|
| | | | Проблемы современной экономики, N 3 (27), 2008 | | | | К РАЗРАБОТКЕ ПРОГРАММЫ ДОЛГОСРОЧНОГО СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИИ: ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ | | | Асадулаев А. Б.
доцент кафедры экономической теории и экономической политики
Санкт-Петербургского государственного университета,
кандидат экономических наук
| |
| | | | | В статье предлагается определение многоуровневой электроэнергетической безопасности и ее показателей. Анализируются этапы развития электроэнергетики России в последние десятилетия и четыре главные процесса укрепления энергобезопасности – 1) увеличение доли угольных и атомных станций, а также альтернативных ресурсов в энергобалансе; 2) создание единого энергетического пространства Ев-рАзЭС и СНГ; 3) постепенный переход от государственного регулирования тарифов на электроэнергию для предприятий к рыночному ценообразованию; 4) ликвидация РАО ЕЭС и изменение структуры собст-венности в электроэнергетике как основы государственно-частного инвестиционного партнерства | | Ключевые слова: электроэнергетика, энергетическая безопасность, государственно-частное партнерство, единый энергетический рынок, инвестиционная программа |
Электроэнергетическая безопасность – важное слагаемое многоуровневой энергетической безопасности, которая, в свою очередь, является подсистемой глобальной, национальной и региональной социально-экономической безопасности.
Электроэнергетическая безопасность означает доступность электроэнергии для всех платежеспособных потребителей и надежность доставки этой энергии в соответствии с технологическим регламентом (сила и частота тока, напряжение и т.д.) по разумной цене, обеспечивающей рентабельность энергетики при использовании передовых энергосберегающих технологий.
Ее характеризуют следующие показатели:
- мощность электростанций, динамика ввода новых и вывода устаревших мощностей, процент износа оборудования, его КПД;
- выработка электроэнергии, электропотребление (заявленное и фактическое). В 2002 г. ученые из РАН представили график соотношения износа оборудования и темпов ввода новых мощностей в электроэнергетике с темпами роста энергопотребления.
- протяженность линий электропередач в расчете на единицу территории, ее охват единой энергосистемой (ЕЭС);
- устойчивость электроснабжения и его технологических параметров, число населенных пунктов, не имеющих надежного электроснабжения, потери энергии при транспортировке;
- сальдо экспорта и импорта электроэнергии, в т.ч. в страны СНГ и дальнего зарубежья;
- структура производства электроэнергии по видам станций (тепловые, ГЭС, АЭС и др.) и источникам энергии (газ, уголь, вода, атом и др.);
- цена электроэнергии, ее динамика (с учетом инфляции), дифференциация по регионам, доля энергии, продаваемой по регулируемым государством ценам;
- энергоемкость производства (по отношению к ВВП, по отдельным видам продукции);
- энерговооруженность труда (в т.ч. по отраслям) и быта;
- конкурентность энергорынка (число конкурирующих поставщиков, их доля на рынке, доля государственной монополии).
Электроэнергетическая безопасность – многоуровневая категория, которую необходимо обеспечить в национальном, макрорегиональном (СНГ, ЕврАзЭС и т.д.) и регионально-муниципальном масштабе [1]. Для России она имеет особое значение в связи с обширной территорией (первое место в мире), суровым климатом, высокой энергоемкостью производства (в 3–4 раза выше стран ОЭСР) из-за климата, высокой доли химико-металлургического комплекса и других энергоемких отраслей, технологического отставания, в связи с энергодефицитностью соседнего Китая, а также стран ЕС [2].
В развитии российской электроэнергетики в последние десятилетия выделяется три этапа (см. табл.1). В 1990–2000 гг. общее производство электроэнергии сократилось из-за спада производства, в основном за счет тепловых станций. Сократился экспорт электроэнергии. В несколько раз уменьшился ввод в действие новых мощностей, выросла аварийность.
В 2000–2007 гг. производство электроэнергии на всех видах станций и ее экспорт в дальнее зарубежье стал расти, в страны СНГ он стабилизировался. Согласно Энергетической программе, принятой в 2002 г., производство электроэнергии в 2002–2010 гг. должно было увеличиться с 892 до 1.070, а к 2020 г. – до 1.365 млрд кВт-ч. [3]. Принятая в 2008 г. Генеральная схема предусматривает увеличение производства к 2020 г. в 1,7 (базовый вариант) – 2 раза. | | | Таблица 1
Динамика производства и экспорта электроэнергии в России (млрд кВт-ч) |  |
1 – в 1990 г. – во все республики СССР
2 – 1991 г.
