|
|
  |
Главная страница / Опережения рынка Даешь стране угляРоссия между тем вспомнила почти забытое слово «дефицит»: электроэнергия, которую и простой гражданин, и любое предприятие воспринимали как незыблемую составляющую жизни, становится проблемной позицией. Эта ситуация заставляет РАО изменить тактику и срочно, в ходе третьего этапа реформирования энергосистемы, начать новое строительство генерирующих и сетевых мощностей Утвержденная недавно инвестиционная программа РАО ЕЭС свидетельствует: энергетика входит в новую стадию - развития. В течение трех лет ежегодные вложения в энергосистему РФ должны возрасти втрое, с 5 до 15 млрд долларов. По мнению руководителей РАО, новая структура энергетики, выстроенная за десять лет преобразований, привлекательна для частных инвесторов. Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные - интегрированы в четырех Межрегиональных распределительных сетевых компаниях (МРСК): Центра и Северного Кавказа; Северо-Запада; Сибири; Урала и Волги. В зону деятельности МРСК Урала и Волги входят все территории Большого Урала, включая Тюменскую область с округами и частично Приволжье (всего 15 РСК). Функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы общероссийскому Системному оператору. Национальная электрическая сеть и единое оперативнодиспетчерское управление должны быть стержнем, гарантирующим единство и надежность системы. Перманентная революция Насколько сложившаяся структура российской энергетики соответствует потребностям экономики? Концепция реформирования отрасли основана на разделении секторов - монопольных (передача и распределение электроэнергии) и рыночных (генерация, продажа, сервис). К середине 2006 года активы генерации объединены в семь генерирующих компаний оптового рынка (ОГК) и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ): они производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК сформированы на базе тепловых электростанций, одна (ГидроОГК) - на базе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, ТГК объединяют станции соседних регионов. Наиболее крупные на территории УрФО - ОГК1 (установленная мощность 9531 МВт) и ОГК5 (8672 МВт по электроэнергии и 2242 Гкал/ч по теплу). По последним данным, полностью реорганизацию энергохолдинга предполагается завершить к 1 июля 2008 года. Для этого РАО планирует менее чем за два года вывести из состава порядка 20 дочерних компаний. Решение о выделении первых двух генерирующих компаний ОГК5 и ТГК5 на пропорциональной основе между акционерами РАО «ЕЭС России» принято советом директоров в конце августа. Эта сложная система обмена акций РАО на акции выделяемых компаний, в результате которого акционеры РАО «ЕЭС России» становятся акционерами непосредственно этих компаний, должна, по замыслу реорганизаторов, способствовать привлечению частных инвестиций в электроэнергетику. В целом процедуру государственной регистрации прошло 258 новых обществ, созданных в процессе разделения 63 АОэнерго РАО «ЕЭС России». Разделение по видам деятельности полностью завершено в 56 АОэнерго. Реорганизация еще не закончена: идет процесс консолидации производственных и финансовых активов через присоединение региональных генерирующих компаний к ТГК (своеобразное возвращение на круги своя). Оптовые генерирующие компании выходят на фондовый рынок. С 1 сентября запущена новая либерализованная модель оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности). Соответствующие постановления правительства РФ подписал премьер-министр Михаил Фрадков. Далеко не все разделяют этот оптимизм. Точку зрения оппонентов наиболее аргументированно и профессионально представляет Виктор Кудрявый, бывший главный инженер Мосэнерго, замминистра энергетики РФ, а ныне - научный руководитель центра «Оптимизация управления в энергетике» МЭИ. Он убежден: реформа, которую проводит РАО ЕЭС, через разделение энергосистем (Тюменскую энергосистему разделили на семь частей, крупнейшую, Мосэнерго, - на 14) ведет не к эффективности, а к полной потере ответственности за энергоснабжение ради скупки дешевой генерации: «Реформы дроблением не могут привлечь инвестиции». Рассуждать, хороша или нет созданная структура российской энергетики для экономики, сегодня бессмысленно. У нее есть как приверженцы, так и противники. Позицию первых выражают руководители Минпромэнерго и, конечно, самого РАО «ЕЭС России». По мнению Анатолия Чубайса, «все преобразования привели нас к стадии, когда инвестиционное сообщество, портфельные и прямые инвесторы, стратеги совершенно определенно говорят о том, что в такую энергетику, каковой она является сегодня, после всех преобразований, они уже готовы вкладывать колоссальные финансовые ресурсы». Промедление смерти подобно Ранее реформаторы предполагали, что денежный дождь прольется на энергетику после завершения реформы РАО. Однако жизнь настоятельно потребовала смены курса раньше: уже сегодня дефицит энергомощностей становится реальным фактором торможения экономического развития не в двухтрех, а в десятке регионов. России не хватает по крайней мере 50 млрд кВт/час, чтобы удовлетворить заявки промышленности и строительства. Впрочем, наличие крайних позиций сопровождало реформу с самого начала. Удивило бы скорее их отсутствие. В этом году российская энергетика впервые за свою историю пережила не только зимний пик потребления, но и летний: за две недели июня выработка электроэнергии, по данным РАО «ЕЭС России», выросла на 4,1% по сравнению с прошлым годом. Руководители РАО признают: в Московском, Петербургском и Тюменском промышленных узлах ситуация критическая. А через два-три года, если не принять срочных мер, с