Хватит ли энергии для экономического роста?

 

Автор

Башмаков Игорь, Исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии

 

    Эпидемия дефицита
    На 2006 г. планировался рост спроса на электроэнергию на 2,2%. Однако только за первые 9 месяцев 2006 г., по оценке РАО "ЕЭС России", прирост потребления электроэнергии составил 4,6%, в московской энергосистеме - 6,4%, а в тюменской - 10%. В 2004 г. РАО "ЕЭС России" сумело удовлетворить лишь 32% заявок на подключение промышленных потребителей, в 2005 г. - 21%, в 2006 г. ожидается, что этот показатель опустится до 16%, а в 2007 г., если инвестиционный процесс в энергетике будет находиться на нынешнем уровне, - менее чем до 10%. В Москве в первом полугодии 2006 г. технические условия были выданы только на 7,5% заявленной потребителями мощности1. По оценкам ЦЭНЭФ, потребление электроэнергии по "стратегии инерции" может повыситься к 2020 г. до 1700-1780 млрд кВт.ч, в основном за счет промышленности и сферы услуг. Большинство прогнозов потребления электроэнергии на 2020 г. лежат в диапазонах от 1215-1365 млрд кВт.ч (данные Энергетической стратегии - 2003 г.) до 1480-1610 млрд кВт.ч (последние прогнозы соответственно РАО "ЕЭС России" и Росэнергоатома). То есть в "стратегии инерции" при динамичном росте ВВП потребление электроэнергии может расти даже быстрее самых смелых прогнозов.
    Дефицит электрической мощности, который, как эпидемия, распространяется по все большему числу энергосистем, является результатом низкой эффективности использования как электрической, так и тепловой энергии. В последние годы в московской энергосистеме суточный зимний график электрической нагрузки имеет явно выраженный вечерний максимум. Увеличение доли коммунально-бытовой нагрузки в общем электропотреблении привело к разуплотнению графика электрической нагрузки и снижению числа часов использования годового максимума. На долю населения пришлось 84% прироста электропотребления в Москве в 2000-2004 гг., а доля населения и коммунально-бытового сектора в суммарном потреблении выросла до 63%. В морозную зиму 2006 г. пик нагрузки вышел за пределы на 16 тыс. МВт (на 24% больше, чем в 1990 г.), притом что многие потребители были ограничены на 650 МВт (рис. 1). К сожалению, нет подробных данных о вкладе разных групп потребителей в совмещенный максимум нагрузки. Расчеты ЦЭНЭФ показали, что пиковая мощность в московской энергосистеме растет на 60 МВт при росте ВРП Москвы и Московской области на 1% и на 130 МВт при понижении температуры самой холодной пятидневки на 1оС. Спрос на пиковую мощность является функцией эффективности использования не только электроэнергии, но и тепловой энергии (использование электрообогревателей для компенсации потери теплового комфорта за счет неадекватной работы малоэффективной системы теплоснабжения российских жилых и общественных зданий). По Московскому региону на долю этого фактора пришлось не менее 1000 МВт роста нагрузки 17-20 января 2006 г. (рис. 2).
    Коэффициент эластичности спроса на мощность по ВРП в Московском регионе в 2000-2006 гг. был равен 0,35. К 2020 г. ВРП Московского региона может вырасти в два-три раза.
    То есть при сохранении нынешних тенденций рост спроса на мощность может превысить 7-10 тыс. МВт.
    Даже при очень существенной активизации деятельности по повышению энергоэффективности, согласно прогнозам ЦЭНЭФ, в 2006-2020 гг. нагрузки увеличатся на 2460-4530 МВт. Для строительства дополнительных мощностей потребуется 5-10 млрд долл. инвестиций только в генерацию и еще 4-7 млрд долл. - в развитие сетевого хозяйства.
    Положение с низким уровнем технической доступности услуг электроснабжения и теплоснабжения из-за дефицита мощности резко обострилось при переходе от модели роста "ремонтируй и загружай старое советское" к модели роста "строй новое" и не является легко преодолимой проблемой. Дефицит энергетических мощностей оказывает негативное влияние на инвестиционную привлекательность регионов и муниципалитетов и влечет за собой серьезные последствия.
    Среди причин, усложняющих решение проблемы дефицита, можно назвать следующие:

  • отсутствие надежных прогнозов роста нагрузок и потребления энергоресурсов, надежных планов территориального развития страны, регионов и муниципалитетов (только 30% муниципальных образований имеют генпланы);
  • отсутствие культуры принятия упреждающих экономических решений (система принятия решений настроена на урегулирование только резко обострившихся проблем ("пока гром не грянет...") при низком доверии к любым, даже очень качественным прогнозам);
  • отсутствие оценок стратегических направлений развития (региональные и муниципальные экономические прогнозы, экстраполяционные по сути, имеют горизонт планирования, как правило, не более трех лет);
  • слабая координация даже в имеющихся планах развития отдельных подсистем регионального и городского хозяйства;
  • игнорирование градостроительной документации в практической деятельности;
  • информационный вакуум (отсутствие прозрачности в ситуации с нехваткой мощностей).
        Проблема дефицита легко может быть устранена только при одном, почти невыполнимом условии - высокой способности энергоснабжающих компаний быстро мобилизовать достаточные инвестиции для покрытия растущего дефицита и создания необходимого запаса электрической мощности. Проблема усугубляется в последнее время за счет пересмотра прогнозов жилищного строительства в сторону повышения (часто не реализуемого на практике по причине ограниченной способности населения приобрести такие объемы жилищной недвижимости).
        При условии развития "стратегии инерции" проблема нехватки мощности будет только усиливаться, а техническая доступность и надежность услуг электроснабжения и теплоснабжения ввиду дефицита мощности будет продолжать снижаться, тем самым ограничивая темпы экономического роста. Во избежание таких результатов необходимо изменить стратегию энергетического планирования.

