2008 году было произведено 1037 млрд. кВт·ч (162,3 млрд. кВт·ч на АЭС – 15,6%), в 2009 году – 992 млрд. кВт·ч. Снижение производства составило 4,4%.

50% электроэнергии России производится на газовых паротурбинных блоках ТЭС, при этом в европейской части эта доля – 60%. В странах Евросоюза доля газовой генерации составляет 25–30%. При этом КПД российских паротурбинных блоков в 1,5 раза ниже, чем парогазовых, применяемых в странах ЕС, США и др.

Суммарная мощность серийных газовых блоков 200 и 300 МВт, реконструкция первоочередных для реконструкции составляет 40 ГВт (АЭС – 24 ГВт).
За последние годы на 10% упало количество капитальных и средних ремонтов ТЭС, ГЭС и сетевого хозяйства. Ежегодно около 10 ГВт мощностей не проходит полноценного технического обслуживания и ремонта.

Самоликвидировались специализированные ремонтные предприятия отрасли (Мосэнергоремонт, Ростов-энергоремонт, Уралэнергоремонт, Сиб-
энергоремонт, Дальэнергоремонт), каждое из которых имело более 7000 специалистов и обслуживало по 10–20 регионов.

Последние десять лет – беспрецедентная череда крупных аварий:
2000 год – 2 аварии: на Урале (с обесточением трех областей и двух ядерных объектов); на Нижневартовской ГРЭС (во время пуска разрушение турбогенератора 0,8 ГВт);
2003 год – на Каширской ГРЭС (разрушение турбогенератора 0,3 ГВт);
2005 год – блэкаут в «Мосэнерго» (в зо-ну отключения электроэнергии попало 6,5 млн. человек в пяти регионах);
2006 год – на Рефтинской ГРЭС (пожар с обрушением кровли блока 0,5 ГВт);
2008 год – на Сургутской ГРЭС-2 (обрушение кровли на трех блоках по 0,8 ГВт);
2008 год – на Якутской ТЭЦ (пожар на энергоблоке, оставивший столицу республики без электроэнергии в 40-градусный мороз);
2009 год – на Саяно-Шушенской ГЭС (разрушение девяти из десяти блоков по 0,64 ГВт, погибли 75 человек).



Стоимость электроэнергии в России и за рубежом

Россия – экспортер № 1 нефти и газа, а цены на электроэнергию у нее выше, чем в странах – импортерах топлива. Высокая цена на электроэнергию лишит Россию единственного конкурентного преимущества. А существенное завышение объемов инвестирования приведет к повышению цен на электроэнергию на 30–40% в год.

В США средняя цена на электроэнергию для промышленного потребления составляет 0,07–0,08 долл./кВт·ч. В странах ЕС средняя цена для промышленного потребления 0,12 долл./кВт·ч. В Китае за последние десять лет цена на электроэнергию выросла всего на 30% – с 0,069 до 0,096 долл./кВт·ч (район Шанхая).

В России с учетом паритета покупательной способности (1 доллар ППС = 15 рублей) стоимость электроэнергии в Центральном, Северо-Западном и Уральском регионах в 2010 году будет соответствовать самому высокому уровню в мире – 0,15–0,25 долл./кВт·ч, или в 1,5÷3 раза дороже.
Стоимость электроэнергии АЭС на оптовом рынке США – 0,0187 долл./кВт·ч (в ценах 2008 года); Франции и Германии – 0,02–0,022 долл./кВт·ч. В России – 0,032 долл./кВт·ч, или 0,064 доллара ППС/кВт·ч (в ценах 2010 года); или в 3,2–3,7 раза дороже.

Существенное завышение объемов инвестирования будет приводить к дополнительному повышению цен на электроэнергию на 30–40% в год.



О реальных потребностях в электроэнергии

Объем генерирующих мощностей страны составляет 220 ГВт. В осенне-зимний максимум 2009/2010 года использовалось 152 ГВт.