дефицитом столкнутся и другие регионы. Рост потребления превысил все плановые и расчетные цифры. Вместо 2,2% в год, заложенных Федеральной службой по тарифам, он составил за семь месяцев 2006го в целом по стране - 4,6%, в Москве - 8%, в Тюменской области - 9,4%. Появились регионы пиковых нагрузок: максимальная потребность там превышает возможности мощностей, сети работают в запредельном режиме. Все это может привести к техногенной катастрофе: московский blackout мая 2005го как раз из этой серии. Перечень вводов объектов тепловой генерации в 2006 - 2010 годах включает энергообъекты, расположенные на территории 19 энергосистем, в том числе Московской, Ленинградской, Тюменской, Свердловской, Калининградской. При этом предполагается не просто построить много новых станций, но и перевести всю энергетику страны на самые современные технологические принципы, по сути, создать новый технологический уклад. Освоив утраченную практику составления энергетических балансов, в РАО ЕЭС осознали: инвестиции и ввод новых генерирующих и сетевых мощностей невозможно откладывать ни на год, ни на полгода, ни до окончания реформ. В августе правительству РФ был представлен грандиозный инвестиционный проект, равного которому нет не только в энергетике, но вообще ни в одной отрасли страны. До 2010 года в системе РАО ЕЭС должно быть введено в эксплуатацию 21,6 ГВт новых генерирующих мощностей, построено около 100 тыс. км высоковольтных ЛЭП и подстанций на 100 тыс. МВА, а также реконструировано устаревшее оборудование. Еще 1 тыс. МВт должен ввести концерн «Росэнергоатом». По данным Минпромэнерго, цена вопроса - 1,952 трлн рублей (без учета АЭС): 987 миллиардов необходимо вложить в теплоэнергетику, 250 - в гидроэнергетику, 383 - в магистральные сети, 632 - в распределительные. Например, ОГК5 готовит инвестиционные проекты строительства ПГУ мощностью более 400 МВт на Среднеуральской ГРЭС и новых мощностей на Рефтинской ГРЭС. ОГК4 предполагает уже в текущем году начать строительство парогазового блока мощностью 400 - 450 МВт на Шатурской ГРЭС5 и блока ПГУ800 на Сургутской ГРЭС План составлен как сумма инвестиционных проектов энергокомпаний, входящих в РАО «ЕЭС России»: ОГК, ТГК, ГидроОГК, СОЦДУ, ФСК, РСК и материнской. Практически все эти структуры РАО уже обнародовали свои планы ввода новых генерирующих мощностей, а межрегиональные сетевые компании - расширения и модернизации сетевого хозяйства. Основным источником финансирования станет допэмиссия акций энергокомпаний, за счет которой предполагается привлечь до трети всех необходимых средств. При этом ценные бумаги ГидроОГК, Федеральной сетевой компании и СОЦДУ ЕЭС должны выкупаться государством (это обойдется ему в 204 млрд рублей), а тепловой генерации (примерно две трети всей энергетики) - частными инвесторами. Как говорит Чубайс, «мы исходим из того, что в выделившиеся в результате реформирования конкурентные секторы энергетики, прежде всего в генерацию, должны прийти частные инвестиции. А в естественно-монопольные секторы, прежде всего в сети, - бюджетные». Кроме того, для реализации инвестиционной программы будут использованы тарифные источники, плата за присоединение. Болезни роста Все эти грандиозные планы осуществимы только при одном условии - если будут деньги. Одобренная программа инвестиций втрое превышает объемы вложений в энергетику за предшествующие пять лет. Максимум, что холдинг РАО «ЕЭС России» смог обеспечить в прошлом году, - 177 млрд рублей, на которые построено около 2 тыс. МВт. Для рывка нужны новые механизмы привлечения средств, прежде всего частных. Они выработаны РАО и одобрены правительством РФ. По словам руководителей РАО, однадве энергокомпании будут предложены западным инвесторам. Интерес проявляют немецкая E.O.N, итальянская Enel, финская Fortum. Две последние уже присутствуют на нашем рынке. Однако путь непрост: как стало известно, переговоры между ОАО «Норильский никель» и Fortum по увеличению доли финской компании в уставном капитале ТГК1 окончились безрезультатно, что весьма разочаровало РАО «ЕЭС России». «Особенно досадно, что это произошло тогда, когда ФАС снял все вопросы и дал добро на сделку. Тем не менее мы призываем обе стороны продолжить переговоры и найти взаимоприемлемое решение. В любом случае наша позиция такова: компания Fortum - один из ведущих стратегических инвесторов, в которых российская энергетика крайне заинтересована», - говорится в заявлении председателя правления РАО ЕЭС от 15 сентября этого года. В конце июня совет директоров РАО «ЕЭС России» утвердил список пилотных проектов для размещения эмиссий дополнительных акций ОГК и ТГК. В него вошли ОГК3,4,5, Мосэнерго и ТГК Выход на рынок намечен уже на будущий год. По мнению аналитиков, они могут привлечь, по предварительным оценкам, 4 - 4,5 млрд долларов. В течение ближайших двух лет планируется провести допэмиссии как минимум 12 энергокомпаний. В результате доля РАО ЕЭС в них должна сократиться вплоть до блокирующего пакета. Проблема финансирования - далеко не единственная на пути «строек века». Их еще надо обеспечить необходимым оборудованием, а возможности отечественного энергетического машиностроения сегодня весьма ограничены. (О непростой ситуации в этой отрасли см. «С низкого старта»). Это тоже результат длительной реформы РАО: педалируя организационные вопросы, основной заказчик турбин и генераторов с трансформаторами поздно озаботился технической стороной дела. Масштабная инвестиционная программа электроэнергетики должна стать проверкой конкурентоспособности и в то же время - стартовой точкой развития, подъема нашего энергомаша. РАО ЕЭС купил в прошлом году блокирующий