Генсхема: денег нет - напишем новую

Минэнерго разработало проект новой Генсхемы размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года. Пересмотреть планы чиновников вынудили кризисные реалии: рост энергопоребления снизился, а средств на новое строительство не хватает

Москва. 30 апреля. FINMARKET.RU - Минэнерго РФ разработало проект новой Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики России до 2020 года, скорректировав старую и увеличив срок планирования на перспективу до 2030 года.

В проекте отмечается, что поводом для пересмотра планов, помимо уже очевидно низкого роста энергопоребления, стал в том числе дефицит средств на новое строительство как у госкомпаний, так и у частных генераторов.

Минэнерго предлагает стране становится энергоэффективной, а новые вводы "растянуть" до 2030 года. Так, если по прежней генсхеме к 2020 году планировалось ввести 186,1 ГВт, то в новой - вводы до 2030 года по базовому варианту должны составить 105,7 ГВт, по максимальному - 159,7 ГВт.

В результате новая генсхема в расчете до 2020 года стоит 14 трлн рублей, или в 1,5 раза меньше, чем прежняя. Капвложения до 2030 года составят 33 млрд рублей. Это базовый вариант, при котором среднегодовой прирост потребления до 2030 года составит 2,2%. При максимальном варианте спрос будет расти в среднем на 3,1% в год, а вложения в развитие электроэнергетики должны составить чуть более 21 трлн рублей.

Старые-новые приоритеты

Многие задачи, поставленные в генсхеме до 2020 года, перешли в генсхему до 2030 года. В их числе - увеличение доли генерации, не работающей на углеводородном топливе. Доля АЭС, ГЭС и объектов на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) должна вырасти с 32,5% (в 2008 году) до 35% в 2020 году и 38% в 2030 году.

Остались и планы по переводу тепловой генерации на уголь: доля угля в топливном балансе увеличивается с 26% до 30% и 35% соответственно в 2020 и 2030 годах.

В приоритете остаются до сих пор нерешенные проблемы расширения сетевых связей между Европой и Сибирью и объединения ЕЭС России и ОЭС (объединенной энергосистемы) Востока. По-прежнему не решен вопрос с увеличением маневренности мощностей, в том числе за счет ввода гидроаккумулирующих станций (ГАЭС).

К этим приоритетам добавился большой список задач по энергоэффективности и инновационности, которые из перечня модных тем постепенно переходят в разряд экономических реалий.

Средний КПД угольных электростанций к 2030 году должен составлять не менее 41%, газовых - не менее 53%. Расход топлива тепловыми электростанциями должен сократиться к 2030 году до 270 грамм условного топлива на каждый вырабатываемый киловатт-час (сейчас это 335 грамм у.т.).

Наконец, к 2030 году электростанции должны стать экологичными, сократив выбросы в атмосферу и утилизировав накопленную золу. Строить предписано газотурбинные установки (ГТУ), блоки на угле с суперсверхкритическими параметрами, атомные реакторы нового поколения, в том числе на быстрых нейтронах. Старое и неэффективное оборудование должно быть выведено.

В части электросетей предполагается освоение технологий "умных сетей" (smart grid, само- управляются, диагностируются и мониторятся).

Немного спроса

В 2030 году Россия будет потреблять 1 трлн 553 млрд кВт.ч, что в 1,5 раза больше уровня 2008 года, прогнозирует Минэнерго. Это при среднегодовом росте спроса на 2,2%. При 3,1% роста (максимальный сценарий) энергопотребление к 2030 году увеличится в 1,8 раза - до 1 трлн 860 млрд кВт.ч. В прежнем варианте генсхемы ежегодный прирост спроса должен был составлять 4,1%, но кризис сильно изменил эту концепцию.

Основной рост энергопотребления придется на 2016-2020 годы - на 2,7% в базовом варианте (на 3,8% - в максимальном). В долгосрочной перспективе наибольшие темпы прироста спроса обеспечат ОЭС Центра, энергозона Востока и ОЭС Северо-Запада. Это определяется как разработкой нефтегазовых месторождений, развитием инфраструктурных объектов для экспорта, так и появлением новых обрабатывающих предприятий. На территориях, входящих в ОЭС Урала, Сибири и Средней Волги, традиционно высокими темпами прироста электропотребления характеризуются промышленные центры - Свердловская, Челябинская, Тюменская области, Татарстан, Нижегородская и Саратовская области, Красноярский край, Иркутская и Томская области.

