МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Пензенська ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Реферат
на тему:
«Шляхи вирішення проблем в електроенергетиці»
Виконала: студентка гр. 04ЕЕ1
Брюханова С.А
Прийняла: к.н.е., доцент
Джазовская І.М.
2007
Зміст
Введення
Реформування енергетики
Підвищення цін на енергоносії
Інвестиційна програма
Реформа енергомонополій
Перехід на вугілля
Список літератури
Видобуток природного газу в Росії почала скорочуватися. Остання гігантське родовище дешевого газу - Заполярне - виходить на свій максимум і не покриває недолік видобутку на старих ділянках. Зростання видобутку можливий перш за все на півночі півострова Ямал і шельфі Баренцева і Карського морів. А це дуже дорогий газ. У зв'язку з цим перехід до більш високої ціни на природний газ, равноеффектівно з цінами експорту, просто неминучий.
Крім того для вирішення проблем електроенергетики, здійснюється технологічна перебудова електроенергетичної галузі. Для цього проводяться різноманітні заходи щодо залучення як російських, так і зарубіжних інвесторів.
Альтернативним рішенням проблеми дефіциту палива є заміна газу вугіллям. Це заміщення принципово можливо в трьох формах: переведення низки існуючих газоугольних блоків на спалювання вугілля замість газу; відмова від запланованих вводів нових газових потужностей на користь вугільних; поступова заміна виведених з експлуатації газових паротурбінних блоків новими вугільними, а не планованими парогазовими.
Тим не менш, перехід на вугілля має багато явних і неявних ризиків. Головний із них - ризик екологічної катастрофи. Інший негативний момент полягає в тому, що вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно вище. І остання, але не менш важлива проблема, пов'язана з територіальним розміщенням вугільної генерації.
1-й етап - диференціація регіональних вертикальних АТ-енерго на окремі організації за видами діяльності: виробництва, передачі, розподілу і збуту енергії.
2-й етап - створення цільової структури ринкового функціонування енергетики:
• 10 об'єднаних генеруючих компаній (ОГК) на основі федеральних базових теплових і гідравлічних електричних станцій;
• 14 територіальних генеруючих компаній (ТГК) на основі теплових станцій, виділених з АТ-енерго;
• федеральної мережевої компанії (ФСК), в яку повинні передаватися лінії електропередач понад 330 кВ;
• міжмагістральних мережевих компаній, що відповідають за лінії до 220 кВ;
• міжрегіональних розподільних мережевих компаній (МРСК) з передачею їм місцевих розподільчих мереж;
• органів, що регулюють торгівлю на оптовому і роздрібному ринках.
3-й етап - запуск оптових і роздрібних ринків електроенергії з наступною повною лібералізацією торгівлі. Випуск в обіг на фондовий ринок цінних паперів створених енергокомпаній. Його основним змістом стане забезпечення припливу інвестицій в конкурентні сектори електроенергетики.
Відповідно до плану реформи приведення в життя етапів реформування здійснюється паралельними курсами, при дотриманні загальної послідовності дій.
Реформа електроенергетики неодноразово припинялася в силу різних причин і знову поновлювалася. І до цих пір її успішне закінчення дуже сумнівно.
Як аргумент проти варіанту реформи часто використовують історію каліфорнійського кризи, і не без підстав.
Американський штат став прикладом прискореного реформування енергетики за методом повного поділу сфер виробництва, передачі та збуту з максимальним впровадженням конкурентних відносин шляхом організації торгівлі електроенергією через оптовий і роздрібний ринки. До початку перетворень в штаті був 30-відсотковий резерв потужностей. Після - генеруючі компанії вирішили вивести з експлуатації в цілому 11 000 МВт з причин дорожнечі виробленої ними енергії та високої амортизації обладнання. У підсумку існуючий резерв був зведений до мінімуму. Криза почалася в серпні 2000 року, під час максимальних сезонних навантажень. У той момент дефіцит електричної потужності в штаті склав 5 000-6 000 МВт і насилу заповнюється за рахунок джерел інших штатів.
Баланс енергії та потужності в Каліфорнії був порушений внаслідок збільшення навантаження через масове використання кондиціонерів, викликаного підвищенням температури повітря. Брак електричних потужностей у сусідніх штатах призвела до підвищення тарифів на оптовому ринку більш ніж в п'ять разів, що виявилося значно вище фіксованих роздрібних цін. Проблема посилювалася виросли витратами на утримання створених мережевих і збутових компаній, оплату послуг оператора біржі та системного оператора. Загальні збитки мережевих і збутових компаній склали близько 80 млрд доларів. Криза супроводжувався масовими віяловими відключеннями світла.
У результаті реформування електроенергетики в США було припинено. У законодавчих актів включили розділи за стандартами надійності, що заборонили, по суті, будь-які перетворення в галузі. А Федеральна енергетична регулювальна комісія і керівництво штату прийняли рішення з контролю за ринковими процесами в енергетиці.
Досвід реформування електроенергетики штату Каліфорнія показав, що запуск чисто ринкових механізмів в енергетиці може призвести до неконтрольованого зростання тарифів, катастрофічного падіння надійності і значного зниження інвестицій в розвиток потужностей. З подібними наслідками, але в меншій мірі зіткнулися інші країни (Англія, Норвегія, Швеція, Нова Зеландія, Канада, Уругвай, Колумбія, Аргентина, Бразилія), які так само провели реформи енергетики за гранично ринкового варіанту.
Експертами, докладно вивчали каліфорнійський криза, було виділено ряд чинників його виникнення та розвитку. Російської та, зокрема, сибірської енергетиці притаманні схожі проблеми.
По-перше, Каліфорнія напередодні кризи була, по суті, енергодефіцитних штатом, так як з екологічних міркувань будівництво електростанцій було законсервовано, введення нових електростанцій не планувався. У більшості регіонів СФО також спостерігається значний дефіцит енергопотужностей: в Алтайському краї, республіках Алтай, Тива, Бурятія, Омської Читинської областях. До покриває власні потреби регіонах можна віднести Кемеровську і Новосибірську області. У них спостерігається крихкий баланс енергії та потужності, але такі фактори, як аварії, виведення потужності в ремонт, сезонне збільшення споживання, можуть швидко перевести ці енергосистеми в розряд дефіцитних. Значні надлишкові потужності зосереджені в Іркутській області, Красноярському краї та Республіці Хакасія: на їх території знаходяться найбільші ГЕС. Ці регіони згладжують навантаження споживання енергії не тільки у всій Сибіру, а й у європейській частині Росії.
По-друге, оптові тарифи на електроенергію в штаті визначалися на основі попиту і пропозиції. Оптові продажі енергії в Росії також здійснюються на ринку. Крім того, з 1 вересня 2006 року набули чинності правила роботи нового оптового ринку електроенергії і потужностей (НОРЕМ), які з'явилися черговим кроком на шляху лібералізації торгів.
Третя риса: створення штучного дефіциту потужності для зростання оптових цін. Вже зараз в сибірському регіоні масово застосовується схема заміни планово-попереджувальних ремонтів в періоди мінімуму навантажень спонтанними ремонтами за параметрами діагностики. Така практика з точки зору зниження витрат приносить значні дивіденди, але можливість планувати ремонти при такому підході зводиться до нуля, що істотно знижує надійність енергосистеми. Продаж генеруючих потужностей у приватні руки в ситуації дефіциту потужності з високим ступенем вірогідності може спровокувати виведення потужностей з роботи для отримання надприбутків.
І, нарешті, одна з найважливіших причин кризи - ліквідація вертикальної структури в регіональних енергосистемах штату, в результаті чого генеруючі потужності були продані спеціалізованим компаніям, регіональні енергосистеми перетворилися в три розподільні компанії, а магістральні електричні мережі енергосистем передані в управління незалежному системному операторові. На першому етапі російської енергореформи кожне з акціонерних товариств енергетики і електрифікації (АО-енерго), що відповідає за надійне електро-теплопостачання регіону, розділене на декілька акціонерних товариств, що вирішують окремі завдання.
По суті, в СФО велика частина перетворень із запланованого з розділення, реорганізації структури та створення цільової структури вже зроблена. У всіх АТ-енерго сибірського регіону повністю завершений етап поділу за видами діяльності. З 72 АТ-енерго, що існували в Росії до початку реформ, не реорганізованих залишилося шість. Повністю сформовані цільові структури всіх ОГК, станції яких розташовані в Сибіру, завершено формування цільової структури ТГК-14. Решта ТГК Сибіру знаходяться на тій чи іншій стадії формування.
На даному етапі реформи можна сказати, що дії по розділенню АТ-енерго за видами діяльності призвели до того, що замість 12 існуючих у Сибіру АТ-енерго, пов'язаних єдиної технологічної дисципліною, створюється в кілька разів більше дрібних акціонерних товариств, в яких реалізація технологічних зв'язків здійснюється на основі договірних зобов'язань. Все це, з одного боку, погіршує технологічне управління галуззю, а з іншого, призводить до зростання витрат і тарифів через введення тисяч нових менеджерських посад. Зі складу АТ-енерго також виводяться ремонтні, налагоджувальні та інші допоміжні виробництва, що добре видно на прикладі структури дочірніх товариств «Новосибірськенерго», які стають самостійними юридичними особами. Але найголовніше, з ліквідацією АТ-енерго в структурі енергопостачання усувається ключова ланка, що забезпечує надійне електро-теплопостачання населення і промисловості. АТ-енерго як вертикальні компанії несли відповідальність за надійність енергопостачання в кожному регіоні країни. А тепер ці функції доручені збутовим компаніям (що гарантує постачальникам), у яких немає генеруючих потужностей і мережевих активів, але при цьому є відповідальними за енергопостачання. Компанія, у якої відсутні виробництво та інфраструктура передачі енергії, апріорі не може нести тягар відповідальності. Знову ж таки прикладом служить каліфорнійський досвід, де генерація була відокремлена від відповідальності і відразу три компанії ухвалили рішення зупинити чверть загальних потужностей штату. Їх дії виглядали логічно з точки зору економіки: позбутися дорогих в експлуатації та ремонті і ненадійних електростанцій. Але літній пік навантаження фактично відбилася лише на рівні комфорту громадян і тільки потім на промисловості. У наших умовах порушення енергопостачання - це загроза самого життя.