пакет акций концерна «Силовые машины» и делает ставку в основном на эту компанию. Сегодня формируется перечень заказов на оборудование, а акционерами (кроме РАО - Интерросом и Simens) принято решение о назначении технического директора РАО “ЕЭС России” Бориса Вайнзихера главой «Силовых машин». Это, несомненно, усилит позиции компании на рынке. Однако одной ей с задуманной масштабной модернизацией отрасли не справиться, необходимо задействовать все возможности отечественного энергомашиностроения, привлекать других производителей. Например, теплофикационные турбины, которыми оснащено большинство ТЭС и ТЭЦ России, мощностью от 25 до 300 тыс. кВт изготовил Уральский турбомоторный завод, нынешний Уральский турбинный (УТЗ, входит в структуру компании «Ренова»). Номенклатура предприятия - от турбин на 30 - 60 МВт для ТЭЦ (они могут использоваться для замены полностью выработавших ресурс турбин ВПТ25 с использованием старых фундаментов) до мощных паровых турбин Т250 (такие изготовлены для Мосэнерго). УТЗ - единственный в мире производитель паровых теплофикационных турбин мощностью 300 МВт на сверхкритических параметрах пара. Но главный расчет - все равно на отечественных инвесторов. Например, совет директоров ТГК9 уже утвердил предварительный план подготовки допэмиссий. По плану выпуск завершится в третьем квартале 2007 года. Известно, что основной объем выкупит холдинг «Комплексные энергетические системы» (КЭС), владеющий сейчас более 30% акций ТГК Средства будут направлены на реконструкцию пермских ТЭЦ13 и ТЭЦ1 Вопросы строительства на Нижневартовской ГРЭС обсуждаются ОГК1 совместно с ТНКВР, а «Базовый элемент» заинтересован в строительстве Богучанской ГЭС. Последний проект - прецедент использования механизма прямых частных инвестиций в развитие генерации. Как заявил председатель правительства РФ Михаил Фрадков, «реформирование электроэнергетики можно считать супернациональным проектом, требующим колоссальных усилий, скоординированных действий, больших финансовых затрат, в том числе и бюджетных». Когдато Россия за десять лет выполнила, по выражению Герберта Уэлса, «дерзновенный проект»: с 1920 по 1930 годы построено 30 электростанций общей мощностью 1750 тыс. кВт. Можно сказать, что план ГОЭЛРО стал для разрушенной гражданской войной страны национальной идеей, которая вытащила ее из ямы экономического хаоса. Амбициозная программа РАО «ЕЭС России» может сыграть ту же роль. Но для этого нужно взять не только знаменитое название проекта, но и четкую организацию дела. Есть еще одна беда - потеря профессиональной преемственности. Пять лет из десятилетия реформ ушло на разговоры, уговоры, согласования, выработку позиции правительством, три года - на проникновение в тайны энергетического баланса. Понадобилась московская авария, чтобы понять, что управление энергетикой требует знания законов не только бизнеса, но и электротехники. Должность технического директора в РАО появилась только после аварии. Будем надеяться, что период ученичества пройден. Малая генерация более востребована, полагает директор энергогруппы «Арстэм» Александр Мотаев: Дополнительные материалы: - В условиях намечающегося дефицита электроэнергии темпы развития сетевой инфраструктуры должны быть выше. При этом сеть, сохраняющая монопольные позиции, введет, надо полагать, высокие тарифы на присоединение новых потребителей. Александр Мотаев Я полагаю, будут реализованы два варианта сетевого строительства. Большие объекты, такие как подстанции на 220, 500 кВт, надо строить на централизованные ресурсы, собранные в виде платы за присоединение. Малые источники генерации, которые планирует эксплуатировать, например, ТСЖ при строительстве квартала или коттеджного поселка, целесообразно создавать в рамках частной альтернативной энергетики. Собственники отдадут их в эксплуатацию профессиональным игрокам на рынке. Компании-застройщики вынуждены строить сетевые объекты в микрорайонах, затем передавать их муниципалитету или электросетевым компаниям, да еще и платить за присоединение к этим сетям. Такие вложения безвозвратны для застройщиков и конечных потребителей. Поэтому компании, развивающие промышленные площадки, заинтересованы в поиске альтернативных вариантов выработки энергоресурсов, которые позволяли бы возвращать эти деньги. Я знаю одного застройщика, который строит девять многоэтажных домов и вкладывает в сетевую инфраструктуру 22 млн рублей. Он посчитал: эти же 22 миллиона можно с успехом вложить в автономную теплоэлектростанцию, которая обеспечит и требуемый объем энергоресурсов, и возврат средств через тариф на их отпуск. В итоге инвестор вернет свои деньги. Но создавать генерирующие установки для застройки микрорайонов невыгодно: перекрестное субсидирование делает тариф для населения дешевым и окупаемость таких проектов затянется до 15 - 25 лет. Это несоразмерные сроки окупаемости для частных инвестиций. Я наблюдаю эту тенденцию на поведении потребителей энергогруппы «Арстэм»: они ставят небольшие, по 1,5 - 2 МВт генераторы и начинают меньше брать электроэнергии из сети. Примеры: Уральский завод резинотехнических изделий, Свердловский инструментальный завод, озабочен этим вопросом Уральский завод технических газов. Они платят вдвое меньше, допустим, по 1,2 рубля за кВт, а собственно генерация стоит 50 - 60 копеек. Окупаемость таких проектов от 3 до 5 лет, цена - 30 - 40 млн рублей. «Мы предлагаем свои варианты», - рассказывает генеральный директор корпорации «Теплоэнергосервис-ЭК» Владимир Ермолаев Подготовила Людмила Колбина - Планы РАО ЕЭС по вводу почти 22 ГВт генерирующих мощностей своевременны и необходимы. Но недостаточны для