15.12.2011
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.
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.
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.
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.
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.
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.