Крім співпадаючих факторів є ще один, якого не існувало в Каліфорнії. Перебудова енергетики має яскраво виражену електричну спрямованість і абсолютно не враховує того, що більша частина енергії виробляється на комбінованих теплових станціях. Досить поглянути на характеристики встановлених потужностей теплоелектростанцій, щоб зрозуміти, що виробництво електричної енергії тут стоїть на одному рівні з виробництвом енергії теплової. Ця особливість в умовах суворого клімату Росії і Сибіру ніяк не може залишатися на другому плані.
З розвитком енергетичного ринку цілком прогнозованою ситуація, коли генератори при сприятливій кон'юнктурі на оптовому ринку енергії будуть перерозподіляти потужності станцій у бік збільшення виробництва електричної енергії, зменшуючи при цьому вироблення теплової, що негативним чином може позначитися на споживачах. Пропонована на ринку ціна електроенергії станцій, у яких пріоритетним є виробництво теплової енергії, може виявитися неконкурентною, що, ймовірно, призведе до їх закриття і негативних наслідків для споживачів теплової енергії.
Поділ єдиного електроенергетичного комплексу Росії на сукупність численних комерційних структур з виробництва, передачі, розподілу і збуту електроенергії, що діють на конкурентному оптовому ринку, фактично знижує надійність і безпеку електропостачання споживачів. Таке руйнування єдиного організму може призвести до виникнення системних аварій, які в кліматичних умовах Росії можуть призвести до незворотних порушень у системах життєзабезпечення і спровокувати серйозний соціальний криза в масштабах країни.
Безумовно, необхідно робити кроки для зміни ситуації з інвестиціями в оновлення фондів і будівництво нових об'єктів енергетики. І необхідно щось змінювати, але не без врахування досвіду країн, що відчули на собі негативні наслідки реформування енергетики з цієї моделі. Сигналом може бути і те, що зараз енергетики розвинених західних країн все більше цікавляться досвідом організації галузі за образом радянської моделі, яка не давала збоїв навіть в роки загального хаосу, і ставлять на перше місце аспекти безпеки і надійності на шкоду чисто економічним інтересам.
Збіг факторів каліфорнійського кризи і стану справ в електроенергетиці Росії говорить про те, що критична маса кризова якщо ще не досягнута, то вже дуже близька. І подальший рух по шляху гранично ринкового варіанту, який не враховує вимог надійності електропостачання, згубно.
Відновлення обсягів виробництва у промисловості, сфері послуг, сільському господарстві, зростання житлово-комунального сектора в 2000-2007 роках відбувається в Росії нерівномірно. Це означає на практиці, що в ряді регіонів країни вже сьогодні і навіть вчора споживачі відчули брак, дефіцит електроенергії. Західна Сибір і Урал, Центр Росії і перш за все Москва і Московська область, Північно-Захід - Санкт-Петербург і Ленінградська область вже живуть в умовах жорсткого дефіциту. Більш ніж у 20 суб'єктах Російської Федерації перевищено рівень споживання 1991 року. Шістнадцять регіонів віднесені в сезоні осінньо-зимового максимуму 2006-2007 років до категорії територій пікових навантажень. За дефіцитом електроенергії коштує дефіцит газу. Обсяг потреби нашої країни (для внутрішнього споживання та поставок на експорт) в 2006 році оцінювався приблизно в 705 млрд м 3. Усередині країни споживається близько 400 млрд м 3, у тому числі - електроенергетиці 156 млрд м 3. Експортні поставки - 257 млрд м 3, власні потреби «Газпрому» - 53 млрд м 3.
Видобуток природного газу в Росії почала скорочуватися на надвеликих родовищах сіноманского газу - Уренгойському і Ямбурзькому. Остання гігантське родовище дешевого газу - Заполярне - виходить на свій максимум і не покриває недолік видобутку на старих ділянках. Зростання видобутку можливий перш за все на півночі півострова Ямал і шельфі Баренцева і Карського морів (родовища Штокманівське, Ен-Яхнінское, Південно-Російське, Бованенківське, Заполярне). Скрізь, крім Заполярного, це дуже дорогий газ. Витрати тільки на його видобуток без врахування транспортування будуть рівні його сьогоднішньої внутріросійської оптовою ціною - не менше 50 доларів на 1 тис. м 3.
Пензенська ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Реферат
на тему:
«Шляхи вирішення проблем в електроенергетиці»
Виконала: студентка гр. 04ЕЕ1
Брюханова С.А
Прийняла: к.н.е., доцент
Джазовская І.М.
2007
Зміст
Введення
Реформування енергетики
Підвищення цін на енергоносії
Інвестиційна програма
Реформа енергомонополій
Перехід на вугілля
Список літератури
Введення
Російська економіка недостатньо енерговооружена. Відновлення обсягів виробництва у промисловості, сфері послуг, сільському господарстві, зростання житлово-комунального сектора в 2000-2007 роках відбувається в Росії нерівномірно. На практиці це означає, що в ряді регіонів країни споживачі вже відчули брак, дефіцит електроенергії.Видобуток природного газу в Росії почала скорочуватися. Остання гігантське родовище дешевого газу - Заполярне - виходить на свій максимум і не покриває недолік видобутку на старих ділянках. Зростання видобутку можливий перш за все на півночі півострова Ямал і шельфі Баренцева і Карського морів. А це дуже дорогий газ. У зв'язку з цим перехід до більш високої ціни на природний газ, равноеффектівно з цінами експорту, просто неминучий.
Крім того для вирішення проблем електроенергетики, здійснюється технологічна перебудова електроенергетичної галузі. Для цього проводяться різноманітні заходи щодо залучення як російських, так і зарубіжних інвесторів.
Альтернативним рішенням проблеми дефіциту палива є заміна газу вугіллям. Це заміщення принципово можливо в трьох формах: переведення низки існуючих газоугольних блоків на спалювання вугілля замість газу; відмова від запланованих вводів нових газових потужностей на користь вугільних; поступова заміна виведених з експлуатації газових паротурбінних блоків новими вугільними, а не планованими парогазовими.
Тим не менш, перехід на вугілля має багато явних і неявних ризиків. Головний із них - ризик екологічної катастрофи. Інший негативний момент полягає в тому, що вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно вище. І остання, але не менш важлива проблема, пов'язана з територіальним розміщенням вугільної генерації.
Реформування енергетики
Для вирішення проблем у сфері електроенергетики урядом РФ був розроблений план реформи. Основи реформи закладено у Федеральному законі «Про електроенергетику», де визначено її основні поняття та положення. У результаті було здійснено ряд документів від федеральних законів до постанов уряду та рішень на рівні Ради директорів РАО «ЄЕС Росії», що уточнюють, деталізують і вносять корективи в хід реформи. У загальному вигляді реформу енергетики можна розділити на три етапи:1-й етап - диференціація регіональних вертикальних АТ-енерго на окремі організації за видами діяльності: виробництва, передачі, розподілу і збуту енергії.
2-й етап - створення цільової структури ринкового функціонування енергетики:
• 10 об'єднаних генеруючих компаній (ОГК) на основі федеральних базових теплових і гідравлічних електричних станцій;
• 14 територіальних генеруючих компаній (ТГК) на основі теплових станцій, виділених з АТ-енерго;
• федеральної мережевої компанії (ФСК), в яку повинні передаватися лінії електропередач понад 330 кВ;
• міжмагістральних мережевих компаній, що відповідають за лінії до 220 кВ;
• міжрегіональних розподільних мережевих компаній (МРСК) з передачею їм місцевих розподільчих мереж;
• органів, що регулюють торгівлю на оптовому і роздрібному ринках.
3-й етап - запуск оптових і роздрібних ринків електроенергії з наступною повною лібералізацією торгівлі. Випуск в обіг на фондовий ринок цінних паперів створених енергокомпаній. Його основним змістом стане забезпечення припливу інвестицій в конкурентні сектори електроенергетики.
Відповідно до плану реформи приведення в життя етапів реформування здійснюється паралельними курсами, при дотриманні загальної послідовності дій.
Реформа електроенергетики неодноразово припинялася в силу різних причин і знову поновлювалася. І до цих пір її успішне закінчення дуже сумнівно.
Як аргумент проти варіанту реформи часто використовують історію каліфорнійського кризи, і не без підстав.
Американський штат став прикладом прискореного реформування енергетики за методом повного поділу сфер виробництва, передачі та збуту з максимальним впровадженням конкурентних відносин шляхом організації торгівлі електроенергією через оптовий і роздрібний ринки. До початку перетворень в штаті був 30-відсотковий резерв потужностей. Після - генеруючі компанії вирішили вивести з експлуатації в цілому 11 000 МВт з причин дорожнечі виробленої ними енергії та високої амортизації обладнання. У підсумку існуючий резерв був зведений до мінімуму. Криза почалася в серпні 2000 року, під час максимальних сезонних навантажень. У той момент дефіцит електричної потужності в штаті склав 5 000-6 000 МВт і насилу заповнюється за рахунок джерел інших штатів.
