Предыдущие номера »

ЭнергоРынок № 3 (148) / 2017
О механизмах реализации стратегии обновления теплоэнергетикиВыбор приоритетов и эффективных масштабов обновления.

Последние 8—10 лет в развитии электроэнергетики России ознаменовались достаточно интенсивным вводом новых генерирующих мощностей на базе современных типов оборудования. Основным механизмом реализации отраслевой инвестиционной программы стали договоры о предоставлении мощности (ДПМ), заключаемые между генерирующими компаниями и государством на условиях гарантированной доходности инвестиций в новые объекты генерации. С помощью данного механизма был обеспечен ввод в эксплуатацию около 35 ГВт мощности в 2008—2016 гг.; еще 7—8 ГВт будут введены в 2017—2019 гг.

Массовый ввод в эксплуатацию новых генерирующих объектов, бе­зусловно, позволил улучшить средние значения технико-экономических показателей отечественной электроэнергетики, однако не решил в полной мере проблему высокого физического и морального старения большей части действующих электростанций. С учетом прогнозируемого исчерпания энергоблоками предельного ресурса эксплуатации к 2025 г. существуют риски выбытия свыше 50%, а к 2035 г. — до 80% действующей мощности ТЭС. При реализации этих рисков даже в половинном размере без замещения выбывающей мощности ТЭС к 2025 г. в ЕЭС России может образоваться балансовый дефицит около 20 ГВт против существующего избытка мощности в 30—35 ГВт.

Таким образом, на фоне первой инвестиционной волны, ориентированной на массовый ввод новых мощностей с использованием современных технологий газовой и угольной генерации, в электроэнергетике России остается громадный объем отложенных решений по обновлению действующих ТЭС, которые должны получить новый механизм для их эффективной (как для самих производителей, так и для потребителей электроэнергии) реализации.
Федор Веселов, Заведующий отделом, Институт энергетических исследований РАН, к.э.н.
Андрей Соляник, Младший научный сотрудник, Институт энергетических исследований РАН
О задолженности на оптовом и розничных рынках электроэнергии и взаиморасчетах между гарантирующими поставщиками и сетевыми организациямиПроблема неплатежей в электроэнергетике во многих публикациях рассматривается в разрезе взаимоотношений какого-либо одного звена в цепочке взаиморасчетов на примере отдельного региона или компании-кредитора, т.е. без учета общей картины платежной дисциплины в отрасли, без анализа причин образования задолженности и со слабым статистическим обоснованием выводов.

Полагаем, что эти вопросы необходимо рассматривать комплексно по всем сегментам рынка. Ниже приведены данные о структуре и динамике задолженности на оптовом и розничных рынках, взаиморасчетах гарантирующих поставщиков и сетевых компаний за услуги по передаче электроэнергии и оплате потерь, а также предложены меры по решению проблемы неплатежей.
Наталья Невмержицкая, Председатель правления Ассоциации ГП и ЭСК
ЭнергоРынок № 2 (147) / 2017
Рыночные механизмы стимулирования модернизации объектов генерацииВ ближайшие годы заканчивается период действия договоров о предоставлении мощности (ДПМ) тепловой генерации, в соответствии с которыми осуществлены вводы новых генерирующих мощностей и реализованы проекты модернизации генерации.

При этом около 38% генерирующего оборудования ТЭС введено в эксплуатацию до 1970 г. Поскольку строительство новой генерации обычно обходится дороже модернизации действующей мощности, то экономически рационально стимулировать реализацию проектов модернизации генерации вместо вывода из эксплуатации устаревшего оборудования с его замещением новой генерацией.

