Министерство Энергетики

А. Г. Панина. Успех совместного энергетического развития стран СНГ в единой стратегии

Александра Геннадьевна Панина – Член правления – врио руководителя блока трейдинга ПАО «Интер РАО»

Традиционно, на протяжении многих лет, планирование играет важную роль в развитии того или иного сектора экономики. В общем понимании, планирование – это процесс анализа, формирования целей и определения мотивированной модели их достижения. В условиях растущего энергопотребления важным становится разработка долгосрочной энергетической стратегии, задающей направление будущему развитию как отдельных электроэнергетических компаний, отраслей, так и государства в целом. Планирование является основой для формулирования энергетической стратегии и политики каждого государства. На примере перспективного планирования в электроэнергетике Российской Федерации можно сделать вывод, что эффективная координация действий в области электроэнергетики стран СНГ, взаимодействие в части повышения энергоэффективности и энергонадёжности, рост инвестиционной привлекательности возможны только при наличии единых долгосрочных стратегических документов электроэнергетики стран СНГ.

Перспективное планирование в электроэнергетике России

В электроэнергетическом секторе Российской Федерации выстроена эффективная трехуровневая система среднесрочного и долгосрочного планирования. Первый уровень указанной системы представлен энергетической стратегией , она утверждена еще в 2009 году на период до 2030 года. На данный момент идут активные публичные обсуждения проекта энергетической стратегии до 2035 года. Данным документом, который является фундаментальным, определены цели и задачи долгосрочного развития энергетического сектора страны на предстоящий период, в частности инновационное, надёжное, отвечающее современным тенденциям, энергоснабжение экономики страны.
Ключевыми мерами по решению указанных задач станут:
• продолжение оптимизации структуры генерирующих мощностей с учетом их технико-­экономических показателей с сохранением приоритета выработки электрической и тепловой энергии в комбинированном режиме;
• внедрение механизмов управления спросом;
• улучшение технико-­экономических показателей функционирования ТЭС и повышение эффективности управления режимами энергосистем;
• совершенствование конкурентных механизмов в отрасли.

Рис. 1. Динамика потребления электроэнергии ЕЭС России
(прогноз определен на основании генеральной схемы)

Одной из ключевых предпосылок энергетической стратегии является рост электропотребления в Российской Федерации в 1,2–1,3 раза к 2035 году, в том числе за счет электрификации железнодорожного транспорта и распространения электромобилей. Обеспечение надежного энергоснабжения потребителей в данных условиях потребует увеличения установленной мощности электростанций страны на величину порядка 15 ГВт.
Приоритетной задачей в рамках импортозамещения в российской электроэнергетике является разработка отечественных газовых турбин большой мощности, что в совокупности с развитием энергосбережения и повышением энергетической эффективности в отрасли должно позволить снизить удельный расход топлива на отпуск электрической энергии до 255,6 г. у. т./кВт.ч к 2035 году с текущего уровня в 309,6 г. у. т./кВт.ч.
Кроме того, в рамках инновационного развития энергетической стратегией предусмотрено развитие интеллектуальных энергетических систем на базе «умных» сетей (дорожная карта «Энерджинет») и технологий накопления (ввод 20 ГВт к 2035 году в максимальном сценарии).

К 2035 году потребление вырастет на треть и составит порядка 1325 млрд кВт*ч в год. Объем мощности на настоящий момент достигает 243 ГВт

Энергетической стратегией России обозначено направление по поддержке использования распределённой генерации на основе ВИЭ в изолированных и труднодоступных территориях.
На базе энергетической стратегии формируется документ следующего уровня системы перспективного планирования – генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года . Данный документ предусматривает структуру генерирующих объектов и мощностей электросетевого хозяйства в целях обеспечения баланса производства и потребления электрической энергии и мощности, долю объектов возобновляемой энергетики, тепловой генерации, и содержит названия станций, которые в долгосрочной перспективе должны быть модернизированы, выведены из эксплуатации или замещены новым оборудованием.

ТЭЦ, Интер РАО

Последний уровень системы представлен схемой и программой развития Единой энергетической системы России , которая играет важную роль в экономике страны и относится к документам среднесрочного планирования. Ценность данного документа, среди прочего, обусловлена прогнозированием спроса на электрическую энергию и мощность на территории Российской Федерации в рамках семилетнего периода, позволяющего выработать эффективные решения по его удовлетворению. Прогноз спроса используется в таких серьезных экономических процессах как определение состава необходимых генерирующих мощностей на 6 лет вперед, что позволило перейти на долгосрочный конкурентный отбор мощности с шестилетней перспективой, при проведении которого используется значение спроса из схемы и программы развития Единой энергетической системы России.

