Иван Егоров
Газпромовские цены вынуждают промышленников самим заняться производством электроэнергии и тепла.
Фото с сайта корпорации «Газпром»
Масштаб проблем
Если в конце 1990-х и начале 2000-х годов ситуация в российской электроэнергетике была относительно благополучна по сравнению с другими отраслями, то уже к 2005 году по показателю износа основных производственных фондов она переместилась на последнее место среди отраслей промышленности.
Модернизация мощностей в отрасли в последние годы шла очень медленно. Новое строительство осуществлялось преимущественно в Сибири и на Дальнем Востоке – в регионах, где дефицит генерирующих мощностей наименьший.
В результате в российской электроэнергетике значительная часть основных фондов находится в критическом состоянии: идет быстрый процесс старения оборудования, и в ближайшие годы потребуется вывод из баланса огромного объема генерирующих мощностей.
Около 25% мощности энергоблоков и более 40% неблочного оборудования ТЭС России находятся за пределами физической и экономической целесообразности их эксплуатации. Аналогичная ситуация складывается и на ГЭС, где более 50% установленного оборудования отработало нормативный срок. Износ основного сетевого оборудования в энергетической отрасли РФ составляет более 60%. Степень износа тепловых сетей еще выше.
Поддержание изношенных основных фондов электроэнергетики в эксплуатационном состоянии требует все возрастающих затрат на ремонт, приближающихся к стоимости вновь вводимых основных фондов.
В ближайшие годы, если программы генерирующих и сетевых компаний по модернизации не будут выполнены, распространенными станут принудительные ограничения потребителей по мощности, подобные вводившимся в российских регионах зимой 2005–2006 года.
Догнать и перегнать Америку
Ухудшение качества энергоснабжения происходит на фоне резкого роста цен, в первую очередь на розничном рынке электроэнергии. Тенденция беспрецедентного по мировым меркам увеличения тарифов наблюдается с 1999 года. За прошедшее десятилетие и в рублевом, и в долларовом эквиваленте электроэнергия подорожала в 4–4,5 раза и на 50% превысила уровень инфляции. Даже в кризисный период 2009–2011 годов цены для конечных потребителей выросли больше чем вдвое.
После завершения либерализации рынка и перехода отрасли к «ручному управлению» ситуация стала абсурдной: цены на электроэнергию в России, обладающей избыточными энергетическими ресурсами, приблизились к уровню стран, испытывающих серьезный недостаток в энергетическом сырье. Особенно резкий скачок произошел после либерализации рынка электроэнергетики в 2011 году, когда стоимость 1 кВт/ч для небольших потребителей (до 5–10 МВт), подключенных к сетям низкого напряжения, превысила 3–4 руб., в ряде регионов Центральной и Южной России достигла 6–6,5 руб.
Эти цифры мы видим в отчетности клиентов нашей компании – предприятий АПК и пищевой промышленности. Особенно резким был скачок цен два года назад, в среднем он превышал 40%. Таким образом, для значительной категории российских потребителей уже сегодня тарифы на электричество сравнимы или выше, чем в США и Восточной Европе.
Любопытно, что, по данным Росстата, средние цены для промышленности все еще составляют гуманные 2–2,5 руб. за 1 кВт/ч. Это связано, вероятно, с выборочностью статистического наблюдения, куда входят в основном только крупные предприятия, имеющие возможность закупать электроэнергию по низким ценам. Также туда входят сами предприятия электроэнергетики, вообще закупающие электроэнергию для собственных нужд по ценам оптового рынка.
Предпосылки роста тарифов
Ряд факторов свидетельствует о том, что темпы роста тарифов сохранятся в ближайшие годы, будут опережать инфляцию и составят не менее 15% в ближайшие 5 лет и не менее 10% в среднесрочной перспективе, что сравняет цену на электроэнергию с западноевропейским уровнем.
Главная причина ценового скачка – рост сетевой составляющей в конечном тарифе, которая в настоящее время превышает 60%. Если большая часть энергии поступает из других регионов, доля сетей в тарифе может в разы превышать долю генерирующих компаний. Важную роль сыграл переход сетей на ценообразование по RAB-системе (она учитывает в тарифе необходимость возврата инвестиций). Только по самым скромным оценкам, модернизация сетей потребует 5 трлн. руб. в ближайшие 10–15 лет. Росту сетевой составляющей способствует и перекрестное субсидирование, когда промышленные предприятия, оплачивая тариф на передачу электрической энергии, покрывают убытки сетевых компаний, возникающие при оказании аналогичной услуги населению.