        Сложности мобилизации инвестиций для покрытия растущего дефицита электрической мощности
        Для того чтобы по сценарию "стратегии инерции" (с ограниченным повышением энергоэффективности) покрыть растущий спрос на электрическую мощность, по оценке ЦЭНЭФ, необходимы капитальные вложения в 2006-2020 гг. в размере не менее 250-330 млрд долл., что эквивалентно 7-9% ежегодных капитальных вложений в российскую экономику (рис. 3). Экономика не может выдержать такую нагрузку без замедления темпов роста или без динамичной переориентации на "стратегию эффективности". В мае 2006 г. РАО "ЕЭС России" утвердило план введения энергомощностей в РФ до 2010 г. в объеме 23,8 тыс. МВт. Потребности только по развитию генерации оцениваются в 1,355 трлн руб. на период до 2010 г., из них на РАО "ЕЭС России" приходится чуть меньше 1 трлн руб., на концерн "Росэнергоатом" - 337 млрд руб., на независимые энергокомпании - 61 млрд руб. Существует еще сетевая составляющая, инвестиционные потребности которой также составляют около 996 млрд руб., из них 380 млрд руб. должно быть вложено в объекты Федеральной сетевой компании, а 615 млрд руб. - в распределительные сетевые компании. В итоге отечественная электроэнергетика суммарно должна изыскать 87 млрд долл. за три с половиной года. До 2010 г. должно быть привлечено не менее 200 млрд руб. долгосрочных кредитов.
        Спрос на инвестиционные ресурсы для электроэнергетики при ограниченности возможностей повышать инвестиционную составляющую тарифа, привлекать бюджетные средства и "длинные деньги", ограниченности опыта новых реструктурированных компаний по мобилизации значительных инвестиционных ресурсов как на внутреннем, так и на внешнем рынках, порождает риск неспособности мобилизовать адекватный объем инвестиционных ресурсов, а следовательно, неспособности смягчить риск дефицита мощности. Эффективную модель привлечения частного капитала в электроэнергетику еще только перестоит создать. В 2003 г. более 90% источников финансирования капитальных вложений в электроэнергетику России не было связано с привлечением средств с финансовых рынков.
        Рассмотрим пример Москвы. Стоимость городской программы развития энергетики до 2010 г. оценена в 400 млрд руб., из которых, по данным правительства Москвы, 250 млрд руб. выделит РАО "ЕЭС России", а еще 150 млрд руб. - сам город. Из 250 млрд руб. искомых инвестиционных средств ТГК-3 может располагать при самом оптимистичном варианте только 150 млрд руб. Мосэнерго предполагает сформировать инвестиционную программу на половину за счет тарифов и кредитов. В кредитном портфеле пока имеется только 7 млрд руб. и еще 4 млрд руб. - ожидаемые средства инвесторов. РЭК оценило плату за подключение в 45 тыс. руб. При подключении электрической нагрузки в размере до 1,2 тыс. МВт до 2010 г. за счет данного источника можно будет собрать около 40 млрд руб. (10% инвестиционной программы за пять лет), которые пойдут в основном (но не только) на развитие электросетевого хозяйства. Окупаться инвестиции могут только за счет снижения издержек или за счет роста тарифа. Если допустить, что тарифы будут расти быстрее, чем инфляция, и повысятся на 50% к 2010 г., а на цели инвестирования в новое строительство будет направляться 15% от тарифа (амортизация плюс инвестиционная надбавка), то до 2010 г. Мосэнерго сможет из тарифа на электроэнергию оплатить инвестиции в размере не более 70 млрд руб. Еще 32 млрд руб. будет оплачено за счет тарифов на тепло даже при уровне инвестиционной составляющей тарифа 10%. То есть инвестиционная емкость тарифов на тепло и электроэнергию Мосэнерго не превышает даже в оптимистичном варианте 100 млрд руб., часть из которых пойдет на объекты, расположенные в области.
        Что касается правительства Москвы, то оно взяло на себя ответственность за мобилизацию 150 млрд руб., или 30 млрд руб. в год (чуть меньше общих расходов на образование в 2004 г.). Это равнозначно повышению капитальных расходов за счет городского бюджета на 50% уже в 2006-2007 гг. Такой рост маловероятен, а это означает, что московское правительство также будет привлекать внешних инвесторов к строительству энергетических объектов.
        Сравнительно небольшие масштабы финансовых ресурсов, требуемые для строительства независимых источников, мотивируют российские (Сбербанк - кредитная линия на 1 млрд руб. на строительство малых ТЭЦ в Подмосковье) и зарубежные банки (кредит ЕБРР на строительство ПГУ-ТЭЦ на предприятии "Уралкалий") кредитовать строительство независимых источников, что снижает емкость рынка кредитования для крупных энергоснабжающих компаний. Высокие доходы нефтегазовых компаний и других сырьевых компаний мотивируют их к поиску дополнительных рыночных ниш для компенсации возможных потерь дохода при падении цен на нефть и газ. Нефтегазовые компании будут заинтересованы как в приобретении активов энергоснабжающих компаний, так и в финансировании строительства собственных источников энергии.