Баланс енергії та потужності в Каліфорнії був порушений внаслідок збільшення навантаження через масове використання кондиціонерів, викликаного підвищенням температури повітря. Брак електричних потужностей у сусідніх штатах призвела до підвищення тарифів на оптовому ринку більш ніж в п'ять разів, що виявилося значно вище фіксованих роздрібних цін. Проблема посилювалася виросли витратами на утримання створених мережевих і збутових компаній, оплату послуг оператора біржі та системного оператора. Загальні збитки мережевих і збутових компаній склали близько 80 млрд доларів. Криза супроводжувався масовими віяловими відключеннями світла.
У результаті реформування електроенергетики в США було припинено. У законодавчих актів включили розділи за стандартами надійності, що заборонили, по суті, будь-які перетворення в галузі. А Федеральна енергетична регулювальна комісія і керівництво штату прийняли рішення з контролю за ринковими процесами в енергетиці.
Досвід реформування електроенергетики штату Каліфорнія показав, що запуск чисто ринкових механізмів в енергетиці може призвести до неконтрольованого зростання тарифів, катастрофічного падіння надійності і значного зниження інвестицій в розвиток потужностей. З подібними наслідками, але в меншій мірі зіткнулися інші країни (Англія, Норвегія, Швеція, Нова Зеландія, Канада, Уругвай, Колумбія, Аргентина, Бразилія), які так само провели реформи енергетики за гранично ринкового варіанту.
Експертами, докладно вивчали каліфорнійський криза, було виділено ряд чинників його виникнення та розвитку. Російської та, зокрема, сибірської енергетиці притаманні схожі проблеми.
По-перше, Каліфорнія напередодні кризи була, по суті, енергодефіцитних штатом, так як з екологічних міркувань будівництво електростанцій було законсервовано, введення нових електростанцій не планувався. У більшості регіонів СФО також спостерігається значний дефіцит енергопотужностей: в Алтайському краї, республіках Алтай, Тива, Бурятія, Омської Читинської областях. До покриває власні потреби регіонах можна віднести Кемеровську і Новосибірську області. У них спостерігається крихкий баланс енергії та потужності, але такі фактори, як аварії, виведення потужності в ремонт, сезонне збільшення споживання, можуть швидко перевести ці енергосистеми в розряд дефіцитних. Значні надлишкові потужності зосереджені в Іркутській області, Красноярському краї та Республіці Хакасія: на їх території знаходяться найбільші ГЕС. Ці регіони згладжують навантаження споживання енергії не тільки у всій Сибіру, а й у європейській частині Росії.
По-друге, оптові тарифи на електроенергію в штаті визначалися на основі попиту і пропозиції. Оптові продажі енергії в Росії також здійснюються на ринку. Крім того, з 1 вересня 2006 року набули чинності правила роботи нового оптового ринку електроенергії і потужностей (НОРЕМ), які з'явилися черговим кроком на шляху лібералізації торгів.
Третя риса: створення штучного дефіциту потужності для зростання оптових цін. Вже зараз в сибірському регіоні масово застосовується схема заміни планово-попереджувальних ремонтів в періоди мінімуму навантажень спонтанними ремонтами за параметрами діагностики. Така практика з точки зору зниження витрат приносить значні дивіденди, але можливість планувати ремонти при такому підході зводиться до нуля, що істотно знижує надійність енергосистеми. Продаж генеруючих потужностей у приватні руки в ситуації дефіциту потужності з високим ступенем вірогідності може спровокувати виведення потужностей з роботи для отримання надприбутків.
І, нарешті, одна з найважливіших причин кризи - ліквідація вертикальної структури в регіональних енергосистемах штату, в результаті чого генеруючі потужності були продані спеціалізованим компаніям, регіональні енергосистеми перетворилися в три розподільні компанії, а магістральні електричні мережі енергосистем передані в управління незалежному системному операторові. На першому етапі російської енергореформи кожне з акціонерних товариств енергетики і електрифікації (АО-енерго), що відповідає за надійне електро-теплопостачання регіону, розділене на декілька акціонерних товариств, що вирішують окремі завдання.
По суті, в СФО велика частина перетворень із запланованого з розділення, реорганізації структури та створення цільової структури вже зроблена. У всіх АТ-енерго сибірського регіону повністю завершений етап поділу за видами діяльності. З 72 АТ-енерго, що існували в Росії до початку реформ, не реорганізованих залишилося шість. Повністю сформовані цільові структури всіх ОГК, станції яких розташовані в Сибіру, завершено формування цільової структури ТГК-14. Решта ТГК Сибіру знаходяться на тій чи іншій стадії формування.
Крім співпадаючих факторів є ще один, якого не існувало в Каліфорнії. Перебудова енергетики має яскраво виражену електричну спрямованість і абсолютно не враховує того, що більша частина енергії виробляється на комбінованих теплових станціях. Досить поглянути на характеристики встановлених потужностей теплоелектростанцій, щоб зрозуміти, що виробництво електричної енергії тут стоїть на одному рівні з виробництвом енергії теплової. Ця особливість в умовах суворого клімату Росії і Сибіру ніяк не може залишатися на другому плані.
З розвитком енергетичного ринку цілком прогнозованою ситуація, коли генератори при сприятливій кон'юнктурі на оптовому ринку енергії будуть перерозподіляти потужності станцій у бік збільшення виробництва електричної енергії, зменшуючи при цьому вироблення теплової, що негативним чином може позначитися на споживачах. Пропонована на ринку ціна електроенергії станцій, у яких пріоритетним є виробництво теплової енергії, може виявитися неконкурентною, що, ймовірно, призведе до їх закриття і негативних наслідків для споживачів теплової енергії.
Поділ єдиного електроенергетичного комплексу Росії на сукупність численних комерційних структур з виробництва, передачі, розподілу і збуту електроенергії, що діють на конкурентному оптовому ринку, фактично знижує надійність і безпеку електропостачання споживачів. Таке руйнування єдиного організму може призвести до виникнення системних аварій, які в кліматичних умовах Росії можуть призвести до незворотних порушень у системах життєзабезпечення і спровокувати серйозний соціальний криза в масштабах країни.
Безумовно, необхідно робити кроки для зміни ситуації з інвестиціями в оновлення фондів і будівництво нових об'єктів енергетики. І необхідно щось змінювати, але не без врахування досвіду країн, що відчули на собі негативні наслідки реформування енергетики з цієї моделі. Сигналом може бути і те, що зараз енергетики розвинених західних країн все більше цікавляться досвідом організації галузі за образом радянської моделі, яка не давала збоїв навіть в роки загального хаосу, і ставлять на перше місце аспекти безпеки і надійності на шкоду чисто економічним інтересам.
Збіг факторів каліфорнійського кризи і стану справ в електроенергетиці Росії говорить про те, що критична маса кризова якщо ще не досягнута, то вже дуже близька. І подальший рух по шляху гранично ринкового варіанту, який не враховує вимог надійності електропостачання, згубно.
Підвищення цін на енергоносії.
Російська економіка недостатньо енерговооружена, російське населення все ще мало споживає електроенергії в будинках (на душу населення в чотири рази менше, ніж у США). Споживання енергії на душу населення в тоннах нафтового еквівалента на рік становить у США 8,7 т, у Японії - 4,3 т, у ФРН - 4,3 т, в Росії - 2,0 т, у Китаї - 0,23 т . Разом з тим енергоспоживання в нашій країні вкрай низькоефективної. У таких північних країнах, як Швеція та Фінляндія, на одиницю споживання палива в нафтовому еквіваленті на рік у розрахунку на одну людину виробляється в 3,5 рази більше ВВП, ніж у Росії.Відновлення обсягів виробництва у промисловості, сфері послуг, сільському господарстві, зростання житлово-комунального сектора в 2000-2007 роках відбувається в Росії нерівномірно. Це означає на практиці, що в ряді регіонів країни вже сьогодні і навіть вчора споживачі відчули брак, дефіцит електроенергії. Західна Сибір і Урал, Центр Росії і перш за все Москва і Московська область, Північно-Захід - Санкт-Петербург і Ленінградська область вже живуть в умовах жорсткого дефіциту. Більш ніж у 20 суб'єктах Російської Федерації перевищено рівень споживання 1991 року. Шістнадцять регіонів віднесені в сезоні осінньо-зимового максимуму 2006-2007 років до категорії територій пікових навантажень. За дефіцитом електроенергії коштує дефіцит газу. Обсяг потреби нашої країни (для внутрішнього споживання та поставок на експорт) в 2006 році оцінювався приблизно в 705 млрд м 3. Усередині країни споживається близько 400 млрд м 3, у тому числі - електроенергетиці 156 млрд м 3. Експортні поставки - 257 млрд м 3, власні потреби «Газпрому» - 53 млрд м 3.
Видобуток природного газу в Росії почала скорочуватися на надвеликих родовищах сіноманского газу - Уренгойському і Ямбурзькому. Остання гігантське родовище дешевого газу - Заполярне - виходить на свій максимум і не покриває недолік видобутку на старих ділянках. Зростання видобутку можливий перш за все на півночі півострова Ямал і шельфі Баренцева і Карського морів (родовища Штокманівське, Ен-Яхнінское, Південно-Російське, Бованенківське, Заполярне). Скрізь, крім Заполярного, це дуже дорогий газ. Витрати тільки на його видобуток без врахування транспортування будуть рівні його сьогоднішньої внутріросійської оптовою ціною - не менше 50 доларів на 1 тис. м 3.
Видобуток газу ВАТ «Газпром» у 2005-му і 2006 році не росла. Незалежні виробники газу знизили темпи зростання з 10,5 до 5% в розрахунку на рік. Видобуток "Газпрому" - 550 млрд м 3, незалежних виробників - 95 млрд м 3. Баланс газу покривається за допомогою використання центральноазіатського газу - приблизно 60 млрд м 3.