Важная фундаментальная причина увеличения цен – неудачный раздел РАО ЕЭС. Либерализация рынка не привела к возникновению конкуренции и снижению цен. При небольшом количестве генерирующих компаний на рынке они могут умышленно вызывать дефицит электроэнергии, повышая тем самым цены, что показал опыт Калифорнии 2001 года.
Сохранению монополизации региональных рынков энергетики способствует и скупка генерирующих мощностей «Газпромом», который в ходе приватизации энергоактивов сумел получить крупные пакеты акций 5 из 6 тепловых ОГК и 15 из 17 ТГК. Схожая картина наблюдается и в сбытовом секторе, где отмена регулирования сбытовых надбавок на розничном рынке также повлекла значительный рост сбытовой составляющей.
Третья причина подорожания – низкая эффективность российских ТЭС, которые строились несколько десятков лет назад, отличаются моральным и физическим износом основных фондов, что приводит к высокой стоимости производства электроэнергии.
Коэффициент полезного действия, который характеризует полноту превращения заключенной в энергоносителе тепловой энергии в электроэнергию, и коэффициент использования установленной мощности у российских ТЭС на десятки процентов ниже, чем у зарубежных аналогов.
В условиях технологической отсталости российских ТЭС особую угрозу представляет газовая зависимость российской электроэнергетики. Расход газа на единицу генерируемого электричества в России больше показателей развитых стран в полтора раза, а удельная численность персонала (на единицу мощностей и производимой продукции), включая ремонтный, выше многократно.
Сегодня из относительно дешевого газа российские ТЭС вырабатывают дорогое электричество, однако после повышения цен на газ значительно повысится уровень цен генерирующих компаний на оптовом рынке, который в настоящее время составляет не более 1,5 руб. за 1 кВт/ч. В себестоимости производства электроэнергии на газовых станциях стоимость природного газа составляет 65–85% в зависимости от уровня стоимости газа и типа конструкции энергоблока.
Для сохранения конкурентоспособности газовой энергетики необходима массовая модернизация основных фондов. В то же время огромные потребности в инвестициях для модернизации отрасли приводятся генерирующими компаниями в качестве одного из аргументов необходимости существенного наращивания тарифов ради окупаемости проектов. Возникает замкнутый круг.
В итоге единая энергосистема, которая в свое время была основой надежности энергоснабжения страны и за счет эффекта масштаба гарантировала низкую стоимость электроэнергии, сегодня находится в глубочайшем стратегическом кризисе, следствием которого становится частичный или полный стихийный отказ потребителей от услуг централизованного энергоснабжения.
Ответ потребителей
На первом этапе бизнес сделал ставку на традиционные источники энергии. Несколько лет назад Олег Баркин, заместитель председателя «Совета рынка», обратил внимание на высокие темпы роста импорта в РФ газовых и дизельных электрогенераторов, преимущественно из Китая. Суммарная мощность ввозимых за год мини-электростанций, по разным оценкам, составляет 2,5–4 ГВт.
За последние пять лет доля распределенной генерации в общей выработке в России выросла более чем на 30% и в 2012 году составила порядка 6%. Впрочем, эта оценка учитывает только объекты, подключенные к сетям.
Только в Тюменской области, по расчетам «Сообщества потребителей энергии», потребителями энергии к 2014 году будет построено 2 ГВт собственной генерации. Более того, партнерство ожидало, что в дальнейшем из-за отсутствия свободных мощностей для техприсоединения и роста цен потребители региона могут построить еще 1–2 ГВт собственных мощностей.
По оценкам «Интер РАО», возможный спрос со стороны предприятий нефтехимической, машиностроительной и целлюлозно-бумажной отраслей на газовые турбины мощностью 77 МВт, которые будут производиться на заводе в Рыбинске, составляет 12 единиц в год.
По расчетам Олега Баркина, для разных категорий предприятий порог, за которым иметь свою электростанцию выгоднее, чем покупать электроэнергию, будет разным. Для крупных потребителей (мощностью от 50 МВт) это около 2,5 руб. за 1 кВт/ч, для средних (от 1 до 10 МВт) – 5–6 руб. за 1 кВт/ч, для мелких (до 1 МВт) – 6–8 руб. за 1 кВт/ч.