Необходимость осуществления масштабных инвестиций в объекты генерации также обу­словлена принятием Федерального закона №  219-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты Российской Федерации», согласно которому лица, эксплуатирующие объекты, оказывающие существенное негативное воздействие на окружающую среду, обязаны принимать меры по снижению этого воздействия посредством внедрения наилучших доступных технологий или вносить плату за негативное воздействие на окружающую среду. В настоящее время действующим рыночным механизмом оплаты мощности является ежегодно проводимый конкурентный отбор мощности (КОМ). Однако определяемая по итогам КОМ цена на мощность (цена КОМ) фиксируется на однолетний период, который существенно меньше срока окупаемости типовых проектов модернизации. Таким образом, в данных условиях возникает необходимость формирования рыночного механизма, стимулирующего реализацию проектов модернизации действующей генерации в целях продления ее паркового ресурса и/или увеличения мощности. Сформулируем основные требования к такому механизму.
Вадим Борохов, PhD, директор по развитию рынка электроэнергии ООО «Эн+ девелопмент»
Атомная энергетика в России и в мире: состояние и развитие (Часть 2)За время существования гражданской атомной энергетики (около 60 лет) были разработаны или достаточно подробно описаны четыре ключевых ядерных топливных цикла (ЯТЦ), т.е. системы долговременного обеспечения АЭС ядерным топливом:

открытый ЯТЦ (ОЯТЦ) с легководными реакторами (ЛВР). Эта система является основной в мире. Используется в России, США, Китае и абсолютном большинстве стран. Ее дальнейшее совершенствование будет направлено на возможность увеличения глубины выгорания топлива за счет улучшенных материалов оболочек твэлов и характеристик безопасности, а также упрощения и удешевления конструкции ЛВР;

модифицированный открытый цикл с использованием МОКС-топлива и технологии ЛВР. Эта система является единственной альтернативой открытому ЯТЦ, которая применяется в коммерческом масштабе. МОКС-топливо используется во Франции с 1970-х гг., а также сжигалось в реакторах Германии, Швейцарии, Бельгии и Японии. В настоящее время в США (штат Южная Каролина) строится завод по производству МОКС-топлива для утилизации избыточного оружейного плутония (сейчас объект заморожен). Россия, Великобритания, Китай находятся на разных стадиях использования МОКС-топлива или планируют его применение;

замкнутый ядерный топливный цикл с быстрыми реакторами (ЗЯТЦ с БР). Эта система рассматривается из-за имеющейся у нее теоретической возможности максимально эффективно поглощать природный уран. Тем самым удается обеспечить устойчивое развитие атомной энергетики на протяжении столетий при одновременном сокращении объемов долгоживущих радионуклидов и окончательном захоронении отходов ядерного топлива, что позволяет разместить больше отработанного ядерного топлива в одних и тех же хранилищах. Кроме того, ЗЯТЦ с БР существенно снижает потребность в добыче природного урана и в конечном счете вообще исключает необходимость его обогащения. Работа отдельных элементов ЗЯТЦ с БР, а именно реактора на быстрых нейтронах — БН, охлаждаемого натрием, продемонстрирована в России, Франции, планируется в Японии, Китае и Индии. Цикл не выведен на уровень коммерческой реализации;
открытый ЯТЦ с высокотемпературными реакторами. Определяющей характеристикой здесь является присутствие в ней высокотемпературного реактора, в котором температура поднимается выше 600 °С. Эта система отобрана из-за ее потенциала к замещению ископаемого топлива во всех секторах энергетики, а не только в электрогенерации. Примерами энергоемких отраслей, где можно использовать высокопотенциальное технологическое тепло, являются производство цемента, металлургическая промышленность, а также нефтепереработка и нефтехимия. Высокопотенциальное технологическое тепло также подходит как топливо для транспорта с целью получения водорода путем прямого разложения воды вместо электролиза или разложения природного газа. Высокая эффективность преобразования энергии может сделать экономически оправданным практическое применение сухого охлаждения и теплового опреснения морской воды.
Булат Нигматулин, Генеральный директор Института проблем энергетики
ЭнергоРынок № 1 (146) / 2017
Почему буксует реформа отрасли переработки отходов?В последние годы все сильнее развивается дискуссия, направленная на улучшение экологической среды в России. Приняты федеральные законы № 219-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ» и № 458-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» № 89-ФЗ». Эти законы призваны создать механизм экологизации нашей экономики во всех ее сферах, решить проблему постоянного накопления как промышленных, сельскохозяйственных, так и твердых коммунальных отходов.