Максимальная нагрузка на энергосистему России в 2009 году составила 150 ГВт. До 2016 года этот показатель будет расти на 2,11% в год, потом рост ускорится (2,7% в 2016-2020 года), замедлится (на 2021-2030 годы показатель не приводится, но отмечается, что нагрузку будет "съедать" энергосбережение) - и в 2030 году максимум нагрузки достигнет 227-270 ГВт.

Годовое потребление централизованного тепла в России "при благоприятном сценарии" к 2030 году может повыситься с 1 млрд 362 млн Гкал (в 2008 г.) до 1609 млн Гкал.

Далекий экспорт - на курсе Китай и Западная Европа

Согласно проекту генсхемы, Россия рассчитывает значительно нарастить экспорт электроэнергии и мощности. К 2030 году поставки электроэнергии за рубеж должны вырасти в 3,4 раза - с 31,23 млрд кВт.ч до 106,33 млрд кВт.ч (к 2015 году - на 17,3%, к 2020 году - в 3,3 раза), мощности - почти в 3 раза, с 6,5 ГВт до 18,92 ГВт.

Наибольший прирост объемов экспорта придется на Китай, Польшу и станы Западной Европы (в основном Германию). Начиная с 2012 года предусматривается реализация первого этапа широкомасштабного экспорта мощности и электроэнергии из ОЭС Востока в Китай с поставкой 3,6-4,5 млрд кВтч. Реализация второго и третьего этапов предполагает экспорт 18 млрд кВт.ч из ОЭС Востока и еще 38,4 млрд кВт.ч из ОЭС Сибири.

Поставки на запад увеличатся за счет строящейся Балтийской АЭС в Калининграде. С 2017 года поставки в Польшу с атомной станции должны составить 4,8 млрд кВт.ч, в Германию - 6,5млрд кВт.ч. С 2025 года прогнозируется экспорт электроэнергии в Норвегию в объеме 2 млрд кВт.ч в год.

В остальном направления экспортных поставок останутся прежними с сохранением в целом объемов поставок - Финляндия, страны Балтии, Белоруссия, Украина, Казахстан, Турция, Грузия, Азербайджан, Иран, Монголия.

Исходя из балансовой ситуации, импорт мощности в 2010-2030 годах не предусматривается.

Вводы и выводы

С учетом роста спроса, прогноза по экспорту, прогнозируемых максимумов нагрузок, резерва и сетевых ограничений потребность в генерирующей мощности к 2015 году составит 236-241 ГВт, к 2020 году - 277-291 ГВт, к 2025 году - 301-334 ГВт и, наконец, к 2030 году - 322-376 ГВт.

Сейчас мощность энергосистемы - 216,3 ГВт. Таким образом, за 20 лет в стране предстоит ввести 105,7 ГВт по базовому и 159,7 ГВт по максимальному варианту.

До 2030 года доля ТЭС на органическом топливе в максимальном варианте практически сохраняется на уровне 67-68%, а в базовом варианте снижается до 64,5% за счет интенсивного развития АЭС. Приоритетное развитие должны получить электростанции на базе современных парогазовых технологий. Доля ПГУ в структуре генерирующих мощностей, по прогнозам, увеличится с 1,7% до 10-10,2 % в 2030 году.

Долю АЭС в выработке электроэнергии Минэнерго рекомендует увеличить к 2030 году с 10,9% до 16-16,4%. А вот долю ГЭС министерство повышать не рекомендует, так как эффективные створы рек в доступных регионах почти все уже освоены. Предполагается, что доля ГЭС снизится с 21,5% до 16,8%.

Ожидаемый ввод АЭС к 2030 году составят 43,4 ГВт (в базовом варианте - 50,3 ГВт), ГЭС (включая ГАЭС) - 11,5 ГВт (15,8 ГВт), ТЭС - 104,5 ГВт (138,7 ГВт). В теплогенерации по базовому варианту на газовые мощности придется 77,6 ГВт, на угольные - 26,9 ГВт.

Объем строительства объектов на ВИЭ до 2030 года в генсхеме предусмотрен на уровне чуть более 6 ГВт (в максимальном варианте - 14 ГВт).