После достижения пороговой стоимости электроэнергии уход потребителей из сетей начинает приобретать массовый характер, что еще сильнее обострит проблемы централизованной энергетики и приведет к еще большему росту тарифов для оставшихся в единой энергосистеме. В этом кроется одна из причин повышенных тарифов для небольших потребителей на низком напряжении, которые пока еще имеют меньше стимулов по сравнению с крупными предприятиями для ухода на самообеспечение энергией.
Даже при стоимости электроэнергии 3,5–4 руб. за 1 кВт/ч переход на газовую генерацию очевиден. Себестоимость 1 кВт/ч не превышает 1,5 руб., срок окупаемости – 3 года. Дополнительные преимущества несет в себе экономия на техприсоединении, что актуально для новых или расширяющихся предприятий.
В Московской, Ленинградской областях, Краснодарском крае и ряде других энергодефицитных регионов девелоперы и частные застройщики сталкиваются с проблемами высокой цены технологического присоединения, которая доходит до 100 тыс. руб. за один кВт. В среднем не удовлетворяется 30% заявок на технологическое присоединение, для многих заявок сдвигаются сроки. В этом случае собственная генерация нередко окупается на инвестиционном этапе.
Наконец, собственная генерация дает возможность полезного использования не только электро-, но и теплоэнергии (когенерация) или дополнительно еще и холода (тригенерация), что позволяет достигать КПД порядка 80% и более.
 |
| Инвестиции в создание мощности.
Схема предоставлена Советом производителей энергии |
Однако ставка потребителей на газовую генерацию выгодна лишь в краткосрочной перспективе, поскольку ситуация в газовой отрасли не лучше. Разница лишь в том, что основные проблемы еще впереди.
Основная угроза исходит от быстрого роста себестоимости российского газа. Падение добычи на введенных в советский период месторождениях с дешевым газом составляет 20–25 млрд. куб. м в год. Как следствие, в структуре добычи увеличивается доля дорогих месторождений с себестоимостью добычи газа в 1,5–2 раза выше уровня текущих внутренних цен.
Приоритет отдается экстенсивному развитию отрасли, наиболее сложным и дорогостоящим проектам Ямала и Восточной Сибири. При этом вопросам экономической эффективности затрат, их окупаемости, анализу рисков и рынка сбыта продукции внимание не уделяется.
Главным критерием успешного развития газовой промышленности, согласно принятым руководством страны Стратегиям, является количественный рост добычи и экспорта нефти и газа, а также реализация трубопроводных мегапроектов.
Новые инвестиции в разработку экспортноориентированных месторождений происходят на фоне нарастающих проблем со сбытом газа в Европе. В последние годы на европейском рынке резко возросло предложение сжиженного природного газа (СПГ). Произошло это из-за быстрого увеличения мощностей по производству СПГ в мире и регазификационной инфраструктуры СПГ в Европе. Уже сейчас среднегодовая разница между ценами на газ по долгосрочным контрактам «Газпрома» и спотовыми европейскими ценами превышает 100 долл. за тыс. куб. м.
В 2012 году по сравнению с 2008 годом продажи российского газа в Европе сократились на 33%, несмотря на сохранение объемов самого рынка. Существует серьезная опасность, что после появления на европейском рынке американских поставщиков СПГ Россия станет играть в Европе роль страхующего поставщика в период пика спроса. Это неизбежно приведет к изменению фундаментальных условий долгосрочных контрактов «Газпрома» в плане выделения скидок и привязки тарифов к спотовым ценам. В итоге для российского газового экспорта наступает неблагоприятный период, при котором европейский рынок становится все менее прибыльным и более конкурентным, а американский и азиатские рынки в принципе не готовы импортировать российский газ.
Крупнейшее сокращение закупок газа демонстрирует Украина: за девять месяцев 2012 года, по данным «Газпрома», они упали на 25%. В результате за 2012 год чистая прибыль компании по РСБУ упала на 37%, до 556 млрд. руб. Таким образом, если бы не низкая ставка на добычу газа, уже в прошлом году компания, невзирая на исторически рекордные цены на газ, балансировала бы на грани убыточности.