Сегодня, согласно данным официальной государственной статистики, количество накопленных отходов у нас в стране оценивается в 31,5 млрд т. По неофициальным экспертным оценкам, в России хранится и захоронено не менее 80—100 млрд т отходов. Ежегодно образуется около 5 млрд т различных отходов. Однако, кроме постоянных совещаний и конференций, а также работы отдельных энтузиастов, особого продвижения в деле уменьшения отходов и увеличения доли их переработки (утилизации) не наблюдается.

Основная причина существующего положения дел в сфере обращения с отходами, на наш взгляд, заключается в том, что правительство выбрало политику, ориентированную на решение экологических проб­лем страны за счет частных инвестиций, сохранив сегодняшний уровень затрат бюджета на эти цели (0,5—0,7%) и комфортный для бюрократического аппарата механизм жесткого регулирования обращения с отходами.

Иными словами, все сводится к постоянному ужесточению системы администрирования обращения с отходами, вместо того чтобы создать систему стимулирования отрасли переработки отходов.
Более того, система стимулирования даже в том виде, в котором она существует, методично уничтожается. Видимо, это делается для того, чтобы законсервировать сложившиеся финансовые потоки в этом бизнесе, находящиеся в теневой области и связанные с нелегальными полигонами, где никакой переработки отходов не происходит, а то и со стихийными свалками, за которые никто ответственности не несет.

Андрей Калачев , Генеральный директор ЗАО «ПЦВ», лидер консорциума «Феникс»
Владислав Жуков , Член Совета по вопросам агропромышленного комплекса и природопользования при Совете Федерации, заместитель председателя Комитета ТПП РФ по природопользованию и экологии, член Общественного Совета МПР РФ
Реализация Парижского соглашения в России: проблемы и рискиВ декабре 2015 г. на прошедшей в Париже конференции Рамочной конвенции ООН об изменении климата был подписан документ, определяющий характер международной климатической политики на десятилетия вперед — так называемое Парижское соглашение. Правительство России уже разработало проект плана реализации положений соглашения, но к настоящему времени еще не опубликованы результаты анализа социально-экономических последствий ратификации данного документа.

Парижское соглашение предполагает, что конкретные меры по борьбе с изменением климата должны быть нацелены на сокращение выбросов парниковых газов, причем их разработка и осуществление полностью возлагаются на национальные правительства. Российским властям предстоит разработать меры, которые будут соответствовать национальным интересам и не нанесут ущерба социально-экономическому развитию страны.

Природоохранная повестка активно используется в международной экономической борьбе, и тому есть множество примеров. Ряд развитых стран (преимущественно европейских) заинтересован в ограничении зависимости от импорта энергоресурсов, что можно осуществить за счет развития «безуглеродной» энергетики. Подобные ограничения могут быть введены под прикрытием борьбы с изменением климата. С учетом того, что Россия является нетто-экспортером продукции низких переделов, в том числе энергоемкой, рычаги обратного влияния на данные действия крайне ограничены.

Политика по ограничению выб­росов парниковых газов идет вразрез с интересами стран-экспортеров ископаемого топлива, а также стран, производящих энергоемкую продукцию. Эта группа государств включает в себя как развивающиеся страны, так и ряд развитых стран. Приоритет экономических интересов над экологическими обязательствами этих государств был продемонстрирован ими на этапе реализации Киотского протокола: одни страны просто не взяли на себя обязательства по сокращению выбросов, другие не выполнили свои обязательства (табл. 1). Так, например,
Канада вообще вышла из протокола незадолго до окончания первого периода его действия. Страны, нарушившие свои обязательства в рамках Киотского протокола, не понесли за это никакой экономической или политической ответственности.
Александр Григорьев, Заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ)
Атомная энергетика в России и в мире: состояние и развитиеС пуском первой в мире АЭС в Обнинске в 1954 г. началось развитие гражданской атомной энергетики в России и за рубежом, которое впоследствии претерпело целый ряд драматических моментов, в первую очередь связанных с крупномасштабными авариями на АЭС «Три-Майл-Айленд» (США, 1979 г.), Чернобыльской АЭС (СССР,  Украина, 1986 г.) и АЭС «Фукусима-1» (Япония, 2011 г.).