покрытия прогнозируемого дефицита. Кроме того, вызывают сомнения предложенные пути решения этой проблемы. Владимир Ермолаев Финансовая составляющая плана РАО также вызывает ряд вопросов. Главный: каким будет механизм возврата инвестиций, вложенных в энергогенерацию? Современная тарифная политика, направленная на искусственное сдерживание стоимости электроэнергии, вряд ли обеспечит прибыльность таких вложений, а непривлекательность инвестирования может привести к срыву программы техперевооружения. Согласно «Концепции технической политики РАО “ЕЭС России”», основное внимание, кроме нового строительства, уделяется продлению ресурса существующего оборудования по состоянию металла высокотемпературных частей конструкции. Наша позиция - продление ресурса нецелесообразно без проведения комплексной реконструкции и модернизации турбинного оборудования. Мы убедились в этом на собственном опыте: корпорация «Теплоэнергосервис-ЭК» выполняет программы технических мероприятий, позволяющие энергетикам получать реконструированные турбины, превышающие по показателям надежности, эффективности и ремонтопригодности аналогичное новое оборудование. Таким образом, на выходе мы имеем турбины следующего поколения с увеличением мощности на 10 - 12% при затратах около 40% от стоимости новых установок. Замечу, что все названные проблемы разрешимы. Мы, анализируя сложившуюся ситуацию, готовимся к серьезной работе по всем направлениям, заданным технической политикой РАО «ЕЭС России», и предлагаем свои варианты решения этих вопросов. Корпорация «Теплоэнергосервис-ЭК» много лет проводит полномасштабный комплексный сервис паротурбинного оборудования. Для выполнения реконструкции и реновации турбин, а также для изготовления нового турбинного оборудования (ПГУ, паровых и газовых турбин, в том числе малой мощности), в 2004 году в рамках корпорации создан новый, четвертый в России, турбинный завод - ОАО «Уральский завод энергетических машин». Далее - возможный дефицит газоснабжения, обусловленный общей ориентацией страны на экспорт газа и проблемами с инфраструктурой в отдельных регионах. Этот дефицит может серьезно повлиять на общую ориентацию РАО на строительство в первую очередь парогазовых установок (ПГУ). При сохранении существующих тенденций путем решения этого вопроса видится проектирование и изготовление угольных паротурбинных блоков на суперсверхкритические параметры пара. Подготовила Татьяна Пулярова Из перспективных проектов корпорации «Теплоэнергосервис-ЭК» по Уральскому региону отмечу установку блоков ПГУ на СУГРЭС, реконструкцию паротурбинных блоков К300 Рефтинской ГРЭС, реконструкцию турбоагрегатов Серовской ГРЭС, формирование комплекса техпредложений по ОГК1 для Верхнетагильской ГРЭС. Плодотворно развивается сотрудничество с ТГК9: закончен монтаж паровой турбины Т30/50 на Чайковской ТЭЦ, готовятся предложения по другим энергообъектам. Виталий Недельский «Мы вправе рассчитывать на заказы РАО», - считает генеральный директор Уральского турбинного завода (Екатеринбург) Виталий Недельский В Белоруссии мы заключили крупный контракт на поставку турбоагрегата для ПГУ на Минскую ТЭЦ3, газовую турбину поставляет компания Alstom. Конечно, мы рассчитываем на заказы РАО «ЕЭС России», в особенности при модернизации оборудования тепловых станций территориальных генерирующих компаний: за свою историю завод поставил порядка 28% мощностей РАО «ЕЭС». Это практически вся тепловая энергетика. Здесь у нас есть конкурентное преимущество: в установке турбины - две составляющие: сама машина и фундамент, сделанный всегда конкретно под нее, по определенному профилю. О качестве судите сами: за последние два года УТЗ выиграл у «Силовых машин» семь тендеров, а проиграл только один. Наши паровые машины хорошо вписываются в парогазовые установки, на которые ориентируется в своей технической политике РАО ЕЭС. - Технологические возможности УТЗ подкреплены опытом серийного производства большой гаммы турбин, знанием, где и когда установлена и как ведет себя в эксплуатации каждая выпущенная машина, кроме того - конструкторской школой. Марка УТЗ известна не только в нашей стране, но и за рубежом. Например, турбина Т250 выбрана в качестве базовой в рамках межправительственной программы по теплофикации северных провинций Китая. Речь идет о заказе на 14 машин, которые УТЗ планирует изготавливать совместно с Харбинским турбинным заводом. Сегодня порядка 30% наших объемов - заказы китайских партнеров, в том числе для крупнейшей станции Хуанен-Пекин. Право поставок на нее завод выиграл в конкуренции с мировыми производителями. Председатель правления РАО “ЕЭС России” Анатолий Чубайс, полпред президента РФ в УрФО Петр Латышев и главы администраций Тюменской области и автономных округов подписали в июле соглашение «О реализации первоочередных мероприятий по строительству и реконструкции электроэнергетических объектов Тюменской энергосистемы до 2010 года». Тюменская область входит в список регионов, которым зимой грозит ограничение энергопотребления. За первое полугодие потребление энергии здесь превысило все расчетные цифры, составив почти 10% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. При этом планируемый годовой прирост производства - всего 2,2%. Среди наиболее значимых объектов генерации - парогазовые установки (ПГУ) на Уренгойской ГРЭС мощностью 200 МВт; третий блок Нижневартовской ГРЭС; ПГУ800 на Сургутской ГРЭС2; ПГУ600 на новой площадке в районе ПС500 в ТаркоСале. В РАО ЕЭС ориентация на ПГУ при строительстве новых и модернизации действующих энергомощностей принята в концепции технической политики как безальтернативная директива. Что построят В