Укрепление электроэнергетической безопасности России связано с четырьмя глав-ными процессами. Первый из них – увеличение доли угольных и атомных станций (рис.1), а также подготовка к широкому использованию энергии Солнца (суммарная мощность солнечных станций в мире превышает 1.300 МВт, более половины из них в Японии), ветра (20% электробаланса в Дании, 1% в мире, лишь 0,01% в России), тепла Земли (доля Рос-сии на мировом геотермальном рынке – 10%), биоэтанола. По прогнозу А.Чубайса до 25% электроэнергии в России смогут дать приливные станции, которые уже сейчас в 2,5–3,5 раза экономичнее солнечных и на 10% – атомных, лидируя при этом по экологии. | | |  | | Рис.1. Изменение доли атомных, газовых, угольных станций и ГЭС в выработке электроэнергии в 2007–2020 гг. (%) |
Первоочередная задача – сокращение доли газовой генерации, которая поддержи-валась искусственно за счет низких регулируемых цен. Доля России на мировом рынке обогащения урана достигает 40%, атомного топлива – 17%, сооружения АЭС – 28%. Рос-сийские АЭС работают в 10, строятся – в 3, переговоры об их сооружении ведутся с 17 странами. По безопасности АЭС (рейтинг срабатывания систем защиты) Россия по оценке Всемирной ассоциации операторов АЭС превосходит мирового лидера – Францию. Вве-денная в строй в 2007 г. Тяньваньская АЭС в Китае первой в мире оснащена системой безопасности и контроля, включающей ловушку расплава активной зоны, на Белоярской АЭС проектируется первый в мире промышленный плутониевый реактор на быстрых нейтронах.
В атомной энергетике России два слабых места – невысокая (8%) доля в мировой добыче урана – в 5 странах, включая Казахстан, Австралию, ЮАР проектируются СП по его добыче и обогащению – и отставание в машиностроении (только Франция строит бло-ки мощностью 1,5 тыс. МВт). В конкуренцию с германо-французской группой «Арела-Сименс» и синдикатом во главе с «Вестингауз», «Дженерал Моторс» (США) и «Хитачи» вступает альянс Росатома и японской «Тошибы».
Второй важной для энергобезопасности России процесс – создание единого энерге-тического пространства ЕврАзЭС и СНГ в целом, обеспечивающего устойчивую и надеж-ную параллельную работу 12 энергосистем. Принят ряд межправительственных соглаше-ний о транзите электрической энергии и мощности государств – участников СНГ, о взаи-мопомощи в случаях аварии и других чрезвычайных ситуациях, о создании резервов ре-сурсов и их эффективном использовании, о правовой базе общего электроэнергетического рынка СНГ.
В 2000–2007 гг. производство электроэнергии увеличилось в Азербайджане (с 18,7 до 22.1 млрд кВт-ч), Беларуси (с 26,1 до 31,8), Казахстане (с 51,6 до 76,1), России, Таджи-кистане (с 14,2 до 17,5), Украине (с 171 до 196 млрд кВт-ч); осталось практически неиз-менным в Армении, Грузии, Кыргызстане, Молдове и Узбекистане. Лишь в половине стран СНГ увеличилось производство электроэнергии в расчете на душу населения [4]. Энергобезопасность евразийского макрорегиона может быть обеспечена лишь совмест-ными усилиями.
Третья проблема – цены на электроэнергию. Здесь действует ряд объективных и внешних удорожающих факторов. Наряду с удорожанием нефти и газа за последние 5 лет в 10 раз выросла цена урана. Стоимость атомного блока в 1 тыс. МВт за десятилетие вы-росла с 2 до 5–6 млрд долл. Реализация генеральной схемы развития электроэнергетики потребует до 2020 г. 420 млрд долл. при базовом и 540 – при максимальном, наиболее ра-циональном варианте. Китай тратит на эти цели в несколько раз больше.
К 2008 г. более 3/4 электроэнергии в России производило РАО ЕЭС – по сути дела государственная монополия. Тарифы на электричество устанавливало государство. В теп-лоснабжении также преобладают централизованные системы с протяженными сетями, где теряется большая часть тепла. При переходе на рыночные рельсы и отказу к 2011 г. от го-сударственного регулирования тарифов для предприятий (рис.2) энергосистема останется единой и планируемой государство, несмотря на ликвидацию в 2008 г. РАО ЕЭС.
Четвертый, важнейший для энергобезопасности процесс – изменение структуры собственности в электроэнергетике. В мировой практике выделяется три типа обеспече-ния электроэнергетической безопасности – административно-командный, чисто рыноч-ный и основанный на государственно-частном партнерстве. | | |  | | Рис.2. Максимальная доля электроэнергии, продаваемой по регулируемым ценам (%) |
Административно-командный механизм основан на государственной собственно-сти на все элементы энергосистемы. Он позволил впервые в мире создать в СССР единую энергосистему, обеспечившую запросы форсированной индустриализации и военной эко-номики. При этом тарифы устанавливались, исходя из политических, а не экономических соображений, электростанции строились за счет средств бюджета без учета ущерба от за-топления плодородных земель (так было в Поволжье и Приднепровье), убытков рыбного хозяйства (волжские плотины и т.д.).