На первоначальном этапе (в 1960—1979 гг. и далее до 1986 г.) происходило бурное развитие атомной энергетики в мире, обсуждалась даже ее мессианская роль для будущего человечества как относительно дешевого, потенциально безграничного источника энергии. Считалось, что атомная энергетика с генерацией только на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах будет ограничиваться недостаточным объемом извлекаемых запасов природного урана по доступной себестоимости, т.к. в этих реакторах неэффективно (около 1%) используется энергия, аккумулированная в природном уране. Это стимулировало во многих странах разработку технологий замкнутого ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ) с реакторами на быстрых нейтронах (БН), охлаждаемых натрием. В этих реакторах использование энергии, накопленной в природном уране, увеличивалось в 50 раз. В СССР и во Франции были построены опытно-промышленные АЭС с реакторами на быстрых нейтронах.

На втором этапе (1980—1990 гг. и до 2011 г.), после аварий на АЭС «Три-Майл-Айленд» в США и Чернобыльской АЭС, вопросы безопасности АЭС стали главными проблемами, сдерживающими развитие атомной энергетики. Во многих странах, включая Советский Союз, кардинально изменилось общественное мнение в вопросе атомной энергетики. Возникли массовые экологические движения, выступившие против возведения АЭС. Как следствие, ужесточились требования к безопасности станций. Соответственно существенно усложнились проекты АЭС, расходы на их реализацию увеличились. Кроме того, заметно повысилась конкурентоспособность газовых ТЭС с внедрением парогазового цикла (ПГУ с КПД до 55—60%) вместо традиционного паротурбинного цикла (с КПД до 38—40%), а также в 1986 — начале 2000-х гг. и повторно после 2011 г. в 1,5—2,5 раза снизилась цена газа. В развитых странах прекратился рост электропотребления и соответствующий рост электропроизводства. В результате произошло резкое замедление развития атомной энергетики по сравнению с первым этапом. При этом заметно увеличились извлекаемые запасы природного урана в мире по приемлемой себестоимости, позволяющей обеспечить развитие атомной энергетики с реакторами на тепловых нейтронах в обозримом будущем. Появилось понимание того, что коммерческое использование ЗЯТЦ с БН ограничивается только ядерными державами и экономически неконкурентоспособно.

Третий этап начался после аварии на АЭС «Фукусима-1» в Японии. Его можно назвать «постфукусимским развитием мировой атомной энергетики». Этот этап характеризуется «замораживанием» или сокращением производства электроэнергии на АЭС в развитых странах из-за массового снятия с эксплуатации энергоблоков АЭС, достигших предельного срока службы, замещением доли АЭС в энергобалансе стран ТЭС с ПГУ и ВИЭ, конкурентоспособность которых будет только возрастать. Для ТЭС с ПГУ это связано с запуском новых технологий и сохранением низкой цены газа на достаточно длительный срок. Для ВИЭ — это непрерывное внедрение новых технологий и соответствующее удешевление электропроизводства. Само строительство новых энергоблоков АЭС в различных странах будет ограничиваться недостатком инвестиций в их капиталоемкие проекты, длительным периодом согласования с регулирующими органами. Для повышения конкурентоспособности АЭС требуется существенное упрощение и удешевление собственно проектов, в первую очередь реакторного отделения (ядерного острова), стоимости оборудования энергоблока, строительства и монтажа на площадке, а на стадии эксплуатации — сокращение операционных затрат и стоимости ядерного топлива. На данный момент в мире отсутствуют технологии, которые обещают переломить тенденцию к дальнейшему росту удельных капитальных вложений и соответственно стоимости производства электроэнергии на АЭС. Российские же проекты (ВВЭР-ТОИ) уступают примерно на 20—30% по удельным капитальным вложениям на установленный 1 КВт мощности перспективным проектам конкурентов из США, Китая (АР1000 и ESBWR) и Республики Корея (PWR APR-1400).