программу предотвращения дефицита и повышения надежности системы предполагается вложить более 211 млрд рублей: около 115 - в развитие генерации, 96 - в электросетевое хозяйство. Планируется ввести 3,8 тыс. МВт по генерации; увеличить спосбность сетей до 10,7 тыс. МВА на магистральных объектах и 7,9 тыс. МВА в распредсетях. Причем первоочередное - именно сети. Новые подстанции будут вводиться в Сургуте, Ноябрьске, Новом Уренгое, Нефтеюганске, Тобольске, Тюмени. Основная задача строительства - обеспечение стабильного функционирования ТЭК. Это в первую очередь снабжение электроэнергией нефтяных компаний, доля которых в структуре потребления энергии превышает 80%, а также создание ресурса мощностей для освоения горнорудных богатств Полярного и Приполярного Урала. Шесть станций общей мощностью 1370 МВт возведут на территории ЯНАО. Юганскнефтегаз, Газпромнефть и Сургутнефтегаз на собственные средства поставят 16 газотурбинных электростанций общей мощностью более 850 МВт. Инвестиции нефтяников также пойдут в развитие сетей. МРСК Урала и Волги уже начала строительство ЛЭП220 Надым - Салехард. Основной инвестор проекта -Тюменьэнерго, стоимость - более 3 млрд руб. По словам генерального директора МРСК Алексея Боброва, строительство этой линии электропередачи, а также ЛЭП на 110 кВ Надым - Багульник, решение о создании которой также уже принято, станет первым этапом реализации проекта «Урал промышленный - Урал Полярный». Анатолий Чубайс определил источники финансирования: собственные и привлеченные средства компаний РАО ЕЭС, работающих на территории Тюменской области; средства от размещения допэмиссий генерирующих компаний; федеральный и региональные бюджеты и внебюджетные источники; прямые частные инвестиции нефтяных компаний тюменского региона. Где деньги возьмут Главный вопрос: где взять миллиарды рублей? По признанию РАО ЕЭС, самостоятельно привлечь такой объем средств за короткое время энергетикам невозможно. Надежда на нефтяников. Считается, что предлагаемый механизм - наиболее надежный способ привлечения инвесторов, поскольку риски невысоки. РАО «ЕЭС России» и Системный оператор утвердили перечень площадок под строительство энергоблоков с применением механизма гарантирования инвестиций. Это Тюменская, Тульская, Свердловская, Кузбасская и Томская энергосистемы. Здесь построят шесть энергообъектов суммарной мощностью 2850 МВт. По сообщению ОГК1, одним из первых проектов реализации механизма гарантирования инвестиций станет Уренгойская ГРЭС. По такой же схеме предполагается строительство подстанции в ТаркоСале. Ряд проектов предполагается реализовать за счет проведения конкурсов в рамках механизма гарантирования инвестиций - это новое направление поиска финансовых ресурсов. Суть механизма заключается в компенсации разницы между ценой электроэнергии, сложившейся на рынке, и той, которая необходима для окупаемости проекта. Она будет начисляться инвестору в течение десяти лет. Инвесторов будут выбирать через открытые конкурсы Федерального агентства по энергетике. Критерий - наименьший размер требуемого возмещения за построенную электростанцию. Компенсацию заложат в тарифы на электроэнергию. - Мы разрабатываем две модели: управления мощностями - это инвестиционная составляющая, и управления надежностью - управление затратами, обеспечение подачи теплоэнергии потребителям по договорам. Вот два кита, на которых мы строим политику. Что нас смущает при разработке инвестиционной составляющей? Структурные преобразования в электроэнергетике практически завершены. Казалось бы, все готово к приходу инвестора. Но он не идет. Владимир Хлебников Генеральный директор ОГК1 Владимир Хлебников утверждает: летняя загрузка станций в этом году сравнялась с типичной зимней. В компании разработана программа снижения издержек при тарифном регулировании. При этом ОГК1 делает ставку на развитие угольной генерации. В ближайшие пять лет в ее планах - реализация инвестиционной программы стоимостью 69,5 млрд рублей и ввод в работу 2430 МВт генерирующих мощностей. Большая часть проектов будет реализована на территории Уральского региона. - Владимир Викторович, на чем основана ваша инвестиционная политика? - С 2007 года энергорынок расширится на 5%, начнет формироваться действительно рыночная цена. Это необходимое, но недостаточное условие, чтобы инвестор интересовался электроэнергетикой. (Хотя, на мой взгляд, нужно смелее расширять рынок - не на 5%, а по 15% в год как минимум. Англия, например, в начале 80х в одночасье проснулась в либерализованном рынке - и ничего, процветает.) Чтобы инвестиции окупались, необходим правильный ценовой сигнал. К сожалению, нынешнее тарифное регулирование его не дает, не строит нормальной рыночной среды вокруг электроэнергетики и не позволяет относиться к генерации как к бизнесу. На 2007 год называют две ключевые цифры: рост тарифов на электроэнергию - 10%, а на газ как основное топливо отрасли - 15%. При таком соотношении инвестор не видит работающего механизма возврата вложений. - Почему? - Западный инвестор никогда не пойдет в российскую энергетику, потому что это в принципе невыгодно? Сейчас в электроэнергетику приходит только «вынужденный» инвестор: промышленные предприятия, которые хотят застраховать бизнес от энергодефицита и участвуют капиталами в создании небольших мощностей в проблемных энергоузлах. Они надеются, что рентабельность основного бизнеса перекроет низкую рентабельность энергетического проекта. Но если при производстве электроэнергии будет обеспечиваться возврат вложенного капитала плюс генерироваться прибыль, куда инвесторы денутся? Думаю, настанет время, когда мы будем еще их