Якщо врахувати, що в найбільш важкий період зимових холодів в січні-лютому 2006 року потреби теплової електроенергетики в газі задовольнялися не більше ніж на 80-82%, а в ОЗМ 2007 році при щодо теплій погоді споживання електроенергії було майже на тому ж рівні, що і рік тому, стає ясно - цей дефіцит буде зростати.
Залежно від оцінки темпів економічного зростання від 3 до 5% на рік і темпів зниження питомої енергоємності ВВП на рік від 1,5 до 2,5% очікуваний дефіцит газу на 2010 рік, за прогнозами експертів Інституту систем енергетики ім. Л. О. Мелентьєва СО РАН, становить від 40 млрд до 100 млрд м 3. Офіційний прогноз зростання ВВП - більше 6% в рік протягом майбутніх 10 років. Швидше за все дефіцит природного газу економіка Росії буде відчувати протягом декількох десятиліть.
Інша причина необхідності збільшення цін на енергоносії полягає в тому, що вся інвестиційна програма електроенергетики націлена на значне підвищення ефективності використання палива.
Проте технологічна перебудова електроенергетичної галузі буде економічно обгрунтованою тільки при більш високій ціні на газ так як, при сьогоднішній низькій ціні природного газу на рівні 40 доларів за 1 тис. м 3 економічно вигідно вантажити старі потужності з низькими питомими витратами на виробництво через списаного з роками основного капіталу.
Заміна застарілої техніки на сучасну при існуючих тарифах на електроенергію розтягує окупність нових проектів на багато років. Проілюструємо цю тезу на конкретному прикладі інвестиційного проекту. Був зроблений аналіз проекту будівництва енергоблоку ПГУ 400 МВт на Середньоуральській ГРЕС (параметри розрахунків для всіх варіантів зростання тарифу прийняті однаковими). При динаміці зростання тарифу на електроенергію нижче росту інфляції («інфляція мінус») дисконтований термін окупності проекту - понад 27 років, тобто більше нормального терміну експлуатації обладнання. За існуючої динаміки зростання тарифу на електроенергію дисконтований термін окупності проекту становить близько 16 років. У разі підвищення відпускного тарифу у два рази (до рівня європейського відпускного тарифу) дисконтований строк окупності - близько 5 років. Спроби впливати адміністративно на зростання тарифів, стримувати їх і одночасно адміністративно ж домагатися зростання інвестицій - справа абсолютно безнадійна. Просто тому, що в обмежені розміри тарифу не вміщується необхідна інвестскладову, а приватні (вітчизняні та зарубіжні) інвестори відмовляються вкладати гроші в електроенергетику, якщо не розуміють, як ці інвестиції будуть окупатися. Тому звільнення цін і перехід до вільного ринку електроенергії є безумовною передумовою інтенсифікації інвестиційного процесу в електроенергетиці.
Тому перехід до ціни природного газу, равноеффектівно з цінами експорту просто неминучий і уряд Росії нарешті це усвідомило. На засіданні 30 листопада 2006 намічено поетапне підвищення цін на газ і набагато більш повільне підвищення рівня регульованих тарифів на електроенергію. Поетапно планується і розширювати торгівлю електроенергією на вільному ринку за ринковими цінами. Тільки з 1 січня 2011 року всі 100% електроенергії намічено продавати за вільними цінами. При цьому повинен відбутися перехід до середньо - та довгострокових контрактах на постачання електроенергії (як за регульованим, так і за вільними цінами).
Равноеффектівно ціна в Росії, яка повинна визначатися як оптова у Центральній і Західній Європі за вирахуванням витрат на транспортування, податків та експортних платежів на сьогодні склала б 125 доларів за 1 тис. м 3 газу. Уряд планує вивести ціни для промисловості та електроенергетики на цей рівень до 2011 року, в ЖКГ - до 2013-го, ціни для споживання населенням будуть рости ще повільніше. Вихід на такі європейські ціни, як показує досвід країн - сусідів Росії, стимулює процес енергозбереження, економії газу, що стає значущим чинником зниження витрат. Показовий приклад України. Збільшення ціни газу в 2006 році до рівня 95 доларів за 1 тис. м 3 не посилило інфляцію, але призвело до інтенсифікації оновлення обладнання газоспоживаючих підприємств.
У Росії мова йде про тих же процесах. При досягненні до 2011 року ціни природного газу в 125 доларів за 1 тис. м 3 стає більш вигідним спалювати це паливо на нових станціях з відносно дорогим обладнанням (на парогазових установках), але без розтрати палива. Старі блоки будуть включатися, використовуючи насамперед мазут, тільки в критичні пікові години, коли ціна електроенергії на ринку різко зростає.
У наступній п'ятирічці (2011-2015 роки) належить ввести в дію ще від 50 тис. до 70 тис. МВт генеруючих потужностей. Тільки це дасть необхідну великомасштабне зміна технологічної культури - масове впровадження вугільних станцій на надкритичних параметрах спалювання палива з циркулюючим киплячим шаром і заміну паросилового циклу у використанні газу на парогазові установки.
Треба ясно розуміти, що ні ресурси державного бюджету, ні весь до останнього рубля Стабілізаційний фонд, ні власні кошти навіть таких великих компаній, як ВАТ «Газпром» і РАО «ЄЕС Росії» разом узяті не зможуть забезпечити обсяг інвестицій, необхідний для подолання цього подвійного дефіциту - природного газу та електроенергії, - на внутрішньому ринку Росії. Потрібно залучення в ці галузі зовнішніх для них грошей - коштів російських та іноземних інвесторів.
Так, чотирнадцятого грудня 2006 року глава німецького енергетичного концерну E. ON, що включає в себе як електроенергетичні потужності, так і транспортування і продаж природного газу, Вульф Бернотат заявив, що досягнуті попередні угоди з «Газпромом» про обмін активами. У результаті E. ON стає учасником розробки одного з найбільш перспективних родовищ природного газу - Південно-Російського.
Одночасно E. ON веде переговори з РАО ЄЕС про можливість інвестувати в російську електроенергетику. Близькі за задумом угоди обговорюються з італійськими компаніями ЕНІ і ЕНЕЛ, відповідно, «Газпромом» і РАО ЄЕС. Фінська компанія «Фортум» у 2006 році збільшила свою участь в ТГК-1 (Північно-Захід Росії).
Те, що ми спостерігаємо сьогодні, - це перехід від обміну товарами в енергетичному секторі (експорт сировини з Росії, імпорт обладнання з Європи, Японії, США) до обміну, переливу капіталу в рамках енергетичних галузей. Таким чином, площинний характер - двомірність - торгівлі сировиною як головної форми енергетичного співробітництва змінюється більш складною, тривимірної конструкцією, що включає інвестиції і супутній їм обмін техніко-економічними нововведеннями. Поки що в цьому напрямі зроблено лише перші кроки. Проте не викликає сумніву, що майбутнє співробітництво Росії з Заходом (в самому широкому сенсі слова) вирішальною мірою залежатиме від здатності перейти до такого інвестиційному співробітництву.
Зрозуміло, європейські енергетичні компанії не вичерпують усього переліку потенційних інвесторів у газову галузь і електроенергетику Росії. Так, алюмінієвий концерн «Базел» став спільно з ВАТ «ГидроОГК» найбільшим інвестором в гідроенергетичний проект в Красноярському краї - будівництво Богучанської ГЕС.
Самі «Газпром» і РАО ЄЕС восени 2006 року оголосили про великомасштабну операцію - інвестиціях газового гіганта в «Мосенерго». «Газпром» вже сьогодні є одним з великих власників пакетів акцій як у головної компанії холдингу РАО «ЄЕС Росії», так і в московській генеруючої електроенергетичної компанії.
У жовтні-листопаді 2006 року ОГК-5 продемонстрував високий потенціал залучення інвесторів розміщенням емісії додаткових акцій. Було продано 5 100 млн акцій на суму 459 млн доларів. Перевищення обсягу попиту над обсягом пропозиції акцій, що розміщуються виявилося десятикратним. Покупцями з формальної географічної приналежності виступили інвестори з Росії (32%), Великобританії (32%), Європи (17%), США (11%) та інші (2%). Оцінка банків - організаторів розміщення показує, що 72% акцій придбано стратегічними та іншими довгостроковими інвесторами.
Якщо мова йде про портфельних інвесторів, то вони у своїх дослідженнях російських електроенергетичних компаній особливу увагу приділяють оцінці перспективи зростання курсу їхніх акцій на ринку. Потенційні стратегічні інвестори, які цікавляться можливістю придбати блокують або контрольні пакети акцій, більше зосереджені на технічних параметрах генерації, але й вони оцінюють грошові потоки і потенціал зростання котирувань. Це підтвердила продаж 37% пакету нової емісії акцій ВАТ «ОГК-3» у березні 2007 року. Ціна, запропонована стратегічним інвестором, виявилася на 20% вище поточної ринкової котирування її акцій.
Для інвесторів, як іноземних, так і російських, придбання акцій ОГК і ТГК в Росії - це вкладення коштів в машини з виробництва грошей, а лише потім з виробництва електроенергії. Саме тому, що нормальна поведінка інвесторів визначається природними економічними мотивами, необхідно забезпечувати таку інвестиційну програму, яка комерційно вигідна підприємству, співвласником якого нові акціонери стають. Однак має бути захищений і інтерес старих акціонерів, і інтерес російської економіки, що подається державою. Для поєднання і забезпечення цих інтересів РАО «ЄЕС Росії» вважає правильним при продажу великих пакетів акцій (включаючи блокуючі і контрольні) одному інвестору запропонувати переможцеві конкурсу підписати меморандум про намір здійснити будівництво нової генеруючої потужності, а потім і відповідний договір між акціонерами. При цьому великі акціонери будуть зобов'язані координувати свої дії. Вони будуть сприяти, наприклад, укладення менеджментом компанії контракту під ключ (ЕРС-контракти) на будівництво нової генеруючої потужності.
