Предложения по изменению ситуации в электроэнергетике России

 

Автор

Нигматулин Булат, Первый заместитель генерального директора Институтапроблем естественных монополий

 

    Ситуация в российской электроэнергетике, сформировавшаяся к настоящему моменту, сложная. Очень много фактов свидетельствует о низкой эффективности отрасли. Во главе отрасли стоят непрофессиональные, к тому же вороватые топ-менеджеры. Результат их деятельности — экспонициальный рост стоимости электроэнергии, за которую платит потребитель. И сдержать рост стоимости электроэнергии возможно лишь на время и только при помощи прямого вмешательства премьер-министра В. Путина. Очевидно, что настало время для принятия жестких мер для наведения порядка в отрасли.
    I. Ограничение стоимости электроэнергии
    1.1. Установить конечную стоимость на электроэнергию на несколько лет вперед (пересчитанную на одноставочный тариф) — не выше средней по ЕС (Германия) по паритету покупательной способности доллара. Это значит не более 2,2 руб./кВт•ч — для промышленности и 3 руб./кВт•ч — для населения (в ценах 2010 г.).
    1.2. Ввести предельные цены на все услуги и оборудование.
    2. Сделать публичными все электроэнергетические компании. Информация о структуре цены и их услуг должна быть легко доступна для постоянного анализа и контроля.
    3. Полностью исключить из делового оборота термин «коммерческая тайна». Уместно перифразировать высказывание М.Е. Салтыкова-Щедрина таким образом: «Горе — думается мне — той отрасли, в которой и компании и смежники безнужно скулят о том, что коммерческая тайна — священна! Наверное, в отрасли сей имеет произойти неслыханное воровство».
    4. Перевести Росэнергоатом и РусГидро на регулируемый тариф с обоснованной рентабельностью. Это снизит оптовые цены на электро­энергию за счет разбавления более дешевой электроэнергией АЭС и ГЭС. Аналогичная схема действует в Украине и других государствах.
    5. Необходимо обеспечить контроль за формированием цены на электроэнергию со стороны потребителей, создать некоммерческое партнерство потребителей, представители которого должны иметь равное с производителями и сбытовыми компаниями количество мест в Совете рынка и других региональных рыночных образованиях.
    II. Структурные изменения.
    1. Укрупнить генерирующие компании — с 22 до 7–8.
    2. Объединить ФСК и МРСК в единую сетевую компанию.
    3. На порядок сократить число сбытовых компаний или ввести их в состав сетевой компании.
    III. Корректировка Энергетической стратегии России
    Нообходимо:
    В части электроэнергетики
  • определить ответственных и обеспечить контроль над исполнением инвестиционной программы электроэнергетики;
  • скорректировать темп строительства и обновления энергетических объектов с учетом минимального роста потребления электроэнергии до 2020 г., равного в среднем 1,5% в год, и соответстветственно уменьшить инвестиционную программу электроэнергетики с 11 трлн руб. (Энергостратегия 2009 г.) до 7 трлн руб., имея в виду, что — 1% роста потребления электроэнергии за 10 лет соответствует 200 млрд руб. инвестиций;
  • обеспечить приоритет реконструкции паротурбинных блоков в парогазовые и строительства парогазовых блоков ТЭС, а также реконструкции и строительства угольных ТЭС в Сибири;
  • предусмотреть строительство специальных блоков, несущих пиковые нагрузки;
  • уйти от преимущественного строительства сверхдорогих АЭС и ГЭС;
  • до 2030 г. необходимо заместить 10 ГВт РБМК и 1,76 ГВт ВВЭР-440 (230). Итого: минимум 12 ГВт, оптимально — 16 ГВт (8 ГВт — до 2020 г., 8 ГВт — до 2030 г.). Для этого в первую очередь необходимо построить 10 блоков АЭС ВВЭР-1200 вблизи площадок АЭС с РБМК (Ленинградская АЭС-2, Курская АЭС-2, Смоленская АЭС-2). Строительство АЭС на Урале и в Сибири (Белоярская АЭС БН-800, Южноуральская АЭС БН-800, Томская АЭС) обходится очень дорого, значительно дешевле строительство ТЭС на угле. Строительство БН-800 на площадке Белоярской АЭС до решения проблемы создания и производства МОКС-топлива или иного топлива с использованием плутония, а также технологий замкнутого топливного цикла, абсолютно бессмысленно и затратно. Строительство Балтийской АЭС в электроизбыточной Калининградской области только за счет инфраструктурных денег, собранных с российского потребителя, экономически неоправданно. Оно возможно только при условии предварительного привлечения иностранных инвесторов с объемом вложений не менее 50% от стоимости объектов;
  • строительство ГЭС на границе с Китаем с целью экспорта электроэнергии за счет инфраструктурных денег, собранных с российских потребителей, экономически неоправданно. Эти станции могут быть построены только с помощью китайских инвестиций как собственно в ГЭС, так и в линии электропередачи и соответствующие подстанции;
  • сетевым компаниям необходимо разработать жесткую программу по снижению потерь, связав ее с объемом инвестиций;
  • поднять профессиональный уровень топ-менеджеров энергетических компаний, существующий уровень квалификации может обеспечить реализацию всего 35—40% физического объема принятой энергостратегии.
    В части топливных компаний
    газовые ТЭС
  • «заморозить» внутреннюю стоимость газа на уровне 2011 г.;
  • обеспечить допуск независимых поставщиков газа к газотранспортной системе, что позволит снизить цену газа для ТЭС на 10—15% к цене ФСТ.
    угольные ТЭС
  • создать конкурентный рынок энергетических углей либо ввести регулируемую цену на энергетический уголь для монопольного поставщика;
    АЭС
        обеспечить контроль стоимости ядерного топлива, она должна быть в два раза меньше, если рассчитывать ее по центробанковскому курсу доллара, и сопоставима с мировой стоимостью ядерного топлива по паритету покупательной способности доллара.
    IV. Стратегия развития атомной энергетики России до 2020 г. с прогнозом до 2030 г.
    До 2020 г. возможно ввести максимум 10 ГВт Мощностей АЭС вместо 32 ГВт (по Генсхеме) и 14–18 ГВт (по Энергостратегии).
    Для информации: В СССР за 20 лет (1970–1990 гг.) были построены АЭС с суммарной мощностью 32,3 ГВт. Россия по экономическому потенциалу в два раза меньше СССР. Десять лет (2011—2020 гг.) составляет половину от периода 1970–1990 гг. Тогда 32 ГВт • 0,5 • 0,5 = 8 ГВт.
    Задачи на ближайшие 2—3 года:
  • разработка индивидуальных проектов продления эксплуатации АЭС с реакторами РБМК в соответствии с кривой снижения мощности (нейтронного потока на графитовую кладку) с целью максимальной выработки электро­энергии на блоке на оставшийся период его эксплуатации;
  • создание проекта улучшенного (двухпетлевого) ВВЭР-1200 (1800), конкурентоспособного двухпетлевым с AP-1200 (США, Китай) и APR-1400 (Корея). При этом стоимость строительства 1 КВт установленной мощности должна быть не выше 2500–2700 долл., а время строительства от первого бетона до ввода в промышленную эксплуатацию не должно превысить пяти лет.
    Главные задачи на 10–15 лет:
  • разработка технологий и соответствующих проектов по созданию АЭС с быстрыми реакторами и замкнутым топливным циклом;
  • организация международного проекта, аналогичного ИТЕР.