До распада СССР энергетикой управляло министерство. В 1992 г. энергопредприя-тия акционировались. Были созданы региональные компании – АО-энерго – замкнувшие на себя весь цикл энергоуслуг – производство, передачу электричества по сетям и сбыт. Государство передало пакеты акций этих компаний в специальный холдинг РАО «ЕЭС России». 16 лет РАО исполняло функции управляющей компании. Однако этот механизм не соответствовал условиям и требованиям рыночной экономики. Общий уровень оплаты за энергоресурсы не превышал 85%, из них только 14% – деньгами, а остальное – по бар-теру. К 1998 г. кредиторская задолженность РАО превышала дебиторскую на 7 трлн. не-деноминированных рублей. Задолженность по заработной плате достигла 3 трлн.руб, на-логовая задолженность – 5 трлн.руб. Крупнейший в мире энергохолдинг стоял на пороге банкротства.
Эта система могла действовать лишь в условиях «инфраструктурного дивиденда», когда в годы кризиса 90-х гг. спрос производства на электроэнергию резко сократился и мог быть обеспечен за счет электроэнергетической инфраструктуры, созданной в совет-ские годы, без существенных вложений в ее модернизацию и расширение.
Положение изменилось в условиях макроэкономической стабилизации, когда на-чался рост промышленного производства, энергоемкости ЖКХ и сферы услуг, и одновре-менно вырос физический и моральный износ инфраструктуры, созданной в 60–70-х гг. ХХ века и еще раньше.
Экономике в новых условиях необходимо резкое повышение производительности труда. Главное здесь – энергоэффективность. В ряде регионов сети работают на пределе мощности, не поспевая за потреблением. Между тем энергоемкость выросла по сравне-нию с «пятилеткой качества» (1976–1980), по разным оценкам, в 2,2–3 раза. Дефицит электроэнергии в последние годы снижал потенциальный прирост ВВП по расчетам экс-пертов на 3–5% в год. Необходимы инновационные энергосберегающие решения, тре-бующие громадных инвестиций. Из-за их отсутствия в начале 2000-х гг. из строя вышли энергоблоки на нескольких станциях в Приморском крае, трансформаторные подстанции в Москве. Точечные ограничения подачи электроэнергии должникам приводили к веер-ным отключениям всех, в т.ч. социально приоритетных потребителей.
Чисто рыночный, не регулируемый государством вариант обеспечения безопасно-сти в электроэнергетике, принятый в США и ряде других стран, при котором ее развитие финансируется за счет потребителей, т.е. высоких тарифов, и инициативы частных инве-сторов, также себя не оправдал. Инвестиции в магистральные линии передач и другую инфраструктуру не привлекают частный капитал из-за длительного срока окупаемости и высоких коммерческих рисков. Это привело к энергетическому кризису после либерали-зации рынка в Калифорнии, массовым отключениям в США. В ЮАР в 2008 г. из-за отсут-ствия средств на модернизацию и ремонт энергомощностей пришлось единовременно по-высить на 60% тарифы на электроэнергию.
Принятый в России метод учитывает негативный опыт приватизации 90-х гг., когда в соответствии с рекомендациями МВФ была сделана попытка заменить государственное регулирование «невидимой рукой рынка». Решение государства отказаться от контроля над генерирующими мощностями, но при этом сосредоточиться на магистральных сетях и управлении режимами позволило привлечь в отрасль частных инвесторов. За счет разме-щения IPO и продажи акций ОГК и ТГК, принадлежащих РАО ЕЭС и приходящихся на долю государства, в 2007–2008 гг. привлечено более 720 млрд руб., несмотря на ухуд-шающуюся конъюнктуру мировых финансовых рынков. Эти деньги направляются на строительство новых электростанций и сетей.
Начало модернизации энергосистемы было положено в 2000–2005 гг., когда были введены в эксплуатацию новые станции мощностью около 7 тыс.МВт, включая Северо-Западную ТЭЦ, Сочинскую ТЭС, Бурейскую ГЭС, станции на Северном Кавказе. Однако это не решало проблему энергетической безопасности.
Основные вложения в коренное обновление энергосистемы получены за счет при-ватизации теплоэнергетики. Как справедливо отмечалось в журнале [5], устаревшее обо-рудование ТЭЦ и ТЭС не представляет реальной ценности. По сути дела, инвесторы за-платили за право обновить эти станции и реализовать электроэнергию и тепло по свобод-ным конкурентным ценам. Тем самым «мертвый» по терминологии А.Смита капитал, за-ключенный в устаревших и непригодных для реализации основных фондах, был превра-щен в «живой», т.е. легитимный (законным образом зарегистрированный), имеющий ры-ночную оценку (по итогам инвестиционного тендера) и пригодный для получения долго-срочных кредитов и увеличения капитализации новых собственников на фондовом рынке – российском и мировом.