Якщо наші партнери з вітчизняної машинобудівної галузі зуміють забезпечити конкурентоспроможність своєї продукції по співвідношенню ціни і якості, то утримають лідируючі позиції на російському ринку, інакше ніякі зв'язку та спільні підприємства з електроенергетики їм не допоможуть. У поняття конкурентоспроможності органічно повинно входити також і партнерство постачальників обладнання з інжиніринговим бізнесом, здатним добиватися на тендерах перемог і виконувати контракти під ключ. Потрібен союз з банками та лізинговими компаніями, що дають замовникам розстрочку платежів, прийнятні фінансові умови. Один з ключових моментів на цьому ринку - сервіс, післяпродажне обслуговування. Західні фірми, ті ж «Сіменс», «Дженерал Електрик», саме так і працюють. Отже, ці самі умови та за більш прийнятними цінами зобов'язані пропонувати і російські компанії, щоб утримати ринок за собою.
Загальний обсяг коштів, які РАО ЄЕС розраховує залучити в ході розміщення додаткових акцій на фондовому ринку в 2007-2010 роках, оцінюється приблизно в 390-400 млрд рублів. Оскільки представники уряду Росії в раді директорів РАО ЄЕС схвалили продаж акцій теплових генеруючих компаній (ОГК і ТГК), що припадають на частку держави в період реформування холдингу, то в електроенергетиці з'явиться ще один фінансовий ресурс, який планується направити в розвиток мережевої інфраструктури. Він також має скласти близько 400 млрд рублів.
Можливо, що до 2010 року до подібного розміщення додаткових емісій акцій доцільно буде вдаватися і групі «Газпром» - в цілях залучення капіталу для інвестування в компанії спеціального призначення з подальшою організацією проектного фінансування для розробки високодорогостоящіх родовищ на півночі півострова Ямал і шельфі північних морів.
Згідно з планом реформи енергетична галузь повинна бути розділена на регульований сектор, або інфраструктурний, і конкурентний (генерація і збут). Передбачалося, що до середини 2008 року всі акціонери енергомонополіі повинні стати власниками часток у всіх виділяються і створюваних активах, як мережевих, так і генеруючих. Причому ці частки мають розподілятися пропорційно нинішнім часткам у статутному капіталі РАТ «ЄЕС Росії». Тобто держава збереже свої 52% у всіх енергоактивах, в тому числі і у генеруючих. Згодом держава повинна була розпродавати свою частку в енергетичних активах. Але ця невизначеність нервувала міноритарних акціонерів та інвесторів. Адже незрозуміло, коли і, найголовніше, як держава стане розпродавати генерацію. Чи буде в цьому сегменті конкурентний ринок і чи буде він, власне, коли-небудь лібералізований?
Але тепер вирішили використовувати нову схему, а саме розділити активи енергохолдингу між державою та міноритаріями в пропорції 52 на 48. У знов створений держхолдинг будуть передані 52-процентна частка держави в Федеральної мережевої компанії, п'яти оптово-генеруючих компаніях (ОГК) і тринадцяти територіально-генеруючих компаніях (ТГК). Відразу після створення цей держхолдинг буде приєднаний до Федеральної мережевої компанії (ФСК) шляхом оплати державою додаткової емісії ФСК акціями держхолдингу. Після цього частка держави в ФСК складе понад 75%, а ФСК стане власником пакетів акцій в ОГК і ТГК. Ось тільки за законом про реформу електроенергетики монопольний і конкурентний сектори бізнесу повинні бути розділені, а значить, Федеральна мережева компанія зобов'язана буде продати генеруючі активи повністю (після реорганізації РАО держава повинна зберегти контроль за ФСК, «Системним оператором» і «ГидроОГК»). Таким чином, продавати активи буде вже не держава, а структура РАО ЄЕС.
Як підрахували енергетики, для того щоб розвиток енергетичної інфраструктури було стійким, на фінансування інвестиційних програм в енергомережах до 2011 року необхідно 700 млрд рублів, або приблизно 25 млрд доларів. Але коштів не вистачає. Держава сама не дуже поспішає фінансувати мережі. За минулі три роки для збільшення своєї частки в ФСК держава мала б виділити з бюджету 160 млрд рублів, але не виділила ні копійки і лише на 2007 рік заплановано 30 млрд рублів. Між тим, за підрахунками, ФСК на будівництво і ремонт ліній електропередачі, трансформаторів та іншого мережевого обладнання необхідно тільки в цьому році витратити не менше 90 млрд рублів (понад 3 млрд доларів).
Раніше якби продаж частки держави в ОГК і ТГК проводилася звичайним шляхом, то дохід від неї надходив би в і так переповнений бюджет. У цьому випадку Федеральна мережева компанія довго чекала б потрібних коштів на модернізацію. Але ФСК буде тепер сама регулювати фінансові потоки.
Щоправда, є один негативний момент: усі одержані від приватизації енергетичної індустрії кошти підуть лише на мережеве господарство. Втім, інвестиційна привабливість генерації багато більше, ніж у мережевиків. У середньостроковій перспективі, якщо все піде за планом, тарифи будуть рости. Як сподіваються аналітики, вже до 2011 року енергетичний ринок буде повністю лібералізований. У власників генеруючих компаній з'явиться можливість пристойно заробляти і самим визначати, скільки, кому і за якою ціною продавати своєї енергії. У мережевиків так красиво не вийде, тому їх і треба забезпечити грошима на інвестнужди в першу чергу.
Перехід енергетики з газу на вугілля виправданий в глобальному аспекті. Ще за часів СРСР вчені підрахували, як найбільш ефективно можна використовувати природний газ і виявилося, що найкраще застосування з точки зору економічної ефективності природний газ знаходить у сфері ЖКГ в ході приготування їжі, опалення тощо, на другому місці - хімічна індустрія і лише на третьому - енергетика.
Запасів вугілля в Росії вистачить не на одну тисячу років, у той час як газу вже не вистачає. Однак переходити на вугілля потрібно не старим електростанціями і не в густонаселеній європейської частини Росії, а лише при новому будівництві. Зрозуміло, будувати їх потрібно в тих регіонах, де антропогенне навантаження менше велика. А це азіатська частина Росії.
Тим не менш, перехід на вугілля має багато явних і неявних ризиків. Головний із них - ризик екологічної катастрофи. Всім відомо, що вугільні станції в рази брудніше газових.
З екологічної точки зору теплові електростанції є безупинно діючі джерела викидів в атмосферу продуктів згоряння палива. Враховувати, звичайно ж, треба тільки ті речовини, які можуть серйозно впливати на атмосферу, рослинний і тваринний світ. При спалюванні природного газу, наприклад, це оксиди азоту, оксид вуглецю і бензпірен, причому токсичність газів, що йдуть пов'язана тільки з оксидами азоту (концентрація бензопірену мізерно мала). Зі спалюванням вугілля ситуація набагато гірша. Тут в повітря викидаються ще зола і оксид сірки, причому викиди оксиду сірки, мабуть, найбільш небезпечні за своїм впливом на екологію, саме вони є причиною виникнення кислотних дощів. Хвороби органів дихання, серцево-судинної системи, від яких щорічно помирають багато тисяч людей - такі наслідки тривалої дії оксиду сірки на людину.
Тому збільшення частки вугільної генерації в світі виправдано тільки в тому випадку, якщо у вугільній енергетиці відбудеться науково-технічна революція, і будуть розроблені економічні та екологічні способи видобутку і спалювання вугілля. Зараз у світі існують технології очищення вугільних газів, практично повністю вловлюють зольні компоненти і оксиди сірки. Проте ці технології очищення надзвичайно громіздкі і капіталомісткі. За оцінкою фахівців ЕНІН, установка газоочисних пристроїв на енергоблоці збільшує капітальні вкладення на 30-40%.
Саме дорожнеча очисних технологій і одержуваної з їх допомогою енергії свого часу змусила СРСР перевести енергетику з вугілля на газ. За двадцять років реформ у Росії ніхто не інвестував в розробку таких технологій, а це значить, що в разі переходу на вугільний енергобаланс нам їх доведеться купувати на світовому ринку. Заощадити не вийде.
Інший негативний момент полягає в тому, що вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно вище. Теплова електрична станція (ТЕС) на вугіллі - це завод, де відбувається спалювання палива в котлах, вироблення пари та отримання в парових турбінах електроенергії. На відміну від ТЕС, на природному газі вугільний завод повинен мати допоміжне виробництво: вузли приймання, розвантаження, транспортування палива, вугільні склади, системи гідрозоловидалення, карти золовідвалів, системи допоміжних палив для розпалу й підсвічування вугілля і т. д. Для обслуговування такого господарства необхідна розвинена система залізниць і власне депо електростанції. Всього цього для ТЕС на природному газі не потрібно. Природно, з цих причин вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно зростає. При використанні сьогоднішніх технологій-котлів та систем очисток від золи та шлаку - питома ціна вугільної ТЕС становить 1400-1700 доларів за кВт потужності. У цю вартість не входять витрати, пов'язані з власним водозабором ТЕС, власними очисними спорудами, відведенням санітарної території, платою за викиди і скиди значної кількості шкідливих речовин у повітря і воду.