выбирать. - Несомненно: нельзя отвергать убийственный российский климатический фактор. Требования повышения цен на энергоносители при вступлении в ВТО крайне болезненны для страны с холодным климатом и соответственно более высокими капитальными затратами по сравнению с той же Малайзией, куда перетекают все производства. Уголь против газа - Какие проекты вы рассматриваете, чтобы изменить структуру мощностей? Чтобы быть конкурентоспособной, генерировать дешевую электроэнергию, ОГК1 надо поменять структуру мощностей. Например, нашему «крейсеру Авроре», Верхнетагильской ГРЭС, - 50 лет, а проектный срок службы станции - 3 Усталость металла там такая, от которой уже нельзя уйти никакими реконструкциями. Но изза дефицита мощности мы не можем вывести станцию из эксплуатации. Это совершенно другая, нерыночная экономика, но мы вынуждены ее поддерживать. - Какие там технологии? - Проект, который мы уже реализуем, - строительство пылеугольного блока 330 МВт на Каширской ГРЭС в Подмосковье. Источник финансирования: на 30% - тариф, на 70% - заемные средства, потому что собственных не хватает. Этот блок в первом полугодии 2008 года мы введем в строй. Ведем переговоры с инвестором по четвертому блоку Пермской ГРЭС и третьему - Нижневартовской ГРЭС, где особенно ощущается дефицит мощности. В Верхнем Тагиле мы планировали использовать технологию сжигания в циркулирующем кипящем слое, которая позволяет использовать любые виды топлива, уйти от привязанности к монопоставщику угля, диктующему цену. При этом и КПД до 46%, и экологические требования будут соответствовать европейским стандартам. Но пока не ясно с источниками финансирования. Инвестор, к газовой генерации еще проявляющий интерес, в пылеугольную, которая сейчас априори на 30 - 40% дороже, придет вряд ли. - Парогазовый цикл - новая технология. Коэффициент полезного действия - 56% (на действующих блоках - около 39%). Это уменьшение удельных затрат, экономия по газу. Но все равно мы обеспокоены слабой диверсификацией по видам топлива внутри компании: всего 11% электроэнергии вырабатываем на угле, тогда как в России - 25%, в Европе и США - 50%. Мы хотим развивать угольную генерацию на двух станциях: в Верхнем Тагиле и Кашире. Если удвоим ее - это будет победа. - Мы анализируем мировые и общероссийские ценовые тренды и полагаем, что через 5 - 8 лет газ по цене в нашей стране будет опережать уголь в 1,4 раза. Тогда и инвестиции в угольную генерацию вырастут. Такой разрыв в цене между углем и газом есть в других странах. Основу генерации той же Германии составляет экономически эффективные пылеугольные станции. - Зачем же вы будете ее расширять? - В каком соотношении при реализации инвестпроектов находятся деньги собственные, заемные и сторонних инвесторов? Если нам удастся выйти на рынок публичного размещения акций - IPO, если мы будем размещать дополнительную эмиссию, то вырученные средства вложим в угольную генерацию. На биржу мы сможем выйти 1 января, когда у нас будут завершены все корпоративные процедуры. При удачной инвестиционной конъюнктуре в конце 2007 - начале 2008 года ОГК1 вполне реально выйти на IPO. - С кем из инвесторов вы их ведете? - Предполагается, что 30% этих средств должны быть собственные, а 70% - заемные или инвесторов. Причина одна: мы строительство новых блоков рассматриваем как projekt management - инвестиционные проекты с проектным финансированием в инвестиционных банках. Это их условия. Исходя из этого требования мы и строим программу привлечения инвестиций. Сказать, сколько именно будет заемных средств, а сколько средств инвестора, я не могу: переговоры не завершены. Допустите частного инвестора - В какой стадии проект в Верхнем Тагиле? - В первую очередь рассматриваем отечественные нефте-, газодобывающие предприятия, заинтересованные в переработке продукции, промышленные предприятия. - Способен ли отечественный энергомаш обеспечить потребности энергетики, новые проекты? - Пока только предпроектные проработки: оборудования для такой технологии в России не производится. Будем покупать зарубежное. Подольский котельный завод пытается делать кипящий слой, но технология не отлажена, а нам не хотелось бы испытывать головную установку на себе. Риски велики. Это неправильно с точки зрения рыночной стратегии. Хочется наверняка. Чтобы обеспечить ценовой сигнал, нужно свободное рыночное ценообразование. Страна пережила определенный шок, когда нефтяная и угольная отрасли были либерализованы, приватизированы. Теперь мы имеем рыночную цену на уголь и нефтепродукты. Государство должно по этому же пути провести и энергетику. Только в этом ключ к эффективности - допустить частного инвестора, который собственными деньгами отвечает за риски. Если государство не может или не хочет быстро либерализовать рынок, оно обязано поддерживать финансово на этом этапе науку, машиностроение, генерацию. Особенно пылеугольную, если хочет поменять топливный баланс в энергетике в пользу угля. - Вопрос тяжелый. Мы и раньше отставали. А последние 15 лет энергетика была не в состоянии давать заказы энергомашиностроительным предприятиям. Они выживали на реконструкции уже введенных агрегатов и на зарубежных заказах. Сейчас, когда наведен порядок в электроэнергетике и отстроены платежи, управление, экономика, мы можем уже говорить о реализации технической политики в части строительства новых мощностей. Заказы пойдут. - У нас целая программа снижения издержек при тарифном регулировании. К сожалению, за три года политики «инфляция минус» мы исчерпали лимит снижения издержек, регулируем сейчас уже объемами ремонтов, что, на мой взгляд, крайне опасно. У недоремонтированных блоков повышен риск выхода из строя. Можно, конечно, корову под названием электроэнергетика больше доить и меньше кормить, но недолго. - Насколько в принципе можно сократить издержки компании? - Несомненно положительно. Логика установления тарифов поменяется. А длительные договоры с поставщиками - хороший инструмент для привлечения кредитов и инвестиций. Такой контракт можно заложить в банке. - Как вы оцениваете старт рынка двухсторонних договоров? ОГК1 Объединенная генерирующая компания. 