        Плата за подключение
        Энергоснабжающие предприятия продают регионам и муниципалитетам необходимые условия для обеспечения социально-экономического развития, в частности возможность подключения объектов недвижимости к коммунальным сетям.
        Во многих российских городах отчисления на развитие городской инфраструктуры составляют 10-20% от себестоимости нового жилья. Высокие затраты на инженерную подготовку и подключение к инженерным сетям сдерживают жилищное строительство. Практически невозможно обеспечить инвестиционную привлекательность города, если в нем ощущается дефицит мощности коммунальных систем и плата за подключение к ним предельно высока.
        Плата за подключение является сравнительно новым экономическим инструментом, ее воздействие на поведение потребителей еще следует изучать, чтобы правильно ее устанавливать. К октябрю 2006 г. плата была введена в 32 регионах в диапазоне от 50 руб./кВт в Ставропольском крае до 45100 руб./кВт в Москве. Плату за подключение сравнивают с капитальными затратами на строительство собственных источников энергии. При этом при наличии доступа к ресурсам природного газа строительство собственного источника энергии может обойтись дешевле, чем подключение к централизованным сетям. Высокая плата за подключение стимулирует отказ от услуг централизованного энергоснабжения. Удельные инвестиции по многим современным технологиям генерирования электроэнергии составляют 500-1500 долл./кВт (13500-40500 руб./кВт). Если плата за подключение выше этих значений, ряд потребителей предпочтет строительство собственных источников генерации. Во многих регионах России плата за подключение к централизованным сетям электроснабжения установлена на умеренном уровне (2500-13500 тыс. руб./кВт), что делает собственную генерацию недостаточно привлекательной.
        Рост дефицита мощности, а также трудности, связанные с мобилизацией финансовых ресурсов на новое строительство, побуждают многие электроснабжающие компании рассматривать плату за подключение как очень важный инвестиционный ресурс и максимизировать ее. ФСК планирует получить за ее счет до 2010 г. 296 млрд руб., или 13% от общего объема инвестиционной программы.
        Высокая плата за подключение в большой степени затрагивает интересы городских властей, застройщиков и покупателей недвижимости. В этом треугольнике формируется клубок противоречий. Для федеральных и территориальных властей высокая плата - это фактор снижения доступности жилья и в итоге снижения оценки эффективности их работы по национальным проектам. Противоречия по установке платы за подключение практически не отличаются от противоречий при формировании тарифов на тепло и электроэнергию. Особо следует отметить проблему подключения частных жилых домов. Стремление ограничить негативную реакцию частных застройщиков ведет к тому, что элементы перекрестного субсидирования проникают и в этот компонент тарифообразования.
        Присоединенные и присоединяемые нагрузки могут быть значительно снижены за счет мер по капитальному ремонту существующих зданий и вводу новых, с повышенными требованиями к энергоэффективности, что существенно снижает риск замедления темпов развития экономики и обеспечивает инвестиционную привлекательность территории. Кроме того, затраты на развитие мощностей заметно сокращаются и могут в большей степени соответствовать способности мобилизовать необходимые инвестиционные ресурсы.
        Плата за подключение должна быть достаточной для развития инфраструктуры, но при этом умеренной, прозрачной и обоснованной.
        В противном случае инвестиционная привлекательность муниципалитета снижается, а планы в отношении доступного жилья не получают своего практического воплощения. Необходимо совершенствовать схемы формирования платы за мощность, определить максимально точно объем затрат на подключение, вычислить, как плата зависит от мощности подключаемых объектов, их удаленности от магистральных сетей, наличия резервов мощности в системе и др. факторов. Например, в Хельсинки существует набор формул, по которым каждый застройщик может сам рассчитать плату за подключение. Она зависит от мощности подключаемого объекта (единичная плата снижается по мере роста подключаемой мощности) и от расстояния до магистральной сети. В германских городах часть платы за подключение (30%) финансируется самой коммунальной компанией, то есть включается в тариф. Очевидно, что при выплате отчислений на развитие городской инфраструктуры инвестор не должен нести все затраты на подключение объектов к коммунальным сетям, а расчет платы за подключение должен быть прозрачным и экономически обоснованным.
        Важно наладить сбор информации об экономическом эффекте от введения платы за подключение и провести ее анализ. Только на этой основе можно будет определить условия успеха при смягчении или нейтрализации рисковой ситуации.

        Продолжение следует...



  •