Є нові, альтернативні існуючим, технології використання вугілля на ТЕС. Зокрема, у світі активно застосовуються так звані котли з циркулюючим киплячим шаром (ЦКШ). Ця технологія дозволяє використовувати низькосортне вугілля, при цьому викиди в атмосферу суттєво менше звичайних. Вона отримала значне максимальне поширення в головних вугільних країнах - Німеччині та США. Вартість станції з котлами ЦКШ у порівнянні з традиційними вугільними електростанціями зростає орієнтовно на 15-20%. Саме тому для скорочення собівартості виробництва електроенергії на таких ТЕС рекомендується будувати їх поблизу вугільних шахт і розрізів. Втім, як зазначають фахівці дніпропетровської компанії «Енерготехпром», навіть повна заміна парку котельного та турбінного обладнання на технології ЦКШ не дасть істотної економії у використанні палива. Справа в тому, що коефіцієнт корисної дії (ККД) отримання електроенергії навіть на найкращих таких вугільних ТЕС залишиться на низькому рівні - близько 40%, в той час як ККД газотурбінних технологій - 50% і більше. Сучасні вугільні блоки обходяться на 20-30 % дорожче, ніж блоки на основі парогазових технологій (і це без дорогих фільтрів, які необхідно поставити, щоб досягти екологічності газової електростанції; останні збільшували б вартість вугільної станції ще в півтора рази). Крім того, на нових вугільних станціях доведеться вирішувати проблему утилізації токсичної і радіоактивної вугільної золи, яка утворюється при спалюванні вугілля у величезній кількості. І це теж гроші.
Але навіть якщо проблема з інвестуванням будівництва дорогих і екологічних вугільних станцій буде вирішена, все одно залишається ще одна досить серйозна проблема. Де будувати нову вугільну генерацію? Територіальна структура російської енергетики така, що перекладати газові електростанції на вугілля доведеться в основному в європейській частині Росії, в азіатській частині країни таких станцій майже немає. Фахівці СУЕК пропонують переводити з газу на вугілля 15 електростанцій. Більшість з них - в європейській частині Росії і на Уралі, тобто в густонаселених областях. Будувати тут дешеві і неекологічних вугільні станції - самогубство для нації. Але з будівництвом екологічних теж виникають складності. Тільки лише інвестиційні плани РАО ЄЕС припускають постачання не менше 30 млн тонн вугілля на європейську частину Росії в рік. З перевезеннями таких обсягів залізниця впорається, проте з'являться ризики транспортних пробок з усіма витікаючими наслідками. Якщо ж інвестплан РАВ будуть розширені зусиллями «Газпрому», цілком можливо, що буде потрібно будівництво нової залізниці з Сибіру в Центральний регіон.
Виходить, що найбільш виправданим буде будівництво нових вугільних станцій на сході Росії. Це зробить генерацію менш залежною від складної соціально-економічної, транспортної та іншої кон'юнктури, особливо в зимовий період, досить тривалий для багатьох регіонів нашої країни. Однак і тут з'являється серйозна проблема, яка потребує мільярдних вкладень. Пропускна здатність енергомосту з Сибіру в Центральну частину невелика - доведеться будувати ще й потужні лінії електропередачі.
Таким чином, широке застосування кам'яного і бурого вугілля в електроенергетиці стане економічно виправданим лише в тому випадку, коли порівняльна ціна газу на тонну умовного палива (ТУТ) буде в два рази вище, ніж ціна вугілля в розрахунку на ТУТ. Поки газ не подорожчає ще більше, інвесторам буде вигідніше будувати газові станції. При цьому необхідно враховувати той факт, що при будівництві сучасних електростанцій вартість одного кіловата встановленої потужності при використанні технології парогазового циклу (ПГУ) обходиться в Росії, як і в Європі, в 700-800 доларів (близько 20,25 тис. рублів), в той час як вартість кіловата вугільної генерації коштує не менше 1,4-1,5 тис. доларів (близько 38 тис. рублів). Отже, спеціальні заходи з використанням механізму гарантування інвестицій відповідно до прийнятого в 2005 році постановою уряду для стимулювання будівництва вугільної генерації неминучі.
«Ми розщепили енергетику на атоми» / Експерт 347-48, 2007 гол;
«Рецепт від блекаут» / Експерт № 12, 2007 гол;
«Крах улюбленця долі» / Експерт № 5, 2007 рік;
«Приватизація енергобалансу долі» / Експерт № 7, 2007 рік;
«Ні копієчки до бюджету» / Експерт № 36 2007 рік.
Якщо врахувати, що в найбільш важкий період зимових холодів в січні-лютому 2006 року потреби теплової електроенергетики в газі задовольнялися не більше ніж на 80-82%, а в ОЗМ 2007 році при щодо теплій погоді споживання електроенергії було майже на тому ж рівні, що і рік тому, стає ясно - цей дефіцит буде зростати.
Залежно від оцінки темпів економічного зростання від 3 до 5% на рік і темпів зниження питомої енергоємності ВВП на рік від 1,5 до 2,5% очікуваний дефіцит газу на 2010 рік, за прогнозами експертів Інституту систем енергетики ім. Л. О. Мелентьєва СО РАН, становить від 40 млрд до 100 млрд м 3. Офіційний прогноз зростання ВВП - більше 6% в рік протягом майбутніх 10 років. Швидше за все дефіцит природного газу економіка Росії буде відчувати протягом декількох десятиліть.
Інша причина необхідності збільшення цін на енергоносії полягає в тому, що вся інвестиційна програма електроенергетики націлена на значне підвищення ефективності використання палива.
Проте технологічна перебудова електроенергетичної галузі буде економічно обгрунтованою тільки при більш високій ціні на газ так як, при сьогоднішній низькій ціні природного газу на рівні 40 доларів за 1 тис. м 3 економічно вигідно вантажити старі потужності з низькими питомими витратами на виробництво через списаного з роками основного капіталу.
Заміна застарілої техніки на сучасну при існуючих тарифах на електроенергію розтягує окупність нових проектів на багато років. Проілюструємо цю тезу на конкретному прикладі інвестиційного проекту. Був зроблений аналіз проекту будівництва енергоблоку ПГУ 400 МВт на Середньоуральській ГРЕС (параметри розрахунків для всіх варіантів зростання тарифу прийняті однаковими). При динаміці зростання тарифу на електроенергію нижче росту інфляції («інфляція мінус») дисконтований термін окупності проекту - понад 27 років, тобто більше нормального терміну експлуатації обладнання. За існуючої динаміки зростання тарифу на електроенергію дисконтований термін окупності проекту становить близько 16 років. У разі підвищення відпускного тарифу у два рази (до рівня європейського відпускного тарифу) дисконтований строк окупності - близько 5 років. Спроби впливати адміністративно на зростання тарифів, стримувати їх і одночасно адміністративно ж домагатися зростання інвестицій - справа абсолютно безнадійна. Просто тому, що в обмежені розміри тарифу не вміщується необхідна інвестскладову, а приватні (вітчизняні та зарубіжні) інвестори відмовляються вкладати гроші в електроенергетику, якщо не розуміють, як ці інвестиції будуть окупатися. Тому звільнення цін і перехід до вільного ринку електроенергії є безумовною передумовою інтенсифікації інвестиційного процесу в електроенергетиці.
Тому перехід до ціни природного газу, равноеффектівно з цінами експорту просто неминучий і уряд Росії нарешті це усвідомило. На засіданні 30 листопада 2006 намічено поетапне підвищення цін на газ і набагато більш повільне підвищення рівня регульованих тарифів на електроенергію. Поетапно планується і розширювати торгівлю електроенергією на вільному ринку за ринковими цінами. Тільки з 1 січня 2011 року всі 100% електроенергії намічено продавати за вільними цінами. При цьому повинен відбутися перехід до середньо - та довгострокових контрактах на постачання електроенергії (як за регульованим, так і за вільними цінами).
Равноеффектівно ціна в Росії, яка повинна визначатися як оптова у Центральній і Західній Європі за вирахуванням витрат на транспортування, податків та експортних платежів на сьогодні склала б 125 доларів за 1 тис. м 3 газу. Уряд планує вивести ціни для промисловості та електроенергетики на цей рівень до 2011 року, в ЖКГ - до 2013-го, ціни для споживання населенням будуть рости ще повільніше. Вихід на такі європейські ціни, як показує досвід країн - сусідів Росії, стимулює процес енергозбереження, економії газу, що стає значущим чинником зниження витрат. Показовий приклад України. Збільшення ціни газу в 2006 році до рівня 95 доларів за 1 тис. м 3 не посилило інфляцію, але призвело до інтенсифікації оновлення обладнання газоспоживаючих підприємств.
У Росії мова йде про тих же процесах. При досягненні до 2011 року ціни природного газу в 125 доларів за 1 тис. м 3 стає більш вигідним спалювати це паливо на нових станціях з відносно дорогим обладнанням (на парогазових установках), але без розтрати палива. Старі блоки будуть включатися, використовуючи насамперед мазут, тільки в критичні пікові години, коли ціна електроенергії на ринку різко зростає.
Інвестиційна програма
З метою доведення технологічної структури електроенергетики Росії до сучасного рівня ВАТ "РАО" ЄЕС Росії "» запланувало вкласти в свою галузь понад 3 трлн рублів за період від 4 до 5 років (близько 117 млрд доларів). Але це дозволить тільки почати оновлення - підняти надійність мереж і побудувати близько 34 тис. МВт генеруючих потужностей, тоді як сьогодні встановлена потужність дорівнює 219 тис. МВт.У наступній п'ятирічці (2011-2015 роки) належить ввести в дію ще від 50 тис. до 70 тис. МВт генеруючих потужностей. Тільки це дасть необхідну великомасштабне зміна технологічної культури - масове впровадження вугільних станцій на надкритичних параметрах спалювання палива з циркулюючим киплячим шаром і заміну паросилового циклу у використанні газу на парогазові установки.