100% уставного капитала принадлежит РАО «ЕЭС России». Зарегистрирована 23 марта 2005 года. В составе шесть ГРЭС: Пермская, Верхнетагильская, Каширская, Нижневартовская, Уренгойская, Ириклинская. По установленной мощности (9531 МВт) - самая крупная из семи тепловых генерирующих компаний, созданных в ходе реформы электроэнергетики. Дополнительные материалы: - строительство энергоблока мощностью 300 МВт с котлом ЦКС (циркулирующий кипящий слой) на Верхнетагильской ГРЭС (ввод после 2010 года); В ближайшие пять лет планируется приступить к проработке и реализации следующих проектов: - строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Нижневартовской ГРЭС (ввод в 2011 году); - строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Пермской ГРЭС (ввод в 2010 году); - строительство энергоблока №3 мощностью 330 МВт на Каширской ГРЭС4 (ввод в 2008 году). - строительство ПГУ мощностью более 200 МВт на базе ПГУ218 Уренгойской ГРЭС (ввод в 2010 году); Перекос топливноэнергетического баланса - важнейший фактор, ставящий (наряду с недостатком энергомощностей и ограниченной пропускной способностью электросетей) систему энергоснабжения страны за грань допустимых рисков. Топливный баланс сегодня - в пользу газа: 82% по ОЭС Урала, 74% - по УрФО. Снижение его поставок при продолжительных похолоданиях серьезно ограничивает возможности генерации: ряд крупных электростанций на газе вообще не имеют резервного топлива. В последние годы газ стал практически монопольным топливом: на нем вырабатывается 45% электроэнергии и почти 70% тепла. - Андрей Порубов Чем богаты Одна из причин - территориальная. Не считая небольшого кусочка Донецкого угольного бассейна (Донбасса) в Ростовской области, оставшегося у нас после распада Союза, около 90% запасов расположено восточнее Урала. Половина потребления при этом приходится на европейскую часть страны. Крупнейшие по разведанным запасам российские месторождения скрыты в необжитых районах Сибири (Тунгусском, Ленском, Таймырском и др.) и не разрабатываются. Из наиболее освоенных ведущую роль играет Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс, балансовые запасы - 600 млрд тонн). Здесь мощные пласты высококачественных углей, которые можно добывать как подземным (в шахтах), так и открытым (в разрезах и карьерах) способом. Последнее дешевле. А чем крупнее карьер, тем ниже себестоимость угля. На долю Кузбасса приходится почти половина общей добычи по России и около 80% добычи коксующихся углей. Между тем мир стоит на пороге массового перехода с газа на уголь. Уголь - наиболее обеспеченный разведанными и промышленными запасами топливный ресурс, все ведущие страны мира используют его для придания устойчивости национальной энергетике. У нас есть как энергетические угли, прменяемые в качестве топлива (на тепловых станциях, на транспорте, в жилищно-коммунальном хозяйстве), так и коксующиеся - сырье для доменных печей и коксохимических установок. Вообще Россия - одна из богатейших угольных держав: разведанные запасы превышают 200 млрд тонн, что составляет 12% общемировых. Так почему мы идем «не в ногу» с миром? А Кузбасс исторически служил сырьевой базой большой металлургии. Вторым по значимости надо назвать Канско-Ачинский буроугольный бассейн (КАТЭК), расположенный главным образом в Красноярском крае и частично в Кемеровской области. Уголь там залегает на небольшой глубине, добыча ведется открытым способом. Весьма перспективен Печорский угольный бассейн, расположенный на западных склонах Полярного Урала в пределах территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Его ценность - коксующиеся угли, и добыча, несмотря на высокие северные затраты, по мнению специалистов, экономически целесообразна. Других существенных промышленных запасов на Урале нет: что было - практически выработано. Традиционный дефицит энергетического угля в регионе восполняется за счет ввоза экибастузского (Казахстан) и частично кузбасского углей, причем самый дешевый сейчас - казахстанский. На нем работают Рефтинская ГРЭС и другие угольные станции Свердловской области. Вместо и вместе Уголь потребляется во всех российских регионах, но добывается лишь в 2 Везут его железнодорожным транспортом. Именно транспортная составляющая цены (30%, а на канскоачинские - 60%) делает топливо неконкурентоспособным - и в соперничестве с газом на внутреннем рынке, и с мировыми поставками на внешнем. Добавим экологические проблемы: станции, работающие на угле, обрастают золоотвалами, переработка которых - дело непростое. Есть и вопрос технологии: российские угольные станции ориентированы в основном на необогащенные угли, жестко привязаны к конкретным маркам топлива. Переход от одного поставщика к другому требует новых технических решений, затрат, а часто просто невозможен. Но самый большой камень преткновения - внеэкономическое регулирование цены: пока внутренняя цена газа существенно ниже цены любого другого топлива, энергетики не заинтересованы в использовании угля. Сегодня структура угольной отрасли сложилась так: добыча энергетического угля практически полностью сосредоточена в крупнейшей Сибирской угольной энергетической компании (СУЭК), ее предприятия обеспечивают 30% поставок на внутреннем рынке и 20% экспорта. 