Коэффициент эластичности электропотребления к ВВП (К) – отношение темпа изменения электропотребления (производства) электроэнергии к темпу изменения ВВП в год. Средний коэффициент в интервале 5–10 лет (Кс) – фундаментальная макроэкономическая характеристика страны.

Максимально возможный темп роста ВВП 6–7% начиная с 2013 года (6 ÷ 7%) × 0,3 = 1,8-2%.

Темп роста производства (потребление) электроэнергии составит максимум 1,8–2% в год, или 18–20 млрд. кВт·ч в год, либо не более 1200 млрд. кВт·ч в 2020 году.

С учетом программы энергосбережения удельное потребление электро-энергии на единицу ВВП может упасть на 10–15% к 2020 году. Тогда производство (потребление) электроэнергии в 2020 году составит не более 1100 млрд. кВт·ч.
Для достижения 1200 млрд. кВт·ч в 2020 году достаточно вводить (реконструировать) максимум до 4 ГВт мощностей в год или не более 40 ГВт до 2020 года.

КИУМ АЭС в России на 10% ниже, чем среднемировой (недовыработка составляет 20 млрд. кВт·ч), или на 14% ниже, чем в развитых странах (недовыработка 28 млрд. кВт·ч).

Рост КИУМа действующих электростанций до среднемирового уровня позволит увеличить производство электроэнергии на 204 млрд. кВт·ч (ТЭС – 184 млрд. кВт·ч; АЭС – 20 млрд. кВт·ч).



О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Прогноз роста электропотребления (производства) завышен в два раза (базовый вариант Генсхемы), в 2,6 раза (оптимистичный вариант). Программа строительства (реконструкции) новых генерирующих мощностей завышена – в два раза (базовый вариант), в 2,6 раза (оптимистичный вариант), а с учетом кризиса в 3–3,5 раза и 4–4,5 раза соответственно.

Следствием завышенного прогноза электропотребления стали завышенные инвестпрограммы и завышенные тарифы для предприятий и населения. Сначала потребители оплачивают дополнительные потребности в инвестициях, а потом содержание «лишних» мощностей. 1% «перепрогнозирования» спроса в год → 5 млрд. долларов «лишних» (необоснованных) инвестиций.

Еще один немаловажный аспект – невозможность практической реализации Генсхемы из-за ограниченности материально-технических и человеческих ресурсов.

Об энергетической стратегии России до 2030 года, принятой правительством 13.11.2009 года

Энергетическая стратегия (далее – ЭС) предусматривает:
• рост генерирующих мощностей на 70–110 ГВт к 2020–2022 годам;
• общий объем генерирующих мощностей 275–315 ГВт к 2020–2022 годам;
• объем атомной генерации 37–41 ГВт;
• строительство 14–18 ГВт атомных мощностей к 2020–2022 годам.

Это в два раза меньше по сравнению с базовым вариантом Генсхемы. Так, АЭС вместо 32 ГВт по Генсхеме – 14–18 ГВт по ЭС. При этом реальные возможности современного российского строительного и энергомашиностроительного комплекса позволят ввести не более 10 ГВт до 2020 года.
Приведу элементарный расчет.

В СССР за 20 лет (1970–1990) были построены АЭС с суммарной мощностью 32,3 ГВт. Россия по экономическому потенциалу в два раза меньше СССР. Период 2009–2020 годов (12 лет) составляет 0,6 от периода 1970–1990 годов.
Тогда: 32 ГВт × 0,5 × 0,6 = 10 ГВт.



О критериях, которые должны учитываться при пересмотре Генсхемы и Энергостратегии

Прогнозы темпов роста электропроизводства (потребление) и ВВП должны быть согласованы с учетом реализации программы энергосбережения.

Цены на электроэнергию с учетом доллара ППС должны быть не выше, чем в США, ЕС и Китае.