На фоне снижения доходов происходит резкий рост расходов газового монополиста. Как минимум в 100 млрд. долл. обойдутся только трубопроводы – Северный и Южный Потоки, Бованенково–Ухта, Якутия–Дальний Восток и Сахалин–Дальний Восток, которые рассчитаны на прирост общероссийской газодобычи и экспорта. С учетом принятых инвестиционных решений по ускорению восточной программы, строительству Чаяндинского узла, газопровода в сторону китайской границы, завода СПГ во Владивостоке единственной мерой сохранить устойчивость российской газовой промышленности становится увеличение внутренних тарифов на газ.
В 2007 году правительство подписало концепцию повышения уровня цен на газ для российских потребителей и доведения их до паритетного («равнодоходного») уровня с европейскими ценами. Ценовой ориентир, на который равняется ФСТ, исходя из привязки к европейским ценам, как следует из данных сайта этой службы, составляет 7400 руб. за 1000 куб. м., что значительно выше, чем, к примеру, в США. В таких ценовых условиях всем отраслям российской промышленности и сектору ЖКХ с учетом расходов энергии на единицу продукции будет невозможно обеспечить свою конкурентоспособность без комплекса мер по использованию возобновляемых источников энергии и энергосбережения.
На сегодня в правительстве ведутся дискуссии о сроках перехода к «равнодоходности», называются 2017–2018 годы. Между тем статья 5 «Соглашения о правилах доступа к услугам субъектов естественных монополий в сфере транспортировки газа по газотранспортным системам, включая основы ценообразования и тарифной политики» предусматривает достижение «равнодоходных цен на газ на территориях всех государств – участников Единого экономического пространства не позднее 1 января 2015 года». Соглашение ратифицировано Федеральным законом от 11.07.11 №172-ФЗ.
Особую проблему представляют сложности с получением доступа к газовым сетям. В 2012 году средний уровень газификации по России составил 63,2%. Причем даже в городах он не превышает 70%, а в сельской местности газифицировано менее половины потенциальных потребителей – 46,8%. Темпы газификации явно не соответствуют размерам России, затраты на нее находятся в пределах 1 млрд. долл. в год. Ухудшается и состояние действующих сетей: износ основных фондов в транспорте газа и подземных газохранилищ составляет 62,5%. Значительная часть газопроводов, построенных в 1980-е годы, имеет срок нормативной службы немногим более 10–15 лет. Не случайно все большее распространение получают услуги автономной газификации.
Перспективы ВИЭ
После повышения внутренних тарифов на газ до равнодоходного с европейским рынком уровня переход на автономную генерацию будет востребован в первую очередь в сегменте возобновляемой энергетики. Не случайно все больший спрос на решения в области биогаза мы наблюдаем со стороны собственников, работающих на природном газе когенерационных мини-ТЭС.
Безусловно, для массовой реализации проектов альтернативной распределенной энергетики в России еще много препятствий. Далеко не все виды ВИЭ способны обеспечить приемлемую надежность и бесперебойность автономной энергосистемы. Как следствие, существует определенный скепсис и недоверие со стороны потенциальных потребителей к этим новым для России технологиям.
При всей очевидности экономических преимуществ далеко не все предприятия, заинтересованные в отказе от централизованного энергоснабжения в пользу ВИЭ, способны обеспечить финансирование. Многие рассматривают эти вложения как неприоритетные, поскольку объект генерации является для них непрофильным активом. В российских финансовых структурах имеется дефицит специалистов по ВИЭ, отсутствует понимание критериев успешных проектов.
Не все гладко и с госрегулированием сектора. Только в текущем году ожидается принятие мер стимулирования использования ВИЭ. В частности, важнейшей мерой станет ожидающийся приказ ФСТ об утверждении методики расчета тарифов на «зеленую» электроэнергию, приобретаемую на розничных рынках в целях компенсации потерь в электрических сетях, что решит проблемы сбыта «избыточной» электроэнергии по отношению к объему спроса на нее со стороны собственника объекта генерации.
В то же время ряд сегментов возобновляемой энергетики уже вполне конкурентоспособен в текущих условиях и может предоставить высокую доходность для инвестора. Наиболее перспективен сектор биоэнергетики.
Дарья Гармоненко