На фоне нового строительства до 2030 года будет реализовываться программа демонтажа старого оборудования. Прогноз выводов до 2020 года основан на предложениях генкомпаний - 12,2 ГВт. До 2030 года Минэнерго предлагает вывести 46 ГВт. Это "активный" вариант, он требует большего объема инвестиций, но стоит у Минэнерго в приоритете. При его реализации "потребуется дополнительный ввод мощности порядка 8,2 ГВт в период до 2020 года и 42,6 ГВт - в период 2021-2030 гг.", говорится в проекте генсхемы.

При указанных вводах-выводах генерации абсолютная величина резерва мощности к 2015 году должна составить 28,2-28,9 ГВт, к 2020 году - 32,1-34,3 ГВт и к 2030 году - 38-44,9 ГВт. При этом к нормативному уровню резерва (17%) удастся выйти только к 2020 году, до этого он будет составлять 19-22%.

В 2015 году балансы мощности сохраняют существующий избыточный характер, отмечается в проекте документа. В базовом варианте сверхнормативные избытки мощности составляют 14,9 ГВт, в максимальном варианте - 10,3 ГВт. Однако в Минэнерго указывают на то, что из 41,3 ГВт планируемых до 2015 года вводов только 22,8 ГВт введены будут обязательно: они закреплены в ДПМ (договоры на предоставление мощности) ОГК и ТГК. Остальное может быть построено, но не факт.

Сколько стоит

Развитие энергосистемы до 2030 года оценивается Минэнерго в 33 трлн рублей (в текущих ценах соответствующих лет). Из этих средств более половины - вложения в генерацию (19,34 трлн рублей). На сети до 2030 года потребуется 13,7 трлн рублей. В том числе до 2015 год, как ожидается, энергокомпании потратят на новое строительство 6,7 трлн рублей.

Самый большой объем капвложений придется на ТЭС (8,668 трлн рублей до 2030 года) и АЭС (7,144 трлн рублей). На строительство ГЭС будет затрачено всего 2,1 трлн рублей, что почти сопоставимо с затратами на ВИЭ - 1,43 трлн рублей.

В максимальном варианте совокупные инвестиции в электроэнергетику достигнут к 2030 году 42,65 трлн рублей, из них на генерацию - 27 трлн рублей.

Генкомпании должны будут финансировать стройки из собственных и заемных средств. Для ОГК и ТГК предусмотрены параметры возмещения затрат в рамках долгосрочного рынка мощности по объектам, включенным в ДПМ, напоминают в Минэнерго.

К 2030 году строительство новых мощностей будет вестись в основном за счет амортизационных отчислений и прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, считают в министерстве.

В генсхеме приводятся показатели по удельным капвложениям на 1 кВт. До 2020 года этот показатель составляет 59,9-66,3 тыс. рублей для АЭС, 48,2-53,3 тыс. рублей для угольных ТЭС и 26-28,56 тыс. рублей для парогазовых (в ценах 2007 года).

Возвращать средства, потраченные на строительство, генкомпании должны на долгосрочном рынке мощности и оптовом рынке электроэнергии.

Согласно прогнозу, приведенному в проекте генсхемы, в 2011-2015 годах темпы роста цен на электроэнергию составят в среднем до 15-16% в год. В итоге цена на электроэнергию для потребителей в 2015 году может достигнуть 278 коп./кВт.ч. С 2015 года по 2020 годы в связи с выходом инвестиционных проектов на окупаемость темпы роста цен на электроэнергию снижаются до 1-2%.

К 2020 году генерирующие мощности, введенные в соответствии с ДПМ, перейдут в категорию "старой" генерации, среднеотпускная цена на электроэнергию для конечных потребителей достигнет максимума и составит 293 коп./кВт.ч в ценах 2009 года (рост к 2009 году в 1,7 раза). К 2030 году среднеотпускная цена электроэнергии для потребителей составит 264 коп./кВт.ч.

Не последний вариант

Минэнерго может внести в правительство проект генсхемы размещения энергообъектов России до 2030 года в конце мая - начале июня (называлась даже дата - 20 мая). Пока документ направлен для обсуждения в министерства, полпредства федеральных округов и инфраструктурные организации, сообщило в четверг Минэнерго.

Скорректированный вариант генсхемы готовился почти два года. Казус в том, что корректировать ее начали летом 2008 года, то есть спустя несколько месяцев после утверждения этого программного документа правительством РФ в феврале 2008 же года. Сколько продержится новый вариант генсхемы - неизвестно, но то, что на ее подготовку было затрачено столько времени, вселяет некоторый оптимизм.