Для производства электроэнергии, в особенности в европейской части России и на Урале, должно быть максимально снижено потребление газа (на 30 млрд. куб. м) от уровня 2008 года 190 млрд. куб. м.

Программы строительства (реконструкции) электрических сетей и генерирующих мощностей должны быть жестко скоординированы.

В проектах строительства и реконструкции генерирующих мощностей должно быть максимально использовано энергооборудование отечественного производства.


О повышении эффективности сооружения генерирующих мощностей в России

Уменьшение доли газа при производстве электроэнергии в европейской части России (соответственно снижении себестоимости электроэнергии) может быть обеспечено за счет строительства новых АЭС и реконструкции паротурбинных блоков до парогазовых. Для сравнения эффективности инвестиций в эти два направления используем критерий максимального высвобождения газа.

Энергоблок АЭС 1 ГВт мощности в среднем производит 7,5 млрд. кВт·ч (при КИУМ 86%) и высвобождает 2,4 млрд. куб. м газа для производства аналогичного объема электроэнергии на газовых паротурбинных блоках. Время строительства одного блока АЭС мощностью 1 ГВт составляет не менее семи лет. Объявленная сегодня стоимость строительства новых блоков в России составляет 1 кВт > 4000 долларов.

Реконструкция паротурбинных блоков до парогазовых снижает потребление газа в 1,5 раза, или на 0,8 млрд. куб. м газа. Стоимость строительства парогазовых блоков 1 кВт ≤ 1500 долларов, стоимость реконструкции серийных паротурбинных блоков до парогазовых минимум в 1,5 раза меньше, чем новое строительство или 1 кВт ≤ 1000 долларов. Время реконструкции 1 ГВт мощности не более 1,5 лет.

Оценка эффективности инвестиций показала, что новое строительство АЭС по сравнению с реконструкцией паротурбинных блоков до парогазовых по критерию максимального возврата газа эффективно только при стоимости 1 кВт ≤ 2500 долларов и сроке строительства не более пяти лет. В этом случае АЭС через 13,5 лет начнет высвобождать больше газа, чем реконструированные паротурбинные блоки. В противном случае средства федерального бюджета и инвестиционная надбавка должны быть в тарифе газовых ТЭС и направлены на реконструкцию паротурбинных блоков до парогазовых.
На примере достройки 2-го энергоблока Волгодонской АЭС можно подсчитать, что сегодня стоимость 1 кВт атомных мощностей составляет не менее 3500–4000 долларов, а срок строительства – семь лет (учитывается степень готовности на момент начала достройки блока в 2005 году, которая составляла не менее 33%, сумма освоенных капвложений на момент физпуска в конце декабря, расходы на период от физпуска до выхода на номинальную мощность).

Для повышения эффективности инвестиций в электроэнергетику необходимо:
• обеспечить рост производства электроэнергии на действующих ТЭС и АЭС за счет роста КИУМ до среднеевропейского уровня;
• при выборе объектов генерации для государственного финансирования учитывать критерий максимального снижения потребления газа в электроэнергетике;
• внедрять механизмы ускорения строительства (реконструкции) новых энергоблоков с 2 ГВт/год в 2009 году до 4 ГВт/год в 2010–2020 годах, что приближается к среднегодовому вводу мощностей (5–6 ГВт) в РСФСР в 1981–1990 годах;
• снизить удельный расход топлива (газа) до современных международных стандартов. Для этого:
а) в европейской части России максимально ускорить реконструкцию паротурбинных блоков до парогазовых, в первую очередь блоки 200 и 300 МВт суммарной мощностью 40 ГВт, что позволит уменьшить удельное потребление газа в 1,5 раза;
б) обеспечить новое строительство парогазовых блоков;
в) сооружение АЭС проводить исключительно в европейской части России, при условии 1 кВт ≤ 2500 долларов и время до ввода пять лет;
• В ТЭО на новое строительство должно учитываться, что реконструкция существующих энергоблоков на 30–50% дешевле, чем строительство новых;
• в скорректированной Генсхеме предусмотреть введение не более 40 ГВт до 2020 года (4 ГВт в год).