Саратовская ГЭС, правый берег Волги

Балансы электрической энергии и мощности ЕЭС России

Одна из первостепенных задач, стоящих перед энергетической отраслью, это прогнозирование спроса, в целях обеспечения надежности и эффективности энергоснабжения в долгосрочной перспективе.
На графике (Рис. 1) представлена динамика потребления электроэнергии Единой энергетической системы России в соответствии с генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики на период до 2035 года. Согласно представленной диаграмме, рост электропотребления прогнозируется в среднем на 1,5% в год, что аналогично предыдущим 2–3 годам. Рост спроса на 1,5% означает, что к 2035 году потребление вырастет на треть и составит порядка 1325 млрд кВт.ч в год. Объем мощности ЕЭС России на настоящий момент составляет 243 ГВт, что позволяет обеспечить текущий спрос на электроэнергию с учетом необходимого резерва, однако для покрытия растущего объема спроса в будущем потребуется ввод десятка ГВт дополнительных мощностей.
Если, в соответствии с утвержденной генеральной схемой, провести сравнительный анализ изменения структуры генерирующих мощностей ЕЭС России в 2019 и 2035 годах, то можно увидеть, что несмотря на активное строительство объектов ВИЭ, значимой разницы не наблюдается (Рисунок 2.1). ТЭС будут продолжать превалировать в энергобалансе страны (67,2%->64,5%). К 2035 году эти станции по-прежнему останутся основой российской электроэнергетики. Кроме того, останется существенная доля АЭС (12,2% ->13,5%) и ГЭС (20,1% -> 19,9%).
Стоит отметить, что структура генерации Российской Федерации похожа на общую структуру генерации СНГ (Рисунок 2.2), несмотря на то, что в некоторых странах могут преобладать не тепловые станции, а ГЭС (Таджикистан, Киргизия и Армения), а в некоторых странах (Туркмения, Казахстан, Узбекистан, Беларусь, Молдавия) 90 и более процентов установленной генерирующей мощности составляют тепловые электростанции (Рисунок 2.3).

Рис. 2.1. Изменение структуры генерирующих мощностей
ЕЭС России в соответствии с генеральной схемой
Рис. 2.2. Структура установленной мощности в СНГ
Рис. 2.3

Первый инвестиционный цикл обновления мощностей (ДПМ‑1): итоги

За последние 10 лет в рамках масштабной программы ДПМ‑1 было введено в эксплуатацию более 40 ГВт новых генерирующих мощностей (30 ГВт из которых это тепловые станции), объем инвестиций в электроэнергетику составил порядка 3 трлн руб­лей.
Ввод новых мощностей, несомненно, привел к положительным эффектам как для отрасли, так и для экономики страны. За последние годы удельный расход условного топлива снизился на 7% за счет ввода парогазовых установок. Также, если проследить динамику роста цены на газ и электрическую энергию в первой ценовой зоне (Рисунок 3), то на протяжении десяти лет, начиная с 2008 года (ввод первых объектов ДПМ‑1), темпы роста цены на газ почти в два раза превышают темпы роста цены на электроэнергию.
Следует отметить, что все новые мощности были построены в рамках инвестиционных контрактов. Данный механизм использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для компаний и банков условиях. При этом, договоры по программе ДПМ‑1 имели разную дискретность: для тепловой генерации такие договоры носили 10-летний характер, для атомных станций – 15-летний. В соответствии с условиями контрактов инвесторы были обязаны построить станции в конкретных локациях с определёнными характеристиками, несли штрафы и негативные последствия в случае просрочки даты ввода или ввода в эксплуатацию станций с несоответствующими параметрами, в том числе меньшего объёма. При этом со стороны потребителей гарантировался возврат инвестированных средств с нормой доходности.

