Файл: Реформа электроэнергетики в России ().pdf

Таким образом, в электроэнергетике постепенно будет формироваться «системное генерирующее ядро», находящееся под государственным контролем, основной задачей которого будет обеспечение совместно с сетевой инфраструктурой текущей надежности энергоснабжения. На начальном этапе в его состав будут включаться все крупные объекты, сооружаемые с участием ИО. В перспективе его размер будет последовательно сокращаться за счет продажи на торгах или сдачи в аренду станций, способных работать в режиме конкурентного рынка и не несущих специальных системных функций (то есть, не связанных напрямую с обеспечением надежности энергоснабжения).

С развитием конкурентной среды, увеличением частного капитала в секторе генерации, укреплением финансового положения компаний, масштабы централизованного финансирования, осуществляемого Инвестиционным Оператором для проектов, имеющих высокий государственный приоритет, могут быть постепенно сокращены за счет привлечения для их реализации генерирующих компаний и независимых внешних инвесторов. При этом в сфере безусловной ответственности ИО останутся проекты системной важности, имеющие существенные технические или иные ограничения на участие в режиме конкурентной торговли и выполняющие системные функции по обеспечению надежности.

Для всех остальных проектов Инвестиционным Оператором организуется тендер между ГК и независимыми инвесторами на право их сооружения. Формальная процедура предложения о строительстве должна сопровождаться со стороны ИО специальными финансовыми схемами поддержки данных проектов, обеспечивающими их достаточную коммерческую привлекательность для будущих собственников (например, льготными кредитами из средств страхового инвестиционного фонда или кредитными гарантиями).

2). Разработка механизмов обеспечения стабильности инвестиций в секторе генерации должна быть основана на традиционных для рыночной экономики принципах финансирования коммерческих проектов. Страховая поддержка инвестиционных программ компаний должна носить адресный характер, поэтому ее предпочтительно организовать в форме проектного, а не корпоративного финансирования, с обязательным отбором проектов на конкурсной основе. Компании самостоятельно формируют и представляют ИО с необходимым экономическим обоснованием заявки на финансовую поддержку проектов, на основе которых Инвестиционный Оператор организует тендер на финансирование. Решение о выделении страховых инвестиций должно приниматься с учетом системных приоритетов развития, но главным критерием отбора должен стать коммерческий эффект инвестиций. Для развития конкурентной среды представляется важным обеспечить равный доступ к централизованным инвестиционным ресурсам как ГК, так и НПЭ.

Наиболее приемлемой формой страховой поддержки компаний, особенно на начальных этапах реформирования, является непосредственное участие ИО в проекте в качестве стратегического инвестора. Применяемые при этом схемы проектного финансирования должны обеспечить:

• эффективный контроль ИО за целевым использованием выделенных средств в рамках согласованного графика работ;
• права собственности ИО на активы, созданные за счет централизованных инвестиций.

По завершении проекта ИО, не имеющий интересов в эксплуатации, может переуступить права собственности на объекты, сооруженные с его участием, данной компании в обмен на эквивалентный по рыночной стоимости пакет ее акций. Использование схемы «активы в обмен на акции» связано с изменением в структуре акционеров компании-производителей и, в частности, с ростом пакета акций, контролируемых Инвестиционным Оператором (то есть, фактически государством). Рост доли государства в капитале генерирующих компаний на начальном этапе реформирования представляется обоснованным, так как создает дополнительные механизмы влияния на политику компаний в условиях либерализации рынка. Однако по мере развития конкурентной среды в генерации данная тенденция будет создавать конфликт с долгосрочной задачей повышения привлекательности сектора для частного капитала, поэтому на следующих этапах реформирования необходимо обеспечить постепенное сокращение пакета, находящегося в собственности ИО за счет их продажи на рынке.

По мере улучшения финансового состояния и инвестиционного рейтинга компаний Инвестиционный Оператор может также перейти к использованию кредитных схем проектного финансирования, в рамках которых требуемые средства из централизованного фонда предоставляются компаниям на возвратной основе при обеспечении платы за использование капитала (возможно, льготной по сравнению с условиями банков) и соблюдении жестких обязательств прозрачности проекта.