Тогда суммарная мощность электростанций России в 2020 году составит:
220 + 40 – 15 = 245 ГВт,
где 15 ГВт – мощность энергоблоков, введенных до 1960 года, подлежащих выводу из эксплуатации.
О строительстве линий электропередачи
Сегодня в ЕЭС России недостаточная протяженность электрических сетей. Это одна из причин низкого значения КИУМ действующих электростанций. В принятой Ген-схеме протяженность ЛЭП занижена как минимум в 2,4 раза на 1 ГВт мощности.
О стоимости пересмотренной Генсхемы
В принятых Генсхеме и ЭС программы инвестиций завышены, соответственно, в 3,8 и 1,9 раза. Корректировка с учетом вышеперечисленных критериев позволит (в ценах 2008 года) стоимость:
• строительства (реконструкции) новых генерирующих мощностей уменьшить в 6 раз: с 11,6 трлн. рублей до 1,8 трлн. рублей (180 млрд. рублей в год);
• строительства (реконструкции) Единой национальной электрической сети уменьшить в 2,5 раза: с 4,9 трлн. рублей до 2 трлн. рублей (200 млрд. рублей в год);
• строительства (реконструкции) распределительных сетей уменьшить в 2,6 раза: с 4,2 трлн. рублей до 1,6 трлн. рублей (1,6 млрд. рублей в год).

Таким образом, общая стоимость реализации Генсхемы уменьшится в 3,8 раза: с 20,7 трлн. рублей до 5,4 трлн. рублей (540 млрд. рублей в год).

К недостаткам Генсхемы и ЭС следует отнести несбалансированность программы строительства (реконструкции) ЛЭП и генерирующих мощностей и отсутствие механизмов сдерживания роста цен на электроэнергию.

При выделении инвестиций на реализацию электроэнергетических проектов из федерального бюджета следует исходить из критерия максимального снижения потребления газа как одного из основных источников пополнения бюждета.



О новых проектах АЭС, реализуемых в мире

В открытых источниках информации приводится сметная стоимость сооружения атомных энергоблоков.

Россия: АЭС-2006 – 1,150 ГВт по 4000 долл./кВт; БН-800 – 0,88 ГВт (достоверная цена установленного кВт неизвестна);
Южная Корея: OPR – 1,0 ГВт по 2400 долл./кВт; APR – 1,4 ГВт по 2400 долл./кВт;
Китай: AP 1000 – 1,0 ГВт по 2400 долл./кВт; EPR 1600 – 1,6 Вт по 2500 долл./кВт; PWR (China) 1000 – 1 ГВт по 2000 долл./кВт;
Франция (AREVA): EPR 1600 – 1,6 ГВт по 2900 долл./кВт;
США: ABWR 1450 – 1,45 ГВт по 3600 долл./кВт; AP 1000 – 1,1 ГВт 2200 долл./кВт.

Выводы

Необоснованный рост стоимости сооружения генерирующих мощностей неизбежно приводит к увеличению тарифов на электроэнергию. Что, в свою очередь, увеличивает риск потери конкурентоспособности.

В Китае за последние десять лет цена на электроэнергию выросла всего на 30% – с 0,069 до 0,096 долл./кВт·ч (район Шанхая). С началом кризиса цены на электроэнергию снизились.

В США средняя цена на электро-энергию для промышленного потребления 0,065 долл./кВт·ч.

Где будет развиваться экспортно ориентированное электроемкое производство? Вопрос риторический.

В условиях характерной для кризиса неопределенности в части возможностей бюджетного финансирования долгосрочных проектов, таких как сооружение АЭС, начинать новое строительство энергоблоков можно лишь в том случае, если есть гарантия его завершения. Иначе бюджетные средства следует направить на социально значимые программы: развитие медицины, образования, решение экологических проблем.