В этих условиях ожидать серьезного роста мировой атомной энергетики не приходится. Наиболее вероятным является дальнейшее снижение доли атомной энергетики в мировом энергетическом балансе. Таким образом, проблема топливо­обеспечения, которая представлялась основной на первом этапе, теряет свою актуальность. Открытый ЯТЦ с ЛВР применяется и будет применяться на практике до тех пор, пока ЗЯТЦ не станет экономически выгодным. Однако для существующего уровня мирового электропроизводства на АЭС извлекаемых запасов природного урана хватит минимум на 100—130 лет (в зависимости от себестоимости добычи). При оптимистичном (максимальном) прогнозе роста электрогенерации на АЭС в 2016—2050 гг. извлекаемых запасов природного урана хватит примерно на 60—80 лет. Причем это без учета новых разведанных запасов и новых технологий добычи (например, из морской воды), а судя по опыту прогнозируемого «исчерпания газовых и нефтяных резервов», можно предположить, что новые запасы урана так или иначе будут найдены.
Булат Нигматулин , Генеральный директор Института проблем энергетики
ЭнергоРынок № 10 (145) / 2016
Платит за все потребительСразу могу отметить тот факт, что в 2016 г. полностью оправдались мои ожидания по поводу развития отечественной электроэнергетики, основанные на реальном спросе на электроэнергию в стране.
Это прогноз был опубликован еще в 2008 г. В то время его сильно критиковали, а один известный профессор-энергетик даже заявил, что я противник развития российской электроэнергетики. Но теперь всем очевидна правильность моих расчетов, учитывающих постоянство структуры российской экономики (как и экономики любой другой страны) на горизонте 15—20 лет. Потребление электроэнергии по состоянию на конец 2016 г. составляет максимум 1%. При этом цена на нее одна из самых высоких в мире и продолжает расти. Конечно, если ее правильно оценивать — не в пересчете по курсу доллара ЦБ РФ, когда за два года (2014—2016 гг.) электроэнергия в России подешевела вдвое, а, например, как затраты конечного потребителя в долях ВВП (в России — 5%, в США — 2,4%, в Германии — 3,5%) или через стоимость доллара по паритету покупательской способности (ППС), определяемую по всей корзине ВВП. В 2014 г. 1 долл. по ППС был равен 21 руб., а в 2016 г. — 22 руб. (по данным Росстата).
Булат Нигматулин, Генеральный директор Института проблем энергетики, д.т.н., профессор
Теплоснабжение: сегодня проблем больше, чем решенийПодведение итогов работы за год для теплоснабжающих предприятий отличается от подобной процедуры в любой другой сфере экономической деятельности. Окончание календарного года по естественным причинам совпадает с максимумом нагрузок на системы теплоснабжения, так что своеобразным критерием оценки результатов является готовность к очередному отопительному сезону, который в нашей стране в среднем длится больше половины календарного года.
С этой точки зрения итоги для абсолютного большинства теплоснабжающих предприятий вполне приемлемые. В то же время основные проб­лемы, стоящие перед теплоснабжающими предприятиями, остаются нерешенными.
Особенностью теплоснабжения является его локальность, ограниченность размерами поселений. Именно из-за локального характера систем теплоснабжения организация их функционирования отнесена законодательством к вопросам местного самоуправления. Государственными задачами федерального уровня в части надежности считаются надзор за состоянием технических элементов, проверка готовности муниципалитетов к отопительному сезону, обеспечение эффективной работы функциональной подсистемы, предупреждение и ликвидация аварий.
Виктор Семенов, Президент Некоммерческого партнерства «Российское теплоснабжение» (НП РТ)
Василий Михайлов, Председатель Совета СРО Российская ассоциация «Коммунальная энергетика»