Наконец, кроме прямого участия в финансировании. Инвестиционный Оператор может использовать иные схемы поддержки инвестиционных проектов, направленные на снижение рыночных рисков вложений в данные проекты собственного капитала компаний или привлеченных средств частных инвесторов за счет:

• предоставления гарантий по вложенным средствам и кредитам и страхования рисков проекта на стадии сооружения;
• заключения долгосрочных контрактов на гарантированную покупку энергии от новой станции. После ввода объекта в эксплуатацию Инвестиционный Оператор может осуществить перепродажу энергии на бирже.

В заключение необходимо отметить, что реорганизация перспективной деятельности в электроэнергетике в целом и, в частности, в секторе генерации должны учитывать последовательный и постепенный характер реформирования и быть четко согласованными с этапами преобразований на рынке электроэнергии и в организационной структуре отрасли. В этой связи для каждого этапа реформ необходимо обосновать состав текущих изменений в системе управления развитием, распределение функций государства и бизнеса при формировании инвестиционных приоритетов, организации финансирования и реализации проектов, а также механизмов их взаимодействия.

В 2015 г. Распоряжением Правительства Российской Федерации была утверждена Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.

Перспективное развитие гидроэнергетики связывают с освоением сибирского потенциала – достройкой Бурейского и Колымского каскадов, увеличением мощности Вилюйской-III.

В проектах Нижнеангарские ГЭС или Среднеенисейская ГЭС, освоение нижнего Енисея (Нижнекурейская и Эвенкийская), Нижнезейские ГЭС, Южно-Якутский ГЭК.

Осваивается энергетический потенциал Северного Кавказа – в стадии строительства находится Зарамагские, Гоцатлинская ГЭС, Зеленчукская ГЭС-ГАЭС.

В перспективных планах строительство второй очереди Ирганайской ГЭС, Агвалинская ГЭС, развитие Кубанского каскада и Сочинских ГЭС.

Перспективным направлением является развитие малой гидроэнергетики в Карелии, Северной Осетии и Дагестане и др.

Значительным потенциалом обладают множественные российские морские и океанические заливы с высокими, достигающими высоты в 10 метров приливами.

С 1968 г. действует экспериментальная приливная электростанция (ПЭС) – Кислогубская мощностью 1,7 МВт, планируется строительство опытной Северной ПЭС мощностью в 12 МВт.

Разработаны проекты строительства достаточно мощной Мезенской ПЭС (11,4 ГВт) и Пенжинской ПЭС.

Энергетическая стратеги России на период до 2030 г.

Согласно «Энергетической стратегии РФ на период до 2030 г»., производство электроэнергии в России к 2030 г. может увеличится почти в два раза, примерно до 1800-2210 кВт.ч. в год.

Наибольший рост увеличения элетрогенерации ожидается на атомных электростанциях (АЭС) примерно в 2,7 раза до 356-437 млрд кВт·ч.

На электростанциях, работающих на возобновляемых источника энергии (ВИЭ), рост производства увеличится примерно в 2,5 раза до 319-422 млрд кВт·ч в год.

Производство электроэнергии на тепловых электростанциях (ТЭЦ) возрастет примерно на треть до – 478-505 млрд кВт·ч.

Общая установленная мощность электростанций к 2030 г. вырастет почти в 2 раза и составит 355-445 ГВт.

Такой объем ввода новых генерирующих мощностей потребует примерно 700 млрд. долл. капитальных вложений, которые станут возможными только при условии успешного реформирования отрасли и создания полноценного конкурентного рынка электроэнергии.

В связи с быстро нарастающим старением оборудования электростанций и необходимостью его вывода из эксплуатации в перспективе необходимо обеспечить более интенсивный рост мощности новых генерирующих источников по сравнению с ростом суммарной установленной мощности.

Несмотря на определенные положительные тенденции в развитии российской электроэнергетики, сохраняется ряд серьезных проблем, которые тормозят процесс модернизации отрасли.