70% рынка делят между собой УГМК (Кузбассразрезуголь) и «Русский уголь» (Донбасс). Коксующиеся угли прибрали к рукам потребители-металлурги: ЕвразХолдинг (Распадская угольная компания, Междуреченск, Кемеровская область) и единоличный хозяин на Печоре Северсталь. При этом металлурги рассматривают угольные активы не только как элемент сырьевой безопасности, но и как высокоэффективное направление бизнеса. Интеграция по горизонтали и вертикали дала отрасли возможность не просто выжить, а активно развиваться. За семь последних лет только в Кузбассе введено в строй 31 угольное добывающее предприятие общей годовой мощностью 44 млн тонн угля и семь обогатительных фабрик. Добыча уже превысила дореформенный уровень. Истощение освоенных газовых месторождений при одновременном росте международных обязательств Газпрома, смещение добычи все дальше на север, неизбежное повышение цен на газ на внутреннем рынке, дефицит газа на станциях РАО ЕЭС (в этом году впервые летом пришлось переходить на резервные виды топлива - уголь и мазут) - все эти факторы диктуют необходимость перехода от газовой к газоугольной энергетике, увеличению доли угля в топливноэнергетическом балансе. Кроме того, сжигать газ в топках котлов - недопустимая роскошь, гораздо эффективнее использовать его в производстве меди, цемента, кирпича и т.д. Экономический эффект от использования газа в производстве аммиака и метанола в десять раз выше, чем эффект от его потребления в электроэнергетике. В мировой энергетике разработано немало новейших технологий, с помощью которых решаются транспортные и экологические проблемы угольной отрасли. Например, мир придумал подавать уголь в котлы, как и газ, по трубам вместе с водой. Водоугольное топливо нашло широкое применение, и особенно в Китае, хотя первопроходцами в этом деле были российские специалисты. В ходу котлы с циркулирующим кипящим слоем, технологии «Clean Coal» («чистый уголь»), различные способы сжигания обогащенных углей. Более того, растет интерес к нетрадиционному использованию угля (особенно низкосортного и высокозольного) в качестве сырья для получения синтетического жидкого топлива и для химической промышленности. Такие научные и технологические заделы есть и в России (первые технологии были у нас разработаны еще до войны), однако большого распространения не получают. Изменение баланса выгодно и нефтегазовому комплексу, который сможет больше сырья направить на высокотехнологичную переработку, и РАО «ЕЭС России», поскольку решает проблему дефицита топлива. В июне пресс-служба компании распространила по этому поводу заявление, в котором говорится: «РАО «ЕЭС России» согласно с ОАО «Газпром», что доля газа в топливном балансе электроэнергетики должна снижаться. Между компаниями достигнута принципиальная договоренность о постепенном снижении удельного расхода газа на производство электроэнергии и его замещении углем…». Обнародованы и некоторые конкретные проекты для реализации этой договоренности. Так, ОГК1 планирует строительство парогазовой установки (ПГУ) мощностью 330 МВт с использованием водоугольной технологии на Верхнетагильской ГРЭС (ввод после 2010 года), а также нового блока мощностью 550 МВт на Рефтинской ГРЭС и ПГУ410 на Среднеуральской ГРЭС (пуск в 2009 году). Это позволит компании сократить потребление природного газа на 15%. Ситуацию надо менять Об этом говорят давно и на разных уровнях: от депутатов Госдумы до специалистов НИИ и самих угольщиков. На прошедшем в феврале совещании в Кемерово, «угольном сердце России», премьер-министр Михаил Фрадков осторожно обозначил позицию правительства, пообещав, что «доля угля в энергетическом балансе страны будет увеличена». Если уголь станет основным топливом для реконструируемых и проектируемых электростанций, это потянет за собой корректировку Энергетической стратегии РФ до 2020 года. «Объемы в выработке электроэнергии надо довести хотя бы до 35 - 40% к 2015 году», - полагает губернатор Кемеровской области Аман Тулеев. Так что вроде все «за»… Но из 63 инвестиционных проектов РАО ввода новых тепловых мощностей только 20 - угольные. Из 3137,7 млн рублей федерального бюджета, выделенного в 2005 году на геолого-разведочные работы по твердым полезным ископаемым, на поиск угля направлено всего 3% общей суммы. В настоящее время подготовкой топливных балансов занимаются в Федеральном агентстве по энергетике (Росэнерго) и в Минпромэнерго. В результате такие потребители, как население, коммунальное хозяйство, сельское хозяйство и оборонная промышленность, подведомственные МЭРТ, из баланса выпадают. По мнению главы Росэнерго Сергея Оганесяна, с которым согласились все участники всероссийского совещания «Промышленность и энергетика: итоги 2005 года и перспективы развития» (июнь, 2006), подготовку балансов необходимо передать в одни руки - МЭРТ. Тогда, возможно, уголь вернет себе достойные позиции. ТГК9 в 2007 году начнет монтаж Ново-Богословской ТЭЦ в Краснотурьинске. Мощность составит 1000 МВт, предполагается, что старая ТЭЦ будет выведена из эксплуатации. В ближайшие годы на Нижнетуринской ГРЭС войдет в строй паровая турбина мощностью 115 МВт, а на Ново-Свердловской ТЭЦ - энергоблок мощностью 110 МВт. В США доля выработки электроэнергии на угле - 52%, в Германии - 54%, в Китае - 72%. Даже в Японии, которая собственного угля не имеет вовсе, 30% станций - угольные. В России доля угля - не более 20%: это один из самых низких показателей в мире. Причем налицо тенденция дальнейшего снижения угольной составляющей Дополнительные материалы: Главная страница / Опережения рынка |