Треба ясно розуміти, що ні ресурси державного бюджету, ні весь до останнього рубля Стабілізаційний фонд, ні власні кошти навіть таких великих компаній, як ВАТ «Газпром» і РАО «ЄЕС Росії» разом узяті не зможуть забезпечити обсяг інвестицій, необхідний для подолання цього подвійного дефіциту - природного газу та електроенергії, - на внутрішньому ринку Росії. Потрібно залучення в ці галузі зовнішніх для них грошей - коштів російських та іноземних інвесторів.
Одночасно E. ON веде переговори з РАО ЄЕС про можливість інвестувати в російську електроенергетику. Близькі за задумом угоди обговорюються з італійськими компаніями ЕНІ і ЕНЕЛ, відповідно, «Газпромом» і РАО ЄЕС. Фінська компанія «Фортум» у 2006 році збільшила свою участь в ТГК-1 (Північно-Захід Росії).
Те, що ми спостерігаємо сьогодні, - це перехід від обміну товарами в енергетичному секторі (експорт сировини з Росії, імпорт обладнання з Європи, Японії, США) до обміну, переливу капіталу в рамках енергетичних галузей. Таким чином, площинний характер - двомірність - торгівлі сировиною як головної форми енергетичного співробітництва змінюється більш складною, тривимірної конструкцією, що включає інвестиції і супутній їм обмін техніко-економічними нововведеннями. Поки що в цьому напрямі зроблено лише перші кроки. Проте не викликає сумніву, що майбутнє співробітництво Росії з Заходом (в самому широкому сенсі слова) вирішальною мірою залежатиме від здатності перейти до такого інвестиційному співробітництву.
Зрозуміло, європейські енергетичні компанії не вичерпують усього переліку потенційних інвесторів у газову галузь і електроенергетику Росії. Так, алюмінієвий концерн «Базел» став спільно з ВАТ «ГидроОГК» найбільшим інвестором в гідроенергетичний проект в Красноярському краї - будівництво Богучанської ГЕС.
Самі «Газпром» і РАО ЄЕС восени 2006 року оголосили про великомасштабну операцію - інвестиціях газового гіганта в «Мосенерго». «Газпром» вже сьогодні є одним з великих власників пакетів акцій як у головної компанії холдингу РАО «ЄЕС Росії», так і в московській генеруючої електроенергетичної компанії.
У жовтні-листопаді 2006 року ОГК-5 продемонстрував високий потенціал залучення інвесторів розміщенням емісії додаткових акцій. Було продано 5 100 млн акцій на суму 459 млн доларів. Перевищення обсягу попиту над обсягом пропозиції акцій, що розміщуються виявилося десятикратним. Покупцями з формальної географічної приналежності виступили інвестори з Росії (32%), Великобританії (32%), Європи (17%), США (11%) та інші (2%). Оцінка банків - організаторів розміщення показує, що 72% акцій придбано стратегічними та іншими довгостроковими інвесторами.
Якщо мова йде про портфельних інвесторів, то вони у своїх дослідженнях російських електроенергетичних компаній особливу увагу приділяють оцінці перспективи зростання курсу їхніх акцій на ринку. Потенційні стратегічні інвестори, які цікавляться можливістю придбати блокують або контрольні пакети акцій, більше зосереджені на технічних параметрах генерації, але й вони оцінюють грошові потоки і потенціал зростання котирувань. Це підтвердила продаж 37% пакету нової емісії акцій ВАТ «ОГК-3» у березні 2007 року. Ціна, запропонована стратегічним інвестором, виявилася на 20% вище поточної ринкової котирування її акцій.
Для інвесторів, як іноземних, так і російських, придбання акцій ОГК і ТГК в Росії - це вкладення коштів в машини з виробництва грошей, а лише потім з виробництва електроенергії. Саме тому, що нормальна поведінка інвесторів визначається природними економічними мотивами, необхідно забезпечувати таку інвестиційну програму, яка комерційно вигідна підприємству, співвласником якого нові акціонери стають. Однак має бути захищений і інтерес старих акціонерів, і інтерес російської економіки, що подається державою. Для поєднання і забезпечення цих інтересів РАО «ЄЕС Росії» вважає правильним при продажу великих пакетів акцій (включаючи блокуючі і контрольні) одному інвестору запропонувати переможцеві конкурсу підписати меморандум про намір здійснити будівництво нової генеруючої потужності, а потім і відповідний договір між акціонерами. При цьому великі акціонери будуть зобов'язані координувати свої дії. Вони будуть сприяти, наприклад, укладення менеджментом компанії контракту під ключ (ЕРС-контракти) на будівництво нової генеруючої потужності.
Якщо наші партнери з вітчизняної машинобудівної галузі зуміють забезпечити конкурентоспроможність своєї продукції по співвідношенню ціни і якості, то утримають лідируючі позиції на російському ринку, інакше ніякі зв'язку та спільні підприємства з електроенергетики їм не допоможуть. У поняття конкурентоспроможності органічно повинно входити також і партнерство постачальників обладнання з інжиніринговим бізнесом, здатним добиватися на тендерах перемог і виконувати контракти під ключ. Потрібен союз з банками та лізинговими компаніями, що дають замовникам розстрочку платежів, прийнятні фінансові умови. Один з ключових моментів на цьому ринку - сервіс, післяпродажне обслуговування. Західні фірми, ті ж «Сіменс», «Дженерал Електрик», саме так і працюють. Отже, ці самі умови та за більш прийнятними цінами зобов'язані пропонувати і російські компанії, щоб утримати ринок за собою.
Загальний обсяг коштів, які РАО ЄЕС розраховує залучити в ході розміщення додаткових акцій на фондовому ринку в 2007-2010 роках, оцінюється приблизно в 390-400 млрд рублів. Оскільки представники уряду Росії в раді директорів РАО ЄЕС схвалили продаж акцій теплових генеруючих компаній (ОГК і ТГК), що припадають на частку держави в період реформування холдингу, то в електроенергетиці з'явиться ще один фінансовий ресурс, який планується направити в розвиток мережевої інфраструктури. Він також має скласти близько 400 млрд рублів.
Можливо, що до 2010 року до подібного розміщення додаткових емісій акцій доцільно буде вдаватися і групі «Газпром» - в цілях залучення капіталу для інвестування в компанії спеціального призначення з подальшою організацією проектного фінансування для розробки високодорогостоящіх родовищ на півночі півострова Ямал і шельфі північних морів.
Реформа енергомонополій
План реформування енергомонополіі, затверджений урядом ще в 2002 році, передбачає пропорційний розподіл активів між усіма акціонерами РАО «ЄЕС Росії». Основний акціонер РАВ зараз - держава, йому належить приблизно 52% статутного капіталу компанії; «Газпром» контролює близько 11%, а «Норільський нікель» - 3,5%. Останні належать міноритаріям або ж звертаються на фондовому ринку.Згідно з планом реформи енергетична галузь повинна бути розділена на регульований сектор, або інфраструктурний, і конкурентний (генерація і збут). Передбачалося, що до середини 2008 року всі акціонери енергомонополіі повинні стати власниками часток у всіх виділяються і створюваних активах, як мережевих, так і генеруючих. Причому ці частки мають розподілятися пропорційно нинішнім часткам у статутному капіталі РАТ «ЄЕС Росії». Тобто держава збереже свої 52% у всіх енергоактивах, в тому числі і у генеруючих. Згодом держава повинна була розпродавати свою частку в енергетичних активах. Але ця невизначеність нервувала міноритарних акціонерів та інвесторів. Адже незрозуміло, коли і, найголовніше, як держава стане розпродавати генерацію. Чи буде в цьому сегменті конкурентний ринок і чи буде він, власне, коли-небудь лібералізований?
Але тепер вирішили використовувати нову схему, а саме розділити активи енергохолдингу між державою та міноритаріями в пропорції 52 на 48. У знов створений держхолдинг будуть передані 52-процентна частка держави в Федеральної мережевої компанії, п'яти оптово-генеруючих компаніях (ОГК) і тринадцяти територіально-генеруючих компаніях (ТГК). Відразу після створення цей держхолдинг буде приєднаний до Федеральної мережевої компанії (ФСК) шляхом оплати державою додаткової емісії ФСК акціями держхолдингу. Після цього частка держави в ФСК складе понад 75%, а ФСК стане власником пакетів акцій в ОГК і ТГК. Ось тільки за законом про реформу електроенергетики монопольний і конкурентний сектори бізнесу повинні бути розділені, а значить, Федеральна мережева компанія зобов'язана буде продати генеруючі активи повністю (після реорганізації РАО держава повинна зберегти контроль за ФСК, «Системним оператором» і «ГидроОГК»). Таким чином, продавати активи буде вже не держава, а структура РАО ЄЕС.
Як підрахували енергетики, для того щоб розвиток енергетичної інфраструктури було стійким, на фінансування інвестиційних програм в енергомережах до 2011 року необхідно 700 млрд рублів, або приблизно 25 млрд доларів. Але коштів не вистачає. Держава сама не дуже поспішає фінансувати мережі. За минулі три роки для збільшення своєї частки в ФСК держава мала б виділити з бюджету 160 млрд рублів, але не виділила ні копійки і лише на 2007 рік заплановано 30 млрд рублів. Між тим, за підрахунками, ФСК на будівництво і ремонт ліній електропередачі, трансформаторів та іншого мережевого обладнання необхідно тільки в цьому році витратити не менше 90 млрд рублів (понад 3 млрд доларів).