Рис. 3. Сравнение динамики роста цены на газ и электрическую энергию в России

Необходимость обновления мощностей

На основании текущих документов перспективного планирования также можно сделать вывод, что энергосистему Российской Федерации ждут еще важные изменения и инвестиционные решения. Благодаря генеральной схеме можно проследить нарастающий процесс устаревания мощностей: к 2025 году уже более половины тепловых мощностей исчерпают парковый ресурс, к 2035 году критическое количество тепловых станций будут работать за пределами паркового ресурса – 129 ГВт. Такая тенденция позволила принять решение о необходимости запуска нового цикла обновления мощностей.
В соответствии с графиком динамики ввода/вывода генерирующих мощностей (Рисунок 4) в период с 2008 по 2018 год в России выводы из эксплуатации генерирующего оборудования сопровождалось новыми вводами в рамках программы ДПМ‑1, в то время как уже на рубеже 2019 года, ввиду окончания программы, выводы начинают значительно опережать вводы, таким образом, что к 2021 году суммарный объем выводов генерирующих мощностей превысит 25 ГВт.
Понимая серьезность вышеуказанной проблемы, еще в 2017 году по поручению президента Российской Федерации  в России начали разрабатывать программы масштабного обновления генерирующих мощностей. Среди прочего, указанный перечень содержал требование о разработке программы модернизации с учетом обеспечения сдерживания роста тарифов на электроэнергию на уровне не выше инфляции (п. 1а). Как следствие, 2019 год стал годом старта важной программы модернизации тепловой генерации РФ: была принята не только нормативная база, регулирующая правила модернизации, но также проведен конкурсный отбор проектов модернизации на период с 2022 по 2025 год включительно.
В результате в 16 субъектах РФ было отобрано 70 объектов модернизации совокупным объемом порядка 15 ГВт. В результате реализации только этой части программы будет привлечено порядка 158 млрд руб­лей инвестиций. Можно отметить высокую конкуренцию на прошедших отборах: объем заявок в 2,5 раза превышал объем, подлежащий модернизации. В следствии чего, сложившаяся одноставочная цена конкурсного отбора составила 1,8 рублей/кВт.ч, что ниже одноставочной цены оптового рынка энергомощности в 2 раза.
Программа действует таким образом, что 85% объемов определяются на конкурсной основе, а в отношении 15% мощностей решение принимает правительственная комиссия Российской Федерации. Это позволяет стратегически важным проектам, которые являются дорогими и не могут конкурировать, также быть реализованными. Всего же в рамках программы модернизации планируется обновить до 2031 года 40 ГВт мощностей. По аналогии с ДПМ‑1 потребителями будут заключены долгосрочные контракты со сроком поставки 16 лет, в течении которых генераторам также возвращают вложенные инвестиции вместе с установленной регулируемой нормой доходности.
Стоит отметить, что в отборе на модернизацию собран весь положительный опыт иных отборов. На конкурс допускается востребованное оборудование (включено не менее 40% в год), в отношении которого превышен парковый ресурс. Установлен прайс-кэп на затраты по различному виду работ, что позволяет не допустить чрезмерную нагрузку на потребителя, стоит отметить, что на прошедших конкурсах высокая конкуренция позволила снизить размер затрат в заявке в 3 раза относительно предельных. Единый конкурс для всех типов оборудования тепловой генерации, но с высокими требованиями по локализации, что должно дать толчок развитию промышленности в стране.

Рис. 4. Динамика вводов/выводов генерирующих мощностей

ВИЭ и Парижское соглашение: взаимосвязь с национальными целями развитых стран

Продолжая тему конкурсных отборов проектов строительства новых мощностей, важно отметить программу развития строительства генерирующих объектов, функционирующих на возобновляемых источниках электрической энергии, которая также была реализована в рамках перспективного планирования. На данный момент по конкурсному механизму отобрано порядка 5 ГВт мощностей ВИЭ (солнце, ветер, малые ГЭС), в отношении которых также применяются требования по локализации, а цена контракта зависит от выработки соответствующего генерирующего объекта ВИЭ.
Тема ВИЭ тесно связана с Парижским соглашением по климату, которое было принято 12 декабря 2015 года по итогам 21-й конференции Рамочной конвенции об изменении климата (РКООНИК) в Париже и должно вступить в силу в 2021 году. Предполагается, что документ придет на смену принятому в 1997 году Киотскому протоколу (посвящен стабилизации выбросов парниковых газов). Документ подписали 175 стран (в том числе все страны СНГ). Они выстраивают, или уже сформировали национальные цели с учетом Парижского соглашения, которые найдут отражение, в том числе, в энергетических стратегиях.

ЛЭП, Германия

Вывод

На основании положительного опыта использования перспективного планирования в электроэнергетике Российской Федерации, видится, что создание единых стратегических документов развития электроэнергетики стран СНГ позволит всем членам Содружества формировать оптимальные структуры генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства, предотвращать прогнозируемые дефициты электрической энергии и мощности наиболее эффективными способами, прогнозировать спрос на топливо и экологические последствия влияния развития электроэнергетики.