Продолжается существенный рост тарифов на электроэнергию. Уровень тарифов в России приблизился к уровню тарифов в США. При этом цена на российский природный газ, который в структуре топливоснабжения электростанций составляет почти 70%, остаётся ниже среднемировой.

При недостаточных объёмах инвестиций в электроэнергетику сокращается научно-технический потенциал отрасли и связанных с ней отраслей энергетического машиностроения.

Сохраняется серьёзное отставание в сфере разработки, освоения и использования новых технологий производства и транспорта электроэнергии, отсутствуют механизмы и финансовые инструменты, стимулирующих разработку и внедрение новейших технологий и современного технологического оборудования.

Сохраняется низкий уровень внедрения ресурсосберегающих технологий и оборудования, более чем в 1,5 раза увеличились потери электроэнергии в передающих электросетях.

Сложная ситуация сложилась с поставками российской машиностроительной продукции для электроэнергетики.

Например, обеспеченность электроэнергетики технологиями и оборудованием российского производства, в том числе парогазовыми установками (ПГУ) и газотурбинными установками (ГТУ) не превышает 50%, с учетом производства такого оборудования на совместных предприятиях.

Износ обо­рудования в электроэнергетике составляет примерно 58%. Проектный ресурс обо­рудования действующих электростанций выработан почти на 40%. Об этом, в частности, свидетельствует серьезная авария на Саяно-Шушенской ГЭС в августе 2009 г., повлекшая за собой значи­тельные человеческие жертвы.

В процессе модернизации российской электроэнергетики приоритет должен быть отдан снижению износа основных фондов, созданию и завершению строительства современных парогазовых ТЭС, экологически чистых ТЭС на угле, ГЭС малой и средней мощности, а также созданию АЭС нового по­коления, на базе реакторов четвертого поколения.

Особое внимание необходимо уделить развитию энергетики на основе ВИЭ и местных энергоресурсов.

Для удовлетворения потребностей отечественной электроэнергетики в ближайшие годы необходимо освоить производство и ввести в эксплуатацию экономичные энергетические газотурбинные установки мощностью до 35 МВт, 60-80 МВт, 110 и 180 МВт.

Спроектировать, соорудить и ввести в действие конденсационные и теплофикационные парогазовые установки мощностью 80-540 МВт, газотурбинные ТЭЦ и надстройки на действующих электростанциях.

Разработать конструкции критических узлов ГТУ для проектирования перспективного газотурбинного агрегата мощностью 250-300 МВт.

Разработка и внедрение отечественных высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин мощностью 25-180 МВт и парогазовых установок мощностью 80-540 МВт, которые по своим техническим характеристикам будут на уровне зарубежных аналогов, создадут техническую и производственную базу для коренной структурной перестройки электроэнергетики России.

Достижение успеха здесь возможно только при условии конверсии и использования богатого опыта и научно-технического потенциала авиационной промышленности.

Ожидается, что в дальнейшем в России будут сооружаться более совершенные и более безопасные АЭС, использующие реакторов четвертого поколения. Общие мощности АЭС планируется увеличить к 2020 г. до 50 ГВт.

По оценкам специалистов, к 2035 г. в России мощность электростанций, работающих на ВИЭ, может увеличиться в 15-20 раз, а выработка электроэнергии на них – в 10-15 раз по сравнению с 2016 годом.

Долгое время для ВИЭ была характерна более высокая стоимость получения энергии по сравнению с энергией из традиционных источников.

Однако, согласно отчету Всемирного экономического форума (ВЭФ) возобновляемая энергия достигла «переломного момента».

В 2016 г. более чем в 30 странах мира возобновляемая энергия стала дешевле или равной по цене с ископаемыми энергоносителями. Среди этих государств - Австралия, Бразилия, Мексика, Чили, Германия, Израиль, Новая Зеландия, Турция, Японию и другие.

Солнечная и ветряная энергетика теперь стала достаточно конкурентоспособной, и затраты продолжают падать, что создает благоприятные условия для роста инвестиций, которые в перспективе обеспечивают долгосрочные, стабильные, защищенные от инфляции доходы.