Раніше якби продаж частки держави в ОГК і ТГК проводилася звичайним шляхом, то дохід від неї надходив би в і так переповнений бюджет. У цьому випадку Федеральна мережева компанія довго чекала б потрібних коштів на модернізацію. Але ФСК буде тепер сама регулювати фінансові потоки.
Щоправда, є один негативний момент: усі одержані від приватизації енергетичної індустрії кошти підуть лише на мережеве господарство. Втім, інвестиційна привабливість генерації багато більше, ніж у мережевиків. У середньостроковій перспективі, якщо все піде за планом, тарифи будуть рости. Як сподіваються аналітики, вже до 2011 року енергетичний ринок буде повністю лібералізований. У власників генеруючих компаній з'явиться можливість пристойно заробляти і самим визначати, скільки, кому і за якою ціною продавати своєї енергії. У мережевиків так красиво не вийде, тому їх і треба забезпечити грошима на інвестнужди в першу чергу.
Перехід на вугілля
Альтернативним рішенням проблеми дефіциту палива є заміна газу вугіллям. Це заміщення принципово можливо в трьох формах: переведення низки існуючих газоугольних блоків на спалювання вугілля замість газу; відмова від запланованих вводів нових газових потужностей на користь вугільних; поступова заміна виведених з експлуатації газових паротурбінних блоків новими вугільними, а не планованими парогазовими.Перехід енергетики з газу на вугілля виправданий в глобальному аспекті. Ще за часів СРСР вчені підрахували, як найбільш ефективно можна використовувати природний газ і виявилося, що найкраще застосування з точки зору економічної ефективності природний газ знаходить у сфері ЖКГ в ході приготування їжі, опалення тощо, на другому місці - хімічна індустрія і лише на третьому - енергетика.
Запасів вугілля в Росії вистачить не на одну тисячу років, у той час як газу вже не вистачає. Однак переходити на вугілля потрібно не старим електростанціями і не в густонаселеній європейської частини Росії, а лише при новому будівництві. Зрозуміло, будувати їх потрібно в тих регіонах, де антропогенне навантаження менше велика. А це азіатська частина Росії.
Тим не менш, перехід на вугілля має багато явних і неявних ризиків. Головний із них - ризик екологічної катастрофи. Всім відомо, що вугільні станції в рази брудніше газових.
З екологічної точки зору теплові електростанції є безупинно діючі джерела викидів в атмосферу продуктів згоряння палива. Враховувати, звичайно ж, треба тільки ті речовини, які можуть серйозно впливати на атмосферу, рослинний і тваринний світ. При спалюванні природного газу, наприклад, це оксиди азоту, оксид вуглецю і бензпірен, причому токсичність газів, що йдуть пов'язана тільки з оксидами азоту (концентрація бензопірену мізерно мала). Зі спалюванням вугілля ситуація набагато гірша. Тут в повітря викидаються ще зола і оксид сірки, причому викиди оксиду сірки, мабуть, найбільш небезпечні за своїм впливом на екологію, саме вони є причиною виникнення кислотних дощів. Хвороби органів дихання, серцево-судинної системи, від яких щорічно помирають багато тисяч людей - такі наслідки тривалої дії оксиду сірки на людину.
Тому збільшення частки вугільної генерації в світі виправдано тільки в тому випадку, якщо у вугільній енергетиці відбудеться науково-технічна революція, і будуть розроблені економічні та екологічні способи видобутку і спалювання вугілля. Зараз у світі існують технології очищення вугільних газів, практично повністю вловлюють зольні компоненти і оксиди сірки. Проте ці технології очищення надзвичайно громіздкі і капіталомісткі. За оцінкою фахівців ЕНІН, установка газоочисних пристроїв на енергоблоці збільшує капітальні вкладення на 30-40%.
Саме дорожнеча очисних технологій і одержуваної з їх допомогою енергії свого часу змусила СРСР перевести енергетику з вугілля на газ. За двадцять років реформ у Росії ніхто не інвестував в розробку таких технологій, а це значить, що в разі переходу на вугільний енергобаланс нам їх доведеться купувати на світовому ринку. Заощадити не вийде.
Інший негативний момент полягає в тому, що вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно вище. Теплова електрична станція (ТЕС) на вугіллі - це завод, де відбувається спалювання палива в котлах, вироблення пари та отримання в парових турбінах електроенергії. На відміну від ТЕС, на природному газі вугільний завод повинен мати допоміжне виробництво: вузли приймання, розвантаження, транспортування палива, вугільні склади, системи гідрозоловидалення, карти золовідвалів, системи допоміжних палив для розпалу й підсвічування вугілля і т. д. Для обслуговування такого господарства необхідна розвинена система залізниць і власне депо електростанції. Всього цього для ТЕС на природному газі не потрібно. Природно, з цих причин вартість будівництва вугільної ТЕС у порівнянні з газовою значно зростає. При використанні сьогоднішніх технологій-котлів та систем очисток від золи та шлаку - питома ціна вугільної ТЕС становить 1400-1700 доларів за кВт потужності. У цю вартість не входять витрати, пов'язані з власним водозабором ТЕС, власними очисними спорудами, відведенням санітарної території, платою за викиди і скиди значної кількості шкідливих речовин у повітря і воду.
Є нові, альтернативні існуючим, технології використання вугілля на ТЕС. Зокрема, у світі активно застосовуються так звані котли з циркулюючим киплячим шаром (ЦКШ). Ця технологія дозволяє використовувати низькосортне вугілля, при цьому викиди в атмосферу суттєво менше звичайних. Вона отримала значне максимальне поширення в головних вугільних країнах - Німеччині та США. Вартість станції з котлами ЦКШ у порівнянні з традиційними вугільними електростанціями зростає орієнтовно на 15-20%. Саме тому для скорочення собівартості виробництва електроенергії на таких ТЕС рекомендується будувати їх поблизу вугільних шахт і розрізів. Втім, як зазначають фахівці дніпропетровської компанії «Енерготехпром», навіть повна заміна парку котельного та турбінного обладнання на технології ЦКШ не дасть істотної економії у використанні палива. Справа в тому, що коефіцієнт корисної дії (ККД) отримання електроенергії навіть на найкращих таких вугільних ТЕС залишиться на низькому рівні - близько 40%, в той час як ККД газотурбінних технологій - 50% і більше. Сучасні вугільні блоки обходяться на 20-30 % дорожче, ніж блоки на основі парогазових технологій (і це без дорогих фільтрів, які необхідно поставити, щоб досягти екологічності газової електростанції; останні збільшували б вартість вугільної станції ще в півтора рази). Крім того, на нових вугільних станціях доведеться вирішувати проблему утилізації токсичної і радіоактивної вугільної золи, яка утворюється при спалюванні вугілля у величезній кількості. І це теж гроші.
Але навіть якщо проблема з інвестуванням будівництва дорогих і екологічних вугільних станцій буде вирішена, все одно залишається ще одна досить серйозна проблема. Де будувати нову вугільну генерацію? Територіальна структура російської енергетики така, що перекладати газові електростанції на вугілля доведеться в основному в європейській частині Росії, в азіатській частині країни таких станцій майже немає. Фахівці СУЕК пропонують переводити з газу на вугілля 15 електростанцій. Більшість з них - в європейській частині Росії і на Уралі, тобто в густонаселених областях. Будувати тут дешеві і неекологічних вугільні станції - самогубство для нації. Але з будівництвом екологічних теж виникають складності. Тільки лише інвестиційні плани РАО ЄЕС припускають постачання не менше 30 млн тонн вугілля на європейську частину Росії в рік. З перевезеннями таких обсягів залізниця впорається, проте з'являться ризики транспортних пробок з усіма витікаючими наслідками. Якщо ж інвестплан РАВ будуть розширені зусиллями «Газпрому», цілком можливо, що буде потрібно будівництво нової залізниці з Сибіру в Центральний регіон.
Виходить, що найбільш виправданим буде будівництво нових вугільних станцій на сході Росії. Це зробить генерацію менш залежною від складної соціально-економічної, транспортної та іншої кон'юнктури, особливо в зимовий період, досить тривалий для багатьох регіонів нашої країни. Однак і тут з'являється серйозна проблема, яка потребує мільярдних вкладень. Пропускна здатність енергомосту з Сибіру в Центральну частину невелика - доведеться будувати ще й потужні лінії електропередачі.
Таким чином, широке застосування кам'яного і бурого вугілля в електроенергетиці стане економічно виправданим лише в тому випадку, коли порівняльна ціна газу на тонну умовного палива (ТУТ) буде в два рази вище, ніж ціна вугілля в розрахунку на ТУТ. Поки газ не подорожчає ще більше, інвесторам буде вигідніше будувати газові станції. При цьому необхідно враховувати той факт, що при будівництві сучасних електростанцій вартість одного кіловата встановленої потужності при використанні технології парогазового циклу (ПГУ) обходиться в Росії, як і в Європі, в 700-800 доларів (близько 20,25 тис. рублів), в той час як вартість кіловата вугільної генерації коштує не менше 1,4-1,5 тис. доларів (близько 38 тис. рублів). Отже, спеціальні заходи з використанням механізму гарантування інвестицій відповідно до прийнятого в 2005 році постановою уряду для стимулювання будівництва вугільної генерації неминучі.
Список літератури
«У пошуках виходу з виходу» / Експерт № 3, 2007 рік;«Ми розщепили енергетику на атоми» / Експерт 347-48, 2007 гол;
«Рецепт від блекаут» / Експерт № 12, 2007 гол;
«Крах улюбленця долі» / Експерт № 5, 2007 рік;
«Приватизація енергобалансу долі» / Експерт № 7, 2007 рік;
«Ні копієчки до бюджету» / Експерт № 36 2007 рік.