Суть реформы – в отделении естественно-монопольных секторов энергетики от конкурентных, куда может и должен прийти частный капитал. В 2003–2005 гг. заверши-лось разделение АО-энерго по видам бизнеса: производство, передача и сбыт энергии. После этого монопольные магистральные сети и управление режимами были выделены в отдельные компании, котороль над которыми государство оставляет за собой, – Феде-ральная сетевая компания и «Системный оператор». Все электростанции объединены в оптовые и территориальные генкомпании (ОГК и ТГК). Продажа их акций частным инве-сторам обязала генкомпании, принадлежащие разным собственникам, начать конкурент-ную борьбу за потребителя. Создана инфраструктура для конкурентной торговли электро-энергией, в т.ч. энергобиржа. Приняты законодательные акты, направленные на либерали-зацию рынка электроэнергии. По рыночной цене в 2008 г. продается каждый пятый кило-ватт в стране, к 2011 г. либерализация станет полной.
При этом организационно-экономический механизм либерализации не копирует принятый в странах ЕС, США и других странах, где он нарушил электроэнергетическую безопасность. Во-первых, в России сохраняется централизованное государственное руко-водство магистральными энергосетями и диспетчерским центром. Во-вторых, в собствен-ности государства остаются АЭС и крупные ГЭС. В-третьих, создана детальная правовая база, обязывающая новых собственников строить новые энергомощности и поставлять электроэнергию в заранее фиксированные сроки.
Система защитных мер исключает нецелевое или неэффективное использование инвестиционных ресурсов. Созданная юридическая база гарантирует реализацию инве-стиционных программ в заданные сроки. Процесс строительства новых энергообъектов будет осуществляться подрядчиком на базе контракта, предусматривающего фиксирован-ные сроки и стоимость строительства. При этом контрактор принимает на себя финансо-вую ответственность за несвоевременный ввод генерирующих мощностей. Отдельные до-говоры обеспечат поставки топлива на электростанции.
Одним из основных элементов системы являются договоры о предоставлении мощности на оптовый рынок, которые все генерирующие компании – ОГК и ТГК – под-писывают с Администратором торговой системы. Согласно этому документу, компания должна в определенные сроки предоставить оговоренный в тексте договора объем новой мощности, который соответствует ее инвестиционной программе. При этом закрепляются точки строительства новых объектов генерации, их мощность, наиболее важные техниче-ские характеристики, сроки ввода. Компания обязуется к определенному сроку построить и вывести на рынок новые мощности в тех энергоузлах, где намечается дефицит электри-чества. Если новая мощность не появляется, Администратор торговой системы купит ее у другой генкомпании за счет ОГК или ТГК, не выполнившей свои обязательства.
Перечень инвестиционных источников не исчерпывается IPO. Из собственных средств энергокомпаний на строительство новых энергообъектов будет направлено более 800 млрд руб. Еще почти 540 млрд планируется привлечь за счет кредитных и заемных средств. Общий объем пятилетней инвестиционной программы – более 3,3 трлн.руб. – со-поставим с размером всего Стабилизационного фонда.
Основная доля инвестиционных ресурсов направляется на развитие тепловых элек-тростанций – ГРЭС и ТЭЦ – около 43% от общего объема финансирования. Примерно 10% будет направлено на строительство гидроэлектростанций, 46% – на развитие магист-ральных сетей и распредсетевого комплекса (см. рис.3). | | |  | | Рис.3. Инвестиционная программа на 2006–2010 гг. (объем и источники финансирования, всего 3,38 трлн.руб.) |
В 2007–2008 гг. объем торгов в системе электронной коммерции «B2B-energy» вы-рос с 200 до 307 млрд руб. Эти средства также используются для закупок оборудования и оплаты проектных работ по развитию инфраструктуры. В итоге к 2011 г. в стране будут построены более 160 энергоблоков общей мощностью почти 30 тыс.МВт (см. рис.4). В 2006 г. было введено около 1.200 МВт, а в 2010-м годовой объем составит 15.900 МВт. Рост – более чем в 10 раз.
В сетевом комплексе в 2006–2010 гг. будет построено и введено в эксплуатацию около 70 тыс. км линий электропередач. Это существенно укрепит энергетическую безо-пасность на всех уровнях, хотя при этом цена электроэнергии повысится – несколько вы-ше темпа инфляции, но в меньшей степени, чем цены на газ. | | |  | | Рис.4. Программа ввода мощностей на 2006–2010 гг. |
| |
|
|
